EA041363B1

EA041363B1 - LOW-TEMPERATURE STABILIZED surfactant-based mixture for enhanced oil recovery

Info

Publication number: EA041363B1
Application number: EA202090140
Authority: EA
Inventors: Трой И. Найт; Сьюзан К. ФАЛЬКОНЕ-ПОТТС; Марта Эрнандес; Амит Катияр; Прамод Д. ПАТИЛ
Original assignee: Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк
Priority date: 2017-06-30
Filing date: 2018-05-03
Publication date: 2022-10-14

Description

Область настоящего изобретенияScope of the present invention

Настоящее изобретение относится к применению стабилизированных при низкой температуре водных растворов неионных и анионных ПАВ в качестве модификаторов смачиваемости подземных нефтяных пластов в процессе увеличения нефтеотдачи для повышения коэффициента извлечения нефти.The present invention relates to the use of low temperature stabilized aqueous solutions of nonionic and anionic surfactants as wettability modifiers in subterranean oil reservoirs in an enhanced oil recovery process to improve oil recovery.

Предпосылки создания настоящего изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION

Основной проблемой извлечения нефти из подземных пластов является извлечение из них максимально возможного количества нефти. После первичного и вторичного извлечения нефтяное месторождение все еще содержит от 50 до 80% нефти в расчете на ее исходное содержание. Эффективность способов первичного и вторичного извлечений ограничена двумя факторами: Размер пор, в результате чего неочищенная нефть может достигать относительно низкой остаточной нефтенасыщенности, обнаруживаемой в виде прерывистых ячеек, защемленных капиллярными силами (капиллярно - защемленная нефть). Размер участка, поскольку существуют определенные зоны, в которые флюид, закачиваемый в процессе вторичного извлечения, не проникает за счет низкой проницаемости таких зон.The main problem of extracting oil from underground reservoirs is to extract the maximum possible amount of oil from them. After primary and secondary extraction, the oil field still contains 50 to 80% oil based on its original content. The effectiveness of the primary and secondary recovery methods is limited by two factors: Pore size, whereby the crude oil can reach a relatively low residual oil saturation, found as discontinuous cells pinched by capillary forces (capillary pinched oil). The size of the area, since there are certain zones in which the fluid injected during the secondary recovery process does not penetrate due to the low permeability of such zones.

В настоящее время способы увеличения нефтеотдачи включают один или более таких факторов и применение химических продуктов в качестве модификаторов смачиваемости. Модификаторы смачиваемости представляют собой ПАВ, способные изменять сродство к породе пласта пригодным способом. Смачиваемость является мерой взаимодействия между фазами в пласте, зависит от межфазных химических процессов в этих фазах и определяет тенденцию флюида к движению или к адгезии к твердой поверхности в присутствии других несмешивающихся флюидов. Смачиваемость породы можно модифицировать в природных условиях при адсорбции полярных соединений, образовании отложений органического материала, исходно присутствующего в нефти, или с использованием внешних агентов. Изменение смачиваемости влияет на капиллярное давление, относительную проницаемость, остаточную нефтенасыщенность и связанную водонасыщенность. Кроме того, в равной степени важно понимать, что ограничение флюида приводит к значительному изменению поведения его фаз по отношению к их свойствам в объеме.Currently, enhanced oil recovery methods include one or more of these factors and the use of chemicals as wettability modifiers. Wettability modifiers are surfactants capable of altering the affinity for formation rock in a suitable manner. Wettability is a measure of the interaction between phases in a formation, depends on the interfacial chemistry in those phases, and determines the tendency of a fluid to move or adhere to a solid surface in the presence of other immiscible fluids. The wettability of a rock can be modified in nature by the adsorption of polar compounds, the formation of deposits of organic material originally present in the oil, or by using external agents. Changes in wettability affect capillary pressure, relative permeability, residual oil saturation, and associated water saturation. In addition, it is equally important to understand that the restriction of the fluid leads to a significant change in the behavior of its phases in relation to their properties in the bulk.

Существует множество особых видов химических реагентов, которые используют для решения этих проблем и которые включают анионные ПАВ, такие как алкилсульфонаты натрия, но, к сожалению, их применение не является универсальным. Повсеместно вследствие широкого интервала температур, при которых эти реагенты используют, может возникнуть вопрос стабильности. Известно, что растворимость неионных ПАВ в воде снижается с температурой и что неионные ПАВ в итоге становятся нерастворимыми при достижении так называемой температуры помутнения. Сниженная растворимость при низких температурах часто приводит к тому, что водные растворы анионных ПАВ становятся мутными. После помутнения раствора фазовое разделение может привести к проблемам высокой вязкости и/или желирования. Такие проблемы высокой вязкости и/или желирования могут отрицательно влиять на транспортировку, применение и/или хранение водных растворов анионных ПАВ при низких температурах.There are many special types of chemicals that are used to solve these problems, which include anionic surfactants such as sodium alkyl sulfonates, but, unfortunately, their use is not universal. Throughout the wide range of temperatures at which these reagents are used, stability issues may arise. It is known that the solubility of non-ionic surfactants in water decreases with temperature and that non-ionic surfactants eventually become insoluble when the so-called cloud point is reached. Reduced solubility at low temperatures often causes aqueous solutions of anionic surfactants to become cloudy. Once the solution becomes cloudy, phase separation can lead to high viscosity and/or gelation problems. Such high viscosity and/or gelation problems can adversely affect the transportation, use and/or storage of aqueous solutions of anionic surfactants at low temperatures.

