Способ извлечения нефти из подземного пласта

(51) 09 8/584 (2006.01) 01 17/00 (2006.01) МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН/2009/006982, 29.09.2009 Мао, ДжианхуаВанг, ЛейКогниз АйПи Менеджмент ГмбХЮрчак Лариса Сергеевна 2006/026732 А 1, 09.03.20062206145 , 29.12.19882646505 1, 20.04.19786972274 1, 06.12.2005(54) СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПОДЗЕМНОГО ПЛАСТА(57) Предложен способ извлечения нефти из подземного пласта, который включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей алкилили алкенилолигогликозид в таком количестве, что композиция проявляет поверхностно-активные свойства. Данное изобретение относится к способу повышенного извлечения нефти в результате применения алкил- или алкенилолигогликозидов в качестве добавок. Основа изобретения При извлечении нефти из нефтяных пластов обычно удается извлечь только небольшую долю исходной нефти, применяя так называемые первичные методы извлечения, которые используют только природные силы, действующие в резервуаре. Был использован целый ряд технологий дополнительного извлечения, для того чтобы увеличить извлечение нефти из подземных резервуаров (месторождений). Наиболее широко применяемой технологией дополнительного извлечения является затопление водой, которое включает накачку воды в резервуар(месторождение). Когда вода движется через резервуар, она оттесняет нефть внутри его в систему получения нефти, состоящую из одной или несколько скважин, через которые нефть извлекают. Уже давно было установлено, что такие факторы,как поверхностное натяжение между подаваемой водой и нефтью резервуара (месторождения),относительная подвижность нефти резервуара и подаваемой воды и характеристики смачивания скальных поверхностей внутри резервуара являются факторами, которые влияют на количество нефти,извлекаемое при затоплении водой. Было предложено добавлять поверхностно-активные вещества к затапливающей воде для того, чтобы уменьшить поверхностное натяжение на границе нефть-вода и/или изменить характеристики смачивания скальных поверхностей внутри резервуара. Процессы,которые включают закачивание водного раствора поверхностноактивного вещества обычно относятся или к затоплению поверхностно-активной водой, или к затоплению водой с низким поверхностным натяжением, последний термин относится к механизму,включающему уменьшение поверхностного натяжения на границе нефть-вода. Также было предложено добавлять реологические модификаторы, такие как полимерные загущающие агенты ко всей или к части подаваемой воды, для того чтобы увеличить ее вязкость, понижая тем самым отношение подвижностей подаваемой воды и нефти и улучшая эффективность выдавливания нефти затапливающей водой. Проблемы со стабильностью и эффективностью возникают в том случае, когда эти поверхностноактивные вещества и загустители используют в окружающей среде,характеризующейся температурой в интервале от около 70 С до около 120 С и выше, высоким давлением (например,вплоть до 4000 фунтов/квадратный дюйм 281,24 кГ/см 2), высокой концентрацией ионов двухвалентных металлов, таких как кальций, магний и т.п. (например, вплоть до 3000 млн. долей или более и в некоторых случаях до таких высоких значений, как 10000 или 20000 млн. долей) и высокой засоленности (то есть полный уровень растворенных солей (ПУРС) достигает вплоть до около 200000 млн. долей). Во многих случаях применений затопления водой применяются анионные поверхностноактивные вещества. Например, в ранней статье Фостера ( ) озаглавленной,, . 25, . 1973, . 205-210, описана технология, включающая закачивание водного раствора сульфоната нефти в пределах назначенных эквивалентных весов и при контролируемых условиях засоленности. За партией (порцией) сульфоната нефти следует партия загущенной воды,которая содержит загустительный агент, такой как растворимый в воде биополимер. За партией загущенной воды затем следует двигающий флюид,такой как промысловый рассол,который закачивают, как это необходимо для осуществления рассматриваемого процесса. Одна из проблем,возникающих при подтоплении водой с некоторыми анионными поверхностно-активными веществами, такими как сульфонаты нефти,состоит в отсутствии стабильности этих поверхностно-активных веществ в окружении так называемой жесткой воды. Эти поверхностно-активные вещества имеют склонность к осаждению из раствора в присутствии относительно низких концентраций ионов двухвалентных металлов, таких как ионы кальция и магния. Например, ионы двухвалентных металлов с концентрацией около 50-100 млн. долей