Способ и композиция для улучшенного извлечения углеводородов

СПОСОБ И КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ УЛУЧШЕННОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ Изобретение относится к способу обработки углеводородсодержащих геологических структур,включающему (а) введение композиции как минимум в часть углеводородсодержащей геологической структуры, где указанная композиция включает производное, представляющее собой карбоксилат смеси этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов, причем смесь получена алкоксилированием смеси первичных спиртов, и включающих разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24, и имеющих среднее число разветвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5, а также содержащих не менее 0,5 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта и не менее 0,5 моль этиленоксида на 1 моль первичного спирта; и (b) предоставление композиции возможности взаимодействия с углеводородами в углеводородсодержащей геологической структуре. Рейни Кирк Герберт, Семпл Томас Карл (US) Медведев В.Н. (RU)(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL) Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение в основном относится к способам извлечения углеводородов из месторождений углеводородов. Более конкретно, описанные в настоящем изобретении варианты осуществления относятся к улучшенным способам извлечения углеводородов и к композициям, применимым в этих способах. Предпосылки изобретения Углеводороды могут быть извлечены из углеводородсодержащих геологических структур, путем проникновения в эти структуры с помощью одной или нескольких скважин. Углеводороды могут поступать на поверхность через эти скважины. Условия (например, проницаемость, концентрация углеводородов, пористость, температура, давление) в углеводородсодержащих геологических структурах могут влиять на экономическую эффективность добычи углеводородов из этих геологических структур. В углеводородсодержащих геологических структурах могут иметься природные источники энергии (например, газ, вода) для содействия вытеснению углеводородов на поверхность углеводородсодержащей геологической структуры. Природный источник энергии может представлять собой воду. Вода может оказывать давление, выталкивающее углеводороды в одну или несколько добывающих скважин. В углеводородсодержащей геологической структуре может присутствовать газ под давлением, достаточным для вытеснения углеводородов в одну или несколько добывающих скважин. Указанные природные источники энергии со временем могут истощаться. Для продолжения извлечения углеводородов из углеводородсодержащего месторождения могут применяться дополнительные способы извлечения. Примеры дополнительных способов включают заводнение, полимерное заводнение, заводнение щелочным раствором,термические способы, нагнетание жидкого пропана или их комбинации. При химическом улучшении нефтеотдачи (EOR) вытеснение остаточного количества нефти достигается применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые позволяют добиться достаточно(чрезвычайно) низкого межфазного натяжения (IFT) на границе раздела сырая нефть/вода, что приводит к увеличению числа капиллярности, достаточному для преодоления капиллярных сил, и позволяет нефти течь (I. Chatziz and N.R. Morrows, "Correlation of capillary number relationship for sandstone". SPE Journal,vol. 29, p. 555-562, 1989). Однако месторождения нефти имеют разные характеристики (тип сырой нефти,температуру и состав воды - соленость, жесткость), и для достижения низких значений IFT желательно,чтобы структура добавляемого ПАВ соответствовала этим характеристикам. Кроме того, представляющее интерес ПАВ должно соответствовать другим важным критериям, в том числе обладать низким удерживанием в породе, совместимостью с полимером, термической и гидролитической устойчивостью и приемлемой стоимостью. Композиции и способы, предназначенные для улучшенного извлечения углеводородов, описаны в патенте США 3943160, выданном Farmer et al. и озаглавленном "Heat-stable Calcium-compatibleAdditives" ("Применение материалов в качестве добавок при заводнении"); патенте США 4077471, выданном Shupe et al. и озаглавленном "Surfactant Oil Recovery ProcessRecovery" ("Извлечение нефти путем разрушения эмульсий с применением ПАВ"); патенте США 5318709, выданном Wuest et al. и озаглавленном "Process for the Production ofSurfactant Mixtures Based On Ether Sulfonated and Their Use" ("Способ получения смесей ПАВ на основе сульфонированных простых эфиров и их применение"); патенте США 5723423, выданном Van Slyke и озаглавленном "Solvent Soaps and MethodsCompositions" ("Способ извлечения нефти, предназначенный для сырой парафинистой нефти, в котором применяются алкиларил сульфонатные ПАВ, полученные из альфа-олефинов и альфа-олефиновых композиций"), а также Wellington et al. в "Low Surfactant Concentration Enhanced Waterflooding" ("Улучшенное заводнение при низких концентрациях ПАВ"), Society of Petroleum Engineers, 1995; причем все указанные источники включены в настоящее описание с помощью ссылки. В патенте США 7055602 описаны композиции для улучшенного извлечения углеводородов, содержащие алифатические неионные добавки и/или алифатические анионные ПАВ, которые имеют разветвленные структуры. Эти добавки и ПАВ могут являться первичными спиртами или их сульфатами,содержащими разветвленные алифатические группы, которые могут иметь среднее число атомов углеро-1 024070 да от 10 до 24, менее примерно 0,5% четвертичных атомов углерода, среднее число разветвлений на алифатическую группу алифатического анионного ПАВ может находиться в пределах от примерно 0,7 до примерно 2,5, и метильные разветвления могут представлять собой от примерно 20 до примерно 99% общего количества разветвлений, присутствующих в группе. Как показано в таблице, включенной в указанный патент, такие композиции позволяют добиваться межфазного поверхностного натяжения от 0,0022 (нижняя граница диапазона) до 1,9040 дин/см (верхняя граница) при индивидуальном применении или применении в комбинации с другими материалами. В патенте США 4293428 описаны композиции для улучшенного извлечения углеводородов, содержащие производные спиртов, имеющие среднее число атомов углерода от 6 до 24, от 1 до 10 пропоксигрупп и от 1 до 10 этоксигрупп. Предпочтительными спиртовыми предшественниками упомянутых производных являются разветвленные спирты, имеющие среднее число атомов углерода от 10 до 16 и имеющие как минимум две разветвляющие группы. В качестве примера приведен только алкоксилированный сульфат изотридецилового спирта. Данные о межфазном поверхностном натяжении в патенте не приведены. Сущность изобретения В одном из вариантов осуществления углеводороды можно добывать из углеводородсодержащих геологических структур с применением способа, который включает обработку как минимум части углеводородсодержащей геологической структуры композицией для извлечения углеводородов. В некоторых вариантах осуществления как минимум часть углеводородсодержащей геологической структуры может быть смочена нефтью. В некоторых вариантах осуществления как минимум часть месторождения углеводородов может включать воду с низкой соленостью. В других вариантах осуществления как минимум часть углеводородсодержащей геологической структуры может иметь среднюю температуру выше примерно 30 С и даже выше примерно 60 С. В некоторых вариантах осуществления как минимум в часть углеводородсодержащей геологической структуры могут быть добавлены жидкости, различные вещества или их комбинации для содействия вытеснению нефти в одну или несколько добывающих скважин. В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать производное, представляющее собой карбоксилат смеси этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов, причем смесь получена алкоксилированием смеси первичных спиртов, и включающих разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24 и имеющих среднее количество разветвлений на алифатическую группу от примерно 0,7 до примерно 2,5. Количество оксида пропилена, присоединенного к первичным спиртам, может составлять как минимум от примерно 0,5, предпочтительно от примерно 3 до примерно 12, наиболее предпочтительно от примерно 4 до примерно 7 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта. Количество этиленоксида, присоединенного к спиртам, может составлять как минимум от примерно 0,5, предпочтительно от примерно 1,5 до примерно 5, наиболее предпочтительно от примерно 2 до примерно 4 моль этиленоксида на 1 моль первичного спирта. Среднее число атомов углерода в упомянутом производном составляет как минимум 14 или же оно может находиться в пределах от 14 до 20. В настоящем описании фраза "число атомов углерода" относится к общему числу атомов углерода в молекуле. Среднее число атомов углерода может быть определено с помощью ЯМР-спектроскопии. Среднее число разветвлений в молекуле упомянутого производного в некоторых вариантах осуществления может равняться как минимум примерно 2. Разветвления в молекуле разветвленного производного могут включать, но не ограничиваться этим, метильные и/или этильные разветвления. В некоторых вариантах осуществления среднее число разветвлений на молекулу может быть равно как минимум примерно 1 и/или достигать примерно 3, или примерно 6, или вплоть до примерно 10. Среднее число разветвлений на молекулу также можно определить с помощью спектроскопии ЯМР. В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать карбоксилат смеси этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов, причем смесь получена алкоксилированием смеси первичных спиртов, включающих разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 16 до 19, предпочтительно от 16 до 17 и имеющих среднее число разветвлений на алифатическую группу от примерно 0,7 до примерно 2,5. В одном из вариантов осуществления композиции для извлечения углеводородов среднее число разветвлений в алифатической группе составляет от примерно 1,4 до примерно 2. В одном из вариантов осуществления метильные группы могут обеспечивать от примерно 20 до примерно 99% общего числа разветвлений, имеющихся в разветвленной алифатической группе. В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать от примерно 10 до примерно 80 мас.