Соответственно существует необходимость в разработке водных смачивающих композиций, прежде всего водных смачивающих композиций на основе анионных ПАВ, характеризующихся хорошей стабильностью при низких температурах, например, зимой при -5°С или ниже в соответствии с условиями хранения и применения.Accordingly, there is a need to develop aqueous wetting compositions, especially anionic surfactant-based aqueous wetting compositions, having good stability at low temperatures, eg winter at -5° C. or lower, according to storage and use conditions.

Краткое описание настоящего изобретенияBrief description of the present invention

В первом объекте настоящего изобретения предлагается способ извлечения нефти из подземного пласта, включающий закачивание водного раствора в подземный пласт для вытеснения нефти, где водный раствор включает: (i) неионный ПАВ формулы (I):In a first aspect of the present invention, there is provided a method for recovering oil from a subterranean formation, comprising injecting an aqueous solution into the subterranean formation to displace oil, wherein the aqueous solution comprises: (i) a non-ionic surfactant of formula (I):

Ri ^CH-O-(AO)_m-(CH₂CH₂O)_n-G 0)Ri ^CH-O-(AO) _m -(CH ₂ CH ₂ O) _n -G 0)

R2 где R₁ означает линейный или разветвленный алкил, содержащий от 1 до 23 атомов углерода, R₂выбирают из водорода и линейных или разветвленных алкилов, содержащих от 1 до 23 атомов углерода при условии, что общее число атомов углерода в комбинации R₁ и R₂ находится в интервале от 7 до 23, (АО) выбирают из группы, состоящей из СН(СН₃)СН₂О и СН(СН₂СН₃)СН₂О, m равен числу от 0 до 10, п равен числу от 5 до 30, и G выбирают из группы, состоящей из водорода, хлора, алкильных групп, содержащих от 1 до 4 атомов углерода, и COR', где R' означает алкил, содержащий от 1 до 4 атомов углерода, (ii) необязательно анионный ПАВ формулы (II)R2 where R ₁ is a linear or branched alkyl containing from 1 to 23 carbon atoms, R ₂ is selected from hydrogen and linear or branched alkyl containing from 1 to 23 carbon atoms, provided that the total number of carbon atoms in the combination of R ₁ and R ₂ is in the range from 7 to 23, (AO) is selected from the group consisting of CH(CH ₃ )CH ₂ O and CH(CH ₂ CH ₃ )CH ₂ O, m is a number from 0 to 10, n is a number from 5 to 30, and G is selected from the group consisting of hydrogen, chlorine, alkyl groups containing from 1 to 4 carbon atoms, and COR', where R' means alkyl containing from 1 to 4 carbon atoms, (ii) optionally anionic Surfactant of formula (II)

R3 R₄ R3 _R4

SO₃'M⁺ SO₃'M⁺ где R₃ и R4 каждый независимо выбирают из группы, состоящей из водорода и линейных или разветвленных алкилов, содержащих от 1 до 16 атомов углерода, и М выбирают из натрия, калия, лития и аммония, (iii) один или более спиртов формулы (III)SO ₃ 'M ⁺ SO ₃ 'M ⁺ where R ₃ and R 4 are each independently selected from the group consisting of hydrogen and linear or branched alkyls containing from 1 to 16 carbon atoms, and M is selected from sodium, potassium, lithium and ammonium, (iii) one or more alcohols of formula (III)

- 1 041363- 1 041363

R¹ R ₂ ^{1 1} (ΠΙ)R ¹ R ₂ ^{1 1} (ΠΙ)

R -O-CH₂CH₂-OH где R и R¹ независимо означают Н, или С_ГС₆ линейную или разветвленную алкильную группу, иR -O-CH ₂ CH ₂ -OH where R and R ¹ are independently H, or C _G C ₆ a linear or branched alkyl group, and

R² означает Н, C1-C6 линейную или разветвленную алкильную группу, или R³-(OCH2CH₂)n-, где R³означает Н или линейную или разветвленную C1-C6 алкильную группу, и п равен числу от 1 до 6, и (iv) воду.R ² is H, a C1-C6 linear or branched alkyl group, or R ³ -(OCH2CH ₂ )n-, where R ³ is H or a C1-C6 linear or branched alkyl group, and n is a number from 1 to 6, and (iv) water.

Настоящее изобретение является пригодным для подземного извлечения нефти.The present invention is suitable for underground oil recovery.

Подробное описание вариантов осуществления настоящего изобретенияDetailed description of embodiments of the present invention

Термин и/или означает и, или в другом варианте. Все интервалы включают предельные значения, если не указано иное. Термин части на миллион (част./млн) означает массовые части в расчете на общую массу водного раствора, если не указано иное. Нижние индексы в формулах полимеров означают средние величины молей определенного компонента полимера.The term and/or means and, or alternatively. All ranges include limits unless otherwise noted. The term parts per million (ppm) means parts by weight based on the total weight of the aqueous solution, unless otherwise indicated. The subscripts in the formulas of polymers mean the average values of the moles of a particular component of the polymer.

