Способ и композиция для добычи углеводородов с искусственным поддержанием энергии пласта с очень высокой соленостью и высокой температурой

СПОСОБ И КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ С ИСКУССТВЕННЫМ ПОДДЕРЖАНИЕМ ЭНЕРГИИ ПЛАСТА С ОЧЕНЬ ВЫСОКОЙ СОЛЕНОСТЬЮ И ВЫСОКОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ В изобретении представлен способ обработки содержащего углеводороды пласта с очень высокой соленостью и высокой температурой. Способ включает: (а) введение композиции для добычи углеводородов по меньшей мере в часть содержащего углеводороды пласта, имеющего соленость солевого раствора выше чем приблизительно 13 мас.% и температуру выше чем приблизительно 70 С, причем композиция включает олефинсульфонат C15-18 с внутренней двойной связью; и (b) предоставление композиции возможности взаимодействовать с углеводородами в содержащем углеводороды пласте. Барнс Джулиан Ричард (NL), Рейни Кирк Герберт, Семпл Томас Карл,Шпакофф Пол Грегори (US), Смит Йохан Пауль, Смит Яспер Рульф (NL) Медведев В.Н. (RU)(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL) Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится, в общем, к способам добычи углеводородов из углеводородных пластов. Более конкретно, варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к способам добычи углеводородов с искусственным поддержанием энергии пласта и к применяемым в них композициям, которые особо предназначены для использования в углеводородных пластах, в которых существуют тяжелые пластовые условия, т.е. соленость, жесткость и температура. Уровень техники, к которой относится изобретение Углеводороды можно добывать из содержащих углеводороды пластов путем бурения в пласте одной или более скважины. Углеводороды могут вытекать на поверхность через скважины. Условия (например, проницаемость, концентрация углеводородов, пористость, температура, давление) содержащего углеводороды пласта могут повлиять на экономическую приемлемость производства углеводородов из содержащего углеводороды пласта. Содержащий углеводороды пласт может обладать природной энергией (например, газ, вода), чтобы способствовать движению углеводородов к поверхности содержащего углеводороды пласта. Природная энергия может существовать в виде воды. Вода может производить давление, которое движет углеводороды к одной или более эксплуатационным скважинам. Газ может присутствовать в содержащем углеводороды пласте (нефтеносном пласте) при достаточных давлениях,чтобы продвигать углеводороды к одной или более эксплуатационным скважинам. Источник природной энергии может истощаться с течением времени. Вспомогательные способы добычи можно использовать для продолжения добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта. Примеры вспомогательных способов включают заводнение, нагнетание в пласт растворов полимеров, нагнетание в пласт щелочных растворов, термические способы, нагнетание в пласт газа под высоким давлением с предшествующим нагнетанием жидкого пропана или их сочетания. В химических способах нефтедобычи с искусственным поддержанием энергии пласта (EOR) подвижность остаточной нефтенасыщенности достигается с помощью поверхностно-активных веществ, которые образуют достаточно (сверх)низкое натяжение на поверхности раздела (IFT) сырой нефти и воды,что приводит к достаточно большому отношению вязкостных сил к капиллярным силам, чтобы преодолевать капиллярные силы и позволять нефти течь (I. Chatzis и N.R. Morrows, "Корреляция отношения вязкостных сил к капиллярным силам для песчаника", SPE Journal (Журнал общества инженеровнефтяников США), 1989 г., т. 29, с. 555-562). Однако нефтеносные пласты имеют различные характеристики (тип сырой нефти, температура и состав воды, соленость, жесткость) и желательно, чтобы структуры добавленного поверхностно-активного вещества (веществ) соответствовали этим условиям для достижения низкого IFT. Кроме того, перспективное поверхностно-активное вещество должно соответствовать другим важным критериям, включая удерживание горной породы, совместимость с полимером,термическую и гидролитическую устойчивость и приемлемую стоимость. Известны способы и композиции для добычи углеводородов с искусственным поддержанием энергии пласта, использующие содержащий -олефинсульфат поверхностно-активный компонент. Патенты США 4488976 и 4537253 описывают содержащие такой компонент композиции для нефтедобычи с искусственным поддержанием энергии пласта. Также известны способы и композиции для добычи углеводородов с искусственным поддержанием энергии пласта, использующие олефинсульфонаты с внутренней двойной связью. Такая поверхностно-активная композиция описана в патенте США 4597879. Композиции, описанные в перечисленных выше патентах, имеют недостатки в том, что растворимость солевого раствора и устойчивость к ионам двухвалентных металлов являются недостаточными при определенных пластовых условиях. Кроме того, была бы предпочтительной возможность повышения значения IFT, которое может быть достигнуто в очень жестких условиях солености, жесткости и температуры. Патент США 4979564 описывает использование олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в способе нефтедобычи с искусственным поддержанием энергии пласта с использованием заводнения вязким раствором, имеющим низкое поверхностное натяжение. Примером имеющегося в продаже материала, описанного в качестве полезного, является ENORDET IOS 1720, продукт Shell Oil Company, определяемый как натриевая соль сульфированного олефина C17-20 с внутренней двойной связью. Этот материал имеет низкую степень разветвления. Патент США 5068043 описывает содержащую мыло нафтеновой кислоты поверхностно-активную систему для заводнения, в которой использовано вспомогательное поверхностно-активное вещество, включающее олефинсульфонат С 17-20 или С 20-24 с внутренней двойной связью. В статье "Полевое испытание нагнетания в пласт щелочных растворов, содержащих вспомогательное поверхностно-активное вещество", Society of Petroleum Engineers Reservoir Engineering (издание Общества инженеров-нефтяников США по разработке нефтяных месторождений, 1994 г., авторы Falls и др.) описывают использование олефинсульфонатов С 17-20 или С 20-24 с внутренней двойной связью в композиции для заводнения с поверхностно-активными алкоксилатами спиртов для сохранения композиции в однофазном состоянии при температуре окружающей среды без существенного влияния на производительность при температуре нефтеносного пласта. Соленость воды составляла приблизительно 0,4 мас.% хлорида натрия. Также известно использование определенных поверхностно-активных алкоксисульфатов спиртов. При индивидуальном использовании эти материалы также имеют недостатки в очень жестких условиях солености, жесткости и температуры, отчасти потому что определенные поверхностно-1 023150 активные алкоксисульфаты спиртов не являются устойчивыми при высокой температуре, т.е. выше чем приблизительно 70 С. Сущность изобретения В варианте осуществления углеводороды можно производить из содержащего углеводороды пласта, имеющего очень высокую соленость и высокую температуру и относительно высокую жесткость,как в случае Северного моря и Ближнего Востока, способом, который включает обработку, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта композицией для добычи углеводородов, которая включает определенный высокомолекулярный олефинсульфонат с внутренней двойной связью. Солевой раствор из содержащего углеводороды пласта, который повторно вводят в пласт, может иметь очень высокую соленость и жесткость. Кроме того, морскую воду можно использовать в качестве нагнетаемой в пласт воды. При использовании в настоящем документе термин "соленость" означает количество растворенных в воде твердых хлоридов натрия, калия, кальция и магния. При использовании в настоящем документе термин "жесткость воды" означает концентрацию ионов двухвалентных металлов (например,кальция, магния) в воде. При использовании в настоящем документе термин "очень высокая соленость" означает, что солевой раствор содержит 13 мас.