и выше обычно вызывают осаждение сульфоната нефти. Неионные поверхностно-активные вещества,такие как полиэтоксилированные алкилфенолы,полиэтоксилированные алифатические спирты,сложные эфиры карбоновых кислот, амиды карбоновых кислот и полиоксиэтиленовые амиды жирных кислот,имеют более высокую толерантность по отношению к поливалентным ионам, таким как кальциевые и магниевые ионы, по сравнению с обычно более применяемыми анионными поверхностно-активными веществами. В том случае, если имеется техническая возможность применения раствора неионных поверхностноактивных соединений для уменьшения поверхностного натяжения между накачиваемой водной замещающей средой и нефтью,содержащейся в некоторых известняковых пластах,такое применение,как правило,является экономически не выгодным по нескольким причинам. Неионные поверхностно-активные соединения являются не такими эффективными, в пересчете на один моль, по сравнению с обычно более применяемыми анионными поверхностноактивными соединениями и, кроме того, неионные поверхностно-активные соединения, как правило,имеют более высокую стоимость за единицу веса,чем анионные поверхностно-активные соединения. Полиэтоксилированные алкилфенольные неионные поверхностно-активные соединения обычно проявляют обратное соотношение растворимости в зависимости от температуры и становятся нерастворимыми при температуре выше их температуры помутнения,делая их неэффективными на многих нефтяных месторождения. Неионные поверхностно-активные соединения, которые сохраняют растворимость при повышении температуры, как правило, не эффективны для снижения поверхностного натяжения. Другие типы неионных поверхностноактивных соединений гидролизуются при температуре выше примерно 75 С. Кроме того,обычные поверхностно-активные соединения не уменьшают поверхностное натяжение между нефтью и водной фазой адекватно, так как повышают адсорбцию вещества на колинитовых глинах - которые обычно находятся в резервуарах два свойства, которые не позволяют достигнуть высоких процентов извлечения нефти. Было также предложено применение некоторых комбинаций анионных и неионных поверхностноактивных соединений для обработки пластов с жесткой водой. Например, в 3,811,505 предложено применение алкильных или алкиларильных сульфонатов или фосфатов и полиэтоксилированных алкилфенолов. В 3,811,504 предложено применение смеси из трех компонентов, включающей алкил- или алкиларилсульфонат, алкилполиэтоксисульфат и полиэтоксилированный алкилфенол. В 3,811,507 описано применение растворимой в воде соли линейного алкил- или алкиларилсульфоната и полиэтоксилированного алкилсульфата. Катионные поверхностно-активные материалы,такие как четвертичные аммониевые соли и производные жирных аминов и полиаминов, были также использованы. Однако эти соединения не обладают достаточной прочностью или притягательностью особенно по отношению к силикатным горным породам, и они теряют свою активность в результате адсорбции. Например, в 5,627,144 упоминаются комбинации алкилполигликозидов и сложных эфиров четвертичного аммониевого соединения в качестве добавок для процесса повышенного извлечения нефти, однако без детальных подробностей. Было предложено использование некоторых амфотерных поверхностно-активных соединений,которые играют роль катионов в кислой среде и становятся анионами, когда их помещают в щелочную систему. Например, в 3,939,911 описан процесс подтопления поверхностно-активной водой,в котором использована трехкомпонентная поверхностноактивная система. Эта поверхностно-активная система включает один алкилили алкиларилсульфонат,такой как додецилбензолсульфонат аммония, один фосфатный сложный эфир сульфоната и один сульфонированный бетаин. Хотя и предложено много методов затопления водой с повехностно-активными веществам,существует насущная,неудовлетворенная потребность в поверхностно-активных веществах и в методах затопления водой, использующих такие поверхностно-активные вещества, которые окажутся полезными для извлечения нефти из подземных пластов, в которых применяемые поверхностноактивные вещества подвергаются воздействию высоких температур, высокой засоленности,высоких давлений и высоких концентраций двухвалентных ионов. В то же время эти поверхностно-активные вещества должны быть способны понижать поверхностное натяжение между нефтью и водной фазой, проявляя низкую адсорбцию на каолинитовой глине. Детальное описание изобретения Данное изобретение относится к методу извлечения нефти из подземных пластов, который включает подачу в этот пласт водной