ЗАКАЧИВАЕМЫЕ ТЕКУЧИЕ СРЕДЫ, СОДЕРЖАЩИЕ АНИОННЫЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЕ ВЕЩЕСТВА И АЛКОКСИЛИРОВАННЫЕ СПИРТЫ, И ПРИМЕНЕНИЕ ТАКИХ ТЕКУЧИХ СРЕД В СПОСОБАХ ХИМИЧЕСКОГО ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ Российский патент 2024 года по МПК C09K8/584 E21B43/16 

Настоящее изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ, содержащим анионные поверхностно-активные вещества наряду с неионными поверхностно-активными веществами, и к использованию таких композиций в способах химического повышения нефтеотдачи пласта. В частности, композиция поверхностно-активного вещества относится к смесям анионных солей алкилалкоксилированных сульфатов и неионных этоксилатов спиртов для снижения межфазного натяжения для широкого спектра сырых нефтей с различными составами и плотностями в ходе способов химического повышения нефтеотдачи пласта в широком диапазоне температур и минерализации. Изобретение также относится к способу химического повышения нефтеотдачи пластов путем закачивания смесей солей алкилалкоксилированных сульфатов и этоксилатов спиртов.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ И ОБСУЖДЕНИЕ ИЗВЕСТНОГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ

За последние десятилетия разработаны различные способы добычи нефти из подземных пластов. Проблемы, возникающие при использовании методов химического повышения нефтеотдачи пластов (EOR), применяемых в пластах с высокой температурой/высокой минерализацией, обычно с использованием композиций поверхностно-активных веществ, часто связаны с нестабильностью растворов в водной среде. В условиях высокой температуры и/или высокой минерализации композиции поверхностно-активных веществ имеют тенденцию к разделению на фазы или выпадению в осадок, что приводит к снижению нефтеотдачи. Вспомогательные поверхностно-активные вещества и/или сорастворители могут использоваться для устранения нестабильности в водной среде. Однако добавление вспомогательных поверхностно-активных веществ и/или сорастворителей также может поставить под угрозу способность основного поверхностно-активного вещества снижать межфазное натяжение (IFT) на границе раздела вода/нефть до сверхнизких значений - необходимое требование для эффективной мобилизации нефти и, следовательно, добычи нефти.

В ряде прошлых исследований оценивались различные системы поверхностно-активных веществ для применения в пластах с высокой температурой и/или высокой минерализацией. Puerto et al. (2012) оценивались смеси алкоксилата глицидилсульфоната и внутреннего олефинсульфоната (IOS) при температурах до 120°C и минерализации до 21% NaCl, без присутствия двухвалентных катионов (таких как Ca2+, Mg2+ и т.д.) в воде. Однако общая концентрация поверхностно-активных веществ была, к сожалению, высокой и составляла 2% масс., и для подтверждения результатов не использовалась сырая нефть. Вместо этого, среднефазные микроэмульсии наблюдались с октаном в качестве модельного масла, без какого-либо указанного значения IFT. Оценивавшиеся поверхностно-активные вещества (алкоксилат глицидилсульфонаты) не являются доступными в качестве коммерческих продуктов и будут более дорогостоящими в производстве, чем соответствующие сульфаты или IOS.

В другом исследовании Chou и Bae (1988) обсуждались композиции поверхностно-активных веществ для высокой минерализации, до 21%. Однако используемый насыщенный солевой раствор состоял только из NaCl, без присутствия двухвалентных катионов. Оценивалась не сырая нефть, а алкановые масла (С6 - С16). В других работах (Han et al., 2013; Ghosh and Obassi, 2013; Jabbar et al., 2017) определялись системы поверхностно-активных веществ, которые обладают стабильностью в водной среде со сверхнизкими значениями IFT или без них, отмечаемыми при высокой температуре и/или минерализации. Однако эти исследования проводились только на одной конкретной сырой нефти или алкановых маслах. Ни в одном из этих исследований не оценивалась и не идентифицировалась стабильная в водной среде система поверхностно-активных веществ, которая обеспечивает сверхнизкую величину IFT для ряда сырых нефтей, имеющих различные составы предельных углеводородов, ароматических соединений, смолистых веществ и асфальтенов (SARA) и различные плотности в диапазоне минерализаций и температур.

В ходе исследований известного уровня техники не удалось идентифицировать единую фазово-стабильную композицию, которая может давать сверхнизкую величину IFT для ряда сырых нефтей с различным составом и свойствами в широком диапазоне температур и минерализаций (см. US 4479894; US 2009/0111717 A1; US 4293428; US 2011/0059873 A1; US 4269271; US 5358045; и US 4077471).

В патенте US 9828815 B2 Baker Hughes описаны пенные текучие среды для условий высокой минерализации, использующие смеси поверхностно-активных веществ, состоящие из анионных поверхностно-активных веществ, сульфатов или сульфонатов, с неионными поверхностно-активными веществами в качестве одного из типов вспомогательного поверхностно-активного вещества. Несмотря на то, что в патенте утверждается, что такие текучие среды способны создавать IFT 10^-1-10^-3 мН/м для различных применений, включая повышение нефтеотдачи, патент не предоставляет экспериментальных доказательств или примеров для таких утверждений. Диапазон IFT упоминался без какого-либо указания на тип или свойства нефти. Композиции, используемые для примеров, не описаны, и результаты экспериментов применимы только к газлифтной эксплуатации.

В US2011/0083847A1 также описаны смеси поверхностно-активных веществ для третичной добычи сырой нефти, но искомые сверхнизкие значения межфазного натяжения в широком диапазоне минерализации не получены.

Все патенты известного уровня техники, патентные публикации и непатентная литература, перечисленные в данной заявке, включены в настоящий документ посредством ссылки для всех целей.

ЗАДАЧА НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ

Преимущества описанных композиций по изобретению включают их использование при низких общих концентрациях поверхностно-активных веществ 0,5% масс. и менее в насыщенных солевых растворах, в диапазоне минерализаций до 15% (150000 ч/млн) общего содержания растворенных твердых веществ (TDS), включая до 1% двухвалентных катионов (10000 ч/млн) и температурах до 70°C. Композиции обеспечивают сверхнизкие значения IFT при 10^-2 мН/м и менее для ряда тяжелых и легких сырых нефтей с различными свойствами (составом SARA и плотностями).