% или более хлорида натрия и термин "высокая жесткость" означает, что концентрация кальция плюс магния в солевом растворе составляет более чем 0,01 мас.%. При использовании в настоящем документе термин "высокая температура" означает температуру выше чем приблизительно 70 С. Настоящее изобретение предлагает способ обработки этих содержащих углеводороды пластов,имеющих очень высокую соленость и высокую температуру, который включает (а) введение композиции для добычи углеводородов по меньшей мере в часть содержащего углеводороды пласта, имеющего соленость солевого раствора выше чем приблизительно 13 мас.% и температуру выше чем приблизительно 70 С, где композиция включает олефинсульфонат C15-18 с внутренней двойной связью; и (b) предоставление композиции возможности взаимодействовать с углеводородами в содержащем углеводороды пласте. В варианте осуществления композиция для добычи углеводородов может включать от приблизительно 1 до приблизительно 75 мас.% олефинсульфоната C15-18 с внутренней двойной связью, предпочтительно от приблизительно 10 до приблизительно 40 мас.% и предпочтительнее от приблизительно 20 до приблизительно 30 мас.%. В варианте осуществления содержащую углеводороды композицию можно производить из содержащего углеводороды пласта. Содержащая углеводороды композиция может включать любое сочетание углеводородов, описанный выше олефинсульфонат с внутренней двойной связью,солюбилизатор, метан, воду, асфальтены, моноксид углерода и аммиак. В варианте осуществления композицию для добычи углеводородов вводят в содержащий углеводороды пласт, смешивая ее с водой и/или солевым раствором из пласта. Предпочтительно композиция для добычи углеводородов включает от приблизительно 0,01 до приблизительно 0,75 мас.% всей смеси воды и/или солевого раствора/композиции для добычи углеводородов (впрыскиваемая текучая среда). Более важно количество фактически активного вещества, которое присутствует во впрыскиваемой текучей среде (активное вещество представляет собой поверхностноактивное вещество, в данном случае олефинсульфонат C15-18 с внутренней двойной связью). Таким образом, количество олефинсульфоната с внутренней двойной связью во впрыскиваемой текучей среде может составлять от приблизительно 0,01 до приблизительно 1,0 мас.%, предпочтительно от приблизительно 0,2 до приблизительно 0,5 мас.%. Впрыскиваемую текучую среду затем вводят в содержащий углеводороды пласт. В варианте осуществления содержащую углеводороды композицию можно производить из содержащего углеводороды пласта. Содержащая углеводороды композиция может включать любое сочетание углеводородов, олефинсульфонат с внутренней двойной связью (IOS), метан, воду, асфальтены, моноксид углерода и аммиак. Краткое описание чертежей Преимущества настоящего изобретения станут очевидными специалистам в данной области техники благодаря следующему подробному описанию варианта его осуществления и ознакомлению с сопровождающими чертежами, в которых фиг. 1 представляет вариант осуществления обработки, содержащего углеводороды пласта; фиг. 2 представляет вариант осуществления обработки, содержащего углеводороды пласта; фиг. 3 сравнивает результаты IFT для смеси IOS C20-24/C15-18 в соотношении 50:50 и для одного IOSC15-18 при различных значениях солености до 16 мас.%; фиг. 4 сравнивает результаты IFT для одного IOS C15-18 при различных значениях солености до 25 мас.%. Хотя настоящее изобретение является чувствительным к разнообразным модификациям и альтернативным формам, определенные варианты его осуществления приведены посредством примера на чертежах и будут описаны подробно в настоящем документе. Следует понимать, что данные чертежи и подробные описания не предназначены для ограничения настоящего изобретения определенной описанной формой, но, напротив, предполагается его распространение на все модификации, эквиваленты и альтернативы, которые соответствуют духу и объему настоящего изобретения, как определено в прилагаемой-2 023150 формуле изобретения. Подробное описание вариантов осуществления Термин "среднее число атомов углерода" при использовании в настоящем документе определен как сумма произведений числа атомов углерода каждого олефинсульфоната с внутренней двойной связью в смеси олефинсульфонатов с внутренней двойной связью на мольный процент соответствующего олефинсульфоната с внутренней двойной связью. Термин "олефинсульфонат C15-18 с внутренней двойной связью" при использовании в настоящем документе означает смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем смесь содержит среднее число атомов углерода от приблизительно 16 до приблизительно 17 и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 75 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 90 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода. Термин "олефинсульфонат C20-24 с внутренней двойной связью" при использовании в настоящем документе означает смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем смесь содержит среднее число атомов углерода от приблизительно 20,5 до приблизительно 23 и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 65 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 75 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода. Углеводороды можно производить из углеводородных пластов через скважины, пробуренные сквозь содержащий углеводороды пласт. Термин "углеводороды" обычно определяют как молекулы, образованные, главным образом, из атомов углерода и водорода, в том числе нефть и природный газ. Углеводороды могут также включать другие элементы, в том числе, но не ограничиваясь этим, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу. Углеводороды, полученные из углеводородного пласта, могут включать, но не ограничиваются этим, кероген, битум, пиробитум, асфальтены, масла или их сочетания. Углеводороды могут находиться внутри или вблизи минеральных материнских пород в земле. Материнские породы могут включать, но не ограничиваются этим, осадочные породы, пески, силикаты,карбонаты, диатомиты и другие среды. Термин "пласт" включает один или более содержащих углеводороды слоев, один или более неуглеводородных слоев, перекрывающих и/или подстилающих. Термин "перекрывающий" и/или "подстилающий" включает один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, перекрывающий/подстилающий материал может включать скальную породу, сланец, аргиллит или влажный/плотный карбонат (т.е. непроницаемый карбонат без углеводородов). Например, подстилающий слой может содержать сланец или аргиллит. В некоторых случаях перекрывающий/подстилающий слой может быть в некоторой степени проницаемым. Например, подстилающий слой может состоять из проницаемого минерала, включая песчаник или известняк. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть содержащего углеводороды пласта может существовать на глубине менее чем или более чем 1000 футов (304,8 м) под земной поверхностью. Свойства содержащего углеводороды пласта могут влиять на течение углеводородов через подстилающий/перекрывающий слой в одну или более эксплуатационных скважин. Свойства включают, но не ограничиваются этим, пористость, проницаемость, распределение пор по размерам, площадь поверхности, соленость или температуру пласта. Свойства перекрывающих/подстилающих слоев в сочетании со свойствами углеводород, включая статические характеристики капиллярного давления и поточные характеристики относительной проницаемости, могут влиять на движение углеводородов сквозь содержащий углеводороды пласт. Проницаемость содержащего углеводороды пласта может изменяться в зависимости от состава пласта. Относительно проницаемый пласт может включать тяжелые углеводороды, захваченные, например,песком или карбонатом. Термин "относительно проницаемый" при использовании в настоящем документе означает пласты или их части, которые имеют среднюю проницаемость, составляющую 10 мД(0,009869233 мкм 2) или более. Термин "относительно низкая проницаемость" при использовании в настоящем документе означает пласты или их части, которые имеют среднюю проницаемость, составляющую менее чем приблизительно 10 мД (0,009869233 мкм 2). Один дарси равен приблизительно 0,99 мкм 2. Непроницаемая часть пласта обычно имеет проницаемость менее чем приблизительно 0,1 мД(0,00009869233 мкм 2). В некоторых случаях часть или весь углеводородный слой относительно проницаемого пласта может включать преимущественно тяжелые углеводороды и/или смолу без опорной минеральной зернистой структуры и только текучий (или нет) минеральный материал (например, асфальтовые озера). Текучие среды (например, газ, вода, углеводороды или их сочетания) различной плотности могут существовать в содержащем углеводороды пласте. Смесь текучих сред в содержащем углеводороды пласте может образовывать слои между подстилающим и перекрывающим слоями согласно плотности текучей среды. Газ может образовывать верхний слой, углеводороды могут образовывать средний слой, и вода может образовывать нижний слой в содержащем углеводороды пласте. Текучие среды могут присутствовать в содержащем углеводороды пласте в различных количествах. Взаимодействия между текучими средами в пласте могут создавать поверхности раздела или границы между текучими средами. Поверхности раздела или границы между текучими средами и пластом могут создаваться посредством вза-3 023150 имодействий между текучими средами и пластом. Как правило, газы не образуют границы с другими текучими средами в содержащем углеводороды пласте. В варианте осуществления первая граница может образовываться между водяным слоем и подстилающим слоем. Вторая граница может образовываться между водяным слоем и углеводородным слоем. Третья граница может образовываться между углеводородами различной плотности в содержащем углеводороды пласте. Многочисленные текучие среды с многочисленными границами могут присутствовать в содержащем углеводороды пласте в некоторых вариантах осуществления. Следует понимать, что многочисленные сочетания границ между текучими средами и между текучими средами и перекрывающим/подстилающим слоем могут присутствовать в содержащем углеводороды пласте. Добыча текучих сред может нарушать взаимодействие между текучими средами и между текучими средами и перекрывающим/подстилающим слоем. Когда текучие среды выводят из содержащего углеводороды пласта, различные слои текучих сред могут смешиваться и образовывать смешанные слои текучих сред. Смешанные текучие среды могут иметь различные взаимодействия на границах текучих сред. В зависимости от взаимодействия на границах смешанных текучих сред добыча углеводородов может становиться затруднительной. Количественное определение взаимодействий (например, энергетический уровень) на поверхности раздела текучих сред и/или текучих сред и перекрывающего/подстилающего слоев может быть полезно для прогноза движения углеводородов сквозь содержащий углеводороды пласт. Количественное определение энергии, требуемой для взаимодействий (например, смешивания) между текучими средами внутри пласта на поверхности раздела может оказаться затруднительным для осуществления. Количественное определение энергетических уровней на поверхности раздела между текучими средами можно осуществлять общеизвестными способами (например, тензиометром с вращающейся каплей). Необходимую энергию взаимодействия на поверхности раздела можно назвать термином "натяжение на поверхности раздела". Термин "натяжение на поверхности раздела" при использовании в настоящем документе означает свободную поверхностную энергию, существующую между двумя или более текучими средами, которые образуют границу раздела. Высокое значение натяжения на поверхности раздела, например, выше чем приблизительно 10 дин/см (10-2 Н/м), может свидетельствовать о неспособности одной текучей среды смешиваться со второй текучей средой с образованием эмульсии текучих сред. При использовании в настоящем документе термин "эмульсия" означает дисперсию одной несмешивающейся текучей среды во второй текучей среде путем добавления композиции,которая уменьшает натяжение на поверхности раздела между текучими средами для достижения устойчивости. Неспособность текучих сред смешиваться может быть обусловлена высокой энергии поверхностного взаимодействия между двумя текучими средами. Низкие значения натяжения на поверхности раздела, например менее чем приблизительно 1 дин/см (10-2 Н/м), могут свидетельствовать о меньшем поверхностном взаимодействии между двумя несмешивающимися текучими средами. Меньшая энергия поверхностного взаимодействия между двумя несмешивающимися текучими средами может приводить к смешиванию двух текучих сред с образованием эмульсии. Текучие среды с низкими значениями натяжения на поверхности раздела можно заставлять двигаться к буровой скважине вследствие уменьшения капиллярных сил и соответственно добывать из содержащего углеводороды пласта. Текучие среды в содержащем углеводороды пласте могут смачивать (например, прилипать к перекрывающему/подстилающему слою или растекаться по перекрывающему/подстилающему слою в содержащем углеводороды пласте). При использовании в настоящем документе термин "смачиваемость" означает предпочтение текучей среды к растеканию или прилипанию к твердой поверхности в пласте в присутствии других текучих сред. Способы определения смачиваемости углеводородного пласта описал Крейг-младший (Craig, Jr.) в работе "Инженерные аспекты заводнения нефтеносных пластов", монография 1971 г., т. 3, издание Общества инженеров-нефтяников США, которая включена в настоящий документ посредством ссылки. В варианте осуществления углеводороды могут прилипать к песчанику в присутствии газа или воды. Перекрывающий/подстилающий слой, который в существенной степени покрыт углеводородами, можно называть термином "смоченный нефтью". Перекрывающий/подстилающий слой может быть смочен нефтью вследствие присутствия полярных и/или тяжелых углеводородов (например,асфальтены) в содержащем углеводороды пласте. Состав пласта (например, диоксид кремния, карбонат или глина) может определять величину адсорбции углеводородов на поверхности перекрывающего/подстилающего слоя. В некоторых вариантах осуществления пористый и/или проницаемый пласт может позволять углеводородам легче смачивать перекрывающий/подстилающий слой. Существенно смоченный нефтью перекрывающий/подстилающий слой может затруднять добычу углеводородов из содержащего углеводороды пласта. В определенных вариантах осуществления смоченная нефтью часть содержащего углеводороды пласта может быть расположена на глубине менее чем или более чем 1000 футов (304,8 м) под земной поверхностью. Углеводородный пласт может включать воду. Вода может взаимодействовать с поверхностью подстилающего слоя. При использовании в настоящем документе термин "смоченный водой" означает образование водного покрытия на поверхности перекрывающего/подстилающего слоя. Смоченный водой перекрывающий/подстилающий слой может способствовать добыче углеводородов из пласта, препятст-4 023150 вуя смачиванию углеводородами перекрывающего/подстилающего слоя. В определенных вариантах осуществления смоченная водой часть содержащего углеводороды пласта может включать незначительные количества полярных и/или тяжелых углеводородов. Вода в содержащем углеводороды пласте может содержать минералы (например, минералы, содержащие барий, кальций или магний) и минеральные соли (например, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид магния). Соленость воды и/или жесткость воды в пласте может повлиять на добычу углеводородов из содержащего углеводороды пласта. При использовании в настоящем документе термин "соленость" означает количество растворенных в воде твердых веществ. Термин "жесткость воды" при использовании в настоящем документе означает концентрацию ионов двухвалентных металлов (например, кальция, магния) в воде. Соленость и жесткость воды можно определять общеизвестными способами (например, измерением проводимости и титрованием). Когда соленость воды увеличивается в содержащем углеводороды пласте, натяжение на поверхности раздела между углеводородами и водой может увеличиваться и может затрудняться добыча текучих сред. Содержащий углеводороды пласт можно выбирать для обработки на основании ряда факторов, в том числе, но не ограничиваясь этим, толщина содержащих углеводороды слоев внутри пласта, оценка содержания добываемых жидкостей, местонахождение пласта, соленость пласта, температура пласта и глубина содержащих углеводороды слоев. Первоначально естественное пластовое давление и температура могут оказаться достаточными, чтобы заставлять углеводороды течь в буровые скважины и из них на поверхность. Температура в содержащем углеводороды пласте может составлять от приблизительно 0 С до приблизительно 300 С. Настоящее изобретение относится к способу обработки высокотемпературных содержащих углеводороды пластов, т.