композиции,содержащей поверхностно-активное количество алкил- или алкенилолигогликозида. Неожиданно оказалось, что алкил- или алкенилолигогликозиды проявляют очень хорошие свойства по сравнению с поверхностно-активными веществами, известными для подобных ППИН процессов, поскольку эта группа поверхностноактивных агентов обнаруживает большую толерантность по отношению к температуре, к давлению, содержанию ионов металлов и засоленности и значит проявляет большую смачивающую силу, показывая при этом меньшую адсорбцию на каолинитовой глине. Например,адсорбция типичного анионного поверхностноактивного вещества, такого как додецилбензолсульфонат натрия, составляет около 10 мг/г глины,тогда как это число для алкилили алкенилолигогликозидов близко к нулю. Алк(ен)илолигогликозиды Алкил- или алкенилолигогликозиды, которые можно применять в водных композициях согласно данному изобретению, могут быть получены из альдозов или кетонов, содержащих 5 или 6 атомов углерода,предпочтительно глюкозы. Соответственно, предпочтительным алкил- и/или алкенилолигогликозидами являются алкил- и/или алкенилолигоглюкозиды. Эти материалы также общеизвестны как алкилполигликозиды . Алк(ен)ил- олигогликозидам согласно данному изобретению описываются формулой 1 О р где 1 означает алкильный или алкенильный радикал, содержащий от 6 до 22 атомов углерода,означает сахарную группу, содержащую 5 или 6 атомов углерода, и р означает число от 1 до 10. Индекс р в общей формулеуказывает степень олигомеризации( степень),то есть распределение моно- и олигогликозидов, и является числом от 1 до 10. Поскольку р в заданном соединении всегда должно быть целым числом и, в основном, может предполагать число от 1 до 6,величина р для определенных олигогликозидов является аналитически определяемой расчетной величиной, которая в большинстве случаев является дробным числом. Предпочтительно применяют алк(ен)илолигогликозиды,имеющие среднюю степень олигомеризации р от 1,1 до 3,0. Алк(ен)илолигогликозиды,имеющие среднюю степень олигомеризации ниже 1,7 и более 3 предпочтительно от 1,2 до 1,4 являются предпочтительными с точки зрения применения. Алкильные или алкенильные радикалы 1 могут быть получены от первичных спиртов, содержащих 4 - 22 и предпочтительно 8 - 16 атомов углерода. К типичным примерам относятся бутанол, капроновый спирт, каприловый спирт, каприновый спирт,ундециловый спирт,лауриловый спирт,миристиловый спирт,цетиловый спирт,пальмитолеиловый спирт, стеариловый спирт,изостеариловый спирт,олеиловый спирт,элаидиловый спирт, петроселениловый спирт,арахиловый спирт,гадолеиловый спирт,бегениловый спирт, эруциловый спирт и их технические смеси, такие как образующиеся,например, при гидрировании (гидрогенизации) технических метиловых эфиров жирных кислот или при гидрировании альдегидов из оксо-синтеза по Роэлену. Предпочтительны алкилолигоглюкозиды,базирующиеся на гидрированном спирте (8-С 16)-кокосового масла,который имеет 1 - 3. Алкил- или алкенилолигогликозиды и предпочтительно алкилолигоглюкозиды могут быть представлены в указанной водной композиции с концентрацией в интервале от около 0,01 вес. процентов до около 6 вес. процентов, предпочтительно от около 0,1 до около 3 вес. процентов. Дополнительные поверхностно-активные вещества В предпочтительном варианте данного изобретения указанные водные композиции также включают поверхностно-активное количество анионных,неионных,амфотерных или цвиттерионных поверхностно-активных веществ или их смесей (здесь названные дополнительные поверхностно-активные вещества). Анионные (дополнительные) поверхностноактивные вещества Предпочтительно поверхностно-активные вещества типа сульфонатов, алк(ен)илсульфонатов,алкоксилированных алк(ен)илсульфатов,сложноэфирных сульфонатов и/или мыла применяют в качестве анионных поверхностноактивных веществ. Подходящими поверхностноактивными веществами типа сульфоната являются предпочтительно (9-13)-алкилбензолсульфонаты,олефинсульфонаты, то есть смеси алкен- и гидроксиалкенсульфонатов, и дисульфонаты, такие как получаемые, например, при сульфонировании газообразным триоксидом серы(12-18)моноолефинов, имеющих конечную или срединную двойную связь, и при последующем щелочном или кислотном гидролизе продуктов сульфонирования. Алк(ен)илсульфаты. Предпочтительными алк(ен)илсульфатами являются соли щелочных металлов и особенно натриевые соли полуэфиров серной кислоты с (12-18)-жирными спиртами,например, такими как спирт кокосового масла,таллоновый спирт, лауриловый, миристиловый,цетиловый или стеариловый спирт, или с (С 8-С 20) оксоспиртами и также соли этих полуэфиров со вторичными спиртами этой длиной цепи. Также 4 предпочтительны алк(ен)илсульфаты с указанной длиной цепи, которые включает синтетические линейные алкильные группы,полученные нефтехимически. (С 12-С 16)-алкилсульфаты и (С 12 С 15)(С 14-С 15)алкилсульфаты и (14-16)-алкилсульфаты особенно предпочтительны на грунтах,подлежащих промывке. 