Способ увеличения нефтеизвлечения с улучшенным поверхностно-активным веществом для нефтеизвлечения

СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ С УЛУЧШЕННЫМ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМ ВЕЩЕСТВОМ ДЛЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ В изобретении способ для увеличения нефтеизвлечения включает стадию оборудования подземного пласта, содержащего внутри углеводороды. Оборудуется скважина с гидравлическим соединением с подземным пластом. Готовится раствор полимера и поверхностно-активного вещества для введения в пласт. Раствор полимера и поверхностно-активного вещества готовится путем смешивания композиции по меньшей мере с одним поверхностно-активным веществом, по меньшей мере с одним полимером и по меньшей мере с одним вспомогательным растворителем или вспомогательным поверхностно-активным веществом так, что раствор полимера и поверхностноактивного вещества будет прозрачным и устойчивым к действию воды. Раствор полимера и поверхностно-активного вещества вводится через скважину в пласт. Готовится продувочный раствор для введения в пласт. Продувочный раствор содержит дополнительное заранее определенное количество вспомогательного растворителя или вспомогательного поверхностноактивного вещества. Продувочный раствор вводится в пласт через скважину для увеличения выхода углеводородов из пласта, в то же время сохраняя чистоту и устойчивость к воде раствора полимера и поверхностно-активного вещества. Область техники Настоящее изобретение имеет целью извлечение нефти из подземных пластов и, более конкретно,раствор полимера и поверхностно-активного вещества для увеличения нефтеизвлечения, а также способ его изготовления и применения. Предпосылки создания изобретения Добыча сырой нефти из подземных хранилищ может включать использование различных способов заводнения по мере того, как природные факторы, которые используются в способе "первичного извлечения", иссякают. Большую часть сырой нефти, возможно, придется вытеснять из месторождения при помощи процессов "вторичного" или "третичного" извлечения. Вдобавок, некоторые хранилища могут не обладать достаточными природными факторами для добычи нефти даже путем процессов первичного извлечения. Добыча сырой нефти с использованием таких способов заводнения является одним примером улучшенного процесса нефтеизвлечения. В настоящее время нефтедобывающая промышленность пересматривает оценки технологий, которые увеличат возможность извлечения остающейся и не вскрытой нефти в подземных хранилищах. Введение вытесняющей жидкости или газа может начаться рано, задолго до полной выработанности поля методами первичного извлечения. Способы для увеличения эффективности вытеснения или коэффициента охвата хранилища заводнением могут быть использованы в самом начале первого введения вытесняющей жидкости или газа, нежели в условиях вторичного или третичного извлечения. Самым простым методом заводнения подземного хранилища для добычи сырой нефти является введение жидкости или газа в скважину для выталкивания нефти на поверхность. Наиболее широко используемой рабочей жидкостью для заводнения является вода. Однако вода с трудом вытесняет нефть из-за высокого поверхностного натяжения на границе раздела между двумя жидкостями, что приводит к высокому капиллярному давлению, которое удерживает нефть в пористой среде. Добавление химикатов для модификации свойств заводняющей жидкости хорошо известно в области техники усовершенствованного/увеличенного нефтеизвлечения. Поверхностно-активные вещества являются одним из классов химических веществ, которые использовались в водных средах для улучшенного нефтеизвлечения. Было обнаружено, что поверхностноактивные вещества эффективно понижают поверхностное натяжение на границе между нефтью и водой и обеспечивают подвижность захваченной нефти в пласте. Алкиларилсульфонаты использовались в качестве поверхностно-активных веществ для увеличенного нефтеизвлечения. Они использовались в заводнении с применением поверхностно-активных веществ в одиночку или совместно с вспомогательными поверхностно-активными веществами и/или временными агентами. Алкиларилсульфонаты широко используются не только из-за их способности понижать натяжение на границе фаз между нефтью и водой, но и также потому, что когда они используются вместе с варьирующимися количествами других солей, таких как хлорид натрия, они проявляют желаемое фазовое поведение. В зависимости от молекулярной массы и распределения молекулярных масс,разветвления и точки присоединения арильной группы к алкильным группам, алкиларилсульфонаты могут быть адаптированы для предпочтительного оседания в водной или нефтяной фазах при различных концентрациях электролитов, т.е. минерализациях. При низких минерализациях алкиларилсульфонаты оседают в воде, а при высоких минерализациях они распределяются в нефть. В каждом случае разбухшие мицелловые растворы, которые содержат поверхностно-активные вещества, нефть и воду, называются микроэмульсиями. При оптимальной минерализации одинаковые объемы нефти и воды солюбилизированы в микроэмульсии. Для хорошо адаптированных и подходящих алкиларилсульфонатов большие объемы нефти и воды, солюбилизированные в микроэмульсии, приводят к сверхнизким натяжениям на поверхности раздела фаз, что дает возможность высокого нефтеизвлечения из хранилищ. Минерализация воды в подземных пластах с углеводородами может варьироваться в значительной степени; например, нефтяное месторождение "минас" в Индонезии содержит между 0,2 и 0,3 мас.% растворенных солей. Другие хранилища могут иметь минерализации на уровне или выше чем 2,0% хлорида натрия и более 0,5% хлорида кальция и хлорида магния. Желательно оптимизировать алкиларилсульфонаты для заводнения с использованием поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеизвлечения для определенного хранилища путем апробации адаптированных версий алкиларилсульфонатов с рассолом и нефтью, свойственных данному хранилищу при внешних условиях хранилища посредством экспериментов на фазовое поведение. Вдобавок к экспериментам на фазовое поведение необходимы некоторые измерения натяжения на поверхности раздела фаз для удостоверения, что натяжения на поверхности раздела фаз приемлемо низкие. Вдобавок к испытаниям поверхностно-активных веществ с рассолами, типичными для данного хранилища, необходимы дополнительные испытания с введенными растворами, так как в некоторых случаях вводимый рассол отличается от рассолов, типичных для данного хранилища. В общем, чистые алкиларилсульфонаты, то есть такие, которые имеют узкий диапазон молекулярных масс, являются полезными для извлечения парафиновых нефтей. Такие алкиларилсульфонаты проявили плохое фазовое поведение, т.е. плохой потенциал для извлечения нефтей, имеющих высокое содержание воска. Нефти с типично высоким содержанием воска, в общем, имеют высокие эквивалентные средние углеродные числа (EACN). Эквивалентное алкановое углеродное число (EACN) является представлением средней длины углеродной цепи смеси углеводородов. В качестве иллюстрации пентан, гексан и гептан имеют алкановые углеродные числа 5, 6 и 7 соответственно. Однако смесь, содержащая 1 моль пентана и 1 моль гексана, будет иметь EACN 5,5. Сырые нефти из месторождений являются сложными смесями, но при взаимодействии с поверхностно-активными веществами они ведут себя как однокомпонентная жидкость с EACN, которое является среднефракционным мольным значением ее компонентов. Алкиларилсульфонаты, имеющие широкий спектр длин углеродной цепи в алкильной группе, являются более желаемыми для использования в извлечении сырых парафинистых нефтей или сырых нефтей с высокими эквивалентными средними углеродными числами (EACN). Вдобавок к оптимизации молекулярной массы и/или распределения молекулярных масс алкиларилсульфоната для максимизации количества нефти в вышеуказанной микроэмульсии, использование других компонентов в комбинации с алкиларилсульфонатом, таких как неорганические соли, вспомогательные растворители, полимерные материалы и вспомогательные поверхностно-активные вещества, может улучшить фазовое поведение. Эффективность состава для увеличения нефтеизвлечения может быть также измерена параметром солюбилизации нефти, который представляет собой объем нефти, растворенный на единицу объема поверхностно-активного вещества. Солюбилизация нефти обратно пропорциональна натяжениям на поверхности раздела фаз. Вдобавок, эффективность также измеряется способностью состава быстро добиваться стабильных микроэмульсий и низких натяжений на поверхности раздела фаз, т.