Методы испытаний означают наиболее современные методы испытаний согласно дате приоритета данного документа, если не указана дата с номером метода испытания в виде двухзначного номера, написанного через дефис. Ссылки на методы испытаний содержат как ссылку на общество тестирования, проводящее испытание, так и на номер метода испытания. Организации тестирования обозначены одним из следующих сокращений: ASTM означает ASTM International (ранее известное под названием Американское общество тестирования материалов), EN означает европейский стандарт, DIN означает немецкий институт стандартов и ISO означает международную организацию по стандартизации.Test methods means the most recent test methods according to the priority date of this document, unless a date is given with the test method number in the form of a two-digit number separated by a hyphen. References to test methods contain both a reference to the testing society conducting the test and the test method number. Testing organizations are designated by one of the following abbreviations: ASTM stands for ASTM International (formerly known as the American Society for Testing Materials), EN stands for European Standard, DIN stands for German Standards Institute, and ISO stands for International Standards Organization.

Настоящее изобретение включает закачивание водного раствора в подземный пласт, где водный раствор в основном включает или состоит из (i) неионного ПАВ, (ii) анионного ПАВ и (iii) спирта.The present invention includes injecting an aqueous solution into a subterranean formation where the aqueous solution primarily comprises or consists of (i) a non-ionic surfactant, (ii) an anionic surfactant, and (iii) an alcohol.

Неионный ПАВ (i) по настоящему изобретению характеризуется следующей структурой (формула (I)):The non-ionic surfactant (i) of the present invention is characterized by the following structure (formula (I)):

Ri ^CH-O-(AO)_m-(CH₂CH₂O)_n-G (¹)Ri ^CH-O-(AO) _m -(CH ₂ CH ₂ O) _n -G ( ¹ )

R2 где R1 означает линейный или разветвленный алкил, содержащий от одного до 23 атомов углерода, R₂ выбирают из водорода и линейного или разветвленного алкила, содержащего от одного до 23 атомов углерода, при условии, что общее число атомов углерода вместе в комбинации R₁ и R₂ находится в интервале от 7 до 23, (АО) выбирают из группы, состоящей из СН(СН₃)СН₂О и СН(СН₂СН₃)СН₂О, m равен числу от 0 до 10, n равен числу от 5 до 30, предпочтительно до 20, и G выбирают из группы, состоящей из водорода, хлора, алкильных групп, содержащих от 1 до 4 атомов углерода, и COR', где R' означает алкил, содержащий от 1 до 4 атомов углерода. Предпочтительно термин неионный, кроме того характеризуется наличием одного или комбинации одного или более следующих желательных признаков:R2 where R1 is linear or branched alkyl of one to 23 carbon atoms, _R2 is selected from hydrogen and linear or branched alkyl of one to 23 carbon atoms, provided that the total number of carbon atoms together in the combination of R ₁ and R ₂ is in the range from 7 to 23, (AO) is selected from the group consisting of CH(CH ₃ )CH ₂ O and CH(CH ₂ CH ₃ )CH ₂ O, m is a number from 0 to 10, n is a number from 5 to 30, preferably up to 20, and G is selected from the group consisting of hydrogen, chlorine, alkyl groups containing from 1 to 4 carbon atoms, and COR', where R' means alkyl containing from 1 to 4 carbon atoms. Preferably the term non-ionic is further characterized by the presence of one or a combination of one or more of the following desirable features:

Желательно средняя величина m составляет ноль или более, предпочтительно один или более, два или более, даже три или более и одновременно желательно пять или менее, четыре или менее, три или менее, даже два или менее.Desirably, the average value of m is zero or more, preferably one or more, two or more, even three or more, and at the same time it is desirable five or less, four or less, three or less, even two or less.

Желательно средняя величина п для неионных ПАВ составляет 5 или более, предпочтительно 6 или более, более предпочтительно 7 или более, и может составлять 8 или более, 9 или более, 10 или более, 12 или более, 14 или более, 15 или более, 16 или более, даже 17 или более, и в то же время одновременно желательно 20 или менее, предпочтительно 19 или менее, 18 или менее, 17 или менее, 16 или менее, 15 или менее и предпочтительно 14 или менее.Desirably, the average n value for non-ionic surfactants is 5 or more, preferably 6 or more, more preferably 7 or more, and may be 8 or more, 9 or more, 10 or more, 12 or more, 14 or more, 15 or more, 16 or more, even 17 or more, and at the same time preferably 20 or less, preferably 19 or less, 18 or less, 17 or less, 16 or less, 15 or less, and preferably 14 or less.

Желательно группа (R1)R₂CH- содержит общее число атомов углерода в интервале от 8 или более и может содержать 9 или более, 10 или более, 11 или более, даже 12 или более, и в то же время одновременно желательно 20 или менее, предпочтительно 19 или менее, 18 или менее, 17 или менее, 16 или менее, 15 или менее. Желательно группу (R1)R₂CH- выбирают из группы, состоящей из остатков линейных углеродных цепей, содержащих от 11 до 15 атомов углерода и остатка 2-этилгексил.Desirably, the (R1)R ₂ CH- group contains a total number of carbon atoms in the range of 8 or more, and may contain 9 or more, 10 or more, 11 or more, even 12 or more, and at the same time 20 or less is desirable. , preferably 19 or less, 18 or less, 17 or less, 16 or less, 15 or less. Desirably, the (R1)R ₂ CH- group is selected from the group consisting of linear carbon chain residues containing from 11 to 15 carbon atoms and a 2-ethylhexyl residue.