2,3-алкилсульфаты, которые могут быть получены от фирмыпод рабочим названием , также пригодны в качестве анионных поверхностно-активных веществ. Алк(ен)иловые простые эфиры сульфатов. Моноэфиры серной кислоты, полученные из линейных или разветвленных (С 7-С 21)-спиртов,этоксилированные 1-6 молями этиленоксида, также пригодны, такие как 2-метил-разветвленные (С 9 С 11)-спирты со средним количеством этиленоксида(ЕО) 3,5 моля или (12-18) -жирные спирты с 1 - 4 ЕО. Сложные эфиры сульфонатов. Сложные эфиры альфа-сульфожирных кислот (сложные эфиры сульфонатов), то есть альфа- сульфонированные метиловые сложные эфиры гидрированных кислот кокосовых орехов, пальмовых орехов или таллоновой кислоты также пригодны. Простые эфиры карбоновых кислот. Другим классом анионных поверхностно-активных веществ являются простые эфиры карбоновых кислот,получаемые при обработке этоксилатов жирных спиртов хлорацетатом натрия в присутствии основного катализатора. Они имеют общую формулу(СН 2 СН 2)рСН 2 СООН, где(118) и рот 0,1 до 20. Простые эфиры карбоновых кислот не чувствительны к жесткости воды и обладают очень хорошими поверхностно-активным свойствами. Мыла. Мыла, в частности, можно рассматривать в качестве других анионных поверхностно-активных веществ. Мыла насыщенных жирных кислот являются особенно подходящими, такие как соли лауриновой кислоты, миристиновой кислоты,пальмитиновой кислоты, стеариновой кислоты,гидрированной уруковой кислоты и бегеновой кислоты, и особенно смеси мыл, получаемых из природных жирных кислот, таких как жирная кислота масла кокосовых орехов, жирная кислота масла пальмовых орехов или таллоновая кислота. Среди таких смесей мыл особенно предпочтительны такие, которые содержат от 50 до 100 вес. процентов мыл насыщенных (С 12-С 24)- жирных кислот и от 0 до 50 вес. процентов мыла олеиновой кислоты. Неионные (дополнительные) поверхностноактивные вещества Алкоксилаты спиртов. Добавляемые неионные поверхностно-активные вещества являются предпочтительно алкоксилированными и/или пропоксилированными, в частности, первичные спирты содержат предпочтительно от 8 до 18 атомов углерода и в среднем от 1 до 12 молей этиленоксида предпочтительно алкоксилаты (С 12-С 14) -спиртов, со степенью этоксилирования от 2 до 10, более предпочтительно от 3 до 8, и/или степенью пропоксилирования от 1 до 6,более предпочтительно от 1,5 до 5,более предпочтительны. Представленные степени этоксилирования и пропоксилирования представляют собой средние статистические значения, которые могут быть целым или дробным числом для специфического продукта. Предпочтительные этоксилаты и пропоксилаты спиртов имеют узкое гомологическое распределение(интервал узости распределения этоксилатов/пропоксилатов,/). Дополнительно с этими неионными поверхностноактивными веществами могут также применяться жирные спирты с более чем 12 ЕО. К их примерам относятся жирные спирты с 14 ЕО, 16 ЕО, 20 ЕО, 25 ЕО, 30 ЕО или 40 ЕО. Алкоксилаты сложных эфиов жирных кислот. Другим классом предпочтительных неионных поверхностно-активных веществ,которые используют или в виде одних только неионных поверхностно-активных веществ, или в комбинации с другими неионными поверхностно-активными веществами,в частности,вместе с алкоксилированными жирными спиртами и/или алкилгликозидами, являются алкоксилированные,предпочтительно этоксилированные,или этоксилированные и пропоксилированные алкиловые эфиры жирных кислот, предпочтительно содержащие от 1 до 4 атомов углерода в алкильной цепи, более предпочтительны метиловые эфиры жирных кислот, которые описаны, например, в японской патентной заявке 58/217598 или которые предпочтительно получают с помощью процесса, описанного в международной патентной заявке 90/13533. Особенно предпочтительны сложные метиловые эфиры (С 12-18) -жирных кислот, содержащие в среднем от 3 до 15 ЕО, более предпочтительно содержащие в среднем от 5 до 12 ЕО. Оксиды аминов. Неионные поверхностноактивные вещества типа оксида амина, например,оксид -кокосового алкил-,-диметиламина и оксид -жирового (таллонового) алкил-,дигидроксиэтиламина, и алканоламиды жирных кислот могут также применяться. Используемые количества этих неионных