е. менее чем за один день в лаборатории. В ряде патентов и патентных заявок обсуждались способы увеличения нефтеизвлечения с использованием заводнения с применением поверхностно-активных веществ. Вдобавок к использованию поверхностно-активных веществ в ряде патентов и патентных заявок обсуждается использование вспомогательных поверхностно-активных веществ и временных агентов для увеличения нефтеизвлечения. Хсу и др. в патенте США 6022843 раскрывают улучшенный состав концентрированного поверхностно-активного вещества и способ для извлечения остаточной нефти из подземных нефтеносных хранилищ, и, более конкретно, улучшенный способ с использованием щелочных поверхностно-активных веществ, который приводит к сверхнизким натяжениям на поверхности раздела фаз между введенным материалом и остаточной нефтью, где состав концентрированного поверхностно-активного вещества поставляется в концентрациях выше, равных или ниже критической концентрации его мицелл; также предоставляя по месту образование поверхностно-активного материала, получившегося в реакции встречающихся в природе компонентов органических кислот с введенным щелочным материалом, который служит для увеличения эффективности нефтеизвлечения. Бергер и др. раскрывают в опубликованной патентной заявке США 2005/0199395 А 1 способ нефтеизвлечения и определенный класс алкиларилсульфонатных поверхностно-активных веществ. Поверхностно-активные вещества являются производными альфа-олефиновой фракции, имеющей широкое распределение четного углеродного числа в пределах от 12 до 28 или более. Общее исследование по увеличенному нефтеизвлечению называется "Basic Concepts in Enhanced OilYork, 1991). Предыдущие растворы полимера и поверхностно-активного вещества, использовавшиеся для увеличенного нефтеизвлечения, исторически являлись мутными и/или прозрачными. Растворы были мутными из-за большого мицеллярного размера. Поверхностно-активные вещества наиболее эффективны,когда они имеют сбалансированную растворимость в нефти и в воде. В большинстве случаев поверхностно-активное вещество и его мицеллы лишь частично растворимы в водной фазе; и, таким образом, они существуют скорее в виде дисперсии относительно больших мицелл. Размер этих мицелл достигает значений длин волн света и, таким образом, мешает прохождению света и делает растворы мутными или непросвечивающими. Когда заводнение с применением поверхностно-активных веществ используется для нефтеизвлечения, может быть необходимо распространить составы с поверхностно-активным веществом и полимером на расстояния порядка 30-180 м (100-600 футов). На таких расстояниях эти мутные растворы имеют тенденцию к разделению фаз и также отфильтровываются пористой средой. В прошлом устойчивости к действию воды уделялось минимальное внимание. Во время заводнения в Лудоне другой оператор достиг устойчивости состава поверхностно-активного вещества и полимера к действию воды, но не учел взаимодействия с продувочными растворами. Подобным образом, при полевых испытаниях поверхностно-активного вещества в Минасе в 2002 г. устойчивости к действию воды не было придано значения, что явилось фактором, способствовавшим снижению уровня нефтеизвлечения по сравнению с ожидавшимся. Краткое изложение сущности изобретения Способ для увеличения нефтеизвлечения включает стадию оборудования подземного пласта, содержащего внутри углеводороды. Оборудуется скважина, имеющая гидравлическое соединение с подземным пластом. Готовится раствор полимера и поверхностно-активного вещества для введения в хра-2 018718 нилище. Раствор полимера и поверхностно-активного вещества готовится путем смешивания композиции по меньшей мере с одним поверхностно-активным веществом, по меньшей мере с одним полимером и по меньшей мере с одним вспомогательным растворителем или вспомогательным поверхностноактивным веществом таким образом, что раствор полимера и поверхностно-активного вещества является прозрачным и устойчивым к действию воды. Готовится продувочный раствор для введения в хранилище. Продувочный раствор имеет дополнительное заранее определенное количество вспомогательного растворителя или вспомогательного поверхностно-активного вещества. Продувочный раствор вводится через инжекционную скважину в хранилище для увеличения выхода углеводородов из хранилища, в то же время сохраняя чистоту и устойчивость к воде раствора полимера и поверхностно-активного вещества. В способе скважина может быть инжекционной скважиной, связанной с инжекционной скважиной,и способ может также включать стадию оборудования эксплуатационной скважины, удаленной от инжекционной скважины на заранее определенное расстояние. Эксплуатационная скважина может иметь эксплуатационную скважину, имеющую гидравлическое соединение с подземным пластом. Введение раствора полимера и поверхностно-активного вещества и продувочного раствора увеличивает поток углеводородов в эксплуатационную скважину. В способе полимер может быть выбран из группы, состоящей из полисахарида, полиакриламида и частично гидролизованного полиакриламида. В способе заранее определенное количество продувочного раствора может быть таковым для вспомогательного растворителя. Вспомогательным растворителем может быть бутиловый эфир этиленгликоля. Вспомогательным растворителем может быть бутиловый эфир этиленгликоля и заранее определенное количество бутилового эфира этиленгликоля в продувочном растворе может быть больше чем примерно 0,25 мас.%. Вспомогательным растворителем может быть бутиловый эфир этиленгликоля и заранее определенное количество бутилового эфира этиленгликоля в продувочном растворе может быть между примерно 0,25 и 1,5 мас.%. В способе по меньшей мере один вспомогательный растворитель или вспомогательное поверхностно-активное вещество из раствора полимера и поверхностно-активного вещества может быть таковым для вспомогательного растворителя и заранее определенное количество продувочного раствора может быть таковым для вспомогательного растворителя. Вспомогательным растворителем может быть бутиловый эфир этиленгликоля. Вспомогательным растворителем может быть бутиловый эфир этиленгликоля и заранее определенное количество бутилового эфира этиленгликоля в продувочном растворе может быть больше чем примерно 0,25 мас.%. Вспомогательным растворителем может быть бутиловый эфир этиленгликоля и заранее определенное количество бутилового эфира этиленгликоля в продувочном растворе может быть между примерно 0,25 и 1,5 мас.%. В способе раствор полимера и поверхностно-активного вещества и продувочный раствор также включают умягченный синтетический рассол. В способе раствор полимера и поверхностно-активного вещества и продувочный раствор также включают умягченный синтетический рассол сорта "минас". В способе поверхностно-активное вещество из раствора полимера и поверхностно-активного вещества может быть композицией, имеющей первичное поверхностно-активное вещество и вторичное поверхностно-активное вещество. Первичное поверхностно-активное вещество может иметь алкилароматическую часть с общей формулой где R1 является водородом или алкильной группой, содержащей от примерно 1 до 3 атомов углерода;R2 является водородом или алкильной группой, имеющей от примерно 1 до 3 атомов углерода;R3 является алкильной группой, имеющей от примерно 8 до примерно 60 атомов углерода; М является моновалентным катионом. Вторичное поверхностно-активное вещество может иметь общую формулуR4-SO3X,где R4 является алифатическим карбогидрилом, имеющим от примерно 12 до примерно 40 атомов углерода, имеющим от примерно 20 до 98 мас.% разветвления и содержащим одну или более олефиновых или спиртовых частей или смеси таковых;X является моновалентным катионом. В способе при приготовлении раствора полимера и поверхностно-активного вещества раствор полимера и поверхностно-активного вещества может оставаться прозрачным и устойчивым к действию воды путем поддержания растворимости при помощи вспомогательного растворителя и вспомогательного поверхностно-активного вещества, и предотвращения образования осадков и разных фаз компонентов раствора полимера и поверхностно-активного вещества. Раствор может также оставаться прозрачным внутри скважины во время стадии введения раствора полимера и поверхностно-активного вещества че-3 018718 рез скважину в хранилище. Раствор может также оставаться прозрачным при вхождении в хранилище во время стадии введения раствора полимера и поверхностно-активного вещества через скважину в хранилище. В способе во время стадии введения продувочного раствора через скважину в хранилище продувочный раствор может сохранять прозрачность и устойчивость к действию воды раствора полимера и поверхностно-активного вещества, когда раствор полимера и поверхностно-активного вещества разбавляется, потому что дополнительное заранее определенное количество вспомогательного растворителя или вспомогательного поверхностно-активного вещества сохраняет растворимость и предотвращает образование осадков и разных фаз компонентов раствора полимера и поверхностно-активного вещества. В способе раствор полимера и поверхностно-активного вещества может быть прозрачным и устойчивым к действию воды при температуре хранилища. Другой предполагаемый способ увеличения нефтеизвлечения включает стадию оборудования подземного пласта, содержащего внутри углеводороды. Оборудуется инжекционная скважина, имеющая инжекционную скважину с гидравлическим соединением с подземным пластом; также оборудуется эксплуатационная скважина, удаленная от инжекционной скважины на заранее определенное расстояние и имеющая эксплуатационную скважину, гидравлически соединенную с подземным пластом. Готовится раствор полимера и поверхностно-активного вещества для введения в пласт путем смешивания композиции по меньшей мере с одним поверхностно-активным веществом, по меньшей мере с одним полимером и по меньшей мере с одним вспомогательным растворителем или вспомогательным поверхностноактивным веществом так, что раствор полимера с поверхностно-активным веществом будет прозрачным и устойчивым к действию воды. Раствор полимера и поверхностно-активного вещества вводится через инжекционную скважину в хранилище. Готовится продувочный раствор, имеющий дополнительное заранее определенное количество вспомогательного растворителя или вспомогательного поверхностноактивного вещества для введения в хранилище. Продувочный раствор вводится через инжекционную скважину в хранилище для увеличения потока углеводородов через хранилище по направлению к эксплуатационной скважине, в то же время сохраняя прозрачность и устойчивость раствора полимера и поверхностно-активного вещества к действию воды. Углеводороды принимаются внутри эксплуатационной скважины. В способе в стадии приготовления продувочного раствора вспомогательным растворителем может быть бутиловый эфир этиленгликоля, и заранее определенное количество бутилового эфира этиленгликоля в продувочном растворе может быть между примерно 0,25 и 1,5 мас.%. В способе в стадии приготовления продувочного раствора вспомогательным растворителем может быть бутиловый эфир этиленгликоля и заранее определенное количество бутилового эфира этиленгликоля в продувочном растворе может быть больше чем примерно 0,25 мас.