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к композиции определенной группы анионных поверхностно-активных веществ в сочетании с неионными поверхностно-активными веществами. В частности, настоящее изобретение относится к композиции анионных солей алкилалкоксилированных сульфатов и неионных этоксилатов спиртов для снижения межфазного натяжения с сырыми нефтями в ходе способов повышения нефтеотдачи пласта. Композиции могут эффективно применяться для широкого спектра сырых нефтей с различным составом и плотностью, и они стабильны при температурах до 70°C и минерализации до 15%, включая до 1% двухвалентных катионов.

В настоящем изобретении предложено использование композиций поверхностно-активных веществ при химическом повышении нефтеотдачи пласта, при этом композиция содержит:

i) анионную соль алкилалкоксилированного сульфата, где алкилалкоксилированный сульфат имеет структуру молекулы, как показано в [I]:

[I]

где

R представляет собой линейную, разветвленную или смесь линейной и разветвленной алкильной группы, имеющую 10-20 атомов углерода, предпочтительно 12-16 атомов углерода,

n=4-15,

m=0-10, более предпочтительно m=0.

M⁺ представляет собой ион щелочного металла, ион алканоламина, ион алкиламина или ион аммония; и

ii) неионный этоксилат спирта, где указанный этоксилат спирта имеет структуру молекулы, как показано в [II]:

[II]

где

R₁ представляет собой линейную, разветвленную или смесь линейной и разветвленной алкильной группы, имеющую 8-24 атомов углерода, предпочтительно 12-24 атомов углерода, наиболее предпочтительно 20+ атомов углерода,

y=20-100, предпочтительно 40 < y ≤ 100, более предпочтительно 50 ≤ y ≤ 100.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения R представляет собой разветвленную алкильную группу, более предпочтительно разветвленную 2-алкильную группу.

Изобретение дополнительно иллюстрируется концентрациями поверхностно-активных веществ, где массовое отношение i)/ii) составляет от 6:1 до 1:6, более предпочтительно от 4:1 до 1:4, наиболее предпочтительно от 3:2 до 2:3.

Изобретение дополнительно иллюстрируется композициями поверхностно-активных веществ, в которых общая концентрация i) и ii) не превышает 0,5% масс. всей композиции.

В дополнительном варианте осуществления изобретения композиция поверхностно-активного вещества снижает межфазное натяжение сырой нефти до сверхнизких значений на уровне 10^-1 мН/м или менее, более предпочтительно на уровне 10^-2 мН/м или менее.

Кроме того, композиция поверхностно-активного вещества способна снижать значения межфазного натяжения сырой нефти в насыщенных солевых растворах с минерализациями от 4% до 15% от общего содержания растворенных твердых веществ.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ химического повышения нефтеотдачи подземного пласта, пройденного по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и одной добывающей скважиной, включающий в себя:

i) закачивание в нагнетательную скважину композиции поверхностно-активного вещества, благодаря чему указанная композиция поверхностно-активного вещества контактирует с сырой нефтью, присутствующей в указанном подземном пласте, для снижения межфазного натяжения указанной сырой нефти до сверхнизких значений на уровне 10^-2 мН/м или менее, причем указанная композиция поверхностно-активного вещества способна снижать значения межфазного натяжения при температурах до 70°C и при минерализации до 15% общего содержания растворенных твердых веществ, включая до 1% двухвалентных катионов, причем указанная композиция поверхностно-активного вещества содержит по меньшей мере

a) анионную соль алкилалкоксилированного сульфата, где указанный алкилалкоксилированный сульфат имеет структуру молекулы, как показано в [I]:

[I]

где

R представляет собой линейную, разветвленную или смесь линейной и разветвленной алкильной группы, имеющую 10-20 атомов углерода, предпочтительно 12-16 атомов углерода,

n=4-15,

m=0-10,

M⁺ представляет собой ион щелочного металла, ион алканоламина, ион алкиламина или ион аммония; и

b) неионный этоксилат спирта, где указанный этоксилат спирта имеет структуру молекулы, как показано в [II]:

[II]

где

R₁ представляет собой линейную, разветвленную или смесь линейной и разветвленной алкильной группы, имеющую 8-24 атомов углерода, предпочтительно 12-24 атомов углерода,

y=20-100, предпочтительно 40 < y ≤ 100, более предпочтительно 50 ≤ y ≤ 100,

ii) извлечение сырой нефти из подземного пласта из добывающей скважины.

Эти и другие признаки и преимущества настоящего изобретения станут очевидными из следующего подробного описания.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1 показано динамическое IFT в 4% TDS насыщенном солевом растворе композиций соли MIPA ISALCHEM C12/C13-8 PO сульфат (0,4% масс.) и вспомогательного поверхностно-активного вещества (0,1% масс.) с тяжелой сырой нефтью (сырая нефть H1) в диапазоне температур 25-60°C.

На фиг.2 показано динамическое IFT в 4% TDS насыщенном солевом растворе соли MIPA ISALCHEM C12/C13-8 PO сульфат (0,4% масс.) и вспомогательного поверхностно-активного вещества (0,1% масс.) с легкой сырой нефтью (сырая нефть L1) в диапазоне температур 25-60 °C.

На фиг.3 показано динамическое IFT в 4% TDS насыщенном солевом растворе соли MIPA ISALCHEM C12/C13-8 PO сульфат (0,4% масс.) и вспомогательного поверхностно-активного вещества (0,1% масс.) для различных сырых нефтей при 25°C.

На фиг.4 показано динамическое IFT в 4% TDS насыщенном солевом растворе соли MIPA ISALCHEM C12/C13-8 PO сульфат (0,4% масс.) и вспомогательного поверхностно-активного вещества (0,1% масс.) для различных сырых нефтей при 40°C.

На фиг.5 показано динамическое IFT в 4% TDS насыщенном солевом растворе соли MIPA ISALCHEM C12/C13-8 PO сульфат (0,4% масс.) и вспомогательного поверхностно-активного вещества (0,1% масс.) для различных сырых нефтей при 60°C.