поверхностно-активных веществ предпочтительно не больше количества используемых этоксилированных жирных спиртов,предпочтительно не более половины этого количества. Гем-замещенные поверхностно-активные вещества. Так называемые гем-замещенные поверхностно-активные вещества можно рассматривать как дальнейшие поверхностноактивные вещества. В общем смысле под такими соединениями понимают соединения, которые содержат две гидрофильные группы и две гидрофобные группы на молекулу. Как правило, эти группы разделены между собой разделительной группой. Разделительная группа обычно представляет собой углеводородную цепь, которая должна быть достаточно длинной с тем, чтобы гидрофильные группы были отделены достаточным расстоянием,позволяющим им действовать независимо одна от другой. Эти типы поверхностноактивных веществ, как правило, имеют необычно низкую критическую концентрацию кристаллитов(мицелл) и способны сильно понижать поверхностное натяжение воды. В исключительных случаях, однако, под понятием гем-замещенных поверхностно-активных веществ имеют в виду не только димерные, но также и тримерные поверхностно-активные вещества. Амфотерные или цвиттерионные дополнительные поверхностно-активные вещества Бетаины. Амфотерные или амфолитические поверхностно-активные вещества содержат множество функциональных групп, которые могут ионизоваться в водном растворе и поэтому - в зависимости от условий среды - придавать анионный или катионный характер соединению(смотри 53900, июль 1972). Вплотную к изоэлектрической точке (вокруг 4), амфотерные поверхностно-активные вещества образуют внутренние соли, становясь таким образом слабо растворимыми или не растворимыми в воде. Амфотерные поверхностно-активные вещества подразделяются на амфолиты и бетаины, последние существуют в виде цвиттерионов в растворе. Амфолиты являются амфотерными электролитами,то есть соединениями, которые обладают как кислотными, так и основными гидрофильными группами, и в связи с этим в зависимости от условий проявляют себя как кислоты или как основания. В особенности бетаины являются известными поверхностно-активными веществами, которые получаются в основном при карбоксиалкилировании,предпочтительно карбоксиметилировании, аминных соединений. Исходные материалы предпочтительно конденсируют с галоидкарбоновыми кислотами или их солями, более предпочтительно с хлорацетатом натрия, один моль соли образуется на один моль бетаина. Присоединение ненасыщенных карбоновых кислот, таких как, например, акриловая кислота,также возможно. К примерам подходящих бетаинов относятся продукты карбоксиалкилирования вторичных и, в особенности, третичных аминов,которые охватываются формулой 1 231(СН 2), гдеозначает алкильный радикал,содержащий от 6 до 22 атомов углерода, 2 означает водород или алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, 3 означает алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода,означает число от 1 до 6 иозначает щелочной и/или щелочноземельный металл или аммоний. К типичным примерам относятся продукты карбоксиметилирования гексилметиламина,гексилдиметиламина,октилдиметиламина,децилдиметиламина,С 12/14(кокосовый) алкилдиметиламина,миристил-диметиламина,цетилдиметиламина,стеарилдиметиламина,стеарил- этилметиламина, олеилдиметиламина,5 16/18 - (жировой) алкилдиметиламина и их технических смесей,и в особенности додецилметиламина,додецилдиметиламина,додецилэтилметиламина и их технических смесей. Имеющиеся в продаже продукты включают дегитон АВ (фирмы). Алкиламидобетаины. Другими пригодными бетаинами являются продукты карбоксиалкилирования амидоаминов с общей формулой 1(2)-(2)(2), гдеозначает алифатический ацильный радикал, содержащий от 6 до 22 атомов углерода и 0 или 1-3 двойные связи, 2 означает водород или алкильный радикал, содержащий от 1 до 4 атомов углерода, 3 означает алкильный радикал, содержащий от 1 до 4 атомов углерода, р означает число от 1 до 6,означает число от 1 до 3 иозначает щелочной или щелочноземельный металл или аммоний. Типичными примерами являются продукты реакции жирных кислот,содержащих от 6 до 22 атомов углерода, таких как,например, капроновая кислота, каприловая кислота,каприновая кислота,лауриновая кислота,миристиловая кислота, пальмитиловая кислота,пальмолеиновая кислота, стеариловая кислота,изостеариловая кислота,олеиловый спирт,элаидиловая кислота, петроселиниловая кислота,линолиновая кислота, линолеиновая кислота,элаеостеариновая кислота, арахидониловая кислота,гадолеиловая кислота,бегениловая кислота,эруциловая кислота и их технические