% упомянутого производного, предпочтительно от примерно 10 до примерно 40 мас.% и более предпочтительно от примерно 20 до примерно 30 мас.%. В одном из вариантов осуществления из углеводородсодержащей геологической структуры может добываться углеводородсодержащая композиция. Эта углеводородсодержащая композиция может включать любую комбинацию углеводородов описанного выше производного, солюбилизирующего агента, метана, воды, асфальтенов, монооксида углерода и аммиака. В одном из вариантов осуществления композицию для извлечения углеводородов доставляют в углеводородсодержащую геологическую структуру путем смешивания ее с водой и/или раствором соли,которые могут быть взяты из геологической структуры, из которой предполагается извлекать углеводороды. Предпочтительно композиция составляет от примерно 0,1 до примерно 4 мас.% от общего количества смеси воды и/или раствора соли/композиции для извлечения углеводородов (т.е. жидкости, предназначенной для введения в геологическую структуру). Более важным является фактическое количество действующего вещества, которое присутствует в предназначенной для введения жидкости (действующим веществом является ПАВ, которое именуется в тексте термином "производное"). Так, например,количество указанного производного в предназначенной для введения жидкости может составлять от примерно 0,1 до примерно 1 мас.%, предпочтительно от примерно 0,2 до примерно 0,5 мас.%. Затем предназначенную для введения жидкость вводят в углеводородсодержащую геологическую структуру. Краткое описание фигур Преимущества настоящего изобретения станут ясны специалисту в данной области техники с помощью приведенного ниже подробного описания вариантов осуществления изобретения, а также при обращении к сопроводительному иллюстративному материалу, в котором: на фиг. 1 приведен вариант обработки углеводородсодержащей геологической структуры; на фиг. 2 приведен вариант обработки углеводородсодержащей геологической структуры; фиг. 3 является графическим представлением величин межфазного поверхностного натяжения углеводородной композиции, содержащей глицеринкарбоксилаты по настоящему изобретению. Хотя настоящее изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты его осуществления показаны в форме примеров в приведенном иллюстративном материале и будут подробно описаны в данном документе. Следует понимать, что указанный иллюстративный материал и подробное описание не предназначены для ограничения изобретения его конкретными раскрытыми формами, но, напротив, изобретение должно охватывать все модификации, эквиваленты и альтернативы, входящие в объем настоящего изобретения и соответствующие его сути, которые определены приложенной формулой изобретения. Подробное описание вариантов осуществления изобретения Углеводороды можно добывать из месторождений углеводородов через скважины, которые проникают в углеводородсодержащие геологические структуры. "Углеводороды" в целом определяются как молекулы, состоящие в основном из атомов углерода и водорода, как, например, нефть и природный газ. Углеводороды могут также включать другие элементы, например, но не ограничиваясь перечисленными,галогены, металлы, азот, кислород и/или серу. Углеводороды, извлеченные из месторождений углеводородов, могут включать, не ограничиваясь перечисленным, кероген, битуминозную нефть, пиробитум,асфальтены, нефть или их комбинации. Углеводороды могут быть расположены в недрах земли внутри или рядом с минеральными скелетными породами. Скелетные породы могут включать, не ограничиваясь перечисленным, осадочные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды."Месторождение" или "геологическая структура" включают один или несколько углеводородсодержащих слоев, один или несколько слоев, не содержащих углеводородов, перекрывающие и/или подстилающие породы. "Перекрывающие породы" и/или "подстилающие породы" включают один или несколько различных типов непроницаемых пород. Например, перекрывающие/подстилающие породы могут включать скальные породы, сланцевые глины, аргиллит, или влажный/плотный карбонат (т.е. непроницаемый карбонат, не содержащий углеводородов). Например, подстилающая порода может включать сланцевые глины или аргиллит. В некоторых случаях перекрывающие/подстилающие породы могут обладать ограниченной проницаемостью. Например, подстилающая порода может состоять из проницаемого минерала, например, песчаника или известняка. В некоторых вариантах осуществления как минимум часть углеводородсодержащей геологической структуры может располагаться на глубине как минимум 1000 футов или более от поверхности земли. Свойства углеводородсодержащих геологических структур могут оказывать влияние на то, каким образом углеводороды текут через покрывающие/подстилающие породы к одной или нескольким добывающим скважинам. Эти свойства включают, не ограничиваясь перечисленными, пористость, проницаемость, распределение пор по размерам, площадь поверхности, содержание соли или температуру геологической структуры. Свойства покрывающих/подстилающих пород в комбинации со свойствами углеводородов, такими как характеристики капиллярного давления (статические) и характеристики относительной проникающей способности (потока) могут влиять на движение углеводородов через углеводородсодержащую геологическую структуру. Проницаемость углеводородсодержащей геологической структуры может меняться в зависимости от состава структуры. Геологическая структура с относительно высокой проницаемостью может содержать тяжелые углеводороды, заключенные, например, в песках или карбонатах. Фраза "с относительно высокой проницаемостью" в настоящем описании относится к геологическим структурам или их частям,которые имеют среднюю проницаемость, равную 10 мД или более. "Относительно низкая проницаемость" в настоящем описании относится к геологическим структурам или их частям, которые имеют-3 024070 среднюю проницаемость менее чем примерно 10 мД. 1 Д эквивалентен примерно 0,99 мкм 2. Непроницаемая часть геологической структуры, как правило, имеет проницаемость менее чем примерно 0,1 мД. В некоторых случаях часть или вся углеводородная фракция геологической структуры с относительно высокой проницаемостью может преимущественно включать тяжелые углеводороды и/или битум без поддерживающей основы из минеральных частиц и только плавающие (или нет) минеральные вещества (например, асфальтовые озера). В углеводородсодержащих геологических структурах могут существовать текучие среды (например, газ, вода, углеводороды или их комбинации) различных плотностей. Смесь текучих сред в углеводородсодержащих геологических структурах может образовывать слои между покрывающей и подстилающей породой, в соответствии с плотностью текучей среды. В углеводородсодержащих геологических структурах газ может образовывать верхний слой, углеводороды могут образовывать средний слой и вода может образовывать донный слой. Текучие среды могут присутствовать в углеводородсодержащих геологических структурах в различных количествах. Взаимодействие между текучими средами в месторождении может создавать поверхности или границы раздела между текучими средами. Поверхности или границы раздела между текучими средами и геологической структурой могут создаваться путем взаимодействий между текучими средами и геологической структурой. Как правило, в углеводородсодержащей геологической структуре газы не образуют границ раздела с другими текучими средами. В одном из вариантов осуществления первая граница раздела может формироваться между слоем воды и подстилающей породой. Вторая граница раздела может формироваться между слоем воды и слоем углеводорода. Третья граница раздела в углеводородсодержащей геологической структуре может формироваться между углеводородами различных плотностей. В некоторых вариантах осуществления в углеводородсодержащей геологической структуре может существовать большое число текучих сред с большим числом границ раздела между ними. Следует понимать, что в углеводородсодержащих геологических структурах может существовать большое число комбинаций границ раздела между текучими средами и между текучими средами и покрывающими/подстилающими породами. Добыча текучих сред может нарушать взаимодействие между текучими средами, а также между текучими средами и покрывающими/подстилающими породами. Поскольку текучие среды удаляются из углеводородсодержащей геологической структуры, другие текучие слои могут смешиваться и образовывать смешанные текучие слои. Эти смешанные текучие среды могут иметь другие взаимодействия на границах раздела текучих сред. В