На фиг.6A показано динамическое IFT соли MIPA ISALCHEM C12/C13-8 PO сульфат и поверхностно-активного вещества 1 при различных соотношениях концентраций поверхностно-активных веществ в 4% TDS насыщенном солевом растворе для сырой нефти H1 при 25°C.

На фиг.6B показано динамическое IFT соли MIPA ISOFOL C16-8PO сульфат и поверхностно-активного вещества 1 при различных соотношениях концентраций поверхностно-активных веществ в 4% TDS насыщенном солевом растворе для сырой нефти H1 при 25°C.

На фиг.7 показано динамическое IFT в 11,8% TDS насыщенном солевом растворе соли MIPA ISALCHEM C12/C13-4 PO сульфат (0,25% масс.) и поверхностно-активного вещества 1 (0,25% масс.) для различных сырых нефтей при 25-40°C.

На фиг.8 показано динамическое IFT в 11,8% TDS насыщенном солевом растворе соли MIPA ISALCHEM C12/C13-4 PO сульфат (0,25% масс.) и вспомогательного поверхностно-активного вещества (0,25% масс.) для различных сырых нефтей при 40°C.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Композиции поверхностно-активных веществ настоящего изобретения обеспечивают стабильные в водной среде растворы в диапазоне температур и минерализаций и создают сверхнизкие межфазные натяжения с очень широким спектром сырых нефтей. Эффективность этих композиций может быть улучшена путем приведения в соответствие гидрофобных структур, наряду с числом PO и/или ЕО звеньев как анионных, так и неионных структур, к потребностям конкретной скважины.

Материалы

Поверхностно-активные вещества, используемые для приготовления композиций поверхностно-активных веществ примеров, представляют собой смеси анионных и неионных поверхностно-активных веществ. Специально оценивавшиеся анионные поверхностно-активные вещества представляют собой, в частности, метилизопропиламиновые (MIPA) и натриевые (Na) соли алкилалкоксилированных сульфатов, и включают, без ограничения, структуры поверхностно-активных веществ, полученные из спиртов с пропокси (PO) и/или этокси (EO) звеньями, как описано в таблице 1.

Таблица 1: Структуры анионных алкилалкоксилированных сульфатных солей

Наименование спирта Длина цепи спирта Структура спирта Число PO Число EO ZIEGLER C10 100% линейная 4-15 1 ISALCHEM C12/C13 95% 2-алкил разветвленная 4-8 0 SAFOL23 C12/C13 50% внутренне разветвленная, 50% линейная 7-13 3 ISOFOL C12 - C16 100% 2-алкил разветвленная 8-15 0

Использованные неионные вспомогательные поверхностно-активные вещества представляют собой алкоксилированные спирты, в частности этоксилированные спирты. Подходящие спирты, которые могут использоваться для синтеза описанных выше алкоксилированных спиртов, включают, без ограничения, линейные спирты, такие как линейные С6 спирты (например, ALFOL 6) и C20+ спирты (например, ALFOL 20+), и разветвленные спирты, такие как 2-алкил-1-алканолы (спирты Гербе, например, ISOFOL 12 и ISOFOL 20), и изотридециловые спирты (например, MARLIPAL О13, С13 оксоспирт). Все примеры, представленные торговыми наименованиями, продаются компанией Sasol Performance Chemicals.

Таблица 2: Структуры неионных этоксилированных спиртов.

Неионное вспомогательное поверхностно-активное вещество Наименование спирта Длина цепи спирта Структура спирта Число EO Поверхностно-активное вещество 1 ALFOL20+ C20+ линейная, длинная алкильная цепь 20, 50, 75, 100 Поверхностно-активное вещество 2 ISOFOL 20 C20 2-алкил разветвленная, длинная цепь 50 Поверхностно-активное вещество 3 ISOFOL 24 C24 2-алкил разветвленная, длинная цепь 50 Поверхностно-активное вещество 4 ALFOL20+ C20+ линейная, длинная цепь 25 Поверхностно-активное вещество 5 iTDA
(изотридеканол) C13 разветвленная, средняя цепь 50 Поверхностно-активное вещество 6 ISOFOL 12 C12 2-алкил разветвленная, средняя цепь 50 Поверхностно-активное вещество 7 ALFOL 6 C6 линейная, короткая цепь 50 Поверхностно-активное вещество 8 iTDA
(изотридеканол) C13 разветвленная, средняя цепь 30 Поверхностно-активное вещество 9 ISOFOL 12 C12 2-алкил разветвленная, средняя цепь 29 Поверхностно-активное вещество 10 ALFOL 6 C6 линейная, короткая цепь 15 Поверхностно-активное вещество 11 iTDA
(изотридеканол) C13 разветвленная, средняя цепь 8 Поверхностно-активное вещество 12 2- этилгексанол C8 разветвленная, короткая цепь 50

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Насыщенные солевые растворы, использованные в данном исследовании, имеют состав и общее содержание растворенных твердых веществ (TDS), показанные в таблице 3. Насыщенный солевой раствор А, насыщенный солевой раствор В и насыщенный солевой раствор С имеют общую концентрацию двухвалентных ионов - 4%, 11,8% и 15%, соответственно.

Таблица 3. Состав используемых насыщенных солевых растворов.

(a) Насыщенный солевой раствор А с 4% TDS

Компонент Состав, г/л NaCl 30,39 KCl 1,51 CaCl₂∙2H₂O 6,73 MgCl₂∙6H₂O 1,39 TDS 4%

(b) Насыщенный солевой раствор B с 11,8% TDS

Компонент Состав, г/л NaCl 106,03 Na₂SO₄ 0,74 MgCl₂∙6H₂O 1,23 CaCl₂ 10,767 TDS 11.8%

(c) Насыщенный солевой раствор C с 15% TDS

Компонент Состав, г/л NaCl 113,96 KCl 5,65 MgCl2∙6H2O 5,23 CaCl₂∙2H₂O 25,25 TDS 15%

Сырые нефти, использовавшиеся в данном исследовании, имеют составы и плотности, приведенные в таблице 4. Используемые здесь термины «тяжелая сырая нефть» и «легкая сырая нефть» имеют следующие значения:

- тяжелая сырая нефть представляет собой сырую нефть, которая имеет менее 30% масс. углеводородов, имеющих углеродные цепи менее чем С15, и плотность в градусах API ниже 30°; и

- легкая сырая нефть представляет собой сырую нефть, которая имеет 30% масс. или более углеводородов, имеющих углеродные цепи менее чем С15, и плотность в градусах API на уровне 30° или выше.