е. имеющих температуру выше чем приблизительно 70 С. Композицию согласно настоящему изобретению можно использовать при меньших температурах, но ее особенно выгодно использовать при высокой температуре, потому что олефинсульфонат с внутренней двойной связью является устойчивым при такой температуре. Когда углеводороды добывают из содержащего углеводороды пласта, значения давления и/или температуры в пласте могут уменьшаться. Можно использовать различные формы насосно-компрессорной добычи (например, насосы, впрыскивание газа) и/или нагревание для продолжения добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта. Добыча желательных углеводородов из содержащего углеводороды пласта может становиться неэкономичной по мере истощения содержания углеводородов в пласте. Приведение в движение остаточных углеводородов, удерживаемых в содержащем углеводороды пласте, может оказаться затруднительным вследствие вязкости углеводородов и капиллярных эффектов текучих сред в порах содержащего углеводороды пласта. При использовании в настоящем документе термин "капиллярные силы" означает силы притяжения между текучими средами и по меньшей мере частью содержащего углеводороды пласта. В варианте осуществления капиллярные силы можно преодолевать повышением давления в содержащем углеводороды пласте. В других вариантах осуществления капиллярные силы можно преодолевать уменьшением натяжения на поверхности раздела между текучими средами в содержащем углеводороды пласте. Способность уменьшения капиллярных сил в содержащем углеводороды пласте может зависеть от ряда факторов, включая, но не ограничиваясь этим, температуру содержащего углеводороды пласта, соленость воды в содержащем углеводороды пласте и композицию углеводородов в содержащем углеводороды пласте. Когда скорость добычи уменьшается, можно использовать дополнительные способы, чтобы сделать содержащий углеводороды пласт более приемлемым в экономическом отношении. Эти способы могут включать введение источников воды (например, солевой раствор, пар), газов, полимеров, мономеров или любых их сочетаний в углеводородный пласт для увеличения подвижности углеводородов. В варианте осуществления содержащий углеводороды пласт можно обрабатывать потоком воды. Заводнение может включать введение воды в часть содержащего углеводороды пласта через нагнетательные скважины. Заводнение по меньшей мере части пласта может смачивать водой часть содержащего углеводороды пласта. В смоченной водой части содержащего углеводороды пласта можно повышать давление известными способами и водно-углеводородную смесь можно собирать, используя одну или более эксплуатационных скважин. Водяной слой, однако, может эффективно смешиваться с углеводородным слоем. Низкая эффективность смешивания может быть обусловлена высоким натяжением на поверхности раздела между водой и углеводородами. Добыча из содержащего углеводороды пласта может быть повышена путем обработки содержащего углеводороды пласта полимером и/или мономером,который может заставить углеводороды двигаться к одной или более эксплуатационным скважинам. Полимер и/или мономер может уменьшать подвижность водной фазы в порах содержащего углеводороды пласта. Уменьшение подвижности воды может позволить углеводородам легче двигаться сквозь содержащий углеводороды пласт. Полимеры включают, но не ограничиваются этим, полиакриламиды, частично гидролизованный полиакриламид, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловый спирт, полистиролсульфонаты, поливинилпирролидон, AMPS (2 акриламид-2-метилпропансульфонат) или их сочетания. 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 ва-5 023150 риантах осуществления полимеры можно сшивать на месте применения в содержащем углеводороды пласте. В других вариантах осуществления полимеры можно синтезировать на месте применения в содержащем углеводороды пласте. Описания полимеров и полимерных составов для использования в нефтедобыче содержат патент США 6427268, Zhang и др. "Способ получения гидрофобно-ассоциативных полимеров, способы использования и композиции"; патент США 6439308, Wang "Способ вытеснения нефти пеной"; патент США 5654261, Smith "Модифицирующая проницаемость композиция для использования в нефтедобыче"; патент США 5284206, Surles и др. "Обработка пластов"; патент США 5199490, Surles и др. "Обработка пластов" и патент США 5103909, Morgenthaler и др. "Выравнивание профиля приемистости в нефтедобыче с искусственным поддержанием энергии пласта", все из которых включены в настоящий документ посредством ссылки. Композиция для добычи углеводородов. В варианте осуществления композицию для добычи углеводородов можно вводить в содержащий углеводороды пласт. В настоящем изобретении композиция включает определенный олефинсульфонат с внутренней двойной связью. Олефинсульфонаты с внутренней двойной связью химически пригодны дляEOR, потому что они проявляют низкую тенденцию к образованию упорядоченных структур/жидких кристаллов (что может представлять собой основную проблему, потому что упорядоченные структуры стремятся к закупориванию структуры горных пород в углеводородных пластах), так как они представляют собой сложную смесь поверхностно-активных веществ, имеющих цепи различной длины. Олефинсульфонаты с внутренней двойной связью проявляют низкую тенденцию к адсорбции на поверхностях горных пород нефтеносного пласта вследствие взаимного отталкивания отрицательных зарядов поверхности и поверхностно-активного вещества. Использование щелочи дополнительно уменьшает стремление к адсорбции поверхностно-активных веществ, и уменьшение потерь означает, что можно использовать меньшую концентрацию поверхностно-активного вещества, делая данный способ более экономичным. Как подробно обсуждалось выше, настоящее изобретение является особенно полезным в содержащих углеводороды пластах, которые характеризуются очень высокой соленостью и высокой температурой, как многие пласты в Северном море или на Ближнем Востоке. Солевой раствор из указанных содержащих углеводороды пластов может составлять более чем приблизительно 13 мас.% хлорида натрия,и жесткость (содержание кальция и магния) в солевом растворе составляет более чем 0,01 мас.%. Температура составляет более чем приблизительно 70 С. Композиция для добычи углеводородов согласно настоящему изобретению предназначена для производства на основе олефинсульфоната с внутренней двойной связью лучшей композиции для нефтедобычи из этих содержащих углеводороды пластов и для солевого раствора, находящегося в данных пластах. Когда соленость составляет более чем приблизительно 13 мас.%, предпочтительная композиция включает олефинсульфонат C15-18 с внутренней двойной связью. Как правило, нефтяные месторождения характеризуются соленостью, составляющей не более чем приблизительно 25 мас.