% продувочного раствора. Раствор полимера и поверхностно-активного вещества может также иметь умягченный синтетический рассол. Раствор полимера и поверхностно-активного вещества и продувочный раствор могут также иметь умягченный синтетический рассол сорта "минас". В способе поверхностно-активное вещество в растворе полимера и поверхностно-активного вещества может быть композицией, имеющей первичное поверхностно-активное вещество и вторичное поверхностно-активное вещество. Первичное поверхностно-активное вещество может иметь алкилароматическую часть с общей формулой где R1 является водородом или алкильной группой, содержащей от примерно 1 до 3 атомов углерода;R2 является водородом или алкильной группой, имеющей от примерно 1 до 3 атомов углерода;R3 является алкильной группой, имеющей от примерно 8 до примерно 60 атомов углерода; М является моновалентным катионом. Вторичное поверхностно-активное вещество может иметь общую формулуR4-SO3X,где R4 является алифатическим карбогидрилом, имеющим от примерно 12 до примерно 40 атомов углерода, имеющим от примерно 20 до 98 мас.% разветвления и содержащим одну или более олефиновых или спиртовых частей или смеси таковых;X является моновалентным катионом. В способе вспомогательным растворителем может быть бутиловый эфир этиленгликоля, в стадии приготовления раствора полимера и поверхностно-активного вещества бутиловый эфир этиленгликоля может сохранять прозрачность и устойчивость к действию воды раствора полимера и поверхностно-4 018718 активного вещества и предотвращать образование осадков и разных фаз компонентов раствора полимера и поверхностно-активного вещества. В способе вспомогательным растворителем в растворе полимера и поверхностно-активного вещества может быть бутиловый эфир этиленгликоля и в стадии введения раствора полимера и поверхностноактивного вещества через инжекционную скважину в хранилище раствор может оставаться прозрачным внутри скважины. Раствор также может оставаться прозрачным по вхождении в хранилище. Вспомогательным растворителем в продувочном растворе также может быть бутиловый эфир этиленгликоля. В стадии введения продувочного раствора через инжекционную скважину в хранилище продувочный раствор может сохранять прозрачность и устойчивость к действию воды раствора полимера и поверхностноактивного вещества, когда раствор полимера и поверхностно-активного вещества разбавляется, потому что дополнительное заранее определенное количество бутилового эфира этиленгликоля сохраняет растворимость и предотвращает образование осадков и разных фаз компонентов раствора полимера и поверхностно-активного вещества. Краткое описание чертежей Эти и другие объекты, особенности и преимущества настоящего изобретения будут лучше поняты,принимая во внимание следующее описание, ожидающие решения пункты формулы изобретения и сопутствующие чертежи, где: фиг. 1 представляет собой схематический разрез хранилища, имеющего гидравлическое соединение с инжекционной скважиной и эксплуатационной скважиной во время операций по увеличенному нефтеизвлечению после введения пробки из полимера и поверхностно-активного вещества в соответствии с настоящим изобретением; фиг. 2 А представляет собой боковой вид раствора полимера и поверхностно-активного вещества для использования в операциях по увеличенному нефтеизвлечению на фиг. 1 в соответствии с настоящим изобретением; фиг. 2 В представляет собой боковой вид раствора полимера и поверхностно-активного вещества из известного уровня техники для использования в операциях по увеличенному нефтеизвлечению; фиг. 2 С представляет собой боковой вид раствора полимера и поверхностно-активного вещества из известного уровня техники с фиг. 2 В по истечении периода времени в двадцать четыре часа; фиг. 3 представляет собой схематический разрез хранилища, инжекционной скважины и эксплуатационной скважины после введения продувочной пробки в соответствии с настоящим изобретением; фиг. 4 представляет собой таблицу, показывающую результаты тестирования для определения желаемого количества полимера в продувочной пробке с фиг. 3 для поддержания свойств чистоты и стабильности к действию воды пробки из полимера и поверхностно-активного вещества с фиг. 2 А, когда продувочная пробка введена в хранилище с фиг. 3. Подробное изложение сущности изобретения Определения. Используемые в данном документе следующие термины имеют следующие значения, если явно не указано обратное. Термин "первичное поверхностно-активное вещество", используемый в данном документе, относится к анионному ароматическому поверхностно-активному веществу, которое присутствует в составе. Термин "вспомогательное поверхностно-активное вещество", используемый в данном документе,относится к анионному неароматическому поверхностно-активному веществу, которое присутствует в составе. Термины "активный компонент" или "активные компоненты", используемые в данном документе,относятся к концентрации солей натрия каждого вида поверхностно-активных веществ (т.е. первичного поверхностно-активного вещества и вспомогательного поверхностно-активного вещества). Термин "алкилат", используемый в данном документе, относится к алкилароматическому соединению, используемому для приготовления алкилароматических сульфонатов настоящего изобретения. Алкилароматическое соединение было приготовлено с использованием ароматического соединения и линейного альфа-олефина или изомеризованного олефина. Термин "изомеризованный альфа-олефин (IAO)", используемый в данном документе, относится к альфа-олефину, который был подвергнут условиям изомеризации, что приводит к изменению распределения присутствующих олефиновых соединений и/или введения разветвления по длине алкильной цепи. Изомеризованный олефиновый продукт может быть получен путем изомеризации альфа-олефина, содержащего от примерно 12 до примерно 40 атомов углерода и более предпочтительно от примерно 20 до примерно 8 атомов углерода. Термин "щелочной металл", используемый в данном документе, относится к металлам группы IA Периодической таблицы. Термин "вспомогательный растворитель", используемый в данном документе, относится к спиртам,простым эфирам, и/или к ряду неионных материалов. В общем, эти неионные материалы имеют несколько более высокую толерантность по отношению к поливалентным ионам, являются водорастворимыми и могут также предоставить снижение вязкости состава поверхностно-активного вещества. Термин "пассиватор", используемый в данном документе, относится к карбонату щелочного металла, бикарбонатным или гидроксосолям. Термин "увеличенное нефтеизвлечение" или "EOR", используемый в данном документе, относится к способам для увеличения нефтеизвлечения углеводородов из подземных хранилищ. Термин "газовая хроматография" или "ГХ", используемый в данном документе, относится к газожидкостной хроматографии. Термин "параметр солюбилизации нефти SPo" относится к объему растворенной нефти на единицу объема поверхностно-активного вещества. Обычно параметр солюбилизации нефти измеряется в экспериментах по фазовому поведению. Термин "натяжение на поверхности раздела фаз" или "IFT", используемый в данном документе, относится к поверхностному натяжению между испытываемой нефтью и водой с различными величинами минерализации, содержащими составы поверхностно-активного вещества при разных концентрациях. Обычно натяжения на поверхности раздела фаз измеряются с использованием тензиометра с вытягивающимися каплями или рассчитываются, исходя из экспериментов по фазовому поведению. Термин "средняя фаза" относится к микроэмульсии, образованной путем комбинации испытуемой нефти и рассола из хранилища, который содержит состав с поверхностно-активным веществом во время испытаний на фазовое поведение. Термин "2-алкильное присоединение" относится к присоединению алкильной группы к ароматическому кольцу, где самая длинная алкильная цепь присоединена к ароматическому кольцу 2-положением алкильной цепи. Если не указано иначе, все процентные доли выражены в массовых процентах и давление выражено в атмосферах. Относительно фиг. 1 инжекционная скважина 11 показана простирающейся до части подземного пласта 13, которое содержит углеводороды для добычи, так что инжекционная скважина 11 имеет гидравлическое соединение с подземным пластом 13 и углеводородами. Эксплуатационная скважина 15 расположена на заранее определенном расстоянии от инжекционной скважины 11 и также имеет гидравлическое соединение с хранилищем 13 с целью принятия углеводородов оттуда. Как будет легко оценено специалистом в данной области техники, могут также быть дополнительные эксплуатационные скважины 15, расположенные вдали от инжекционной скважины 11 в заранее определенных местах для оптимального принятия углеводородов, вытесняемых через хранилище 13 благодаря инжекциям из инжекционной скважины 11. В осуществлении изобретения сначала вводится водяная пробка через инжекционную скважину 11 в хранилище 13. Раствор полимера и поверхностно-активного вещества или пробка 17 затем вводится через инжекционную скважину 11 в хранилище 13. Пробка из полимера и поверхностно-активного вещества 17 предпочтительно диспергирует через хранилище 13, при этом хотя бы часть таковой пробки идет по направлению к эксплуатационной скважине 15. В осуществлении изобретения пробка из полимера и поверхностно-активного вещества включает смесь поверхностно-активного вещества и полимера. В предпочтительном осуществлении смесь для этой пробки из полимера и поверхностно-активного вещества 17 представляет собой прозрачный раствор, устойчивый к действию воды. Пробка из полимера и поверхностно-активного вещества 17 предпочтительно является истинным раствором, который свободен от суспендированных частиц, нежели смесью, которая