зависимости от взаимодействий на границах раздела смешанных текучих сред, добыча углеводородов может затрудняться. Определение величины этих взаимодействий (например, уровня энергии) на поверхностях раздела текучих сред и/или текучих сред и покрывающей/подстилающей породы может быть полезным для предсказания прохождения углеводородов через углеводородсодержащую геологическую структуру. Определение величины энергии, необходимой для взаимодействий на границах раздела (например,смешивания), между текучими средами в месторождении может оказаться затруднительным. Уровни энергии на границе раздела фаз между текучими средами могут быть количественно определены с помощью общеизвестных методик (например, в тензиометре по методике вращающейся капли). Энергия,требуемая для межфазного взаимодействия на поверхности раздела, может быть названа межфазным поверхностным натяжением. Термин "межфазное поверхностное натяжение" в настоящем описании относится к свободной энергии поверхности раздела, которая существует между двумя или несколькими текучими средами, у которых имеется граница раздела. Высокое значение межфазного поверхностного натяжения (например, более примерно 10 дин/см) может указывать на неспособность одной текучей среды смешиваться со второй текучей средой с образованием текучей эмульсии. В настоящем описании термин "эмульсия" относится к дисперсии одной несмешивающейся текучей среды во второй текучей среде, образующейся при добавлении композиции, которая снижает межфазное поверхностное натяжение между текучими средами, с достижением устойчивости. Неспособность текучих сред смешиваться друг с другом может являться следствием высокой энергии поверхностного взаимодействия между этими двумя текучими средами. Низкие значения межфазного поверхностного натяжения (например, менее примерно 1 дин/см) могут указывать на меньшее поверхностное взаимодействие между этими двумя несмешивающимися текучими средами. Меньшая энергия поверхностного взаимодействия между двумя несмешивающимися текучими средами может приводить к смешиванию этих двух текучих сред с образованием эмульсии. Текучие среды с низкими значениями межфазного поверхностного натяжения могут подаваться в канал скважины вследствие пониженных капиллярных сил и затем извлекаться из углеводородсодержащей геологической структуры. Текучие среды в углеводородсодержащих геологических структурах могут смачивать окружающую породу (например, налипать на покрывающую/подстилающую породу или растекаться по покрывающей/подстилающей породе в углеводородсодержащей геологической структуре). В настоящем описании термин "смачивающая способность" относится к стремлению текучей среды растечься или прилипнуть к твердой поверхности в месторождении в присутствии других текучих сред. Способы определения смачивающей способности в углеводородных пластах описаны Craig, Jr. в работе "Reservoir EngineeringAspects of Waterflooding", 1971 Monograph, vol. 3, Society of Petroleum Engineers, которая включена в настоящее описание с помощью ссылки. В одном из вариантов осуществления углеводороды могут налипать на песчаник в присутствии газа или воды. Покрывающая/подстилающая порода, которая в значительной степени покрыта углеводородами, может быть названа "смоченной нефтью". Покрывающая/подстилающая порода может быть смочена нефтью вследствие наличия полярных и/или тяжелых углеводородов (например, асфальтенов) в углеводородсодержащей геологической структуре. Состав месторождения (например, оксид кремния, карбонаты или глина) может определять количество углеводородов, адсорбированных на поверхности покрывающей/подстилающей породы. В некоторых вариантах осуществления пористая и/или проницаемая геологическая структура может позволять углеводородам легче смачивать покрывающую/подстилающую породу. Значительное смачивание нефтью покрывающей/подстилающей породы может затруднять добычу углеводородов из углеводородсодержащих месторождений. В некоторых вариантах осуществления смоченная нефтью часть углеводородсодержащей геологической структуры может быть расположена на глубине как минимум 1000 футов или более от поверхности земли. Углеводородсодержащая геологическая структура может включать воду. Вода способна взаимодействовать с поверхностью подстилающей породы. В настоящем описании фраза "смоченный водой" относится к образованию слоя воды на поверхности покрывающей/подстилающей породы. Смоченная водой покрывающая/подстилающая порода может улучшать извлечение углеводородов из пласта за счет предотвращения смачивания покрывающей/подстилающей породы углеводородами. В некоторых вариантах осуществления смоченная водой часть углеводородсодержащей геологической структуры может включать небольшие количества полярных и/или тяжелых углеводородов. Вода в углеводородсодержащей геологической структуре может включать минералы (например,минералы, содержащие барий, кальций или магний) и минеральные соли (например, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид магния). Соленость и/или жесткость воды в месторождении может оказывать влияние на извлечение углеводородов из углеводородсодержащей геологической структуры. В настоящем описании термин "соленость" относится к количеству твердых веществ, растворенных в воде. Термин "жесткость воды" в настоящем описании относится к концентрации двухвалентных ионов (например, кальция,магния) в воде. Соленость и жесткость воды можно определить с помощью общеизвестных методик (например, по электропроводности, с помощью титрования). В настоящем описании термин "вода высокой солености" относится к воде, в которой в общей сложности содержится более чем примерно 30000 ч./млн растворенных твердых веществ в пересчете на хлорид натрия. При увеличении солености воды в углеводородсодержащей геологической структуре межфазное поверхностное натяжение между углеводородами и водой может увеличиваться, что может привести к большим затруднениям при добыче текучих сред из пласта. Низкая соленость воды в углеводородсодержащей геологической структуре может улучшать добычу углеводорода из этой структуры. Углеводороды и вода низкой солености могут образовывать хорошо диспергированную эмульсию вследствие низкого межфазного поверхностного натяжения между водой низкой солености и углеводородами. Добыча текучей эмульсии (например, смеси углеводороды/вода) из углеводородсодержащих месторождений может оказаться для добывающей компании более экономически эффективной. В настоящем описании термин "вода низкой солености" относится к солености воды в углеводородсодержащей геологической структуре, которая составляет менее чем примерно 20000 ч./млн(м.д.) всех растворенных твердых веществ в пересчете на хлорид натрия. В некоторых вариантах осуществления углеводородсодержащие геологические структуры могут включать воду с соленостью менее чем примерно 13000 ч./млн. В некоторых вариантах осуществления углеводородсодержащие геологические структуры могут включать воду с соленостью в диапазоне от примерно 3000 до примерно 10000 ч./млн. В других вариантах осуществления, соленость воды в углеводородсодержащих геологических структурах может находиться в пределах от примерно 5000 до примерно 8000 ч./млн. Углеводородсодержащие месторождения для обработки могут быть выбраны на основании таких факторов, как, например, но не ограничиваясь перечисленными, толщина углеводородсодержащих слоев в месторождении, оценочное содержание жидкого продукта, расположение месторождения, соленость содержимого месторождения, температура месторождения и глубина залегания углеводородсодержащих слоев. На первом этапе могут иметь значение естественное давление и температура пласта, которые заставляют углеводороды течь в каналы скважин и поступать на поверхность земли. Температура в углеводородсодержащих геологических структурах может находиться в пределах от примерно 0 до примерно 300 С. По мере добычи углеводородов из углеводородсодержащего месторождения давление и/или температура в месторождении могут снижаться. Для продолжения добычи углеводородов из углеводородсодержащего месторождения могут применяться различные способы искусственного подъема (например,насосы, введение газа) и/или нагревания. По мере истощения запасов углеводородов в месторождении добыча желаемых углеводородов из углеводородсодержащей геологической структуры может становиться нерентабельной. Извлечение остаточных углеводородов, удерживаемых в углеводородсодержащей геологической структуре, может затрудняться из-за вязкости углеводородов и капиллярных эффектов текучих сред в порах углеводородсодержащей структуры. В настоящем описании термин "капиллярные силы" относится к силам притяжения между текучими средами и как минимум частью углеводородсодержащей геологической структуры. В одном из вариантов осуществления капиллярные силы можно преодолеть увеличением давления в углеводородсодержащей геологической структуре. В других вариантах осуществления капиллярные силы можно преодолеть уменьшением межфазного поверхностного натяжения между текучими средами в углеводородсодержащей геологической структуре. Способность уменьшать действие капиллярных сил в углеводородсодержащей структуре может зависеть от ряда факторов, включая, но не ограничиваясь перечисленным, температуру углеводородсодержащей геологической структуры, соленость воды в углеводородсодержащей структуре и состав углеводородов в углеводородсодержащей структуре. При снижении нефтеотдачи можно