%, при 100 С. Олефин с внутренней двойной связью представляет собой олефин, двойная связь которого находится при любом атоме углеродной цепи, кроме концевого атома углерода. Линейный олефин с внутренней двойной связью не содержит никаких алкильных, арильных или алициклических боковых цепей при каком-либо из атомов углерода при двойной связи или при каком-либо из атомов углерода, соседних с атомами углерода при двойной связи. Типичные товарные продукты, полученные изомеризацией -олефинов, являются преимущественно линейными и содержат низкое среднее число разветвлений на молекулу. В варианте осуществления композиция для добычи углеводородов может включать от приблизительно 1 до приблизительно 75 мас.% олефинсульфоната C15-18 с внутренней двойной связью, предпочтительно от приблизительно 10 до приблизительно 40 мас.% и предпочтительнее от приблизительно 20 до приблизительно 30 мас.%. В варианте осуществления содержащую углеводороды композицию можно производить из содержащего углеводороды пласта. Содержащая углеводороды композиция может включать любое сочетание углеводородов, описанный выше олефинсульфонат с внутренней двойной связью,солюбилизатор, метан, воду, асфальтены, моноксид углерода и аммиак. Остальная масса композиции может включать, но не ограничивается этим, воду, низкомолекулярные спирты, органические растворители, алкилсульфонаты, арилсульфонаты, солевой раствор или их сочетания. Низкомолекулярные спирты включают, но не ограничиваются этим, метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, третбутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, трет-амиловый спирт или их сочетания. Органические растворители включают, но не ограничиваются этим, метилэтилкетон, ацетон, низкие алкилцеллозольвы, низшие алкилкарбитолы или их сочетания. Производство композиции для добычи углеводородов. Олефины с внутренней двойной связью, которые используют для изготовления олефинсульфонатов с внутренней двойной связью согласно настоящему изобретению, можно получать скелетной изомеризацией. Подходящие способы для получения олефинов с внутренней двойной связью включают способы,описанные в патентах США 5510306, 5633422, 5648584, 5648585, 5849960 и в европейском патенте 0830315 В 1, все из которых в своей полноте включены в настоящий документ посредством ссылки. Поток углеводородов, включающий по меньшей мере один линейный олефин, вступает в контакт с соответствующим катализатором, включая каталитические цеолиты, описанные в перечисленных выше па-6 023150 тентах, в паровой фазе при соответствующей температуре реакции, давлении и объемной скорости. Как правило, подходящие условия реакции включают температуру от приблизительно 200 до приблизительно 650 С, парциальное давление олефина выше чем приблизительно 0,5 атм (0,05065 МПа) и полное давление от приблизительно 0,5 до приблизительно 10,0 атм (0,05065-1,013 МПа) или выше. Предпочтительно олефины с внутренней двойной связью согласно настоящему изобретению получают при температуре в интервале от приблизительно 200 до приблизительно 500 С и при парциальном давлении олефина от приблизительно 0,5 до 2 атм (0,05065-0,2026 МПа). Общеизвестно, что олефины с внутренней двойной связью труднее превратить в сульфонаты, чем-олефины (см. статью в журнале Tenside Detergents (Поверхностно-активные моющие средства), 1985 г,т. 22,4, с. 193-195). В статье, озаглавленной "Почему олефины с внутренней двойной связью трудно превратить в сульфонаты", авторы заявляют, что при сульфировании различных товарных и синтезируемых в лаборатории олефинов с внутренней двойной связью с использованием реакторов с падающей пленкой олефины с внутренней двойной связью дают конверсию ниже 90%, и они далее заявляют, что оказалось необходимым увеличить мольное соотношение SO3 и олефина с внутренней двойной связью выше 1,6:1, чтобы обеспечить конверсию выше 95%. Кроме того, полученные продукты имели очень темный цвет и высокие уровни ди- и полисульфированных продуктов. Патенты США 4183867 и 4248793, которые включены в настоящий документ посредством ссылки, описывают способы, которые можно использовать для получения разветвленных олефинсульфонатов с внутренней двойной связью согласно настоящему изобретению. Их осуществляют в реакторе с падающей пленкой для получения светлоокрашенных олефинсульфонатов с внутренней двойной связью. Количество непрореагировавших олефинов с внутренней двойной связью в данных способах составляет от 10 до 20% и по меньшей мере 20% соответственно и необходимо предпринимать особые меры для отделения непрореагировавших олефинов с внутренней двойной связью. Олефинсульфонаты с внутренней двойной связью, содержащие от 10 до 20% и по меньшей мере 20% соответственно непрореагировавших олефинов с внутренней двойной связью, подлежат очистке перед использованием. Соответственно получение олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, имеющих желательный светлый цвет и желательное низкое содержание свободного масла, представляет существенные сложности. Такие сложности можно исключить, следуя способу, описанному в европейском патенте 0351928 В 1, который включается в настоящий документ посредством ссылки. Способ, который можно использовать для получения олефинсульфонатов с внутренней двойной связью для использования в настоящем изобретении, включает реакцию в реакторе с падающей пленкой описанного выше олефина с внутренней двойной связью с сульфирующим реагентом при мольном соотношении сульфирующего реагента и олефина с внутренней двойной связью, составляющем от 1:1 до 1,25:1, когда реактор охлаждают средствами охлаждения до температуры, не превышающей 35 С, непосредственно нейтрализуют полученный продукт реакции на стадии сульфирования и, не выделяя непрореагировавший олефин с внутренней двойной связью, гидролизуют нейтрализованный продукт реакции. При получении сульфонатов из олефинов с внутренней двойной связью олефины с внутренней двойной связью реагируют с сульфирующим реагентом, который может представлять собой триоксид серы, серную кислоту или олеум, с образованием -сультона и некоторого количества алкансульфокислот. Пленочный реактор предпочтительно представляет собой реактор с падающей пленкой. Продукты реакции нейтрализуют и гидролизуют. В определенных обстоятельствах, например при выдерживании, -сультоны превращаются в -сультоны, которые можно превратить в -сультоны. После нейтрализации и гидролиза получают -гидроксисульфонаты и -гидроксисульфонаты. Недостаток этих двух сультонов заключается в том, что их труднее гидролизовать, чем -сультоны. Таким образом, в большинстве вариантов осуществления предпочтителен способ без выдерживания. После гидролиза сультоны превращаются в -гидроксисульфонаты. Эти вещества не требуется удалять, потому что они образуют полезные поверхностно-активные структуры. Средство охлаждения, которое предпочтительно представляет собой воду, имеет температуру, не превышающую 35 С; это, в частности, в интервале от 0 до 25 С. В зависимости от обстоятельств, можно также использовать меньшие температуры. Реакционную смесь затем подают в блок нейтрализации и гидролиза. Нейтрализацию/гидролиз осуществляют водорастворимым основанием, например гидроксидом натрия или карбонатом натрия. Также пригодными являются соответствующие основания, содержащие ионы калия или аммония. Нейтрализацию продукта реакции из реактора с падающей пленкой обычно осуществляют с избытком основания в расчете на кислотный компонент. Как правило, нейтрализацию осуществляют при температуре в интервале от 0 до 80 С. Гидролиз можно осуществлять при температуре в интервале от 100 до 250 С,предпочтительно от 130 до 200 С. Время гидролиза может обычно составлять от 5 мин до 4 ч. Щелочной гидролиз можно осуществлять гидроксидами, карбонатами, бикарбонатами щелочных (щелочноземельных) металлов и аминными соединениями. Данный способ можно осуществлять в периодическом, полунепрерывном или непрерывном режиме. Реакцию обычно проводят в реакторе с падающей пленкой, который охлаждают потоком охладителя-7 023150 по внешним стенкам реактора. По внутренним стенкам реактора вниз течет олефин с внутренней двойной связью. Триоксид серы разбавляют потоком азота, воздуха или любого другого инертного газа, поступающего в реактор. Концентрация триоксида серы, как правило, составляет от 2 до 5 об.