Примеры пригодных неионных ПАВ включают ПАВ, которые выбирают из группы, состоящей из ПАВ следующих формул (Ia) и (Ib):Examples of suitable non-ionic surfactants include surfactants selected from the group consisting of surfactants of the following formulas (Ia) and (Ib):

где среднюю величину n выбирают из группы, состоящей из 6, 9, 14 и 20. Другой пример пригодных неионных ПАВ включает от 11 до 15 атомов углерода (С11-С15), предпочтительно от 12 до 15 атомов углерода (С12-С15), инициированные линейным вторичным спиртом, полиэтиленгликоли общей формулы (1b), где звездочка указывает, что цепь полиэтиленгликоля, присоединена к любому вторичному атому углерода, и скобки с интервалом 3-7 указывают повтор 3-7 атомов углерода, соответствующий распределению C11-d5 общих длин цепей.where the average value of n is selected from the group consisting of 6, 9, 14 and 20. Another example of suitable non-ionic surfactants includes from 11 to 15 carbon atoms (C11-C15), preferably from 12 to 15 carbon atoms (C12-C15), initiated linear secondary alcohol, polyethylene glycols of general formula (1b), where the asterisk indicates that the polyethylene glycol chain is attached to any secondary carbon atom, and brackets with an interval of 3-7 indicate a repeat of 3-7 carbon atoms corresponding to the C11-d5 distribution of total chain lengths.

О(СН₂СН₂О)_Х где х выбирают из 5, 7, 9, 12, 15 и 20.O(CH ₂ CH ₂ O) _X where x is selected from 5, 7, 9, 12, 15 and 20.

- 2 041363- 2 041363

Водная смачивающая композиция по настоящему изобретению включает неионный ПАВ (i) в количестве, равном или превышающем 5 мас.%, предпочтительно равном или превышающем 10, и более предпочтительно равном или превышающем 15 мас.% в расчете на общую массу водной смачивающей композиции. Водная смачивающая композиция по настоящему изобретению включает неионный ПАВ (i) в количестве, равном или менее 90 мас.%, предпочтительно равном или менее 50 или более предпочтительно равном или менее 20 мас.% в расчете на общую массу водной смачивающей композиции.The aqueous wetting composition of the present invention comprises a non-ionic surfactant (i) in an amount equal to or greater than 5 wt.%, preferably equal to or greater than 10, and more preferably equal to or greater than 15 wt.%, based on the total weight of the aqueous wetting composition. The aqueous wetting composition of the present invention comprises a non-ionic surfactant (i) in an amount equal to or less than 90% by weight, preferably equal to or less than 50%, or more preferably equal to or less than 20% by weight, based on the total weight of the aqueous wetting composition.

Анионный ПАВ (ii) представляет собой анионный ПАВ с двумя сульфогруппами формулы (II):The anionic surfactant (ii) is an anionic surfactant with two sulfo groups of formula (II):

SO₃'M⁺ SO₃'M⁺ где R₃ и R4 каждый независимо выбирают из группы, состоящей из водорода и линейных и разветвленных алкильных групп, содержащих от 1 до 16 атомов углерода, и М выбирают из натрия, калия, лития и аммония. Желательно R₃ и R4 независимо выбирают из группы, состоящей из водорода и линейной гексильной группы, при условии, что оба R₃ и R4 одновременно не означают водород. Неожиданно было установлено, что анионный ПАВ с двумя сульфогруппами обеспечивает неожиданную стабильность в водном растворе, обеспечивая стабильность ПАВ при более высоких концентрациях соли и более высоких температурах по сравнению с водными растворами в отсутствии ПАВ с двумя сульфогруппами, даже водными растворами анионного ПАВ, содержащего только одну сульфогруппу.SO ₃ 'M ⁺ SO ₃ 'M ⁺ where R ₃ and R4 are each independently selected from the group consisting of hydrogen and linear and branched alkyl groups containing from 1 to 16 carbon atoms, and M is selected from sodium, potassium, lithium and ammonium . Desirably, R ₃ and R 4 are independently selected from the group consisting of hydrogen and a linear hexyl group, provided that both R ₃ and R 4 are not hydrogen at the same time. Surprisingly, it has been found that an anionic surfactant with two sulfo groups provides unexpected stability in aqueous solution, providing surfactant stability at higher salt concentrations and higher temperatures compared to aqueous solutions in the absence of a surfactant with two sulfo groups, even aqueous solutions of an anionic surfactant containing only one sulfo group.