разделяется на различные фазы со временем. Пробка из полимера и поверхностно-активного вещества 17 может быть охарактеризована как свободная от больших мицелл, которые препятствуют прохождению света, что сделало бы раствор мутным или непросвечивающим. Относительно фиг. 2 А и 2 В показано сравнение между пробкой из полимера и поверхностноактивного вещества 17 (фиг. 2 А) и раствором поверхностно-активного вещества (фиг. 2 В), имеющего мицеллы с большим мицеллярным размером. Оба были нагреты до 85 С. Как совершенно очевидно специалисту в данной области техники, мицеллы, ассоциированные с пробкой из полимера и поверхностноактивного вещества 17, являются достаточно маленькими, чтобы не препятствовать прохождению света,особенно при нагревании до температуры хранилища 13, и, таким образом, оказываются просвечивающими или прозрачными. В предпочтительном варианте осуществления изобретения пробка из полимера и поверхностно-активного вещества 17 является чистым раствором без плавающих в нем частиц, или имеющим большие мицеллы, ассоциированные с таковыми, так что пробка из полимера и поверхностноактивного вещества 17 не препятствует прохождению света при комнатной температуре. Фиг. 2 С является примером разделения "мутного" раствора поверхностно-активного вещества с фиг. 2 В на разные фазы 19, 21 после 24 ч. Пробка из полимера и поверхностно-активного вещества 17 не имеет такого разделения, таким образом, пробка из полимера и поверхностно-активного вещества 17 также является стабильной, потому что она не разделяется на разные фазы со временем. Снова относительно фиг. 1 пробка из полимера и поверхностно-активного вещества 17 является прозрачной и устойчивой к действию воды, что означает, что пробка из полимера и поверхностноактивного вещества 17 не разделяется до или во время прохождения пористой среды хранилища 13. Путем сохранения качества однофазности пробка из полимера и поверхностно-активного вещества 17 мо-6 018718 жет более эффективно действовать в качестве моющего средства для снижения поверхностного натяжения нефти/углеводородов и вымывать углеводороды из пространства пор внутри хранилища 13. Будучи более эффективной, пробка из полимера и поверхностно-активного вещества 17 может действовать более эффективно на углеводороды, которые находятся дальше от инжекционной скважины 11. Состав пробки из полимера и поверхностно-активного вещества 17 предпочтительно включает первичное поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество (или вторичное поверхностно-активное вещество), вспомогательный растворитель, полимер и пассиватор. Первичное поверхностно-активное вещество. Первичное поверхностно-активное вещество настоящего изобретения имеет общую формулу где R1 является водородом или алкильной группой, содержащей от примерно 1 до 3 атомов углерода;R2 является водородом или алкильной группой, имеющей от примерно 1 до 3 атомов углерода;R3 является алкильной группой, имеющей от примерно 8 до примерно 60 атомов углерода; М является моновалентным катионом. В одном из вариантов осуществления М является щелочным металлом, аммонием или замещенным аммонием. Примеры замещенного аммония включают аммоний, независимо замещенный от примерно 1 до примерно 4 алифатическими или ароматическими карбогидрилами, имеющими от примерно 1 до примерно 15 атомов углерода, таких как алкил, арил, алкиларил или арилалкил, и необязательно имеющих один или более гетероатомов, таких как азот, кислород или сера, которые могут присутствовать в алифатических или ароматических гетероциклических кольцах. Примеры подходящего гетероциклического кольца включают пиррол, пирролидин, пиридин, пиримидин, пиразол, имидазол и хинолин. Гетероциклический заместитель может быть присоединен к аммонийной части через атом углерода в гетероциклическом кольце, так как в С-пиридилзамещенном аммонии, или, по-другому, четвертичный аммонийный азот сам может быть атомом азота в гетероциклическом кольце, так как в ионе пиридиния. В одном варианте осуществления R1 и R2 являются метилами, а алкилароматическая часть является алкилксилолом. Более предпочтительно алкилксилольная часть является алкил-ортоксилолом. В другом варианте осуществления алкилароматическая часть является алкил-метаксилолом. Первичное поверхностно-активное вещество, используемое в настоящем изобретении, является алкилароматической сульфонатной солью, полученной алкилированием ароматического соединения. Предпочтительно ароматическое соединение является бензолом, толуолом, ксилолом, смесями таковых или им подобных. Более предпочтительно ароматическое соединение является толуолом, ксилолом или смесями таковых. Если используется ксилол, то ксилольное соединение может включать орто-, мета- или параксилол или смеси таковых. Обычно ароматическое соединение алкилируется смесью нормальных альфа-олефинов (NAO), содержащих от С 8-С 60 атомов углерода, предпочтительно С 10-С 50 атомов углерода, наиболее предпочтительно от С 12-С 40 атомов углерода с образованием ароматического алкилата. Алкилат сульфируется с образованием алкилароматической сульфокислоты, которая затем нейтрализуется каустиком, таким образом давая натриевое алкилароматическое сульфонатное соединение. Наиболее предпочтительный алкилат получают алкилированием ортоксилола, что дает алкилат, содержащий несколько изомеров, но в котором по меньшей мере 90 мас.% составляет структура с 1,3,4-замещением по кольцу, имеющая от 40 до 60 мас.% 2-алкильного присоединения к ароматическому кольцу (т.е. где самая длинная алкильная цепь присоединена к ароматическому кольцу 2-положением алкильной цепи), предпочтительно 45-55 мас.% 2-алкильного присоединения и более предпочтительно примерно 50 мас.% 2-алкильного присоединения к ароматическому кольцу. Предпочтительно алкилат будет содержать от 1 до 20 мас.% диалкилатных соединений и более предпочтительно менее 10 мас.% диалкилатных соединений. Предпочтительно по меньшей мере около 95 мас.% и наиболее предпочтительно 98 мас.% алкилата содержит структуру с 1,3,4-замещением по кольцу. По сульфировании алкилата образуется смесь изомеров алкилароматических сульфокислот, и предпочтительным изомером является изомер 2-алкил-4,5 диметилбензолсульфокислоты, где содержание этого изомера сульфокислоты присутствует предпочтительно в количестве от примерно 1 до примерно 90 мас.%, более предпочтительно в количестве от примерно 10 до примерно 80 мас.% и наиболее предпочтительно в количестве по меньшей мере примерно 70 мас.%. Ароматическое соединение. По меньшей мере одно ароматическое соединение или смесь ароматических соединений может быть использовано для реакции алкилирования в настоящем изобретении. Предпочтительно по меньшей мере одно ароматическое соединение или смесь ароматических соединений включает по меньшей мере одно из моноциклических ароматических соединений, таких как бензол, толуол, ксилол, кумол или смеси таковых. Более предпочтительно по меньшей мере одно ароматическое соединение или смесь ароматических соединений является ксилолом, включая все изомеры (т.е. мета-, орто- и пара-) и смеси таковых. Наиболее предпочтительно по меньшей мере одно ароматическое соединение является ортоксилолом. Источники ароматического соединения. По меньшей мере одно ароматическое соединение или смесь ароматических соединений, используемых в настоящем изобретении, являются коммерчески доступными или могут быть приготовлены по способам, хорошо известным из уровня техники. Олефины. Олефины, используемые для получения первичного поверхностно-активного вещества настоящего изобретения, могут быть получены из различных источников. Такие источники включают нормальные альфа-олефины, линейные альфа-олефины, изомеризованные линейные альфа-олефины, димеризованные и олигомеризованные олефины, и олефины, полученные метатезисом олефинов. Другим источником, из которого могут быть получены олефины, является крекинг нефтепродуктов или парафина ФишераТропша. Парафин Фишера-Тропша может быть гидроочищен до крекинга. Другие коммерческие источники включают олефины, полученные дегидрированием парафина и олигомеризацией этилена и других олефинов, процессами синтеза олефинов из метанола (крекинг метанола) и им подобными. В одном варианте осуществления ароматическое соединение может быть алкилировано смесью нормальных альфа-олефинов (NAO), содержащих от С 8-С 60 атомов углерода, предпочтительно от C10 С 50 атомов углерода и более предпочтительно от С 12-С 40 атомов углерода с получением алкилата первичного поверхностно-активного вещества. Источники олефинов. Нормальные альфа-олефины, используемые для получения первичного поверхностно-активного вещества в настоящем изобретении, являются коммерчески доступными или могут быть приготовлены по способам, хорошо известным из уровня техники. Олефины, используемые в этом изобретении, могут быть линейными, изомеризованными линейными, разветвленными или частично разветвленными. Олефин может быть олефином с одиночным углеродным числом или он может быть смесью линейных олефинов, смесью изомеризованных линейных олефинов, смесью разветвленных олефинов, смесью частично разветвленных олефинов или смесью любых из вышеперечисленных. Олефины могут быть выбраны из олефинов с углеродными числами в пределах от примерно 8 до примерно 60 атомов углерода. Предпочтительно олефины выбираются из олефинов с углеродными числами в пределах от примерно 10 до примерно 50 атомов углерода, более предпочтительно от примерно 12 до примерно 40 атомов углерода. В другом варианте осуществления олефин или смесь олефинов выбирается из линейных альфаолефинов или изомеризованных олефинов, содержащих от примерно 8 до примерно 60 атомов углерода. Более предпочтительно смесь олефинов выбирается из линейных альфа-олефинов или изомеризованных олефинов, содержащих от примерно 10 до примерно 50 атомов углерода. Наиболее предпочтительно смесь олефинов выбирается из линейных альфа-олефинов или изомеризованных олефинов, содержащих от примерно 12 до примерно 40 атомов углерода. Смесь разветвленных олефинов предпочтительно выбирается из полиолефинов, которые могут быть производными от С 3- или более высших моноолефинов (т.