% в расчете на объем газа-носителя. При получении олефинсульфонатов с внутренней двойной связью на основании олефинов согласно настоящему изобретению требуется, чтобы на стадии нейтрализации и гидролиза достигалось очень тщательное перемешивание продукта реакции и водного раствора основания. Это можно осуществлять, например, эффективным перемешиванием или добавлением полярного вспомогательного растворителя (например, низшего спирта) или добавлением агента, способствующего фазовому переходу. Впрыскиваемые композиции для добычи углеводородов. Композиция для добычи углеводородов может взаимодействовать с углеводородами по меньшей мере в части содержащего углеводороды пласта. Взаимодействие с углеводородами может уменьшать натяжение на поверхности раздела углеводородов и одной или более текучих сред в содержащем углеводороды пласте. В других вариантах осуществления композиция для добычи углеводородов может уменьшать натяжение на поверхности раздела между углеводородами и перекрывающим/подстилающим слоем содержащего углеводороды пласта. Уменьшение натяжения на поверхности раздела может позволить по меньшей мере части углеводородов двигаться сквозь содержащий углеводороды пласт. Способность композиции для добычи углеводородов уменьшать натяжение на поверхности раздела смеси углеводородов и текучих сред можно оценивать, используя известные методики. В варианте осуществления значение натяжения на поверхности раздела для смеси углеводородов и воды можно определять, используя тензиометр с вращающейся каплей. Количество композиции для добычи углеводородов можно вводить в смесь углеводородов и можно определять значение натяжения на поверхности раздела для полученной текучей среды. Низкое значение натяжения на поверхности раздела (например, менее чем приблизительно 1 дин/см (10-3 Н/м) может свидетельствовать, что композиция уменьшила, по меньшей мере, частично энергию на поверхности раздела между углеводородами и водой. Уменьшение поверхностной энергии может показывать, что по меньшей мере часть смеси углеводородов и воды можно заставить двигаться сквозь по меньшей мере часть содержащего углеводороды пласта. В варианте осуществления композицию для добычи углеводородов можно добавлять к смеси углеводородов и воды и можно определять значение натяжения на поверхности раздела. Предпочтительно натяжение на поверхности раздела составляет менее чем приблизительно 0,1 дин/см (10-4 Н/м). Сверхнизкое значение натяжения на поверхности раздела (например, менее чем приблизительно 0,01 дин/см(10-5 Н/м) может свидетельствовать о том, что композиция для добычи углеводородов снизила, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между углеводородами и водой таким образом,что по меньшей мере часть углеводородов может двигаться через по меньшей мере часть содержащего углеводороды пласта. По меньшей мере часть углеводородов может двигаться легче, по меньшей мере,через часть содержащего углеводороды пласта при сверхнизком натяжении на поверхности раздела, чем углеводороды, которые обрабатывали композицией, приводящей к значению натяжения на поверхности раздела более чем 0,01 дин/см (10-5 Н/м) для текучих сред в пласте. Введение композиции для добычи углеводородов в текучие среды в содержащем углеводороды пласте, что приводит к сверхнизкому значению натяжения на поверхности раздела, может увеличивать эффективность, с которой можно добывать углеводороды. Концентрацию композиции для добычи углеводородов в содержащем углеводороды пласте можно минимизировать, чтобы сократить до минимума стоимость ее использования в процессе добычи. В варианте осуществления способа обработки содержащего углеводороды пласта композицию для добычи углеводородов, включающую олефинсульфонат с внутренней двойной связью, можно вводить(например, впрыскивать) в содержащий углеводороды пласт 100 через нагнетательную скважину 110,как показано на фиг. 1. Углеводородный пласт 100 может включать перекрывающий слой 120, углеводородный слой 130 и подстилающий слой 140. Нагнетательная скважина 110 может включать отверстия 112, которые позволяют текучим средам течь сквозь содержащий углеводороды пласт 100 на различных уровнях глубины. В определенных вариантах осуществления углеводородный слой 130 может находиться на глубине, составляющей менее чем 1000 футов (304,8 м), под земной поверхностью. В некоторых вариантах осуществления подстилающий слой 140 содержащего углеводороды пласта 100 может быть смочен нефтью. Низкосоленая вода может присутствовать в содержащем углеводороды пласте 100 в других вариантах осуществления. Композицию для добычи углеводородов можно вводить в пласт в количестве, зависящем от углеводородов, присутствующих в содержащем углеводороды пласте. Количество композиции для добычи углеводородов однако может быть слишком малым, чтобы его можно было точно вводить в содержащий углеводороды пласт, используя известные средства введения (например, насосы). Чтобы упростить введение малых количеств композиции для добычи углеводородов в содержащий углеводороды пласт, композицию для добычи углеводородов можно сочетать с водой и/или солевым раствором для приготовления впрыскиваемой текучей среды. В варианте осуществления композицию для добычи углеводородов вводят в североморский содер-8 023150 жащий углеводороды пласт, смешивая ее с солевым раствором из пласта, из которого предполагается добыча углеводородов. Эту смесь затем впрыскивают в содержащий углеводороды пласт. В варианте осуществления композицию для добычи углеводородов вводят в содержащий углеводороды пласт 100, смешивая ее с солевым раствором из пласта. Предпочтительно композиция для добычи углеводородов включает от приблизительно 0,01 до приблизительно 2,00 мас.% всей смеси воды и/или солевого раствора/композиции для добычи углеводородов (впрыскиваемой текучей среды). Более важным является количество фактически активного вещества, которое присутствует во впрыскиваемой текучей среде (активное вещество представляет собой поверхностно-активное вещество, в данном случае олефинсульфонат C15-18 с внутренней двойной связью). Таким образом, количество олефинсульфоната с внутренней двойной связью во впрыскиваемой текучей среде может составлять от приблизительно 0,01 до приблизительно 1,0 мас.%, предпочтительно от приблизительно 0,2 до приблизительно 0,5 мас.