Водная смачивающая композиция по настоящему изобретению, если она присутствует, включает анионный ПАВ с двумя сульфогруппами (ii) в количестве, равном или превышающем 10 мас.%, предпочтительно равном или превышающем 12 и более предпочтительно равном или превышающем 15 мас.% в расчете на общую массу водной смачивающей композиции. Водная смачивающая композиция по настоящему изобретению, если она присутствует, включает анионный ПАВ с двумя сульфогруппами (ii) в количестве, равном или менее 50 мас.%, предпочтительно равном или менее 45 и более предпочтительно равном или менее 40 мас.% в расчете на общую массу водной смачивающей композиции.The aqueous wetting composition of the present invention, if present, comprises an anionic surfactant with two sulfo groups (ii) in an amount equal to or greater than 10 wt.%, preferably equal to or greater than 12, and more preferably equal to or greater than 15 wt.%, based on total the weight of the aqueous wetting composition. The aqueous wetting composition of the present invention, if present, comprises an anionic surfactant with two sulfo groups (ii) in an amount equal to or less than 50 wt.%, preferably equal to or less than 45 and more preferably equal to or less than 40 wt.%, based on the total the weight of the aqueous wetting composition.

Водный раствор по настоящему изобретению обязательно содержит анионный ПАВ с двумя сульфогруппами формулы (II) и может включать или не содержать аналог формулы (II) с одной сульфогруппой. Если присутствуют один или оба компонента, аналог с одной сульфогруппой и неионный аналог, то анионный ПАВ с двумя сульфогруппами присутствует при большей концентрации по сравнению с каждым из аналогов, предпочтительно при концентрации, превышающей суммарную концентрацию аналогов.The aqueous solution of the present invention necessarily contains an anionic surfactant with two sulfo groups of formula (II) and may or may not contain an analog of formula (II) with one sulfo group. If one or both of the single sulfonic analog and the non-ionic analog are present, then the anionic dual sulfonic surfactant is present at a higher concentration than either of the analogs, preferably at a concentration greater than the total concentration of the analogs.

Пригодные спирты (iii) можно выбирать из группы, состоящей из гликолей, простых эфиров гликолей, метанола, этанола и их комбинаций. Предпочтительно спирты характеризуются следующей формулой (III):Suitable alcohols (iii) may be selected from the group consisting of glycols, glycol ethers, methanol, ethanol, and combinations thereof. Preferably the alcohols are characterized by the following formula (III):

R¹ R ^{1 1} (III)R ¹ R ^{1 1} (III)

R -О-СН₂СН₂-ОН где R и R¹ независимо означают Н или C1-C₆ линейную или разветвленную алкильную группу иR -O-CH ₂ CH ₂ -OH where R and R ¹ are independently H or C1-C ₆ a linear or branched alkyl group and

R² означает Н, C1-C6 линейную или разветвленную алкильную группу, или R³-(ОСН₂СН₂)_n-, где R³означает Н, C1-C6 линейную или разветвленную алкильную группу, и n равен от 1 до 6.R ² means H, C1-C6 linear or branched alkyl group, or R ³ -(OSH ₂ CH ₂ ) _n -, where R ³ means H, C1-C6 linear or branched alkyl group, and n is from 1 to 6.

Предпочтительно спирт выбирают из изопропанола, монобутилового эфира диэтиленгликоля, монопропилового эфира диэтиленгликоля, моноэтилового эфира диэтиленгликоля, монометилового эфира диэтиленгликоля, монопентилового эфира этиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля, монопропилового эфира этиленгликоля, моноэтилового эфира этиленгликоля, монометилового эфира этиленгликоля, монометилового эфира дипропиленгликоля, монобутилового эфира дипропиленгликоля, монометилового эфира пропиленгликоля, моноэтилового эфира пропиленгликоля, монопропилового эфира пропиленгликоля, монобутилового эфира пропиленгликоля, бутилацетата, пропиленгликоля, этиленгликоля и их комбинаций.Preferably the alcohol is selected from isopropanol, diethylene glycol monobutyl ether, diethylene glycol monopropyl ether, diethylene glycol monoethyl ether, diethylene glycol monomethyl ether, ethylene glycol monopentyl ether, ethylene glycol monobutyl ether, ethylene glycol monopropyl ether, ethylene glycol monoethyl ether, ethylene glycol monomethyl ether, dipropylene glycol monomethyl ether, dipropylene glycol monomethyl ether, propylene glycol monomethyl ether, propylene glycol monoethyl ether, propylene glycol monopropyl ether, propylene glycol monobutyl ether, butyl acetate, propylene glycol, ethylene glycol, and combinations thereof.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения водная смачивающая композиция включает диол, предпочтительно этиленгликоль, пропиленгликоль или их смесь и простой эфир гликоля, предпочтительно монометиловый эфир этиленгликоля, моноэтиловый эфир этиленгликоля, монопропиловый эфир этиленгликоля, монобутиловый эфир этиленгликоля, монопентиловый эфир этиленгликоля или их смеси.In one embodiment of the present invention, the aqueous wetting composition comprises a diol, preferably ethylene glycol, propylene glycol, or a mixture thereof, and a glycol ether, preferably ethylene glycol monomethyl ether, ethylene glycol monoethyl ether, ethylene glycol monopropyl ether, ethylene glycol monobutyl ether, ethylene glycol monopentyl ether, or mixtures thereof.