смеси, с ,диметиламиноэтиламиномдиметиламинопропиламиномдиэтиламиноэтиламином и,диэтиламинопропиламином,которые конденсированы с хлорацетатом натрия. Имеющиеся в продаже продукты включают дегитон К и дегитон РК (фирмы), а также тегобетаин (фирмы ). Имидазолины. Другими подходящими исходными материалами для бетаина, которые могут быть использованы для целей данного изобретения являются имидазолины. Эти вещества известны и могут быть получены, например, путем циклической конденсации 1 или 2 молей (С 6-С 22)жирных кислот с полифункциональными аминами,такими как, например, аминоэтилэтаноламин(АЕЕА) или диэтилентриамин. Соответствующие продукты карбоксиалкилирования представляют собой различные бетаины с открытой цепью. Типичными примерами являются продукты конденсации упомянутых выше жирных кислот с АЕЕА, предпочтительно имидазолины на основе лауриновой кислоты, которые позже бетаинизируют хлорацетатом натрия. К имеющимся в продаже продуктам относится(фирамы). Алкил- или алкенилолигогликозиды, с одной стороны, и дополнительные поверхностно-активные вещества, с другой стороны, могут присутствовать в водных композициях в весовом отношении от около 1090 до около 9010, предпочтительно от около 2575 до около 7525 и более предпочтительно от около 4060 до около 6040. Промышленное применение Другой вариант данного изобретения относится к применению алкил- или алкенилолигогликозидов,предпочтительно алкилолигогликозидов в качестве добавок в процессах повышенного извлечения нефти. Наконец, данное изобретение также включает использование водных смесей,содержащих (а) алкил- или алкенилолигогликозиды ианионные, неионные, амфотерные и/или цвиттерионные поверхностно-активные вещества в качестве добавок в процессах повышенного извлечения нефти. Процессы повышенного извлечения нефти(ППИН) Особое преимущество алкилили алкенилолигогликозидов, когда их используют в качестве поверхностно-активных агентов в процессах повышенного извлечения нефти (ППИН),состоит в их стабильности и толерантности. Типичные условия, существующие в пластах сырой нефти варьируются до температуры 300 С и давлений вплоть до 4000 фунтов/квадратный дюйм( 281,24 кГ/см 2). Также ПУРС может составлять вплоть до 200000 млн. долей и концентрация ионов двухвалентных металлов может составлять вплоть до 20000 млн.долей. Эти условия типично включены в различные обстоятельства в случае месторожденийВау, Северного моря,Персидского залива, Мексиканского залива, а также других важных нефтяных полей. В предпочтительном варианте изобретения водные композиции, содержащие поверхностно-активные вещества или смеси поверхностно-активных веществ согласно данному изобретению приготавливают, используя морскую воду, что делает процесс более экономичным. Метод данного изобретения можно осуществлять, используя системы закачивания и получения(извлечения) с подходящим расположением (устройством) скважин. Скважинное устройство, обычно используемое при операциях затопления водой и пригодное для использования при осуществлении метода согласно данному изобретению, представляет собой интегрированную пятиточечную схему размещения скважин типа,показанного в патенте 3,927,716 ( ),включенном здесь в качестве ссылки. Другие применяемые скважинные устройства, которые известны,также могут применяться при осуществлении данного изобретения. К водной композиции, которая закачивается методом данного изобретения, может относиться партия (порция) поверхностно-активного вещества. В типичных операциях партия поверхностноактивного вещества закачивается в пласт через одну или более подающих скважин, используя известную специалистам стандартную технику,затем закачивают партию буфера и в конце закачивают водную затапливающую среду после партии буфера для вытеснения нефти через одну или более продуктных скважин. Партия поверхностно 29331 активного вещества типично имеет более низкую вязкость, чем партия буфера, и содержит эффективное количество поверхностно-активного вещества для понижения поверхностного натяжения на границе нефть-вода и/или меняет смачивающие характеристики горной породы резервуара. Партия поверхностно-активного вещества может содержать загуститель концентрация загустителя предпочтительно лежит в интервале от около 0,05 вес. процента до около 0,2 вес. процента. Партия буфера содержит эффективное количество загустителя для увеличения вязкости партии буфера до более высокого уровня, чем вязкость партии поверхностно-активного вещества, и таким образом понижает отношение мобильностей между закачанной водой и нефтью