е. пропиленовых олигомеров, бутиленовых олигомеров, со-олигомеров и т.д.). Предпочтительно смесь разветвленных олефинов является либо пропиленовыми олигомерами, либо бутиленовыми олигомерами, либо смесями таковых. Предпочтительно альфа-олефины, которые могут быть использованы для реакции алкилирования,могут быть одним или смесью нормальных альфа-олефинов, выбранных из олефинов, имеющих от примерно 8 до примерно 60 атомов углерода на молекулу. Более предпочтительно нормальный альфаолефин выбирается из олефинов, имеющих от примерно 10 до примерно 50 атомов углерода на молекулу. Наиболее предпочтительно нормальный альфа-олефин выбирается из олефинов, имеющих от примерно 12 до примерно 40 атомов углерода на молекулу. В одном осуществлении настоящего изобретения нормальные альфа-олефины изомеризуются с использованием твердого или жидкого кислотного катализатора. Твердый катализатор предпочтительно имеет по меньшей мере один оксид металла и средний размер пор меньше чем 5,5 ангстрем. Более предпочтительно твердый катализатор представляет собой молекулярное сито с однообразным размером пор,такое как SM3, МАРО-11, SAPO-11, SSZ-32, ZSM-23, MAPO-39, SAPO-39, ZSM-22 или SSZ-20. Другие возможные кислотные твердые катализаторы, полезные для изомеризации, включают ZSM-35, SUZ-4,NU-23, NU-87, а также природные или синтетические феррьериты. Эти молекулярные сита хорошо известны из уровня техники и обсуждаются в книге Rosemarie Szostak "Handbook of Molecular Sieves" (NewYork, Van Nostrand Reinhold, 1992), которая включена в данный документ путем ссылки для всех целей. Жидким типом изомеризационного катализатора, который может быть использован, является пентакарбонил железа (Fe(CO)5). Процесс изомеризации нормальных альфа-олефинов может проводиться в периодическом или в непрерывном режиме. Температуры процесса могут варьироваться от примерно 50 до примерно 250 С. В периодическом режиме типичным используемым методом является автоклав с перемешиванием или стеклянная колба, которые могут быть нагреты до желаемой температуры реакции. Непрерывный процесс наиболее эффективно проводится в процессе с неподвижным слоем. Норма пространства в процессе с неподвижным слоем может варьироваться от 0,1 до 10 или более среднечасовой скорости подачи сырья. В процессе с неподвижным слоем изомеризационный катализатор вводится в реактор и активируется или сушится при температуре по меньшей мере 125 С под вакуумом или в потоке инертного сухого газа. После активации температура изомеризационного катализатора подстраивается под желаемую температуру реакции и в реактор вводится поток олефина. Собирается выходящий поток, содержащий частично разветвленный изомеризованный олефин. Полученные частично разветвленные изомеризованные олефины содержат разное распределение олефинов (т.е. альфа-олефин, бета-олефин; внутренний олефин,тризамещенный олефин и винилиденовый олефин) и разное содержание разветвленности, нежели таковые у неизомеризованного олефина, и условия выбираются с целью получить желаемое распределение олефинов и степень разветвленности. Кислотный катализатор. Обычно алкилированное ароматическое соединение может быть получено с использованием катализатора - кислоты Бренстеда или катализатора - кислоты Льюиса, либо же твердого кислотного катализатора. Катализатор - кислота Бренстеда может быть выбран из группы, включающей хлористоводородную кислоту, фтористо-водородную кислоту, бромисто-водородную кислоту, серную кислоту,хлорную кислоту, трифторметансульфокислоту, фторсульфокислоту, азотную кислоту и им подобную. Предпочтительно катализатором - кислотой Бренстеда является фтористо-водородная кислота. Катализатор - кислота Льюиса может быть выбран из группы кислот Льюиса, включающей трихлорид алюминия, трибромид алюминия, трииодид алюминия, трифторид бора, трибромид бора, трииодид бора и им подобные. Предпочтительно катализатором - кислотой Льюиса является трихлорид алюминия. Твердые кислотные катализаторы могут быть выбраны из группы, включающей цеолиты, кислые глины и/или кремнезем-глинозем. Подходящим твердым катализатором является катионообменная смола в ее кислотной форме, например сульфокислотный катализатор, загущенный жидким полимером. Катализатором может быть молекулярное сито. Подходящими молекулярными ситами являются кремнеземалюмофосфатные молекулярные сита или металлсодержащие кремнезем-алюмофосфатные молекулярные сита, в которых металлом может быть, например, железо, кобальт или никель. Другие подходящие примеры твердых кислотных катализаторов раскрыты в патенте США 7183452, который включен в данный документ путем ссылки. Катализатор - кислота Бренстеда может быть регенерирован после того, как он станет деактивированным (т.е. катализатор потерял всю или какую-то часть его каталитической активности). Способы, которые хорошо известны из уровня техники, могут быть использованы для регенерации кислотного катализатора, например фтористо-водородной кислоты. Способ приготовления алкилированного ароматического соединения. Технологии алкилирования, используемые для получения алкилата первичного поверхностноактивного вещества, будут включать катализаторы - кислоты Бренстеда и/или Льюиса, так же, как и твердые кислотные катализаторы, используемые в периодических, полупериодических или непрерывных процессах, идущих при температуре между примерно 0 до примерно 300 С. Кислотный катализатор может быть пущен в рецикл при использовании в непрерывном процессе. Кислотный катализатор может быть пущен в рецикл или регенерирован при использовании в периодическом процессе или в непрерывном процессе. В одном осуществлении настоящего изобретения процесс алкилирования проводится путем взаимодействия первого количества по меньшей мере одного ароматического соединения или смеси ароматических соединений с первым количеством смеси олефиновых соединений в присутствии катализатора- кислоты Бренстеда, такой как фтористо-водородная кислота, в первом реакторе, в котором поддерживается перемешивание, таким образом получая первую реакционную смесь. Полученную первую реакционную смесь выдерживают в первой зоне алкилирования при условиях алкилирования в течение времени, достаточного для перевода олефина в ароматический алкилат (т.е. в первый продукт реакции). По истечении желаемого времени первый продукт реакции удаляют из зоны алкилирования и подают во второй реактор, где первый продукт реакции реагирует с дополнительным количеством по меньшей мере одного ароматического соединения или смеси ароматических соединений, и дополнительным количеством кислотного катализатора, и, необязательно с дополнительным количеством смеси олефиновых соединений, и где поддерживается перемешивание. Получается вторая реакционная смесь, и она выдерживается во второй зоне алкилирования при условиях алкилирования в течение времени, достаточного для перевода олефина в ароматический алкилат (т.е. во второй продукт реакции). Второй продукт реакции подается в сепаратор для разделения двух жидкостей, чтобы углеводородные (т.е. органические) продук-9 018718 ты отделились от кислотного катализатора. Кислотный катализатор может быть пущен в рецикл в реакторе(-ах) в замкнутом цикле. Углеводородный продукт далее обрабатывается для удаления избытка непрореагировавших ароматических соединений и, необязательно, олефиновых соединений из желаемого алкилатного продукта. Избыток ароматических соединений может быть пущен в рецикл в реакторе(-ах). В другом варианте осуществления настоящего изобретения реакция проходит в более чем двух реакторах, которые расположены рядами. Вместо подачи второго продукта реакции в сепаратор для разделения двух жидкостей второй продукт реакции подается в третий реактор, где второй продукт реакции реагирует с дополнительным количеством по меньшей мере одного ароматического соединения или смеси ароматических соединений и дополнительным количеством кислотного катализатора, и, необязательно, с дополнительным количеством олефиновых соединений, и где поддерживается перемешивание. Получается третья реакционная смесь, и она выдерживается в третьей зоне алкилирования в течение времени, достаточного для перевода олефина в ароматический алкилат (т.