применить дополнительные способы для того, чтобы сделать разработку углеводородсодержащего месторождения более экономически эффективной. Способы могут включать введение в углеводородное месторождение источников воды (например, солевого раствора,пара), газов, полимеров, мономеров или любых их комбинаций для увеличения подвижности углеводородов. В одном из вариантов осуществления углеводородсодержащее месторождение может быть обработано потоком воды. Заводнение может включать введение воды в часть углеводородсодержащего месторождения через нагнетающие скважины. Заводнение как минимум части месторождения может позволить воде смочить часть углеводородсодержащей геологической структуры. В части углеводородсодержащего месторождения, смоченной водой, может быть создано давление с применением известных способов, и смесь вода/углеводород может быть собрана с использованием одной или нескольких добывающих скважин. Однако водный слой может не смешаться с углеводородным слоем в достаточной степени. Причина плохой эффективности смешивания может заключаться в высоком межфазном поверхностном натяжении между водой и углеводородами. Добыча углеводородов из углеводородсодержащего месторождения может быть улучшена путем обработки упомянутого месторождения полимером и/или мономером, которые могут вытеснять углеводороды в одну или несколько добывающих скважин. Полимер и/или мономер могут уменьшать подвижность водной фазы в порах углеводородсодержащей геологической структуры. Уменьшение подвижности воды может позволить углеводородам легче проходить через углеводородсодержащую геологическую структуру. Полимеры включают, не ограничиваясь перечисленным, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловый спирт, полистиролсульфонаты, поливинилпирролидон, AMPS(2-акриламид-2-метилпропансульфонат) или комбинации перечисленных продуктов. Примеры этиленовых сополимеров включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую камедь и гуаровую камедь. В некоторых вариантах осуществления полимеры могут быть поперечно сшиты in situ в углеводородсодержащей геологической структуре. В других вариантах осуществления полимеры могут быть генерированы in situ в углеводородсодержащей геологической структуре. Полимеры и полимерные композиции, предназначенные для применения при извлечении нефти, описаны в патенте США 6427268, выданном Zhang et al. и озаглавленном "Method for MakingHydrophobically Associative Polymers, Methods of Use and Compositions" ("Способ получения гидрофобноассоциативных полимеров, способы их применения и композиции"); патенте США 6439308, выданном Wang и озаглавленном "Foam Drive Method" ("Способ вытеснения нефти пеной"); патенте США 5654261, выданном Smith и озаглавленном "Permeability Modifying Composition ForUse In Oil Recovery" ("Композиция, модифицирующая проницаемость, предназначенная для применения при извлечении нефти"); патенте США 5284206, выданном Surles et al. и озаглавленном "Formation Treating" ("Обработка месторождений"); патенте США 5199490, выданном Surles и соавторам и озаглавленном "Formation Treating" ("Обработка месторождений"); патенте США 5103909, выданном Morgenthaler et al. и озаглавленном "Profile Control InEnchanced Oil Recovery ("Управление профилем при улучшенном извлечении нефти"),причем все указанные патенты включены в настоящее описание с помощью ссылки. Композиция для извлечения углеводородов Описываемое семейство анионных ПАВ на основе случайным образом разветвленных спиртов подходит для применения в условиях месторождений с высокой соленостью. В этом семействе связующая группа РО (остаток пропиленоксида) соединяет гидрофобный спиртовой остаток с анионным сульфонатом и служит для изменения HLB (гидрофильно-липофильного баланса) молекулы и приведения его в соответствие с условиями месторождения с точки зрения солености и характеристик сырой нефти. Наличие цепочек РО в связующей группе помогает обеспечить устойчивость к ионам Са и Mg в жесткой воде. В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может вводиться в углеводородсодержащие геологические структуры. В одном из вариантов осуществления эта композиция может включать производное, представляющее собой карбоксилат смеси этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов, причем смесь получена алкоксилированием смеси первичных спиртов, включающих разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24 и имеющих среднее число разветвлений в алифатической группе от примерно 0,7 до примерно 2,5. Среднее число атомов в самом производном может равняться как минимум 14 или может находиться в диапазоне от 14 до 20. В некоторых вариантах осуществления среднее число разветвлений на молекулу может составлять как минимум примерно 1 и/или до примерно 3, или до примерно 6, или вплоть до примерно 10. В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать карбоксилат смеси этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов, причем смесь получена алкоксилированием смеси первичных спиртов, включающих разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 16 до 19, предпочтительно от 16 до 17 и имеющих среднее число разветвлений на алифатическую группу от примерно 0,7 до примерно 2,5, предпочтительно от примерно 1,4 до примерно 2. Разветвленные первичные спирты по настоящему изобретению могут быть получены гидроформилированием разветвленных олефинов. Способы синтеза разветвленных олефинов описаны в патенте США 5510306, выданном Murray и озаглавленном "Process for Isomerizing LinearOlefins to Isoolefins" ("Способ изомеризации линейных олефинов в изоолефины"); патенте США 5648584, выданном Murray и озаглавленном "Process for Isomerizing Linear Olefinsto Isoolefins" ("Способ изомеризации линейных олефинов в изоолефины"); патенте США 5648585, выданном Murray и озаглавленном "Process for Isomerizing Linear Olefinsto Isoolefins" ("Способ изомеризации линейных олефинов в изоолефины"),где все перечисленные патенты включены в настоящее описание с помощью ссылки. Способы получения разветвленных алифатических спиртов с длинными цепями описаны в патенте США 5849960, выданном Singleton et al. и озаглавленном "Highly BranchedPrimary Alcohol Compositions and Biodegradable Detergents Made Therefrom" ("Композиции сильно разветвленных первичных спиртов и полученные из них биоразрушаемые детергенты"); патенте США 6150222, выданном Singleton et al. и озаглавленном "Highly Branched PrimaryAlcohol Compositions and Biodegradable Detergents Made Therefrom" ("Композиции сильно разветвленных первичных спиртов и полученные из них биоразрушаемые детергенты"); патенте США 6222077, выданном Singleton et al. и озаглавленном "Highly Branched PrimaryAlcohol Compositions and Biodegradable Detergents Made Therefrom" ("Композиции сильно разветвленных первичных спиртов и полученные из них биоразрушаемые детергенты"),где все указанные патенты включены в настоящее описание с помощью ссылки. В некоторых вариантах осуществления разветвления разветвленной алифатической группы первичных спиртов с длинной цепью могут включать менее чем примерно 0,5% четвертичных алифатических атомов углерода. В одном из вариантов осуществления среднее число разветвлений на молекулу алифатического спирта с длинной цепью находится в пределах от примерно 0,1 до примерно 2,5. В других вариантах осуществления среднее число разветвлений на молекулу спирта находится в пределах от примерно 0,7 до примерно 2,5. Метильные разветвления могут составлять от примерно 20 до примерно 99% общего количества разветвлений, присутствующих в разветвленных первичных спиртах с длинной цепью. В некоторых вариантах осуществления метильные разветвления могут составлять более примерно 50% от общего числа разветвлений в разветвленном первичном спирте с длинной цепью. Число этильных разветвлений в молекуле спирта может в некоторых вариантах осуществления составлять менее примерно 30% от общего числа разветвлений. В других вариантах осуществления число этильных разветвлений, в случае их наличия, может составлять от примерно 0,1 до примерно 2% от общего числа разветвлений. Разветвления,отличные от метильных и этильных, в случае их наличия, могут составлять менее примерно 10% от общего числа разветвлений. В некоторых вариантах осуществления менее чем примерно 0,5% от общего числа разветвлений не являются ни этильными, ни метильными группами. Семейство анионных ПАВ, применяемых в настоящем изобретении, основанных на описанных случайно разветвленных спиртах, подходит для применения в условиях месторождений с высокой соленостью. В этом семействе связующая группа (ЕО и РО) соединяет гидрофобный остаток спирта с анионным сульфонатом, сульфатом или карбоксилатом и используется для изменения HLB молекулы и приведения этого параметра в соответствие с условиями в месторождении, с точки зрения солености и характеристик сырой нефти. Наличие цепочек РО в связующей группе помогает обеспечить устойчивость к ионам Са и Mg в жесткой воде. Количество пропиленоксида, присоединенного к первичным спиртам, может составлять не менее примерно 0,5, предпочтительно от примерно 3 до примерно 12, наиболее предпочтительно от примерно 4 до примерно 7 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта. Предпочтительно применение как минимум примерно 3 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта для минимизации количества первичных спиртов, не подвергшихся алкоксилированию. Предпочтительно