месторождения. Объем партии поверхностно-активного вещества составляет от около 0,2 до около 3 объемов пор. Концентрацию поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ в партии поверхностно-активного вещества предпочтительно подбирают в соответствии с объемом партии. Так партия поверхностно-активного вещества с объемом пор около 0,2 предпочтительно имеет концентрацию комбинации поверхностно-активных веществ от около 1 до около 3 вес. процентов. Партия поверхностно-активного вещества с объемом пор около 1 предпочтительно имеет концентрацию комбинации поверхностно-активных веществ от около 0,1 до около 2 вес. процентов. Партия поверхностно-активного вещества с объемом пор около 2 предпочтительно имеет концентрацию комбинации поверхностно-активных веществ от около 0,1 до около 1 вес. процентов. В партии буфера можно применять загустительный агент, который стабилен при ожидаемых операционных условиях. Загустительный агент применяют при эффективном уровне для увеличения вязкости партии буфера выше значения вязкости партии поверхностноактивного вещества с целью увеличения отношения мобильности между партией буфера и партией поверхностно-активного вещества и тем самым увеличения эффективности макроскопического замещения при затоплении водой. К примерам загустителей, которые применяют при различных обстоятельствах, относятся, полисахариды В-1459,поставляемые фирмойпод торговым названием келзан или частично гидролизованные полиакриламиды, поставляемые фирмойпод торговым названием пушер химикаты. Класс особенно полезных загустителей включает загустители из гомополисахаридных смол. Эти загустители типично неионные и имеют молекулярный вес, больший одного миллиона,предпочтительно в интервале от около 1 до около 3,5 миллионов. Полимерная структура предпочтительно представляет собой линейную цепь ангидроглюкозных групп, связанных бета (1-3). Загустители из гомополисахаридных смол обладают рядом важных преимуществ по сравнению со многими обычными загустителями затапливающей воды. Во-первых, эти загустители, как правило,термически более стабильны. Дело в том, что они испытывают только умеренное уменьшение вязкости при возрастании температуры, тогда как большинство природных и синтетических смол испытывают заметное уменьшение вязкости с увеличением температуры. При применении этих загустителей изменение вязкости при низких концентрациях относительно мало. Во-вторых, эти загустители относительно легко закачивать. Близко от скважины для закачки затапливающие флюиды должны двигаться потоком с относительно высокими скоростями. Эти загустители сохраняют свою вязкость почти неизменной при сильных механических срезающих действиях. В-третьих эти загустители обладают относительно высокой толерантностью к соли, в частности, по отношению к ионам двухвалентных и трехвалентных металлов. В четвертых, на вязкости партий поверхностноактивных веществ и партий буфера согласно данному изобретению почти не влияют вариациив интервале от около 3 до около 11. Концентрация загустителя в партии буфера,применяемой согласна данному изобретению,предпочтительно составляет от около 0,05 вес. процентов до около 0,2 вес. процентов, более предпочтительно от около 0,05 до около 0,1 вес. процентов. Предпочтительно концентрация загустителя в партии буфера, как минимум, на около 0,02 вес. процента выше концентрация загустителя в партии поверхностно-активного вещества. Более высокая концентрация загустителя в партии буфера по отношению к концентрации загустителя в партии поверхностно-активного вещества, когда она является существенной для эффективного осуществления метода данного изобретения,обеспечивает надлежащий контроль относительных подвижностей партии поверхностно-активного вещества и партии буфера. Партия буфера предпочтительно имеет объем пор в интервале от около 0,6 до около 3. Двигающий флюид или водную затапливающую среду закачивают в резервуар в последовательном порядке после партии поверхностно-активного вещества и партии буфера. Затапливающая среда предпочтительно является водой, и могут быть любые источники воды, такие как морская вода,которые легко доступны. Примеры Межфазное поверхностное натяжение Примеры 1-9, примеры для сравнения 1 - С 5 Измерения межфазного поверхностного натяжения с использованием вращающегося капельного тензиометра (время вращения 1 мин) были сделаны по отношению к сырой нефти с использованием различных поверхностно-активных веществ и смесей поверхностно-активных веществ. Приведенные измерения находятся между избыточной нефтяной и избыточной рассольной