Водная смачивающая композиция по настоящему изобретению содержит каждый один или более спиртов в количестве, равном или превышающем 10 мас.%, равном или превышающем 20 и более предпочтительно равном или превышающем 30 мас.% в расчете на общую массу водной смачивающей композиции. Водная смачивающая композиция по настоящему изобретению содержит каждый один или более спиртов в количестве, равном или менее 90 мас.%, равном или менее 80 и более предпочтительно равном или менее 70 мас.% в расчете на общую массу водной смачивающей композиции.The aqueous wetting composition of the present invention each contains one or more alcohols in an amount equal to or greater than 10 wt.%, equal to or greater than 20, and more preferably equal to or greater than 30 wt.%, based on the total weight of the aqueous wetting composition. The aqueous wetting composition of the present invention each contains one or more alcohols in an amount equal to or less than 90 wt.%, equal to or less than 80, and more preferably equal to or less than 70 wt.%, based on the total weight of the aqueous wetting composition.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения водная смачивающая композиция можетIn one embodiment of the present invention, the aqueous wetting composition may

- 3 041363 также содержать незначительные количества других ПАВ. Например, могут присутствовать вспомогательные ПАВ, такие как амфотерные ПАВ, а также ингибиторы образования отложений, такие как димеры AOS и хелатирующие агенты. Общее количество таких вспомогательных поверхностно активных агентов составляет предпочтительно не более приблизительно 10 мас.% в расчете на общую массу пенообразующей композиции водного анионного ПАВ.- 3 041363 also contain minor amounts of other surfactants. For example, co-surfactants such as amphoteric surfactants may be present, as well as scale inhibitors such as AOS dimers and chelating agents. The total amount of such co-surfactants is preferably not more than about 10% by weight, based on the total weight of the aqueous anionic surfactant foaming composition.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения водная смачивающая композиция может содержать соль, включающую одновалентные и двухвалентные ионы. Состав соли водного раствора может являться аналогичным составу водного флюида в пласте, в который закачивают водный раствор.In another embodiment of the present invention, the aqueous wetting composition may contain a salt comprising monovalent and divalent ions. The composition of the salt of the aqueous solution may be similar to the composition of the aqueous fluid in the formation into which the aqueous solution is injected.

Остальное количество водной пенообразующей композиции анионного ПАВ по настоящему изобретению, не включает компоненты (i), (ii), (iii), растворитель или другой дополнительный ПАВ, а включает воду (iv). В одном варианте общее количество в мас.% компонентов (i), (ii), (iii) и (iv), которые добавляют одновременно, равно 100 мас.%.The remaining amount of the anionic surfactant aqueous foaming composition of the present invention does not include components (i), (ii), (iii), a solvent or other additional surfactant, but includes water (iv). In one embodiment, the total amount in wt.% components (i), (ii), (iii) and (iv), which are added simultaneously, is 100 wt.%.

Предпочтительно водные смачивающие композиции по настоящему изобретению стабильны при 5°С, более предпочтительно при -10°С, более предпочтительно при -15°С и наиболее предпочтительно при -20°С. Термин стабильный, использованный в данном контексте, означает жидкотекучий или перекачиваемый при температуре.Preferably, the aqueous wetting compositions of the present invention are stable at 5°C, more preferably at -10°C, more preferably at -15°C, and most preferably at -20°C. The term stable, as used in this context, means fluid or pumpable at temperature.

Предпочтительно водная смачивающая композиция по настоящему изобретению характеризуются точкой застывания, как определено в стандарте ASTM D-97, равной или менее 15°С, предпочтительно равной или менее 0°С, более предпочтительно равной или менее -20°С и еще более предпочтительно равной или менее -40°С.Preferably, the aqueous wetting composition of the present invention has a pour point, as defined in ASTM D-97, equal to or less than 15°C, preferably equal to or less than 0°C, more preferably equal to or less than -20°C, and even more preferably equal to or less than less than -40°С.

Процессы извлечения подземной нефти обычно включают закачивание водной фазы в проницаемый подземный нефтесодержащий пласт для вытеснения сырой нефти, оставшейся после первичной попытки извлечения нефти, данный процесс является общеизвестным под названием заводнение. Извлечение нефти с использованием заводнения может быть неэффективным при использовании только воды, поэтому необходима разработка водных систем с улучшенными свойствами в отношении извлечения. Несмотря на то, что заводнение не является необходимой первой стадией для соответствующего функционирования в способе по настоящему изобретению, стандартное заводнение используют на практике, если любое значительное количество дополнительной нефти можно извлекать из пласта с использованием заводнения. Заводнение продолжается до тех пор, пока соотношение вода-нефть в эксплуатационных скважинах поднимается до такой высокой величины, что дальнейшая добыча нефти из скважины становится невозможной или экономически невыгодной.Underground oil recovery processes typically involve injecting an aqueous phase into a permeable underground oil-bearing formation to displace crude oil left over from an initial oil recovery attempt, a process commonly known as flooding. Oil recovery using flooding can be inefficient when using only water, so the development of water systems with improved recovery properties is needed. Although waterflooding is not a necessary first step for proper operation in the method of the present invention, conventional waterflooding is used in practice if any significant amount of additional oil can be recovered from the reservoir using waterflooding. The flooding continues until the water-to-oil ratio in production wells rises to such a high value that further oil production from the well becomes impossible or uneconomical.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения нефтеотдачи из подземного пласта, включающий стадию закачивания водной смачивающей композиции, описанной в данном контексте выше, в указанный подземный пласт. В идеальном случае, закачивание водной смачивающей композиции следует начинать до возрастания соотношения вода-нефть до такой величины, при которой дальнейшая коммерческая добыча становится невыгодной, для того, чтобы избежать длительного периода времени перед осуществлением следующей дополнительной добычи нефти, поскольку является необходимым наличие длительного временного интервала между началом закачивания водной смачивающей композиции и наблюдением улученной интенсификации эксплуатационной скважины.In one embodiment, the present invention provides a method for enhancing oil recovery from a subterranean formation, comprising the step of pumping an aqueous wetting composition, as described herein above, into said subterranean formation. Ideally, pumping of the aqueous wetting composition should begin before the water-to-oil ratio rises to a point where further commercial production becomes unprofitable, in order to avoid a long period of time before the next additional oil production, since a long time interval is necessary. between the start of pumping the aqueous wetting composition and the observation of improved stimulation of the production well.