Таблица 4. Состав и плотность использовавшихся сырых нефтей.

(а) Тяжелые сырые нефти

Сырая нефть %
<C15 %
Предельные %
Ароматические %
Смолы %
Асфальтены Плотность при 20°C, г/мл Плотность в градусах API, ° Сырая нефть H1 13,90 50,27 26,52 22,67 0,53 0,8939 26,8 Сырая нефть H2 22,13 19,78 51,02 17,11 12,09 0,9745 13,7 Сырая нефть H3 24,10 40,69 36,48 15,43 7,40 0,8920 27,1 Сырая нефть H4 28,96 18,33 44,55 23,79 13,33 0,9700 14,4

(b) Легкие сырые нефти

Сырая нефть %
<C15 %
Предельные %
Ароматические %
Смолы %
Асфальтены Плотность при 20°C, г/мл Плотность в градусах API, ° Сырая нефть L1 55,46 60,13 32,29 7,35 0,22 0,8334 38,1 Сырая нефть L2 42,28 45,57 41,62 12,81 0,00 0,8549 34,0

Экспериментальные методы

Приготовление образца

Исходные растворы 10% каждого из анионных сульфатов и неионных этоксилатов спирта (АЕ) в воде Nanopure получали до приготовления композиции.

Композиции впоследствии приводили к желаемой концентрации каждого поверхностно-активного вещества из исходных растворов в каждом из насыщенных солевых растворов, перечисленных в таблице 3. Концентрация анионного сульфата в композиции предпочтительно варьирует в диапазоне 0,15-0,4% масс. Концентрация неионного этоксилата в композиции предпочтительно варьирует в диапазоне 0,1-0,35% масс. Общую концентрацию поверхностно-активного вещества в композиции поддерживали постоянной на уровне 0,5% масс.

Испытание на стабильность в водной среде

Подготовленные композиции помещали в печь при температуре в диапазоне 25-70 °C на период времени по меньшей мере 3 месяца. Композиции в течение длительного времени визуально проверяли на предмет какого-либо разделения фаз (РФ), помутнения и выпадения осадка. Композиции, которые показывали признаки разделения фаз, помутнения или выпадения осадка, не проходили испытание на стабильность в водной среде. Композиции, которые оставались прозрачными с течением времени, проходили испытание на стабильность в водной среде.

Если не указано иное, во всей данной заявке испытания на стабильность в водной среде проводились в соответствии со способом, описанным выше.

Измерение динамического IFT

Для композиций, прошедших испытание на стабильность в водной среде, измеряли динамическое IFT для каждой из сырых нефтей таблицы 4 при различных температурах, используя тензиометр DataPhysics для измерения межфазного натяжения. Капиллярную трубку заполняли ~2 мл более плотной фазы, которая представляла собой композицию поверхностно-активного вещества. Нефть в количестве 2-3 мкл, которая представляла собой менее плотную фазу, вводили в капиллярную трубку, заполненную раствором поверхностно-активного вещества, с формированием капли. Затем капиллярную трубку вставляли во вращающийся отсек прибора. Когда трубка вращалась, капля нефти начинала растягиваться и создавалось значение IFT. IFT постепенно изменялось сначала и в большинстве случаев становилось постоянным через 15 мин. Как только значение IFT становилось постоянным, его регистрировали.

Если не указано иное, во всей данной заявке измерения динамического IFT проводились в соответствии со способом, описанным выше.

Результаты

Композиции, содержащие только анионные поверхностно-активные вещества, а именно соли алкилпропоксиэтоксисульфатов, описанные в данном изобретении, полученные в насыщенных солевых растворах, перечисленных в таблице 3, не прошли испытание на стабильность в водной среде в диапазоне температур 25-70 °C. Поэтому для улучшения стабильности в водной среде анионных сульфатных поверхностно-активных веществ требовалось вспомогательное поверхностно-активное вещество (неионное поверхностно-активное вещество).

Эксперимент 1 : Испытания на стабильность в водной среде (композиций из анионных и неионных поверхностно-активных веществ)

Стабильность в водной среде композиций анионного поверхностно-активного вещества, а именно соли MIPA C12/C13-8 PO сульфат (0,4% масс.), и различных неионных этоксилатов спирта (AE) в качестве вспомогательного поверхностно-активного вещества (0,1% масс.) оценивали в диапазоне температур 25-60 °C в 4% TDS насыщенном солевом растворе. Результаты показаны в таблице 5.

Таблица 5. Стабильность в водной среде 0,4% масс. соли MIPA ISALCHEM C12/C13-8PO сульфата и 0,1% масс. вспомогательного поверхностно-активного вещества в 4% TDS насыщенном солевом растворе (РФ/мутный=раствор разделяется на фазы и становится мутным при перемешивании).