е. в третий продукт реакции). Реакции проходят в таком количестве реакторов, которое необходимо для получения желаемого алкилированного ароматического продукта. Общее мольное соотношение реагирующих веществ, катализатора - кислоты Бренстеда к олефиновым соединениям, составляет примерно 1,0 к 1 для комбинированных реакторов. Предпочтительно мольное соотношение реагирующих веществ, катализатора - кислоты Бренстеда к олефиновым соединениям, составляет не более чем примерно 0,7 к 1 в первом реакторе и не менее чем примерно 0,3 к 1 во втором реакторе. Общее мольное соотношение реагирующих веществ, ароматических соединений к олефиновым соединениям, составляет примерно 7,5 к 1 для комбинированных реакторов. Предпочтительно мольное соотношение реагирующих веществ, ароматических соединений к олефиновым соединениям составляет не менее чем примерно 1,4 к 1 в первом реакторе и не более чем примерно 6,1 к 1 во втором реакторе. Многие типы конфигураций реакторов могут быть использованы для зоны реактора. Таковые включают (но не ограничиваются ими), периодические и проточные аппараты с мешалками, реакторные конфигурации с нагнетательными трубами, реакторы с кипящим слоем и другие конфигурации реакторов, хорошо известные из уровня техники. Многие из этих реакторов известны специалистам в данной области техники и подходят для реакции алкилирования. Перемешивание является ключевым для реакции алкилирования и может быть достигнуто при помощи вращающихся крыльчатых колес с перегородками и без таковых; статических смесителей, кинетического смешения в нагнетательных трубопроводах или любых других перемешивающих устройствах, которые хорошо известны из уровня техники. Процесс алкилирования может быть проведен при температурах от примерно 0 до примерно 100 С. Процесс проводится при достаточном давлении так, что значительная часть подаваемых компонентов остается в жидкой фазе. Обычно давление от 0,68 до 1034,2 Па (от 0 до 150 фунт/дюйм 2) является удовлетворительным для поддержания подаваемых продуктов в жидкой фазе. Время пребывания в реакторе является временем, достаточным для перевода значительной части олефина в алкилатный продукт. Требуемое время составляет от примерно 30 с до примерно 30 мин. Более точное время пребывания может быть определено специалистами в данной области техники с использованием периодических реакторов с мешалками для измерения кинетических закономерностей процесса алкилирования. По меньшей мере одно ароматическое соединение или смесь ароматических соединений и олефиновые соединения могут быть введены в реакционную зону по отдельности, либо могут быть смешаны перед введением. Как одна, так и много реакционных зон могут быть использованы с введением ароматических соединений и олефиновых соединений в одну, несколько или во все реакционные зоны. Реакционные зоны не нужно поддерживать при одних и тех же условиях процесса. Углеводородная подача для процесса алкилирования может включать смесь ароматических соединений и олефиновых соединений, в которых мольное соотношение ароматических соединений к олефинам составляет от примерно 0,5:1 до примерно 50:1 или более. В случае, когда мольное соотношение ароматических соединений к олефиновым больше 1,0:1, то присутствует избыток ароматических соединений. Предпочтительно избыток ароматических соединений используется для увеличения скорости реакции и улучшения селективности продуктов. Когда используется избыток ароматических соединений,избыточные непрореагировавшие ароматические соединения в выходном потоке реактора могут быть отделены, например, путем перегонки и пущены в рецикл в реактор. Приготовление алкиларилсульфоната. Алкилароматический продукт, полученный при помощи способа, описанного в данном документе,далее реагирует с образованием алкилароматической сульфокислоты и затем соответствующего сульфоната. Сульфирование. Сульфирование алкилароматического соединения может быть проведено любым способом, известным среднему специалисту в данной области техники. Реакция сульфирования обычно проводится в нисходящем пленочном трубчатом реакторе непрерывного действия, поддерживаемом при температуре от примерно 45 до примерно 75 С. Алкилароматическое соединение помещается в реактор вместе с три- 10018718 оксидом серы, разбавленным воздухом, тем самым давая алкиларилсульфокислоту. Другие сульфирующие реагенты, такие как серная кислота, хлорсульфоновая кислота или сульфаминовая кислота, также могут использоваться. Предпочтительно алкилароматическое соединение сульфируется триоксидом серы, разбавленным воздухом. Мольное соотношение реагирующих веществ, триоксида серы к алкилату, поддерживается при значениях от примерно 0,8 до 1,1:1. Нейтрализация алкилароматической сульфокислоты. Нейтрализация алкиларилсульфокислоты может быть проведена в непрерывном или в периодическом процессе любым способом, известным специалисту в данной области техники, для производства алкиларилсульфонатов. Обычно алкиларилсульфокислота нейтрализуется источником щелочного или щелочно-земельного металла или аммония, таким образом давая алкиларилсульфонат. Предпочтительно источник является основанием щелочного металла, более предпочтительно источник является гидроксидом щелочного металла, таким как (но не ограничиваемый этим) гидроксид натрия или гидроксид калия. Примером первичного поверхностно-активного вещества для пробки 17 является "CS2000A", который производится и доступен от Chevron Oronite Company LLC. Вторичное поверхностно-активное вещество. Состав для увеличенного нефтеизвлечения настоящего изобретения также содержит вторичное поверхностно-активное вещество. Вторичное поверхностно-активное вещество имеет общую формулуR4-SO3X,где R4 является алифатическим карбогидрилом, имеющим от примерно 12 до примерно 40 атомов углерода, имеющим от примерно 20 до 98 мас.% разветвления и содержащим одну или более олефиновых или спиртовых частей или смеси таковых;X является моновалентным катионом. В одном варианте осуществления X является щелочным металлом, аммонием или замещенным аммонием. Примеры замещенного аммония включают аммоний, независимо замещенный от примерно 1 до примерно 4 алифатическими или ароматическими карбогидрилами, имеющими от примерно 1 до примерно 15 атомов углерода, таких как алкил, арил, алкиларил или арилалкил, и необязательно имеющих один или более гетероатомов, таких как азот, кислород или сера, которые могут присутствовать в алифатических или ароматических гетероциклических кольцах. Примеры подходящего гетероциклического кольца включают пиррол, пирролидин, пиридин, пиримидин, пиразол, имидазол и хинолин. Гетероциклический заместитель может быть присоединен к аммонийной части через атом углерода в гетероциклическом кольце, так как в С-пиридилзамещенном аммонии, или, по-другому, четвертичный аммонийный азот сам может быть атомом азота в гетероциклическом кольце, так как в ионе пиридиния. Вторичное поверхностно-активное вещество, используемое в настоящем изобретении, представляет собой изомеризованный сульфонат олефина (IOS), полученный сульфированием изомеризованного альфа-олефина (IAO), где IAO получен изомеризацией нормальных альфа олефинов (NAO) с цепью С 12 С 40, предпочтительно нормальных альфа-олефинов с цепью С 20-С 28, наиболее предпочтительно нормальных альфа-олефинов с цепью С 20-С 24. В одном варианте осуществления R4 является производным частично изомеризованного альфаолефина, содержащего остаточное количество альфа-олефина.IAO включает от примерно 12 до примерно 40 атомов углерода, более предпочтительно от примерно 20 до примерно 28 атомов углерода, наиболее предпочтительно от примерно 20 до примерно 24 атомов углерода.IAO содержит разветвление в пределах между примерно 20 до примерно 98 мас.%, предпочтительно от примерно 45 до примерно 80 мас.% разветвления и наиболее предпочтительно от примерно 60 до примерно 70 мас.% разветвления; и количество остаточного альфа-олефина в пределах от примерно 0,1 до примерно 30 мас.%, предпочтительно в пределах от примерно 0,2 до примерно 20 мас.% остаточного альфа-олефина и наиболее предпочтительно в пределах от примерно 0,5 до примерно 10 мас.% остаточных альфа-олефиновых соединений. В одном варианте осуществления IAO содержит по меньшей мере примерно 23% разветвления, по меньшей мере примерно 9% остаточного альфа-олефина и имеет от примерно 20 до примерно 24 атомов углерода. В другом варианте осуществления IAO содержит по меньшей мере 65% разветвления, по меньшей мере примерно 0,2-0,5% остаточного альфа-олефина и имеет от примерно 20 до примерно 24 атомов углерода. В одном варианте осуществления, когда процент разветвления в частично изомеризованном альфаолефине меньше или равен 25 мас.%, тогда содержание остаточного альфа-олефина в таком частично изомеризованном альфа-олефине больше или равно 8 мас.%. Обычно нормальные альфа-олефины изомеризуют так, как описано выше в данном документе. Сульфирование. Сульфирование IAO может быть проведено любым способом для производства интермедиата IAOсульфокислоты, известным среднему специалисту в данной области техники. Реакция сульфирования обычно проводится в нисходящем пленочном трубчатом реакторе непрерывного действия, поддерживаемом при температуре от примерно 30 до примерно 75 С. Мольное соотношение реагирующих веществ, триоксида серы к олефину, поддерживается от примерно 0,3 до 1,1:1. Могут быть использованы другие сульфирующие реагенты, такие как серная кислота, хлорсульфоновая кислота или сульфаминовая кислота. Предпочтительно изомеризованный альфа-олефин сульфируется триоксидом серы, разбавленным воздухом. Продукт процесса сульфирования может быть затем термически расщеплен путем нагревания. Нейтрализация изомеризованной альфа-олефинсульфокислоты. Нейтрализация IAO-сульфокислоты может быть проведена в непрерывном или в периодическом процессе любым способом для производства IOS, известным специалисту в данной области техники. Обычно IAO-сульфокислота нейтрализуется источником щелочного металла, аммония или замещенного аммония. Предпочтительно источник является основанием щелочного металла, более предпочтительно источник является гидроксидом щелочного металла, таким как (но не ограничиваемый этим) гидроксид натрия или гидроксид калия. Как указано выше, за сульфированием IAO может следовать термическое расщепление, и полученный продукт затем нейтрализуется каустиком, после чего необязательно может следовать гидролиз при помощи каустика. Получившийся натриевый изомеризованный сульфонат олефина (IOS) содержит натриевый сульфонат спирта в пределах от примерно 1 до примерно 70 мас.%. В одном варианте осуществления IOS содержит соединения ряда натриевых сульфонатов спиртов в пределах от примерно 5 до примерно 35 мас.%, при этом остаток соединений ряда натриевых сульфонатов является рядом соединений натриевых сульфонатов олефинов. В другом варианте осуществления IOS содержит соединения ряда натриевых сульфонатов спиртов в пределах от примерно 35 до примерно 60 мас.