не применять более примерно 9 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта, поскольку полученная молекула теряет способность действовать в качестве ПАВ, если углеродная цепь в спиртовой части оказывается слишком короткой по сравнению с количеством фрагментов пропиленоксида в молекуле. Для того чтобы молекула успешно функционировала в качестве ПАВ в углеводородсодержащей геологической структуре, должен соблюдаться надлежащий баланс между длиной растворимого в нефти углеводородного фрагмента молекулы и растворимого в воде пропиленоксидного фрагмента молекулы. Количество этиленоксида, присоединенного к первичным спиртам, может составлять как минимум примерно 0,5, предпочтительно от примерно 1,5 до примерно 5, наиболее предпочтительно от примерно 2 до примерно 4 моль этиленоксида на 1 моль первичного спирта. Предпочтительно применение как минимум примерно 1,5 моль этиленоксида на 1 моль первичного спирта для минимизации количества первичных спиртов, не подвергшихся алкоксилированию. Предпочтительно не применять более примерно 5 моль этиленоксида на 1 моль первичного спирта, поскольку при превышении этого количества гидрофильный конец цепи начинает терять устойчивость к кальцию/магнию. В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать ПАВ, являющиеся производными разветвленных первичных спиртов, которые описаны выше. В некоторых вариантах осуществления количество ПАВ, являющегося производным разветвленного первичного спирта, в композиции может быть более примерно 10 мас.% от общей массы композиции. В одном из вариантов осуществления количество ПАВ, являющегося производным разветвленного первичного спирта, в композиции для извлечения углеводородов может находиться в пределах от примерно 10 до примерно 80 мас.% от общей массы композиции. Количество ПАВ, являющегося производным разветвленного первичного спирта, в композиции может находиться в пределах от примерно 10 до примерно 40 мас.% от общей массы композиции, предпочтительно от примерно 20 до примерно 30 мас.%. Остальная часть композиции может содержать, не ограничиваясь этим, воду, спирты низкой молекулярной массы, органические растворители, алкилсульфонаты, арилсульфонаты, раствор соли или их комбинации. Спирты с низкой молекулярной массой включают, не ограничиваясь перечисленными, метанол, этанол,пропанол, изопропиловый спирт, трет-бутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, третамиловый спирт или их комбинации. Органические растворители включают, не ограничиваясь указанными, метилэтилкетон, ацетон, низшие алкилцеллозольвы, низшие алкилкарбитолы или их комбинации. В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может также включать улучшающий агент для снижения межфазного поверхностного натяжения в углеводородной композиции, такие улучшающие агенты могут быть выбраны из спиртов, полимеров, например полипропиленгликоля и других молекул класса ПАВ. Предпочтительно, этот улучшающий агент может входить в состав композиции для извлечения углеводородов в количестве от примерно 1 до примерно 25 мас.%. Получение производных по настоящему изобретению Первичные спирты могут быть этоксилированы и пропоксилированы при введении их в реакцию с этиленоксидом (ЕО) и пропиленоксидом (РО) в присутствии подходящего катализатора алкоксилирования. Предпочтительно, чтобы пропоксилирование осуществлялось в первую очередь и вслед за ним осуществлялось этоксилирование. Фрагменты РО, входящие в гидрофильную часть молекулы, в большей степени подобны звеньям углеродной цепи молекулы производного, и фрагменты ЕО в большей степени подобны полярным концевым группам молекулы производного ПАВ. РО содействуют повышению растворимости одного конца молекулы производного ПАВ в масляной фазе, и ЕО содействуют повышению растворимости другого конца молекулы производного ПАВ в водной фазе. Можно было бы присоединять остатки ЕО и РО случайным образом, но это могло бы привести к потере контроля за плавностью перехода (маслорастворимой части молекулы в водорастворимую). Катализатором алкоксилирования может являться гидроксид натрия, который обычно применяется в промышленности для алкоксилирования спиртов. Первичные спирты можно этоксилировать и пропоксилировать с применением двойного металл-цианидного катализатора, как описано в патенте США 6977236, который включен в настоящее описание с помощью ссылки во всей полноте. Кроме того, первичные спирты можно этоксилировать и пропоксилировать с применением лантанового катализатора алкоксилирования или катализатора алкоксилирования на основе других редкоземельных металлов, как описано в патентах США 5059719 и 5057627, причем оба упомянутых патента включены в настоящее описание с помощью ссылки во всей полноте. Этоксилаты/пропоксилаты первичного спирта по настоящему изобретению могут быть также получены взаимодействием олефина с диэтиленгликолем или взаимодействием галогеналкана с моно-, ди- или полигликолями. Этоксилаты/пропоксилаты первичных спиртов могут быть получены добавлением к первичному спирту или смеси первичных спиртов рассчитанного количества, например от примерно 0,1 до примерно 0,6 мас.% сильного основания, как правило, гидроксида щелочного металла или щелочно-земельного металла, например гидроксида натрия или гидроксида калия, которые служат катализаторами алкоксилирования. Затем в реакционную смесь вводят рассчитанное количество этилен- или пропиленоксида для обеспечения желаемого количества молей этилен- или пропиленоксида на 1 моль первичного спирта, и полученной реакционной смеси дают прореагировать до вступления в реакцию всего пропиленоксида. Подходящая температура проведения реакции находится в пределах от примерно 120 до примерно 220 С. Этоксилаты/пропоксилаты первичного спирта по настоящему изобретению могут быть получены с использованием в качестве катализатора алкоксилирования мультиметаллсодержащего цианидного катализатора. Этот катализатор может быть введен в контакт с первичным спиртом и затем смесь обоих веществ может быть введена в контакт с этилен- или пропиленоксидным реагентом, который может быть введен в газообразной форме. Температура реакции может находиться в пределах от примерно 90 до примерно 250 С и, если желательно поддерживать первичный спирт в основном в жидком состоянии,может применяться давление выше атмосферного. Ограниченное количество этоксилатов/пропоксилатов первичных спиртов может быть получено с применением в качестве катализатора алкоксилирования растворимых основных соединений элементов лантанового ряда или редкоземельных элементов. Особенно применим фосфат лантана. Этоксилирование и пропоксилирование осуществляют с применением стандартных условий реакции, как, например,описанных выше. Следует понимать, что реакция алкоксилирования служит для введения желаемого среднего количества фрагментов пропиленоксида на 1 моль этоксилата/пропоксилата первичного спирта. Например,обработка смеси первичных спиртов 1,5 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта служит для осуществления пропоксилирования каждой молекулы спирта в среднем 1,5 фрагментами пропиленоксида на 1 моль остатков первичного спирта, хотя реальная доля остатков первичного спирта будет складываться из молекул содержащих более 1,5 фрагментов пропиленоксида и приблизительно равного количества молекул, включающих менее 1,5 фрагментов пропиленоксида. В типовой смеси продуктов алкоксилирования имеется также небольшая доля не вступившего в реакцию первичного спирта. Алкоксилаты первичных спиртов могут быть сульфатированы с использованием одного из многих сульфатирующих агентов, включая триоксид серы, комплексы триоксида серы с основаниями (Льюиса),как, например, комплекс триоксида серы с пиридином и комплекс триоксида серы с триметиламином,хлорсульфоновую кислоту и сульфамовую кислоту. Сульфатирование может осуществляться при температурах, предпочтительно не превышающих примерно 80 С. Сульфатирование можно выполнять даже при такой низкой температуре, как примерно -20 С, но более высокие температуры являются более экономически выгодными. Например, сульфатирование может быть осуществлено при температуре от примерно 20 до примерно 70 С, предпочтительно от примерно 20 до примерно 60 С и более предпочтительно от примерно 20 до примерно 50 С. Триоксид серы является наиболее экономически целесообразным сульфатирующим агентом. Алкоксилаты первичных спиртов могут быть введены во взаимодействие с газовой смесью, которая помимо как минимум одного инертного газа содержит от примерно 1 до примерно 8 об.% по отношению к объему газовой смеси, газообразного триоксида серы, предпочтительно от примерно 1,5 до примерно 5 об.%. В принципе, имеется возможность использовать газовую смесь, содержащую менее 1 об.% триоксида серы, но в этом случае объемно-временная эффективность синтеза неоправданно снизится. Смеси инертных газов, включающие более 8 об.