Вспомогательное поверхностно-активное вещество Наименование спирта Длина цепи спирта Структура спирта # EO 25°C 40°C 60°C Поверхностно-активное вещество 1 ALFOL20+ C20+ линейная, тяжелая цепь 50 прозрачный прозрачный прозрачный Поверхностно-активное вещество 2 ISOFOL 20 C20 2-алкил разветвленная, длинная цепь 50 прозрачный прозрачный прозрачный Поверхностно-активное вещество 3 ISOFOL 24 C24 2-алкил разветвленная,
тяжелая цепь 50 прозрачный прозрачный прозрачный Поверхностно-активное вещество 4 ALFOL20+ C20+ линейная, тяжелая цепь 25 прозрачный прозрачный прозрачный Поверхностно-активное вещество 5 iTDA
(изотридеканол) C13 разветвленная, средняя цепь 50 прозрачный прозрачный прозрачный Поверхностно-активное вещество 6 ISOFOL 12 C12 2-алкил разветвленная, средняя цепь 50 прозрачный прозрачный прозрачный Поверхностно-активное вещество 7 ALFOL
6 C6 линейная, короткая цепь 50 прозрачный прозрачный РФ/мутный Поверхностно-активное вещество 8 iTDA
(изотридеканол) C13 разветвленная, средняя цепь 30 прозрачный прозрачный РФ/мутный Поверхностно-активное вещество 9 ISOFOL 12 C12 2-алкил разветвленная, средняя цепь 29 прозрачный прозрачный РФ/мутный Поверхностно-активное вещество 10 ALFOL 6 C6 линейная, короткая цепь 15 прозрачный прозрачный РФ/мутный Поверхностно-активное вещество 11 iTDA
(изотридеканол) C13 разветвленная, средняя цепь 8 прозрачный мутный РФ/мутный

Как видно из таблицы 5, композиции с AE с короткой цепью (C6), содержащие 15 и 50 EO звеньев (поверхностно-активное вещество 7 и поверхностно-активное вещество 10) в качестве вспомогательного поверхностно-активного вещества, не прошли испытание на стабильность в водной среде при 60°C. Композиции с AE со средней цепью (C12/С13), содержащие 30 и менее EO звеньев (поверхностно-активное вещество 8, поверхностно-активное вещество 9 и поверхностно-активное вещество 10), также не прошли испытание на стабильность в водной среде при 60°C. Композиции, использующие AE со средней цепью, содержащие 50 EO звеньев, и AE с длинной тяжелой цепью, содержащие 25 и более EO звеньев, прошли испытание на стабильность в водной среде во всем диапазоне температур.

ЭКСПЕРИМЕНТ 2 : Определение значений динамического межфазного натяжения (IFT) (различные виды сырой нефти)

Для композиций с использованием поверхностно-активных веществ с 1 по 6, (поскольку они прошли испытания на стабильность в водной среде до 70°C) измеряли динамическое IFT для различных сырых нефтей при разных температурах.

Эксперимент 2.1:

Значения динамического IFT для композиций, содержащих поверхностно-активные вещества 1-6 (0,1% масс.) вместе с анионным поверхностно-активным веществом ISALCHEM C12/13-8PO сульфатной солью MIPA (0,4% масс.), определяли в тяжелой сырой нефти (H1) в диапазоне температур 25-60 °C (4% TDS насыщенный солевой раствор). Результаты показаны на фиг.1.

Композиции, использующие вспомогательные поверхностно-активные вещества с длинной тяжелой цепью с 25 и 50 EO звеньями (поверхностно-активные вещества с 1 по 4), давали сверхнизкое IFT (<0,01 мН/м) для тяжелой сырой нефти (сырая нефть H1) при всех температурах в диапазоне 25-60 °C. Композиции, использующие вспомогательные поверхностно-активные вещества со средней цепью с 50 EO звеньями (поверхностно-активное вещество 5 и поверхностно-активное вещество 6), не смогли создать сверхнизкое IFT для сырой нефти H1, как видно на фиг.1.

Эксперимент 2.2:

В дополнение к этому, значения динамического IFT для композиций, содержащих поверхностно-активные вещества 1-6 (0,1% масс.) вместе с анионным поверхностно-активным веществом ISALCHEM C12/13-8PO сульфатной солью MIPA (0,4% масс.), оценивали в легкой сырой нефти (L1) в диапазоне температур 25-60 °C (4% TDS насыщенный солевой раствор). Результаты показаны на фиг.2.

Только поверхностно-активное вещество 5 и поверхностно-активное вещество 6 (вспомогательные поверхностно-активные вещества со средней цепью с 50 EO звеньями) смогли создать сверхнизкое IFT для легкой сырой нефти (сырая нефть L1) во всем диапазоне температур, как показано на фиг.2.

Эксперимент 2.3:

В целях дальнейшего подтверждения результатов, полученных в экспериментах 2.1 и 2.2, значения динамического IFT для композиций, содержащих поверхностно-активные вещества 1, 4, 5 и 6 (0,1% масс.) вместе с анионным поверхностно-активным веществом ISALCHEM C12/13-8PO сульфатной солью MIPA (0,4% масс.), оценивали в различных сырых нефтях в диапазоне температур 25-60 °C (4% TDS насыщенный солевой раствор). Результаты показаны на фиг.3 - фиг.5.

Результаты IFT, представленные на фиг.3 - фиг.5, дополнительно подтверждают выводы о том, что поверхностно-активные вещества с 1 по 4 способны создавать сверхнизкое IFT для тяжелых сырых нефтей, и поверхностно-активное вещество 5 и поверхностно-активное вещество 6 способны создавать сверхнизкое IFT для легких сырых нефтей в диапазоне температур 25-60 °C.

ЭКСПЕРИМЕНТ 3: Влияние соотношения смешивания анионных и неионных поверхностно-активных веществ на стабильность в водной среде и значения IFT

С целью продемонстрировать влияние различных соотношений смешивания между анионными и неионными поверхностно-активными веществами на стабильность в водной среде и значения IFT, оценивали два анионных поверхностно-активных вещества, а именно соли MIPA ISALCHEM C12/13-8PO сульфат и ISOFOL C16-8PO сульфат, вместе с неионным поверхностно-активным веществом 1.

Эксперимент 3.1: Испытания на стабильность в водной среде

Стабильность в водной среде композиции анионного поверхностно-активного вещества ISALCHEM C12/13-8PO сульфат (соль MIPA) и поверхностно-активного вещества 1 (в различных соотношениях) определяли в насыщенном солевом растворе с 4% TDS при температурах 25-70 °C. Результаты показаны в таблице 6.

Таблица 6. Стабильность в водной среде смесей анионного сульфата и неионного этоксилированного спирта при различных соотношениях поверхностно-активных веществ в насыщенном солевом растворе с 4% TDS при температуре до 70°C.