%. Впрыскиваемую текучую среду затем впрыскивают в содержащий углеводороды пласт. Композиция для добычи углеводородов может взаимодействовать по меньшей мере с частью углеводородов в углеводородном слое 130. Взаимодействие композиции для добычи углеводородов с углеводородным слоем 130 может уменьшать, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между различными углеводородами. Композиция для добычи углеводородов может также уменьшать, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между одной или более текучими средами(например, водой, углеводородами) в пласте и подстилающем слое 140, одной или более текучими средами в пласте и перекрывающем слое 120 или их сочетаниями. В варианте осуществления композиция для добычи углеводородов может взаимодействовать по меньшей мере с частью углеводородов и по меньшей мере частью одной или более других текучих сред в пласте, уменьшая, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между углеводородами и одной или более текучими средами. Уменьшение натяжения на поверхности раздела может позволить по меньшей мере части углеводородов образовывать эмульсию по меньшей мере с частью одной или более текучими средами в пласте. Значение натяжения на поверхности раздела между углеводородами и одной или более текучими средами можно изменить с помощью композиции для добычи углеводородов до величины, составляющей менее чем приблизительно 0,1 дин/см (10-4 Н/м). В некоторых вариантах осуществления значение натяжения на поверхности раздела между углеводородами и другими текучими средами в пласте можно уменьшить с помощью композиции для добычи углеводородов до значения, составляющего менее чем приблизительно 0,05 дин/см (510-5 Н/м). В других вариантах осуществления значение натяжения на поверхности раздела между углеводородами и другими текучими средами в пласте можно уменьшить с помощью композиции для добычи углеводородов до значения, составляющего менее чем 0,001 дин/см (10-6 Н/м). По меньшей мере часть смеси композиции для добычи углеводородов/углеводородов/текучих сред можно заставить двигаться к эксплуатационной скважине 150. Продукты, получаемые из эксплуатационной скважины 150, могут включать, но не ограничиваются этим, компоненты композиции для добычи углеводородов (например, длинноцепные алифатические спирты и/или соли длинноцепных алифатических кислот), метан, моноксид углерода, воду, углеводороды, аммиак, асфальтены или их сочетания. Добычу углеводородов из содержащего углеводороды пласта 100 можно увеличить на более чем приблизительно 50% после введения композиции для добычи углеводородов в содержащий углеводороды пласт. В определенных вариантах осуществления содержащий углеводороды пласт 100 можно предварительно обрабатывать текучей средой для извлечения углеводородов. Текучая среда для извлечения углеводородов может состоять из воды, пара, солевого раствора, газа, жидких полимеров, пенополимеров,мономеров или их смесей. Текучую среду для извлечения углеводородов можно использовать для обработки пласта перед введением в пласт композиции для добычи углеводородов. В некоторых вариантах осуществления содержащий углеводороды пласт 100 может находиться на глубине менее чем 1000 футов(304,8 м) под земной поверхностью. В определенных вариантах осуществления текучую среду для извлечения углеводородов можно нагревать перед впрыскиванием в содержащий углеводороды пласт 100. Текучая среда для извлечения углеводородов может уменьшать вязкость по меньшей мере части углеводородов в пласте. Уменьшение вязкости по меньшей мере части углеводородов в пласте может усиливать движение по меньшей мере части углеводородов к эксплуатационной скважине 150. После того как по меньшей мере часть углеводородов в содержащем углеводороды пласте 100 приведена в движение, повторное впрыскивание такой же или других текучих сред для извлечения углеводородов может становиться менее эффективным, чтобы заставлять углеводороды двигаться сквозь содержащий углеводороды пласт. Низкая эффективность движения может быть обусловлена тем, что текучие среды для извлечения углеводородов создают более проницаемые зоны в содержащем углеводороды пласте 100. Текучие среды для извлечения углеводородов могут проходить сквозь проницаемые зоны в содержащем углеводороды пласте 100 и не взаимодействовать с оставшимися углеводородами и не приводить их в движение. Соответственно вытеснение более тяжелых углеводородов, адсорбированных на подстилающем слое 140,может уменьшаться с течением времени. В конце концов пласт могут признать низкопроизводительным или экономически нежелательным для добычи углеводородов. В определенных вариантах осуществления впрыскивание композиции для добычи углеводородов-9 023150 после обработки содержащего углеводороды пласта текучей средой для извлечения углеводородов может усилить движение более тяжелых углеводородов, адсорбированных на подстилающем слое 140. Композиция для добычи углеводородов может взаимодействовать с углеводородами, что уменьшает натяжение на поверхности раздела между углеводородами и подстилающим слоем 140. Уменьшение натяжения на поверхности раздела может быть таким, что углеводороды приводят в движение к эксплуатационной скважине 150 и добывают из нее. В некоторых вариантах осуществления углеводороды, добытые из эксплуатационной скважины 150, могут включать по меньшей мере часть компонентов композиции для добычи углеводородов, текучую среду для извлечения углеводородов, введенную в скважину для предварительной обработки, метан, диоксид углерода, аммиак или их сочетания. Введение композиции для добычи углеводородов по меньшей мере в часть низкопроизводительного содержащего углеводороды пласта может продлить срок эксплуатации содержащего углеводороды пласта. Добычу углеводородов из содержащего углеводороды пласта 100 можно увеличить на более чем приблизительно 50% после введения композиции для добычи углеводородов в содержащий углеводороды пласт. Повышение добычи углеводородов может увеличить экономическую приемлемость содержащего углеводороды пласта. Взаимодействие композиции для добычи углеводородов по меньшей мере с частью углеводородов в пласте может уменьшать, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между углеводородами и подстилающим слоем 140. Уменьшение, по меньшей мере, частичное натяжение на поверхности раздела может приводить в движение по меньшей мере часть углеводородов сквозь содержащий углеводороды пласт 100. Однако движение по меньшей мере части углеводородов может не осуществляться с экономически приемлемой скоростью. В одном варианте осуществления можно впрыскивать полимеры и/или мономеры в углеводородный пласт 100 через нагнетательную скважину 110 после обработки пласта композицией для добычи углеводородов, чтобы усиливать движение по меньшей мере части углеводородов сквозь пласт. Подходящие полимеры включают, но не ограничиваются этим, CIBAALCOFLOOD, который производит фирма Ciba Specialty Additives (Территаун, штат Нью-Йорк); Tramfloc, который производит фирма Tramfloc Inc. (Темпл, штат Аризона); и полимеры НЕ, которые производит фирма Chevron Phillips Chemical Co. (Вудлендс, штат Техас). Взаимодействие между углеводородами, композицией для добычи углеводородов и полимером может усиливать движение по меньшей мере части оставшихся в пласте углеводородов к эксплуатационной скважине 150. Олефинсульфонат с внутренней двойной связью композиции является термически устойчивым и его можно использовать в широком интервале температур. Композицию для добычи углеводородов можно вводить в часть содержащего углеводороды пласта 100, которая имеет среднюю температуру выше чем приблизительно 70 С, вследствие высокой термической устойчивости олефинсульфоната с внутренней двойной связью. В некоторых вариантах осуществления композицию для добычи углеводородов можно объединять по меньшей мере с частью текучей среды для извлечения углеводородов (например, водой, растворами полимеров) для получения впрыскиваемой текучей среды. Композицию для добычи углеводородов можно впрыскивать в содержащий углеводороды пласт 100 через нагнетательную скважину 110, как показано на фиг. 2. Взаимодействие композиции для добычи углеводородов с углеводородами в пласте может уменьшать, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между углеводородами и подстилающим слоем 140. Уменьшение, по меньшей мере, частичное натяжения на поверхности раздела может приводить в движение по меньшей мере часть углеводородов к выбранной секции 160 в содержащем углеводороды пласте 100, чтобы образовать скопление углеводородов 170. По меньшей мере часть углеводородов можно добывать из скопления углеводородов 170 в выбранной секции содержащего углеводороды пласта 100. В других вариантах осуществления движение по меньшей мере части углеводородов к выбранной секции 160 может не осуществляться с экономически неприемлемой скоростью. Полимеры можно впрыскивать в углеводородный пласт 100, чтобы усиливать движение по меньшей мере части углеводородов сквозь пласт. Взаимодействие, по меньшей мере, между частью углеводородов, композицией для добычи