В одном варианте способа по настоящему изобретению окружающая подземный пласт среда может содержать водную фазу, в которую закачивают водный смачивающий раствор.In one embodiment of the method of the present invention, the subterranean formation environment may comprise an aqueous phase into which an aqueous wetting solution is injected.

В одном варианте осуществления способа настоящего изобретения водную смачивающую композицию можно добавлять в воду или солевой раствор в начале процесса заводнения или в любой момент или любые моменты процесса заводнения, включая любой момент или моменты продолжительного периода заводнения.In one embodiment of the method of the present invention, the aqueous wetting composition may be added to the water or brine at the beginning of the flooding process, or at any time or points in the waterflooding process, including any time or points in an extended period of waterflooding.

Водную смачивающую композицию по настоящему изобретению можно добавлять нагнетанием под давлением в количестве от 0,01 до 5-кратного расчетного объема для обработки участка пласта, в который будет закачиваться водный раствор. Водный раствор можно наносить чередующимися порциями между водным раствором по настоящему изобретению и солевым раствором или водой. После закачивания водного раствора по настоящему изобретению может оказаться благоприятным блокирование раствора ПАВ в подземном пласте на некоторый период времени, например, от 1 ч до 1 года, до начала непрерывного заводнения закачиваемым дополнительным водным раствором по настоящему изобретению, солевым раствором и/или водой. Способ по настоящему изобретению можно использовать с другими технологиями улучшения коэффициента извлечения нефти (КИН), такими как заводнение водой с низким содержанием соли, нагнетание в пласт полимера, нагнетание в пласт пены (такое как нагнетание в пласт пены с использованием диоксида углерода), нагнетание в пласт газа и нагнетание в пласт химических реагентов (такое как нагнетание в пласт смеси щелочь-полимер-ПАВ), в виде отдельной стадии способа или в виде стадии предварительной обработки с последующими процессами КИН.The aqueous wetting composition of the present invention can be added by injection under pressure in an amount of from 0.01 to 5 times the design volume to treat the section of the formation into which the aqueous solution will be injected. The aqueous solution can be applied in alternating portions between the aqueous solution of the present invention and saline or water. Following injection of the aqueous solution of the present invention, it may be beneficial to block the surfactant solution in the subterranean formation for a period of time, e.g. 1 hour to 1 year, prior to continuous flooding with the additional aqueous solution of the present invention, brine and/or water being injected. The method of the present invention can be used with other oil recovery factor (ORI) improvement technologies such as low salt water flooding, polymer injection, foam injection (such as carbon dioxide foam injection), gas formation and injection of chemicals into the formation (such as injection of an alkali-polymer-surfactant mixture into the formation), as a separate process step or as a pre-treatment step followed by ORF processes.

Приведенные ниже примеры иллюстрируют стабильность и эффективность водной фазы по настоящему изобретению.The following examples illustrate the stability and effectiveness of the aqueous phase of the present invention.

- 4 041363- 4 041363

ПримерыExamples

В примерах использованы следующие ПАВ и спирты:The following surfactants and alcohols were used in the examples:

Неионный ПАВNon-ionic surfactant

Инициированный С11-С15 линейными вторичными спиртами, полиэтиленгликоль общей формулы, приведенной ниже, где звездочка означает цепь полиэтиленгликоля, которая может быть присоединена к любому вторичному атому углерода, и в основном, ПАВ можно представить распределением структур различных вторичных атомов углерода:Initiated with C11-C15 linear secondary alcohols, polyethylene glycol of the general formula below, where the asterisk denotes a polyethylene glycol chain that can be attached to any secondary carbon atom, and in general, the surfactant can be represented by the distribution of structures of various secondary carbon atoms:

О(СН₂СН₂О)_Х O (CH ₂ CH ₂ O) _X

Неионный ПАВ: х=15 (выпускается под торговым названием TERGITOL™ 15-S-15). TERGITOL является торговым названием фирмы Union Carbide Corporation.Non-ionic surfactant: x=15 (produced under the trade name TERGITOL™ 15-S-15). TERGITOL is a trade name of the Union Carbide Corporation.