(а) Анионный сульфат представляет собой соль MIPA ISALCHEM C12/C13-8PO сульфат

Анионный сульфат, % масс. Поверхностно-активное вещество 1,
% масс. 25°C 40°C 60°C 70°C 0,5 0 Мутный мутный РФ/мутный РФ/мутный 0,45 0,05 Прозрачный прозрачный РФ/мутный РФ/мутный 0,4 0,1 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,35 0,15 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,3 0,2 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,25 0,25 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,2 0,3 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,15 0,35 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,1 0,4 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный

(b) Анионный сульфат представляет собой соль MIPA ISOFOL C16-8PO сульфат

Анионный сульфат, % масс. Поверхностно-активное вещество 1,
% масс. 25°C 40°C 60°C 70°C 0,5 0 Мутный мутный РФ/мутный РФ/мутный 0,45 0,05 Прозрачный прозрачный РФ/мутный РФ/мутный 0,4 0,1 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,35 0,15 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,3 0,2 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,25 0,25 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,2 0,3 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,15 0,35 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный 0,1 0,4 Прозрачный прозрачный Прозрачный Прозрачный

Без вспомогательного поверхностно-активного вещества раствор анионного сульфата с концентрацией 0,5% масс. в 4% TDS насыщенном солевом растворе был мутным при температуре от 25°C до 70°C. Смеси анионного/неионного поверхностно-активного вещества были прозрачными только тогда, когда концентрация неионного поверхностно-активного вещества составляла 0,1% масс. или более при общей концентрации поверхностно-активных веществ 0,5% масс.

Эксперимент 3.2: Определение значений IFT для различных соотношений поверхностно-активных веществ в тяжелой сырой нефти

Значения динамического IFT в тяжелой сырой нефти (сырая нефть Н1) композиции анионного поверхностно-активного вещества ISALCHEM C12/13-8PO сульфат (соль MIPA) и поверхностно-активного вещества 1 (в различных соотношениях) определяли в насыщенном солевом растворе с 4% TDS при 25°C. Результаты показаны на фиг.6.

На фиг.6 показано, что на динамическое IFT для сырой нефти Н1 влияет соотношение анионное/неионное поверхностно-активное вещество. Для MIPA соли ISALCHEM C12/C13-8PO сульфат IFT являлось самым низким при соотношении анионное/неионное поверхностно-активное вещество 0,4% масс./0,1% масс., в то время как соотношение составляло 0,35% масс./0,15% масс. для MIPA соли ISOFOL C16-8PO сульфат.

Эксперимент 3.3: Значения IFT в насыщенном солевом растворе с высоким % TDS в различных сырых нефтях

a) Значения динамического IFT для смеси 0,25% масс. анионного поверхностно-активного вещества (ISALCHEM C12/C13-4PO сульфат, соль MIPA)/0,25% масс. неионного поверхностно-активного вещества (поверхностно-активное вещество 1) оценивали с различными сырыми нефтями при температурах 25°С и 40°C с использованием насыщенного солевого раствора с 11,8% TDS. Результаты показаны на фиг.7.

На фиг.7 показано, что композиция MIPA соли ISALCHEM C12/13-4PO (0,25% масс.) и поверхностно-активного вещества 1 (0,25% масс.) в насыщенном солевом растворе с 11,8% TDS для различных сырых нефтей при 25°С и 40°C позволила получить сверхнизкие значения IFT.

b) Значения динамического IFT для смеси 0,25% масс. анионного поверхностно-активного вещества (ISALCHEM C12/C13-4PO сульфат, соль MIPA) и различных неионных поверхностно-активных веществ (поверхностно-активное вещество 1, 5 и 6 - все в концентрации 0,25% масс.) оценивали с тяжелыми сырыми нефтями (сырая нефть Н1 и Н2) при температурах 40°C, с использованием насыщенного солевого раствора с 11,8% TDS. Результаты показаны на фиг.8.

Неионное поверхностно-активное вещество 1 давало сверхнизкое значение IFT в условиях, описанных выше.

В дополнение к подробным экспериментам, описанным выше, изобретение было дополнительно проиллюстрировано в расширенном диапазоне экспериментальных условий для различных комбинаций поверхностно-активных веществ/соотношений поверхностно-активных веществ в тяжелых и легких сырых нефтях. Результаты для различных анионных поверхностно-активных веществ в сочетании с поверхностно-активным веществом 1 (в частности, ALFOL C20+ 50EO) обобщены в таблице 7.1 ниже (Эксп. 4-9). Таблица 7.2 дополнительно иллюстрирует изменения комбинаций поверхностно-активных веществ и различных условий (Эксп. 10-15). Стабильность в водной среде и динамические межфазные натяжения оценивались в соответствии с общими методиками, описанными ранее.

Таблица 7.1: Обобщенные результаты для различных анионных поверхностно-активных веществ в сочетании с поверхностно-активным веществом 1 (в частности, ALFOL C20+ 50EO), проиллюстрированные в широком диапазоне экспериментальных условий в тяжелой и легкой сырой нефти

ЭКСП. АНИОННОЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО НЕИОННОЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО TDS
(%) СТАБИЛЬНОСТЬ В ВОДНОЙ СРЕДЕ ДИНАМИЧЕСКОЕ МЕЖФАЗНОЕ НАТЯЖЕНИЕ Внешний вид Тяжелая сырая нефть (H1) Легкая сырая нефть (L1) Наименование % масс. Наименование % масс. 25°C 40°C 70°C 25°C 40°C 70°C 25°C 40°C 70°C 4 Ziegler C10-4PO-1EO сульфат, соль Na Поверхностно-активное вещество 1: 50EO 11,8 0,40 0,10 прозрачный прозрачный 0,0015 0,0432 0,35 0,15 прозрачный прозрачный 0,0011 0,0364 5 ISOFOL C12-15PO сульфат, соль MIPA Поверхностно-активное вещество 1: 50EO 4,0 0,25 0,25 прозрачный прозрачный 0,3000 0,0015 0,15 0,35 прозрачный прозрачный 0,0930 0,0100 6 SAFOL C1213-13PO-3EO сульфат, соль MIPA Поверхностно-активное вещество 1: 50EO 4,0 0,40 0,10 прозрачный прозрачный 0,0016 0,0127 0,25 0,25 прозрачный прозрачный 0,0550 0,0028 7 SAFOL C1213-7PO-3EO сульфат, соль MIPA Поверхностно-активное вещество 1: 50EO 11,8 прозрачный прозрачный 0,30 0,20 прозрачный прозрачный 0,0027 0,0136 0,25 0,25 прозрачный прозрачный 0,0037 - 0,20 0,30 0,0170 0,0048 8 ISALCHEM C1213-4PO сульфат, соль Na Поверхностно-активное вещество 1: 50EO 11,8 0,35 0,15 прозрачный 0,0011 0,0364 0,25 0,25 прозрачный 0,0089 0,0162 0,20 0,30 прозрачный 0,0031 0,0196 0,15 0,35 прозрачный 0,0153 0,0060 9 ISALCHEM C1213-4PO сульфат, соль Na Поверхностно-активное вещество 1: 50EO 15,0 0,20 0,30 прозрачный прозрачный 0,0052 0,0059 0,0441 0,0145 0,15 0,35 прозрачный прозрачный 0,0354 0,0135 0,0095 0,0095