углеводородов и полимерами может усиливать движение по меньшей мере части углеводородов к эксплуатационной скважине 150. В некоторых вариантах осуществления композиция для добычи углеводородов может включать неорганическую соль (например, натрия карбонат Na2CO3, хлорид натрия NaCl или хлорид кальция CaCl2). Введение неорганической соли может способствовать диспергированию композиции для добычи углеводородов в смеси углеводородов и воды. Повышенная дисперсия композиции для добычи углеводородов может уменьшать взаимодействия на поверхности раздела между углеводородами и водой. Уменьшение взаимодействия может снижать натяжение на поверхности раздела смеси и делать текучую среду более подвижной. Примеры Пример 1. Получали композиции для добычи углеводородов, включающие смесь олефинсульфонатов- 10023150 С 15-18/С 20-24 с внутренней двойной связью и только олефинсульфонат C15-18 c внутренней двойной связью и сравнивали результаты измерения натяжения на поверхности раздела для различных композиций. Эти олефины с внутренней двойной связью сульфировали и испытывали, как описано ниже. Олефины С 20-24 с внутренней двойной связью (полученные из -олефинов) представляли собой смесь олефинов с четным числом атомов углерода и имели среднее число атомов углерода, равное 20,7. Из общего количества олефинов 4-5% представляли собой олефины С 18 с внутренней двойной связью (18 атомов углерода), 59-61% представляли собой олефины С 20, 29-31% представляли собой олефины С 22 и 3-8% представляли собой олефины С 24. 92% олефинов с внутренней двойной связью содержали от 20 до 24 атомов углерода. Олефины C15-18 с внутренней двойной связью представляли собой смесь олефинов с четным и нечетным числом атомов углерода и имели среднее число атомов углерода, равное 16,3. Из общего количества олефинов олефины С 14 составляли 1%, олефины С 15 составляли 25%, олефины С 16 составляли 27%,олефины С 17 составляли 27%, олефины С 18 составляли 20% и олефины С 19 составляли менее чем 1%. 96% олефинов с внутренней двойной связью содержали от 15 до 18 атомов углерода. Композиции и измерения натяжения на поверхности раздела представлены в табличном виде на фиг. 3 и 4 при различных значениях солености (мас.%). Композиции составляли смешиванием композиции для добычи углеводородов с солевым раствором при желательном уровне солености, получая раствор, содержащий 0,2 мас.% действующего вещества. Значения натяжения на поверхности раздела для смесей углеводородов/композиции для добычи углеводородов/воды определяли с помощью тензиометра модели 500 Техасского университета для измерения натяжения на поверхности раздела методом вращающейся капли (UTSDIT). Каплю углеводорода ндодекана объемом 3 мкл помещали в стеклянную капиллярную трубку, которая содержала смесь композиции для добычи углеводородов и солевого раствора с объемным соотношением солевого раствора и углеводорода, равным 400. Трубку помещали в аппарат для вращения капли и закрывали крышкой. Включали мотор для быстрого вращения трубки и образования цилиндрической капли внутри трубки при скорости, например, 6-12 мс/об (83-167 об/с). Длина капли могла превышать ширину капли в 4 или более раз. Капиллярную трубку и каплю нагревали при различных температурах (от 25, 50, 75 и 98 С). Производили видеосъемку капли для последующего воспроизведения, определения размеров капли и вычисления натяжения на поверхности раздела между каплей и композицией/солевым раствором, используя систему Optima. Время измерений составляло от приблизительно 0,1 до приблизительно 1,0 ч,что обеспечивало достижение равновесия капли. Натяжение на поверхности раздела вычисляли в дин/см(10-3 Н/м) как среднее значение за 80-минутный период испытания. Как видно на фиг. 3, смесь IOS C15-18/C20-24 обеспечивала низкие значения IFT, составлявшие менее чем 0,1 дин/см (10-4 Н/м), вплоть до солености около 13 мас.% при 90 С, но значения IFT значительно превышали 0,1 дин/см (10-4 Н/м) при 16 мас.%, в то время как олефинсульфонат C15-18 с внутренней двойной связью согласно настоящему изобретению обеспечивал значительно меньшие значения IFT при 16 мас.%. Фиг. 4 показывает, что олефинсульфонат C15-18 с внутренней двойной связью согласно настоящему изобретению дает IFT менее чем 0,1 дин/см (10-4 Н/м) в широком интервале очень высокой солености: от 13 до 25 мас.%. Сырая нефть в примерах, представленных на фиг. 4, представляла собой североморскую сырую нефть от фирмы Norske Hydro. Пример 2. Дополнительные эксперименты проводили для измерения влияния контакта различных углеводородов и олефинсульфоната C15-18 с внутренней двойной связью. Эти испытания проводили иным способом, чем описано в примере 1, и использовали анализ фазового поведения для определения оптимальной солености и параметра солюбилизации для сочетания поверхностно-активного вещества/солевого раствора/нефти. В этих испытания оптимальное фазовое поведение было определено, когда поверхностноактивная система при смешивании с углеводородом образовала три фазы: нефтяную, водную и среднюю. Средняя фаза представляла собой микроэмульсию и содержала основную часть поверхностно-активного вещества и часть нефти и воды. Испытания фазового поведения проводили в сертифицированных напорных трубках в печи при желательной температуре 90 С. Поверхностно-активные вещества растворяли или диспергировали в ряде смесей хлорида натрия. Смесь хлорида натрия и поверхностно-активного вещества перемешивали в объемном соотношении 1:1 с углеводородом и выдерживали при 90 С. Смеси оставляли для достижения равновесия и измеряли объемы фаз. Натяжение на поверхности раздела вычисляли, используя упрощенное соотношение Чун-Ху (ChunHuh). Параметр солюбилизации (SP) определяют как отношение объема воды или масла и объема поверхностно-активного вещества (SP вода=V вода/V ПАВ или SP масло=V масло/V ПАВ). Оптимальная соленость соответствует солености, при которой образуется эмульсия типа III по Винзору (Winsor), и эта соленость соответствует минимальному натяжению на поверхности раздела. Испытания проводили при 90 С. Результаты представлены в табл. 1. Пример 3. Следующие эксперименты проводили для количественного определения относительного различия эффективности различных олефинсульфонатов с внутренней двойной связью по отношению к оптимальной солености (соленость, при которой достигается минимальное натяжение на поверхности раздела). Эти эксперименты проводили таким же образом, как описано в примере 2. Каждый из экспериментов проводили при 90 С, используя 2% активного поверхностно-активного вещества и н-додекан в качестве углеводорода. Значения оптимальной солености приведены в табл. 2. Таблица 2 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки содержащего углеводороды высокотемпературного пласта, имеющего солность солевого раствора выше чем 13 мас.% и температуру выше чем 70 С, включающий введение по меньшей мере в часть содержащего углеводороды пласта композиции для добычи углеводородов, включающей смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, где данная смесь имеет среднее число атомов углерода от 16 до 17, и по меньшей мере 50 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода. 2. Способ по п.1, в котором указанную композицию вводят в содержащий углеводороды пласт, сначала смешивая ее с водой и/или солевым раствором из пласта, из которого предполагается добыча углеводородов, с образованием текучей среды, причем олефинсульфонат с внутренней двойной связью составляет 0,01-1,0 мас.% текучей среды, и затем впрыскивают текучую среду в пласт. 3. Способ по п.2, в котором олефинсульфонат с внутренней двойной связью составляет 0,2-0,5 мас.% впрыскиваемой текучей среды. 4. Способ по п.1, в котором соленость солевого раствора пласта выше чем 14 мас.%. 5. Способ по п.1, в котором соленость солевого раствора пласте выше чем 15 мас.%. 6. Способ по п.1, в котором соленость солевого раствора пласта составляет 16-25 мас.%.