% триоксида серы, как правило, могут приводить к проблемам из-за неравномерного сульфатирования, недостаточно устойчивой температуры и повышенного образования нежелательных побочных продуктов. Предпочтительным инертными газами, как правило, являются воздух или азот благодаря их легкой доступности, хотя подходят также и другие инертные газы. Реакция алкоксилата первичного спирта с триоксидом серы, содержащим инертный газ, может быть проведена в реакторе с нисходящей жидкой пленкой. В таких реакторах используется жидкая пленка,стекающая тонким слоем по охлажденной стенке, которая приведена в контакт с непрерывным потоком газа. Например, подходящим возможным реактором мог бы являться ряд последовательно расположенных реакторных емкостей. Другие типы реакторов включают реакционные емкости снабженные мешалкой, которые могут применяться в случае, если производится сульфатирование с использованием сульфамовой кислоты или комплекса триоксида серы с основанием (Льюиса), например комплекса триоксида серы с пиридином или комплекса триоксида серы с триметиламином. Применение этих сульфатирующих агентов могло бы дать возможность увеличить время проведения сульфатирования без опасности разрушения этоксилатной цепи и элиминирования олефина при катализе кислотой (Льюиса). Мольное отношение триоксида серы к алкоксилату может составлять от 1,4 до 1 или менее в том числе до примерно 0,8-1,0 моль триоксида серы на 1 моль OH-групп алкоксилата, причем последнее отношение является предпочтительным. Триоксид серы может применяться для сульфатирования алкоксилатов, причем температура может находиться в диапазоне от примерно -20 до примерно 50 С, предпочтительно от примерно 5 до примерно 40 С, и давление может находиться в диапазоне от примерно 100 до примерно 500 кПа абс. Реакцию можно проводить непрерывно или в несколько этапов. Время осуществления реакции сульфатирования может находиться в пределах от примерно 0,5 с до примерно 10 ч, но предпочтительно составляет от 0,5 с до 20 мин. Сульфатирование можно осуществлять с применением хлорсульфоновой кислоты при температуре от примерно -20 до примерно 50 С, предпочтительно от примерно 0 до примерно 30 С. Мольное отношение алкоксилата и хлорсульфоновой кислоты может находиться в пределах от примерно 1:0,8 до примерно 1:1,2, предпочтительно от примерно 1:0,8 до 1:1. Реакцию можно осуществлять непрерывно или в несколько этапов за время от долей секунды (т.е. 0,5 с) до примерно 20 мин. Следует исключить применение серной кислоты и олеума, кроме тех случаев, когда они используются только для генерации газообразного триоксида серы, применяемого при сульфатировании. Действие этих реагентов на любой этоксилат ведет к разрушению эфирных связей - выделению 1,4-диоксана(эффект стабилизации) - и, в конечном счете, к превращению первичного спирта в олефин с внутренней двойной связью. После сульфатирования жидкая реакционная смесь может быть нейтрализована с применением водного гидроксида щелочного металла, например гидроксида натрия или гидроксида калия, водного раствора гидроксида щелочно-земельного металла, например гидроксида магния или гидроксида кальция, или других оснований, например гидроксида аммония, гидроксида замещенного аммония, карбоната натрия или гидрокарбоната калия. Нейтрализацию можно проводить в широком диапазоне температур и давлений. Например, нейтрализацию можно осуществлять при температуре от примерно 0 до примерно 65 С и при давлении в диапазоне от примерно 100 до примерно 200 кПа абс. Время проведения нейтрализации может находиться в диапазоне от примерно 0,5 до примерно 1 ч, но, если это целесообразно,можно использовать более короткие и длинные временные интервалы. Этоксилированный/пропоксилированный разветвленный первичный спирт по настоящему изобретению может быть карбоксилирован любым из целого ряда хорошо известных способов. Его можно ввести во взаимодействие с галогенированной карбоновой кислотой с получением карбоновой кислоты. В качестве альтернативы спиртовую концевую группу -CH2OH- можно окислить с получением карбоновой кислоты. В любом случае полученную карбоновую кислоту можно затем нейтрализовать основанием,являющимся производным щелочного металла, с получением карбоксилатного ПАВ. В конкретном примере этоксилированный/пропоксилированный разветвленный первичный спирт можно ввести в реакцию с трет-бутоксидом калия и на первой стадии нагревать смесь при температуре,например, 60 С при пониженном давлении в течение, например, 10 ч. Затем его можно было бы охладить и после этого добавить к реакционной смеси хлорацетат натрия. Температуру реакции можно было бы повысить, например, до 90 С при пониженном давлении в течение, например, 20-21 ч. Полученную смесь можно было бы охладить до комнатной температуры и добавить воду и хлористо-водородную кислоту. Эту смесь можно было бы нагревать, например, при 90 С в течение, например, 2 ч. Органический слой можно экстрагировать добавлением этилацетата и промыть его водой. Введение композиции для извлечения углеводородов Композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать с углеводородами по крайней мере в части углеводородсодержащей геологической структуры. Взаимодействие с углеводородами может уменьшить межфазное поверхностное натяжение на границе между углеводородом и одной или несколькими текучими средами в углеводородсодержащей геологической структуре. В других вариантах осуществления композиция для извлечения углеводорода может уменьшать поверхностное натяжение между углеводородами и покрывающей/подстилающей породой углеводородсодержащей геологической структуры. Уменьшение межфазного поверхностного натяжения может позволить хотя бы части углеводородов пройти через углеводородсодержащую геологическую структуру. Способность композиции для извлечения углеводородов уменьшать межфазное поверхностное натяжение в смеси углеводородов и текучих сред может быть оценена с применением известных методик. В одном из вариантов осуществления значение межфазного поверхностного натяжения для смеси углеводородов и воды может быть определено с применением тезиометра, использующего методику вращающейся капли. Некоторое количество композиции для извлечения углеводородов можно добавить к смеси углеводород/вода, и определить значение межфазного поверхностного натяжения для образовавшейся смеси. Низкое значение межфазного поверхностного натяжения (например, менее примерно 1 дин/см) может указывать на то, что композиция хотя бы частично снизила поверхностную энергию границы раздела между углеводородом и водой. Уменьшение поверхностной энергии может указывать на то, что хотя бы часть смеси углеводород/вода может пройти как минимум через часть углеводородсодержащей геологической структуры. В одном из вариантов осуществления композицию для извлечения углеводородов можно добавить к смеси углеводород/вода и определить значение межфазного поверхностного натяжения. Чрезвычайно низкое значение межфазного поверхностного натяжения (например, менее чем примерно 0,01 дин/см) может указывать на то, что композиция для извлечения углеводородов хотя бы частично снизила поверхностное натяжение между углеводородом и водой, так что хотя бы часть углеводородов может перемещаться через хотя бы часть углеводородсодержащей геологической структуры. Как минимум часть углеводородов может легче перемещаться через как минимум часть углеводородсодержащей геологической структуры, при ультранизком межфазном поверхностном натяжении, по сравнению с углеводородами которые были обработаны композицией, позволяющей получить значения межфазного поверхностного натяжения между текучими средами в месторождении, превышающие 0,01 дин/см. Добавление композиции для извлечения углеводородов к текучим средам в углеводородсодержащей геологической структуре, которое приводит к ультранизкому межфазному поверхностному натяжению, может увеличить эффективность добычи углеводородов. Концентрация композиции для извлечения углеводородов в углеводородсодержащей геологической структуре может быть уменьшена для минимизации стоимости применения этой композиции при добыче. В одном из вариантов осуществления способа по настоящему изобретению для обработки углеводородсодержащего месторождения композиция для извлечения углеводородов, включающая производное, представляющее собой карбоксилат смеси этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов по настоящему изобретению, может быть введена (например, закачана под давлением) в углеводородсодержащую геологическую структуру 100 через нагнетающую скважину 110, как показано на фиг. 1. Месторождение углеводородов 100 может включать покрывающую породу 120, углеводородный слой 130 и подстилающую породу 140. Нагнетающая скважина 110 может включать отверстия 112, которые позволяют текучим средам протекать через углеводородсодержащую геологическую структуру 100 на различных уровнях глубины. В некоторых вариантах осуществления углеводородный слой 130 может находиться на глубине менее 1000 футов от поверхности земли. В некоторых вариантах осуществления подстилающая порода 140 углеводородсодержащей геологической структуры 100 может быть смочена нефтью. В других вариантах осуществления в углеводородсодержащей геологической структуре 100 может присутствовать вода с низкой соленостью. Композиция для извлечения углеводородов может быть введена в месторождение в количестве, которое зависит от количества углеводородов, имеющихся в углеводородсодержащей геологической структуре. Однако количество композиции для извлечения углеводородов может быть слишком маленьким,чтобы его можно было надлежащим образом ввести в углеводородсодержащую геологическую структуру, используя известные методики введения (например, насосы). С целью облегчения доставки небольших количеств композиции для извлечения углеводородов в углеводородсодержащую геологическую структуру композиция для извлечения углеводородов может быть смешана с водой и/или солевым раствором с получением жидкости, предназначенной для введения в месторождение. Количество композиции для извлечения углеводородов, вводимой в углеводородсодержащую геологическую структуру 100,может составлять от примерно 0,1 до примерно 4 мас.