Таблица 7.2: Обобщенные результаты для различных анионных поверхностно-активных веществ в сочетании с различными неионными поверхностно-активными веществами, проиллюстрированные в широком диапазоне экспериментальных условий в тяжелой и легкой сырой нефти

ЭКСП. АНИОННОЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО НЕИОННОЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО TDS
(%) СТАБИЛЬНОСТЬ В ВОДНОЙ СРЕДЕ ДИНАМИЧЕСКОЕ МЕЖФАЗНОЕ НАТЯЖЕНИЕ Внешний вид Тяжелая сырая нефть (H1) Легкая сырая нефть (L1) Наименование % масс. Наименование % масс. 25°C 40°C 70°C 25°C 40°C 70°C 25°C 40°C 70°C 10 ISALCHEM C1213-8PO sulfate, Na salt Surfactant 12: 50EO 4.0 0,20 0,30 прозрачный прозрачный 0,031 0,0025 0,15 0,35 прозрачный прозрачный
мутный 0,0426 0,0030 11 ISALCHEM C1213-4PO сульфат, соль Na Поверхностно-активное вещество 12: 50EO 11,8 0,35 0,15 прозрачный 0,0352 0,0030 0,30 0,20 прозрачный 0,0853 0,0190 12 ISALCHEM C1213-8PO сульфат, соль MIPA Поверхностно-активное вещество 1: 75EO 4,0 0,30 0,20 прозрачный прозрачный прозрачный 0,0123 0,0060 0,0110 0,0083 0,25 0,25 прозрачный прозрачный прозрачный 0,0144 0,0049 0,0090 0,0017 0,15 0,35 прозрачный прозрачный прозрачный 0,0700 0,0132 13 ISALCHEM C1213-4PO сульфат, соль MIPA Поверхностно-активное вещество 1: 75EO 11,8 0,25 0,25 прозрачный 0,0022 0,0080 0,20 0,30 прозрачный 0,0400 0,0070 0,15 0,35 прозрачный прозрачный 0,2378 0,0974 0,0175 0,0170 14 ISALCHEM C1213-4PO сульфат, соль MIPA Поверхностно-активное вещество 1: 100EO 11,8 0,20 0,30 прозрачный 0,0030 0,0074 0,15 0,35 прозрачный прозрачный прозрачный 0,0285 0,0168 0,0268 0,0069 0,0065 0,0080 15 ISALCHEM C1213-8PO сульфат, соль MIPA Поверхностно-активное вещество 1: 20EO 4,0 0,35 0,15 прозрачный 0,0010 0,25 0,25 прозрачный прозрачный прозрачный 0,0118 0,0080 0,0270 0,0097 0,0142 0,0036 0,20 0,30 прозрачный 0,0590 0,0020

Таблицы 7.1 и 7.2 иллюстрируют превосходные характеристики композиций поверхностно-активных веществ изобретения, в частности, относительно стабильности в водной среде и сверхнизких значений IFT, полученных в широком диапазоне температур, минерализаций и концентраций.

Цитированная литература

Puerto, M., Hirasaki, G.J., Miller, C.A. et al. 2012. Surfactant Systems for EOR in High-Temperature, High-Salinity Environments. SPE Journal, 17 (1), 11-19. https://doi.org/10.2118/129675-PA.

Chou, S.I., Bae, J.H. 1988. Phase-Behavior Correlation for High-Salinity Surfactant Formulations. SPE Reservoir Engineering, 3 (3), 778-90. https://doi.org/10.2118/14913-PA.

Han, M., AlSofi, A., Fuseni, A. et al. 2013. Development of Chemical EOR Formula- tions for a High Temperature and High Salinity Carbonate Reservoir. International Petroleum Technology Conference, Beijing, China, 26-28 March. https://doi.org/10.2523/IPTC-17084-MS.

Ghosh B. and Obassi, D. 2013. Eco-Friendly Surfactant for EOR in High Tempera- ture, High Salinity Carbonate Reservoir. SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, 2-4 July. https://doi.org/10.2118/165219- MS.

Jabbar, M.Y., Sowaidi, A.A., Obeidli, A.A. et al. 2017. Chemical Formulation Design in High Salinity, High Temperature Carbonate Reservoir for a Super Giant Offshore Field in Middle East. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE, 13-16 November. https://doi.org/10.2118/188604- MS.