%, при этом остаток соединений ряда натриевых сульфонатов является рядом соединений натриевых сульфонатов олефинов. В одном варианте осуществления нейтрализованный сульфонат альфа-олефина далее гидролизуется каустиком. Относительно М в первичном поверхностно-активном веществе и X во вторичном поверхностноактивном веществе М и X независимо являются моновалентными катионами и предпочтительно независимо выбираются из щелочного металла, аммония или замещенного аммония. Примером вторичного поверхностно-активного вещества для пробки 17 является "CS1500", который производится и доступен от Chevron Oronite Company LLC. Вспомогательный растворитель. Подходящими вспомогательными растворителями, используемыми в настоящем изобретении, являются спирты, такие как спирты с низшей углеродной цепью наподобие изопропилового спирта, этанола, н-пропилового спирта, н-бутилового спирта, втор-бутилового спирта, н-амилового спирта, вторамилового спирта, н-гексилового спирта, втор-гексилового спирта и им подобных; простых эфиров спиртов, простых эфиров полиалкиленовых спиртов, полиалкиленгликолей, поли(оксиалкилен)гликолей,простых эфиров поли(оксиалкилен)гликолей или любого другого обычного органического вспомогательного растворителя или комбинаций любых двух или более вспомогательных растворителей. Например, в осуществлении изобретения используется простой эфир, бутиловый эфир этиленгликоля (EGBE),обычно он составляет примерно 3 мас.% от пробки 17. Пассиватор. Обычно, пассиватор, используемый в настоящем изобретении, является солью щелочного металла. Предпочтительно соль щелочного металла является основанием, таким как гидроксид щелочного металла, включающим (но не ограничивающимся ими) карбонат натрия, бикарбонат натрия, гидроксид натрия,гидроксид калия, гидроксид лития и им подобные. Хлорид натрия также может использоваться. Полимер. Полимеры, такие как обычно используются для увеличенного нефтеизвлечения, могут быть включены для контроля подвижности инжекционного раствора. Такие полимеры включают (но не ограничиваются ими) ксантановую камедь, частично гидролизованные полиакриламиды (НРАМ), сополимеры 2 акриламидо-2-метилпропансульфокислоты и/или натриевой соли и полиакриламид (РАМ), обычно называемый AMPS-сополимером. Молекулярные массы (Mw) полимеров находятся в пределах от примерно 10000 до примерно 20000000 Да. Полимеры используются в пределах концентраций от примерно 500 до примерно 2500 ч./млн, предпочтительно от примерно 1000 до примерно 2000 ч./млн с целью достичь или превысить вязкость нефти из хранилища при условиях давления и температуры хранилища. Примером полимера является "Flopaam AN125", который производится и доступен от SNF. Состав пробки 17. Состав с поверхностно-активным веществом для увеличенного нефтеизвлечения, используемый для извлечения нефти из хранилищ, с использованием технологий заводнения с применением поверхностноактивных веществ включает первичное поверхностно-активное вещество, вторичное поверхностноактивное вещество, вспомогательный растворитель, пассиватор и полимер в водном растворе. Обычно водный раствор включает от примерно 500 до примерно 10000 ч./млн общего количества растворенных твердых веществ. В осуществлении изобретения состав пробки 17 включает от примерно 0,5 до примерно 4,0 мас.% активных компонентов первичного поверхностно-активного вещества, от примерно 0,1 до 3,0 мас.% активных компонентов вторичного поверхностно-активного вещества, от примерно 0,5 до примерно 6,0 мас.% вспомогательного растворителя, от примерно 0,3 до примерно 1,0 мас.% пассиватора и от примерно 500 до 4000 ч./млн полимера, все из которых находятся в водном растворе, содержащем от примерно 500 до примерно 10000 ч./млн общего количества растворенных твердых веществ. В предпочтительном осуществлении изобретения состав пробки 17 включает от примерно 1,0 до примерно 3,0 мас.% активных компонентов первичного поверхностно-активного вещества, от примерно 0,3 до 2,0 мас.% активных компонентов вторичного поверхностно-активного вещества, от примерно 1,0 до примерно 4,0 мас.% вспомогательного растворителя, от примерно 0,5 до примерно 0,85 мас.% пассиватора и от примерно 1000 до примерно 3000 ч./млн полимера, все из которых находятся в водном растворе, содержащем от примерно 1000 до примерно 10000 ч./млн общего количества растворенных твердых веществ. Наиболее предпочтительно состав пробки 17 включает примерно 1,5 мас.% активных компонентов первичного поверхностно-активного вещества, примерно 0,5 мас.% активных компонентов вторичного поверхностно-активного вещества, примерно 3 мас.% вспомогательного растворителя, примерно 0,85 мас.% пассиватора и от примерно 0,1 до примерно 0,2 мас.% полимера, все из которых находятся в водном растворе, содержащем от примерно 1000 до примерно 10000 ч./млн общего количества растворенных твердых веществ. Соотношение первичного поверхностно-активного вещества к вторичному поверхностноактивному веществу будет обычно чувствительно к количеству электролитов, ассоциированных с хранилищем и/или водой (смешиваясь с полученной водой или водным потоком). Для каждой операции с хранилищем может быть определена оптимальная минерализация, и первичное и вторичное поверхностноактивные вещества могут быть смешаны с целью действовать наиболее эффективно при этой минерализации. Такие смеси для достижения оптимальной минерализации описаны и указаны в "Identification andApril 2006, Tulsa, Oklahoma, USA, 2006. Относительно фиг. 3, движущая или продувочная пробка 23 затем вводится через инжекционную скважину 11 в хранилище 13. Как указано до этого, большинство продувочных пробок содержат воду с целью увеличить давление, чтобы сдвинуть или вытеснить углеводороды, которые обычно находятся в форме микроэмульсии в этой точке, по направлению к эксплуатационной скважине 15. Такая вода может разбавить пробку из полимера и поверхностно-активного вещества 17, что может вызвать разделение фаз. Таким образом, продувочный раствор 23 составляется, чтобы помочь пробке из полимера и поверхностно-активного вещества 17 поддерживать свою ясную фазу, будучи разбавленной водой из продувочной пробки 23. В осуществлении изобретения продувочная пробка 23 является композицией, включающей по меньшей мере один вспомогательный растворитель или вспомогательное поверхностно-активное вещество. В предпочтительном осуществлении изобретения продувочная пробка имеет вспомогательный растворитель, который является либо бутиловым эфиром этиленгликоля (EGBE), либо бутиловым эфиром диэтиленгликоля (DGBE). В испытании осуществления изобретения пробка из полимера и поверхностно-активного вещества включает 2 мас.% поверхностно-активных веществ (например, 1,5 мас.% CS2000A в качестве первичного поверхностно-активного вещества и 0,5 мас.% CS1500 в качестве вторичного поверхностно-активного вещества), 3,0 мас.% вспомогательного растворителя бутилового эфира этиленгликоля (EGBE), 0,1-0,2 мас.% полимера и 0,7 мас.% карбоната натрия, смешанных в умягченном синтетическом рассоле сорта"минас" (SSMB) и воде. SSMB является умягченным синтетическим рассолом, который представляет собой умягченный рассол с низкой минерализацией (нет дивалентных ионов) с общим содержанием растворенных твердых веществ примерно 2800 мг/л. Вода может являться водой, добытой вместе с нефтью или свежей водой. Как показано на фиг. 3, продувочные пробки 23, имеющие композиции между примерно 0,25 и 1,5 мас.% EGBM, SSMB и воды, были испытаны и поддерживали свойства прозрачности и устойчивости к действию воды пробки из полимера и поверхностно-активного вещества 17 в течение периода в 48 ч. Результаты этих испытаний приведены на фиг. 4. Как можно видеть на фиг. 4, каждая точка данных выше точечной линии оставалась прозрачной и устойчивой к действию воды. Основываясь на результатах испытаний, в пределах изобретения предположено, что продувочные пробки, имеющие композиции больше или равные примерно 0,25 вес.% EGBE,смешанного с умягченным синтетическим рассолом или SSMB, и водой, достаточны для поддержания свойств прозрачности и стабильности пробки из полимера и поверхностно-активного вещества 17. Преимущественным является поддержание прозрачных и устойчивых к действию воды растворов,которые также имеют низкую вязкость как в пробке из полимера и поверхностно-активного вещества 17,так и в зоне смешения внутри хранилища 17, расположенной между пробками из полимера и поверхностно-активного вещества и продувочной 17, 23. Это дает возможность более эффективного и действенного продвижения пробки из полимера и поверхностно-активного вещества 17 с целью переместить нефть для увеличенного нефтеизвлечения. Когда устойчивость к действию воды достигается в течение ожидаемых путей разбавления, как только продувочная пробка 23 вводится в хранилище 13, практически нет тенденции к разделению фаз и, таким образом, минимальна задержка поверхностно активного вещества пробки из полимера и поверхностно-активного вещества 17 внутри хранилища. В контролируемых экспериментах с растворами, устойчивыми к действию воды, было показано,что задержка поверхностно-активного вещества составляет меньше чем 0,1 мг/г и извлечение остаточной нефти составляет больше чем 90%. Достигнутое таким образом значение задержки является особенно малым. Более конкретно, когда использовался прозрачный и устойчивый к действию воды раствор, извлечение составило 94% нефти, со значением объема пор, умноженного на концентрацию (PVC), составившим 0,2. Однако когда использовался состав, неустойчивый к действию воды, извлечение составило 91% нефти, со значением PVC, составившим 0,2 для того же самого поверхностно-активного вещества. Это означает, что сопоставимые эксперименты с неустойчивыми к действию воды растворами требовали примерно на 50% больше поверхностно-активного вещества для извлечения той же самой фракции нефти. Таким образом, эффективность способа увеличилась на примерно 50% при использовании прозрачного и устойчивого к действию воды раствора, как достигнуто с помощью пробок из поверхностноактивного вещества и продувочной 17, 