фазами. Водные композиции, состоящие из морской воды,содержат поверхностно-активное(ые) вещество(а) с концентрацией 1,0 вес. процентов. В каждом тесте межфазное поверхностное натяжение 7 измеряют при температуре 80 С. Результаты сведены в таблице 1. Примеры 1-9 иллюстрируют изобретение примеры 1 - С 5 представлены для сравнения. Таблица 1 Межфазное поверхностное натяжение динсм-1 поверхностно-активных веществ и смесей поверхностноактивных веществ Примеры Октилолиго-гликозид Лаурилолиго-гликозид Октилсульфат натрия Додецилбензол- сульфонат натрия Лауриловый спирт 10 ЕО Оксид лауриламина Кокамидопропил-бетаин Таблица 1 Межфазное поверхностное натяжение динсм-1 поверхностно-активных веществ и смесей поверхностноактивных веществПримеры Октилолиго-гликозид Октилсульфат натрия Додецилбензол-сульфонат натрия Лауриловый спирт 10 ЕО Кокамидопропил-бетаин Извлечение нефти Примеры 12 - 16, примеры для сравнения С 6 10, 10, С 11, С 17 и С 18. Для того чтобы определить характеристики повышенного извлечения нефти, были закачаны в пласт различные партии поверхностно-активных веществ, содержащие разные поверхностноактивные вещества с концентрацией около 1 вес. процента, через одну или несколько скважин для закачивания, используя различную известную специалистам технику, затем закачивалась партия буфера и наконец закачивалась водная затапливающая среда после партии буфера для того чтобы выдавить нефть в сторону продуктных скважин. Термин объем пориспользован здесь для обозначения объема порции пласта,находящегося под используемыми скважинами, что описано более подробно в патенте 3,927,716,который процитирован выше. Зависимость результатов от объема пор показано в таблице 2. Примеры 12 - 16 иллюстрируют изобретение примеры С 6 - С 10, С 10 а, С 11, С 17 и С 18 представлены для сравнения. Таблица 2 а Извлечение нефтипри использовании различных партий поверхностно-активных веществ Примеры Октилолиго-гликозид Лаурилолиго-гликозид Октилсульфат натрия Додецилбензол- сульфонат натрия Лауриловый спирт 10 Е Оксид лауриламина Кокамидопропил-бетаин Извлечение нефти (1,0) Извлечение нефти (1,5) 8 Примеры Извлечение нефти (2,0) Таблица 2 Извлечение нефтипри использовании различных партий поверхностно-активных веществ Примеры Октилолиго- гликозид Октилсульфат натрия Додецилбензол- сульфонат натрия Лауриловый спирт 10 ЕО Кокамидопропил-бетаин ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ извлечения нефти из подземного пласта, включающий закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей от 0,01 вес. процента до 6 вес. процентов алкил- или алкенилолигогликозида общей формулы 1 О,где 1 означает алкильный или алкенильный радикал, содержащий от 4 до 22 атомов углерода,означает сахарную группу, содержащую 5 или 6 атомов углерода, и р означает число от 1 до 10,отличающийся тем, что указанная водная композиция также включает дополнительные анионные поверхностно-активные вещества,выбираемые из группы, состоящей из поверхностноактивных веществ типа сульфоната,алк(ен)илсульфатов,алкоксилированных алк(ен)илсульфатов и их смесей, и где алкил- или алкенилолигогликозиды и дополнительные поверхностно-активные вещества находятся в водных композициях в весовом отношении от 1090 до 9010. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что средняя температура нефти в указанном пласте находится в интервале вплоть до 300 С. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что вода в указанных водных композициях имеет полный уровень растворенных солей вплоть до 200000 млн. долей. 4. Способ по одному из п.п.1 - 3 ,отличающийся тем, что концентрация ионов двухвалентных металлов в указанных водных композициях составляет вплоть до 20000 млн. долей. 5. Способ по одному из п.п.1 - 4 ,отличающийся тем, что давление внутри указанного пласта составляет вплоть до 27,579028 МПа (4000 фунт/дюйм 2). 6. Способ по одному из п.п.1-5, отличающийся тем, что вода в указанных водных композициях включает морскую воду. 7. Способ по одному из п.п.1 - 6 ,отличающийся тем, что способ включает закачивание в пласт через одну или более подающих скважин водной композиции (партии поверхностноактивных веществ), затем закачивание партии буфера и закачивание водной затапливающей среды для вытеснения нефти через одну или более продуктных скважин. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что партия поверхностно-активных веществ содержит от 0,05 вес. процента до 0,2 вес. процента загустителя. 9. Способ по п.1, в котором поверхностноактивные вещества типа сульфоната выбирают из группы