Группа изобретений относится к композициям поверхностно-активных веществ, содержащим анионные поверхностно-активные вещества наряду с неионными поверхностно-активными веществами, и к использованию таких композиций в способах химического повышения нефтеотдачи пласта. Композиция поверхностно-активного вещества для использования при химическом повышении нефтеотдачи пласта. Композиция поверхностно-активного вещества содержит по меньшей мере: i) анионную соль алкилалкоксилированного сульфата и ii) неионный этоксилат спирта, где массовое отношение i)/ii) составляет от 6:1 до 1:6. Также заявлены применение композиции поверхностно-активного вещества при химическом повышении нефтеотдачи пласта, где указанная композиция поверхностно-активного вещества представляет собой композицию поверхностно-активного вещества и способ химического повышения нефтеотдачи подземного пласта, пройденного по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и одной добывающей скважиной. Способ влючает в себя i) закачивание в нагнетательную скважину композиции поверхностно-активного вещества, благодаря чему указанная композиция поверхностно-активного вещества контактирует с сырой нефтью, присутствующей в указанном подземном пласте, для снижения межфазного натяжения указанной сырой нефти до сверхнизких значений на уровне 10^-2 мН/м или ниже и ii) извлечение сырой нефти из подземного пласта из добывающей скважины. Указанная композиция поверхностно-активного вещества способна снижать значения межфазного натяжения при температурах от 25°С до 70°C и в насыщенных солевых растворах, имеющих от 4% до 15% общего содержания растворенных твердых веществ, по меньшей мере часть указанных растворенных твердых веществ представляет собой двухвалентные катионы. Композиции обеспечивают сверхнизкие значения IFT при 10^-2 мН/м и менее для ряда тяжелых и легких сырых нефтей с различными свойствами (составом SARA и плотностями). 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 9 ил., 7 табл., 3 пр.

1. Композиция поверхностно-активного вещества для использования при химическом повышении нефтеотдачи пласта, где указанная композиция поверхностно-активного вещества содержит по меньшей мере:

i) анионную соль алкилалкоксилированного сульфата, где указанный алкилалкоксилированный сульфат имеет структуру молекулы, как показано в [I]:

[I]

где

R представляет собой линейную, разветвленную или смесь линейной и разветвленной алкильной группы, имеющую от 10 до 20 атомов углерода,

n=4-15,

m=0-10,

M⁺ представляет собой ион щелочного металла, ион алканоламина, ион алкиламина или ион аммония; и

ii) неионный этоксилат спирта, где указанный этоксилат спирта имеет структуру молекулы, как показано в [II]:

[II]

где

R₁ представляет собой линейную, разветвленную или смесь линейной и разветвленной алкильной группы, имеющую от 8 до 24 атомов углерода,

40 < y ≤ 100,

где массовое отношение i)/ii) составляет от 6:1 до 1:6.

2. Композиция поверхностно-активного вещества по п.1, где R является разветвленной алкильной группой.

3. Композиция поверхностно-активного вещества по п.2, где R является разветвленной 2-алкильной группой.

4. Композиция поверхностно-активного вещества по пп.1-3, где m=0.

5. Композиция поверхностно-активного вещества по любому из предшествующих пунктов, где R имеет от 12 до 16 атомов углерода.

6. Композиция поверхностно-активного вещества по пп.1-4, где R₁=C12 - C24, более предпочтительно где R₁=C20+.

7. Композиция поверхностно-активного вещества по любому из предшествующих пунктов, где 50 ≤ y ≤ 100.

8. Композиция поверхностно-активного вещества по любому из предшествующих пунктов, где массовое отношение i)/ii) составляет от 4:1 до 1:4, наиболее предпочтительно от 3:2 до 2:3.

9. Композиция поверхностно-активного вещества по любому из предшествующих пунктов, где общая концентрация i) и ii) не превышает 0,5 мас.% от всей композиции.

10. Композиция поверхностно-активного вещества по любому из предшествующих пунктов, где указанная композиция поверхностно-активного вещества снижает межфазное натяжение сырой нефти до сверхнизких значений на уровне 10^-1 мН/м или менее, более предпочтительно на уровне 10^-2 мН/м или менее.

11. Композиция поверхностно-активного вещества по любому из предшествующих пунктов, где указанная композиция поверхностно-активного вещества способна снизить значения межфазного натяжения сырой нефти в насыщенных солевых растворах с минерализациями от 4% до 15% общего содержания растворенных твердых веществ.

12. Применение композиции поверхностно-активного вещества при химическом повышении нефтеотдачи пласта, где указанная композиция поверхностно-активного вещества представляет собой композицию поверхностно-активного вещества по любому из пп.1-11.

13. Применение по п.12, где указанная композиция поверхностно-активного вещества снижает межфазное натяжение сырой нефти до сверхнизких значений на уровне 10^-1 мН/м или менее, более предпочтительно на уровне 10^-2 мН/м или менее.

14. Применение по п.12, где указанная композиция поверхностно-активного вещества способна снизить значения межфазного натяжения сырой нефти в насыщенных солевых растворах с минерализациями от 4% до 15% общего содержания растворенных твердых веществ.

15. Способ химического повышения нефтеотдачи подземного пласта, пройденного по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и одной добывающей скважиной, включающий в себя:

i) закачивание в нагнетательную скважину композиции поверхностно-активного вещества, благодаря чему указанная композиция поверхностно-активного вещества контактирует с сырой нефтью, присутствующей в указанном подземном пласте, для снижения межфазного натяжения указанной сырой нефти до сверхнизких значений на уровне 10^-2 мН/м или ниже, причем указанная композиция поверхностно-активного вещества способна снижать значения межфазного натяжения при температурах от 25°С до 70°C и в насыщенных солевых растворах, имеющих от 4% до 15% общего содержания растворенных твердых веществ, по меньшей мере часть указанных растворенных твердых веществ представляет собой двухвалентные катионы, причем указанная композиция поверхностно-активного вещества содержит по меньшей мере

a) анионную соль алкилалкоксилированного сульфата, где указанный алкилалкоксилированный сульфат имеет структуру молекулы, как показано в [I]:

[I]

где

R представляет собой линейную, разветвленную или смесь линейной и разветвленной алкильной группы, имеющую от 10 до 20 атомов углерода,

n=4-15,

m=0-10,

M⁺ представляет собой ион щелочного металла, ион алканоламина, ион алкиламина или ион аммония; и

b) неионный этоксилат спирта, где указанный этоксилат спирта имеет структуру молекулы, как показано в [II]:

[II]

где

R₁ представляет собой линейную, разветвленную или смесь линейной и разветвленной алкильной группы, имеющую от 8 до 24 атомов углерода,

40 < y ≤ 100,

где массовое отношение i)/ii) составляет от 6:1 до 1:6,

ii) извлечение сырой нефти из подземного пласта из добывающей скважины.