23. Как было указано ранее, в прошлом не было оценено, что требовалось уделить внимание устойчивости к действию воды пробки из полимера и поверхностно-активного вещества, раствора или композиции, что может вести к понижению извлечений нефти по сравнению с ожидаемыми. Это была проблема,которая до сих пор не была выявлена. Предположено в пределах этого изобретения, что поддержание устойчивости к действию воды пробки из полимера и поверхностно-активного вещества важно для увеличенного нефтеизвлечения. Предположено, что такое внимание может быть уделено пробке из поверхностно-активного вещества 17, продувочной пробке 23 или комбинациям таковых. Как обсуждено выше,в лучшем варианте изобретения полимер (например, EGBE) добавляется к пробке из полимера и поверхностно-активного вещества 17 и к продувочной пробке 23 с целью поддержать качество прозрачности и устойчивости к действию воды пробки из поверхностно-активного вещества 17, в то время как пробка из поверхностно-активного вещества вводится так же, как и тогда, когда пробка из поверхностно-активного вещества 17 разбавляется после введения продувочной пробки 23. В то время как в вышеуказанном описании изобретения это изобретение было описано относительно определенных предпочтительных вариантов осуществления такового и многие детали были изложены для иллюстративной цели, специалисту в данной области техники будет очевидно, что изобретение допускает изменения и что определенные другие детали, описанные в данном документе, могут значительно варьироваться без отступания от базовых принципов изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ увеличения нефтеизвлечения из подземного пласта, содержащего внутри себя углеводороды и находящегося в гидравлическом соединении со скважиной, включающий:(а) приготовление раствора полимера и поверхностно-активного вещества для введения в пласт путем смешивания композиции по меньшей мере с одним поверхностно-активным веществом, по меньшей мере с одним полимером и по меньшей мере с одним вспомогательным растворителем или вспомогательным поверхностно-активным веществом так, что раствор полимера и поверхностно-активного вещества сохраняет прозрачность и устойчивость к действию воды;(б) введение раствора полимера и поверхностно-активного вещества через ствол скважины в пласт;(в) приготовление продувочного раствора, содержащего вспомогательный растворитель или вспомогательное поверхностно-активное вещество, для введения в пласт;(г) введение продувочного раствора через ствол инжекционной скважины в пласт для увеличения выхода углеводородов из пласта при сохранении в то же время прозрачности и устойчивости к действию воды у раствора полимера и поверхностно-активного вещества. 2. Способ по п.1, в котором ствол скважины в стадии (б) представляет собой ствол инжекционной скважины в составе инжекционной скважины и в котором дополнительно присутствует эксплуатационная скважина, расположенная от инжекционной скважины на известном расстоянии, причем ствол данной эксплуатационной скважины гидравлически соединен с подземным пластом, где в указанном способе введение раствора полимера и поверхностно-активного вещества в стадии (б) и продувочного раствора в стадии (г) увеличивает поток углеводородов в ствол эксплуатационной скважины. 3. Способ по п.1, где при приготовлении продувочного раствора на стадии (в) используют вспомогательный растворитель. 4. Способ по п.3, где вспомогательный растворитель является бутиловым эфиром этиленгликоля. 5. Способ по п.1, где на стадии (а) раствор полимера и поверхностно-активного вещества готовят смешиванием композиции по меньшей мере с одним поверхностно-активным веществом, по меньшей мере с одним полимером и по меньшей мере с одним вспомогательным растворителем; на стадии (в) готовят продувочный раствор со вспомогательным растворителем для введения в пласт. 6. Способ по п.3 или 5, где вспомогательный растворитель является бутиловым эфиром этиленгликоля, а определенное количество бутилового эфира этиленгликоля в продувочном растворе составляет более чем 0,25 мас.%. 7. Способ по п.3 или 5, где вспомогательный растворитель является бутиловым эфиром этиленгликоля, а определенное количество бутилового эфира этиленгликоля в продувочном растворе составляет от 0,25 до 1,5 мас.%. 8. Способ по п.1, где раствор полимера и поверхностно-активного вещества и продувочный раствор дополнительно содержат умягченный синтетический рассол. 9. Способ по п.1, где раствор полимера и поверхностно-активного вещества и продувочный раствор дополнительно содержат умягченный синтетический рассол сорта "минас". 10. Способ по п.1, где поверхностно-активное вещество раствора полимера и поверхностноактивного вещества включает первичное поверхностно-активное вещество, включающее алкилароматическую часть, имеющую общую формулу где R1 является водородом или алкильной группой, содержащей от 1 до 3 атомов углерода;R2 является водородом или алкильной группой, имеющей от 1 до 3 атомов углерода;R4-SO3X,где R4 является алифатическим гидрокарбилом, имеющим от 12 до 40 атомов углерода, имеющим от 20 до 98 мас.% разветвления и содержащим одну или более олефиновых или спиртовых частей или смеси таковых;X является моновалентным катионом. 11. Способ по п.1, где на стадии (а) раствор полимера и поверхностно-активного вещества сохраняется прозрачным и устойчивым к действию воды путем поддержания растворимости посредством вспомогательного растворителя и вспомогательного поверхностно-активного вещества и предотвращения образования осадков и разных фаз компонентов раствора полимера и поверхностно-активного вещества. 12. Способ по п.11, где на стадии (б) раствор остается прозрачным внутри ствола скважины. 13. Способ по п.12, где на стадии (б) раствор остается прозрачным при вхождении в пласт. 14. Способ по п.1, где на стадии (г) продувочный раствор сохраняет прозрачность и устойчивость к действию воды во время разбавления им раствора полимера и поверхностно-активного вещества, поскольку вспомогательный растворитель или вспомогательное поверхностно-активное вещество сохраняют растворимость и предотвращают образование осадков и разных фаз компонентов раствора полимера и поверхностно-активного вещества. 15. Способ по п.1, где раствор полимера и поверхностно-активного вещества является прозрачным и устойчивым к действию воды при температуре пласта. 16. Способ увеличения нефтеизвлечения из подземного пласта, содержащего внутри себя углеводороды и находящегося в гидравлическом соединении со стволом инжекционной скважины, а также находящегося в гидравлическом соединении со стволом эксплуатационной скважины, причем упомянутая эксплуатационная скважина расположена от инжекционной скважины на известном расстоянии, включающий:(а) приготовление раствора полимера и поверхностно-активного вещества для введения в пласт путем смешивания композиции по меньшей мере с одним поверхностно-активным веществом, по меньшей мере с одним полимером и по меньшей мере с одним вспомогательным растворителем или вспомогательным поверхностно-активным веществом так, чтобы раствор полимера и поверхностно-активного вещества был прозрачен и устойчив к действию воды;(б) введение раствора полимера и поверхностно-активного вещества в пласт;(г) введение продувочного раствора через ствол инжекционной скважины в пласт для увеличения потока углеводородов через пласт по направлению к стволу эксплуатационной скважины при сохранении в то же время прозрачности и устойчивости к действию воды раствора полимера и поверхностноактивного вещества;(д) прием углеводородов в стволе эксплуатационной скважины. 17. Способ по п.16, где на стадии (в) вспомогательный растворитель является бутиловым эфиром этиленгликоля, а его количество в продувочном растворе составляет от 0,25 до 1,5 мас.%. 18. Способ по п.16, где на стадии (в) вспомогательный растворитель является бутиловым эфиром этиленгликоля, а его количество в продувочном растворе составляет более чем 0,25 мас.%. 19. Способ по п.18, где раствор полимера и поверхностно-активного вещества и продувочный раствор дополнительно содержат умягченный синтетический рассол. 20. Способ по п.16, где поверхностно-активное вещество раствора полимера и поверхностноактивного вещества включает первичное поверхностно-активное вещество, включающее алкилароматическую часть, имеющую общую формулу где R1 является водородом или алкильной группой, содержащей от 1 до 3 атомов углерода;R2 является водородом или алкильной группой, имеющей от 1 до 3 атомов углерода;R4-SO3X,где R4 является алифатическим гидрокарбилом, имеющим от 12 до 40 атомов углерода, имеющим от 20 до 98 мас.% разветвления и содержащим одну или более олефиновых или спиртовых частей или смеси таковых;X является моновалентным катионом. 21. Способ по п.16, где вспомогательный растворитель является бутиловым эфиром этиленгликоля и на стадии (а) раствор полимера и поверхностно-активного вещества остается прозрачным и устойчивым к действию воды путем поддержания при помощи бутилового эфира этиленгликоля растворимости и предотвращения образования осадков и разных фаз компонентов раствора полимера и поверхностно-активного вещества. 22. Способ по п.21, где на стадии (б) раствор остается прозрачным внутри ствола скважины и при вхождении в ствол скважины. 23. Способ по п.21, где на стадии (г) продувочный раствор сохраняет прозрачность и устойчивость к действию воды во время разбавления им раствора полимера и поверхностно-активного вещества, поскольку бутиловый эфир этиленгликоля сохраняет растворимость и предотвращает образование осадков и разных фаз компонентов раствора полимера и поверхностно-активного вещества. 24. Способ по п.1, где по меньшей мере один полимер является синтетическим полимером. 25. Способ по п.1, где по меньшей мере один полимер является частично гидролизованным полиакриламидом.