% от общей массы вводимой в месторождение жидкости. В некоторых вариантах осуществления количество вводимого в углеводородсодержащее месторождение производного по настоящему изобретению (действующего вещества), которое является составной частью композиции для извлечения углеводородов, может составлять от примерно 0,1 до примерно 1 мас.% от общей массы вводимой в месторождение жидкости. В некоторых вариантах осуществления количество композиции для извлечения углеводородов, доставляемой в углеводородсодержащую геологическую структуру, может составлять от примерно 0,2 до примерно 0,5 мас.% от общей массы вводимой жидкости. Композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать как минимум с частью углеводородов в углеводородном слое 130. Взаимодействие композиции для извлечения углеводородов с углеводородным слоем 130 может хотя бы частично уменьшить межфазное поверхностное натяжение между различными углеводородами. Композиция для извлечения углеводородов может также хотя бы частично уменьшить межфазное поверхностное натяжение между одной или несколькими текучими средами в месторождении (например, водой, углеводородами) и подстилающей породой 140, одной или несколькими текучими средами в месторождении и покрывающей породой 120 или обеспечить комбинацию этих результатов. В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать с как минимум частью углеводородов и как минимум частью одной или нескольких других текучих сред в месторождении, снижая, как минимум, частично межфазное поверхностное натяжение между этими углеводородами и одной или несколькими текучими средами. Снижение межфазного поверхностного натяжения может позволить хотя бы части углеводородов образовать эмульсию с как минимум частью одной или нескольких других текучих сред в месторождении. Значение межфазного поверхностного натяжения между углеводородами и одной или несколькими текучими средами может меняться под действием композиции для извлечения углеводородов, достигая значения менее чем примерно 0,1 дин/см. В некоторых вариантах осуществления значение межфазного поверхностного натяжения между углеводородами и другими текучими средами в месторождении может быть снижено под действием композиции для извлечения углеводородов до значения менее чем примерно 0,05 дин/см. В других вариантах осуществления значение межфазного поверхностного натяжения между углеводородами и другими текучими средами в месторождении может быть снижено под действием композиции для извлечения углеводородов до значения менее чем 0,001 дин/см. По крайней мере часть смеси композиции для извлечения углеводородов/углеводородов/других текучих сред может быть доставлена в добывающую скважину 150. Продукты, поступающие из добывающей скважины 150, могут включать, не ограничиваясь этим, компоненты композиции для извлечения углеводородов (например, алифатические спирты с длинными цепями и/или соли алифатических кислот с длинными цепями), метан, монооксид углерода, воду, углеводороды, аммиак, асфальтены или их комбинации. Добыча углеводородов из углеводородсодержащего месторождения 100 может быть увеличена более чем примерно на 50% после введения композиции для извлечения углеводородов в углеводородсодержащее месторождение. В некоторых вариантах осуществления углеводородсодержащая геологическая структура 100 может быть предварительно обработана составом для удаления углеводородов. Состав для удаления углеводородов может состоять из воды, пара, раствора соли, газа, жидких полимеров, полимерной пены, мономеров или их смесей. Состав для удаления углеводородов может применяться для обработки месторождения до введения в месторождение композиции для извлечения углеводородов. В некоторых вариантах осуществления углеводородсодержащая геологическая структура 100 может располагаться на глубине менее 1000 футов от поверхности земли. В некоторых вариантах осуществления состав для удаления углеводородов может быть нагрет перед введением в углеводородсодержащее месторождение 100. Состав для удаления углеводородов может снижать вязкость хотя бы части углеводородов в месторождении. Снижение вязкости хотя бы части углеводородов в месторождении может улучшить вытеснение хотя бы части этих углеводородов в добывающую скважину 150. После того как хотя бы часть углеводородов из углеводородсодержащей геологической структуры 100 была вытеснена в скважину, повторное введение того же самого или другого состава для удаления углеводородов может оказаться менее эффективным для продвижения углеводородов через содержащую их геологическую структуру. Низкая эффективность повторного применения может быть вызвана тем, что состав для удаления углеводородов создает большое количество проницаемых зон в углеводородсодержащей геологической структуре 100. Составы для удаления углеводородов могут проходить через эти проницаемые зоны в углеводородсодержащую структуру 100, не взаимодействуя с оставшимися углеводородами, и не увеличивая их подвижность. Следовательно, вытеснение более тяжелых углеводородов, адсорбированных на подстилающей породе 140, может снижаться с течением времени. Со временем месторождение может быть отнесено к числу низкопроизводительных или нежелательных для эксплуатации с экономической точки зрения. В некоторых вариантах осуществления введение композиции для извлечения углеводородов после обработки углеводородсодержащей геологической структуры составом для удаления углеводородов может улучшить подвижность более тяжелых углеводородов, адсорбированных на подстилающей породе 140. Композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать с углеводородами, уменьшая межфазное поверхностное натяжение между углеводородами и подстилающей породой 140. Снижение поверхностного натяжения может быть таким, что углеводороды выходят через добывающую скважину 150. Углеводороды, поступающие из добывающей скважины 150, в некоторых вариантах осуществления могут включать как минимум часть компонентов композиции для извлечения углеводородов, состав для удаления углеводородов, введенный в скважину для предварительной обработки, метан, диоксид углерода, аммиак или их комбинации. Добавление композиции для извлечения углеводородов хотя бы в часть углеводородсодержащего месторождения с низкой отдачей может продлить срок эксплуатации углеводородсодержащего месторождения. Добыча углеводородов из углеводородсодержащего месторождения 100 может быть увеличена более чем примерно на 50% после введения в углеводородсодержащее месторождение композиции для извлечения углеводородов. Увеличившаяся добыча углеводородов может повысить экономическую эффективность углеводородсодержащего месторождения. Взаимодействие композиции для извлечения углеводородов с как минимум частью углеводородов в месторождении может хотя бы частично уменьшить межфазное поверхностное натяжение между углеводородами и подстилающей породой 140. Как минимум частичное понижение межфазного поверхностного натяжения может улучшить прохождение как минимум части углеводородов через углеводородсодержащую геологическую структуру 100. Однако увеличение подвижности хотя бы части углеводородов может не обеспечивать экономически эффективных показателей добычи. В одном из вариантов осуществления в углеводородное месторождение 100 через нагнетающую скважину 110 могут быть введены полимеры и/или мономеры после обработки месторождения композицией для извлечения углеводородов для улучшения движения как минимум части углеводородов через геологическую структуру. Подходящие полимеры включают, не ограничиваясь этим CIBAWoodlands, Texas). Взаимодействие между углеводородами, композицией для извлечения углеводородов и полимером может улучшить вытеснение как минимум части углеводородов, оставшихся в месторождении, в добывающую скважину 150. Компонент композиции, представляющий собой производное глицерина и пропоксилированного разветвленного первичного спирта, является термически стабильным и может применяться в широком диапазоне температур. В некоторых вариантах осуществления композицию для извлечения углеводородов можно добавлять в часть углеводородсодержащего месторождения 100, которая имеет среднюю температуру от 0 до 150 С, благодаря высокой термической стабильности глицеринового производного. В некоторых вариантах осуществления композиция для извлечения углеводородов может быть введена в углеводородсодержащую геологическую структуру 100 через нагнетающую скважину 110, как показано на фиг. 2. Взаимодействие композиции для извлечения углеводородов с углеводородами в ме- 12024070 сторождении может хотя бы частично уменьшить межфазное поверхностное натяжение между углеводородами и подстилающей породой 140. Хотя бы частичное уменьшение межфазного поверхностного натяжения может способствовать перемещению углеводородов в выделенную часть 160 углеводородсодержащей геологической структуры 100 с образованием углеводородного бассейна 170. Хотя бы часть углеводородов может быть добыта из углеводородного бассейна 170 в выделенной части углеводородсодержащей геологической структуры. В других вариантах осуществления перемещение хотя бы части углеводородов в выделенную часть месторождения 160 может не обеспечить экономически выгодных объемов добычи. Для усиления передвижения хотя бы части углеводородов через геологическую структуру в месторождение углеводородов 100 могут быть введены полимеры. Взаимодействие между хотя бы частью углеводородов, композицией для извлечения углеводородов и полимерами способно увеличить перемещение хотя бы части углеводородов в добывающую скважину 150. В некоторых вариантах осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать неорганическую соль (например, карбонат натрия (Na2CO3), хлорид натрия (NaCl) или хлорид кальция(CaCl2. Добавление неорганической соли может помочь композиции для извлечения углеводородов распределиться в объеме смеси углеводород/вода. Улучшенная дисперсия композиции для извлечения углеводородов может уменьшать взаимодействие на поверхности раздела между углеводородом и водой. Снижение взаимодействия может уменьшать межфазное поверхностное натяжение смеси и приводить к получению более подвижной текучей фазы. Примеры Пример 1. Разветвленный первичный спирт Neodol 67 (число атомов углерода 16-17, среднее число разветвлений на алифатическую группу примерно 1,5) высушивали над молекулярными ситами 4 . Затем через спирт при 120 С и перемешивании барботировали азот в течение 1 ч в круглодонной колбе, снабженной верхней мешалкой, обратным холодильником, термопарой и ловушкой Дина-Старка. Спирт хранили в атмосфере азота до помещения в чистый автоклав с лантан-фосфатным (LAPO) катализатором. LAPO вводили в количестве 0,5 г/150 г исходного спирта. В реакцию вводили 1050 г спирта Neodol 67, 3,533 г LAPO и 1305 г пропиленоксида для введения 7 моль пропиленоксида на молекулу спирта Neodol 67. Автоклав плотно закрывали и продували азотом для создания атмосферы азота. Исходное давление азота составляло 30 фунтов/кв.дюйм (200 кПа) при 160 С. Пропиленоксид (РО) вводили с использованием регулятора давления для управления потоком. Реальная температура составляла от 160 до 171 С и давление от 30 фунтов/кв. дюйм (200 КПа) до 165 фунтов/кв. дюйм (1140 КПа). Введение РО осуществляли в течение 180 мин и реакционную смесь выдерживали в течение 30 мин после завершения добавления РО. 282 г этиленоксида (ЕО) добавляли в течение 30 мин, чтобы ввести 2 моль концевых групп ЕО. Температура реакционной смеси составляла примерно 140 С, и реакционную смесь выдерживали (перемешивая при этой температуре без добавления каких-либо реагентов) в течение 30 мин после завершения добавления ЕО. Затем содержимое реактора выгружали и собирали. Алкоксилированный РО/ЕО Neodol 67 превращали в карбоксилатное производное действием хлорацетата натрия, используя методику, изложенную в патенте США 4098818, пример 1, часть А. 50,2 г (0,068 моль) Neodol 67 РО/ЕО, полученного на предыдущей стадии, смешивали с 8,7 г (0,075 моль,1,1-кратный избыток) хлорацетата натрия и 1 г (0,01 моль) 50% водного раствора гидроксида натрия. Уменьшали давление до 10 мм рт. Ст., нагревали до 80 С и перемешивали густую смесь в течение 2 ч. После завершения реакции продукт нагревали до 150 С и перемешивали в течение еще 1 ч для удаления воды. Полученный продукт анализировали с помощью спектроскопии ЯМР, которая показала степень превращения примерно 93%. Значения межфазного поверхностного натяжения (IFT's) измеряли для североморской сырой нефти,содержащей 3,1% соленой морской воды, при 72 С. Композиции и результаты измерений межфазного поверхностного натяжения показаны на фиг. 3. Композиции, описанные на фиг. 3, получали смешиванием карбоксилатной композиции для извлечения углеводородов с соленой морской водой и североморской сырой нефтью для получения раствора с содержанием действующего вещества 0,2 мас.%. Значения межфазного поверхностного натяжения для смесей углеводород/композиция для извлечения углеводорода/вода определяли с применением тензиометра, реализующего методику вращающейся капли, модели University of Texas. Каплю н-додекана объемом 4 мкл помещали в стеклянную капиллярную трубку, которая содержала смесь композиция для извлечения углеводородов/раствор соли, так чтобы соотношение объемов солевого раствора к углеводороду было равно 400. Трубку помещали в устройство, работающее по методике вращающейся капли, и затем закрывали. Быстро включали мотор, вращающий трубку, для образования в трубке цилиндрической капли (например, со скоростью от 6 до 12 мс/об). Длина капли может превышать ее ширину в 4 или более раза. Капиллярную трубку и каплю нагревали до различных температур (до и выше 25, 50, 75 и 98 С). Изображение капли записывали на видеоленту для последующего воспроизведения с целью измерения размеров капли и расчета межфазного поверхностного натяжения между каплей и композицией/солевым раствором с использованиемOptima System. Временной диапазон измерений составлял от примерно 0,1 до примерно 1,0 ч для дос- 13024070 тижения каплей равновесия. Дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления различных аспектов настоящего изобретения могут быть очевидны специалистам в данной области в свете приведенного описания. Соответственно, данное описание следует истолковывать лишь как иллюстративное и предназначенное для целей объяснения специалистам в данной области техники общих путей реализации настоящего изобретения. Следует понимать, что формы настоящего изобретения, показанные и описанные в настоящем документе, необходимо принимать как предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения. Вместо показанных и описанных в настоящем документе могут применяться другие элементы и материалы, могут быть изменены части и способы, и некоторые элементы изобретения могут применяться независимо, что во всех указанных случаях могло бы быть ясно специалисту в данной области техники после ознакомления с приведенным описанием изобретения. Изменения в элементы изобретения, описанные в данном патенте, могут быть внесены без отступления от сути и выхода за пределы объема изобретения, которые описаны в следующей далее по тексту формуле изобретения. Кроме того, следует понимать, что отдельные элементы изобретения, описанные в документе независимо, в некоторых вариантах осуществления могут быть скомбинированы. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки углеводородсодержащих геологических структур, включающий:(a) введение композиции по меньшей мере в часть углеводородсодержащей геологической структуры, где указанная композиция включает производное, представляющее собой карбоксилат смеси этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов, причем смесь получена алкоксилированием смеси первичных спиртов, включающих разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24 и имеющих среднее число разветвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5, а также содержащих не менее 0,5 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта и не менее 0,5 моль этиленоксида на 1 моль первичного спирта; и(b) предоставление композиции возможности взаимодействия с углеводородами в углеводородсодержащей геологической структуре. 2. Способ по п.1, где разветвленная алифатическая группа этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов имеет среднее число разветвлений на алифатическую группу от 1,4 до 2. 3. Способ по п.1, где композицию смешивают с водой и/или раствором соли с получением предназначенной для введения жидкости, которую вводят в углеводородсодержащую геологическую структуру,причем содержание упомянутого выше производного в этой жидкости составляет от 0,1 до 1 мас.%. 4. Способ по п.3, где указанное производное входит в состав предназначенной для введения жидкости в количестве от 0,2 до 0,5 мас.%. 5. Способ по п.1, где этоксилированные/пропоксилированные первичные спирты включают в среднем от 4 до 7 остатков пропиленоксида на одну молекулу и в среднем от 2 до 4 остатков этиленоксида на одну молекулу. 6. Способ по п.1, где разветвленная алифатическая группа этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов включает в среднем от 14 до 20 атомов углерода. 7. Способ по п.1, где композиция включает также улучшающий агент для снижения межфазного поверхностного натяжения в углеводородной композиции, выбранный из спиртов, полимеров и других молекул класса ПАВ. 8. Способ по п.1, где указанное производное входит в состав композиции в количестве от 10 до 80 мас.%. 9. Композиция для извлечения углеводородов, включающая производное, представляющее собой карбоксилат смеси этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов, причем смесь получена алкоксилированием смеси первичных спиртов, включающих разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24 и имеющих среднее число разветвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5, а также содержащих не менее 0,5 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта и не менее 0,5 моль этиленоксида на 1 моль первичного спирта. 10. Композиция по п.9, где более 50% разветвлений в разветвленной алифатической группе этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов являются метильными группами. 11. Композиция по п.9, где первичный спирт содержит менее 0,5% четвертичных алифатических атомов углерода. 12. Композиция по п.9, где этоксилированные/пропоксилированные первичные спирты содержат в среднем от 4 до 7 остатков пропиленоксида на молекулу и в среднем от 2 до 4 остатков этиленоксида на молекулу. 13. Композиция по п.9, где разветвленная алифатическая группа этоксилированных/пропоксилированных первичных спиртов включает в среднем от 14 до 20 атомов углерода.