Анионный ПАВAnionic surfactant

АДФДС - алкилдифенилоксиддисульфонат формулы (II), где R3 и R4 независимо выбирают из линейной С6 (6 атомов углерода) алкильной группы и водорода при условии, что по крайней мере один из R₃ и R4 означает линейный С6 алкил в каждой молекуле. АДФДС представляет собой комбинацию моноалкилированного дисульфированного дифенилоксида, диалкилированного дисульфированного дифенилоксида, моноалкилированного моносульфированного дифенилоксида и диалкилированного моносульфировнного дифенилоксида, при этом дисульфированные дифенилоксидные компоненты составляют более 50 мас.% в расчете на массу композиции АДФДС. ПАВ выпускается в виде 45 мас.% раствора АДФДС в воде под торговым названием DOWFAX™ C6L. DOWFAX является торговой маркой фирмы The Dow Chemical Company.ADPDS is an alkyl diphenyloxide disulfonate of formula (II) wherein R3 and R4 are independently selected from a linear C6 (6 carbon) alkyl group and hydrogen, with the proviso that at least one of _R3 and R4 is linear C6 alkyl in each molecule. ADPDS is a combination of monoalkylated disulphinated diphenyl oxide, dialkylated disulfonated diphenyl oxide, monoalkylated monosulfonated diphenyl oxide and dialkylated monosulfonated diphenyl oxide, with the disulphinated diphenyl oxide components accounting for more than 50% by weight based on the weight of the ADPDS composition. The surfactant is available as a 45 wt% solution of ADPDS in water under the trade name DOWFAX™ C6L. DOWFAX is a trademark of The Dow Chemical Company.

СпиртыAlcohols

Продукты CARBITOL, CELLOSOLVE и DOWANOL являются торговыми названиями фирмы The Dow Chemical Company.CARBITOL, CELLOSOLVE and DOWANOL are trade names of The Dow Chemical Company.

В следующих примерах сравнения и в примерах, температуру застывания определяли согласно стандарту ASTM D-97.In the following comparative examples and examples, the pour point was determined according to ASTM D-97.

Примеры 1-7.Examples 1-7.

Примеры 11-7 включают неионный ПАВ (от 90 до 10 мас.%), спирт и воду. В табл. 1-7 приведены данные по точкам застывания для примеров 1-7, соответственно.Examples 11-7 include non-ionic surfactant (90 to 10 wt%), alcohol and water. In table. 1-7 show the pour point data for Examples 1-7, respectively.

Таблица 1Table 1

Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) Propyl CELLOSOLVE (мае. %) Propyl CELLOSOLVE (May %) Вода (мае. %) Water (may %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 90 90 5 5 5 5 12 12 80 80 10 10 10 10 3 3 70 70 15 15 15 15 -30 -thirty 60 60 20 20 20 20 -57 -57 50 50 25 25 25 25 -63 -63 40 40 30 thirty 30 thirty -78 -78 30 thirty 35 35 35 35 -57 -57 20 20 40 40 40 40 -42 -42 10 10 45 45 45 45 -36 -36

- 5 041363- 5 041363

Таблица 2table 2

Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) Butyl CELLOSOLVE (мае. %) Butyl CELLOSOLVE (May %) Вода (мае. %) Water (may %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 90 90 5 5 5 5 12 12 80 80 10 10 10 10 3 3 70 70 15 15 15 15 -21 -21 60 60 20 20 20 20 -57 -57 50 50 25 25 25 25 -69 -69 40 40 30 thirty 30 thirty -72 -72 30 thirty 35 35 35 35 -60 -60 20 20 40 40 40 40 -27 -27 10 10 45 45 45 45 -21 -21

Таблица 3Table 3

Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) Пропиленгликоль (мае. %) Propylene glycol (May %) Вода (мае. %) Water (may %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 90 90 5 5 5 5 9 9 80 80 10 10 10 10 -3 -3 70 70 15 15 15 15 -21 -21 60 60 20 20 20 20 -45 -45 50 50 25 25 25 25 -45 -45 40 40 30 thirty 30 thirty -54 -54 30 thirty 35 35 35 35 -66 -66 20 20 40 40 40 40 -72 -72 10 10 45 45 45 45 -75 -75

Таблица 4Table 4

Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) Изопропанол (мае. %) Isopropanol (May %) Вода (мае. %) Water (may %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 90 90 5 5 5 5 9 9 80 80 10 10 10 10 0 0 70 70 15 15 15 15 -21 -21 60 60 20 20 20 20 -63 -63 50 50 25 25 25 25 -69 -69 40 40 30 thirty 30 thirty -66 -66 30 thirty 35 35 35 35 -57 -57 20 20 40 40 40 40 -51 -51 10 10 45 45 45 45 -48 -48

Таблица 5Table 5

Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) DOWANOL РМ (мае. %) DOWANOL RM (May %) Вода (мае. %) Water (may %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 90 90 5 5 5 5 12 12 80 80 10 10 10 10 3 3 70 70 15 15 15 15 -18 -18 60 60 20 20 20 20 -60 -60 50 50 25 25 25 25 -72 -72 40 40 30 thirty 30 thirty -69 -69 30 thirty 35 35 35 35 -72 -72 20 20 40 40 40 40 -78 -78 10 10 45 45 45 45 -78 -78

Таблица 6Table 6

Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) Methyl CARBITOL (мае. %) Methyl CARBITOL (May %) Вода (мае. %) Water (may %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 90 90 5 5 5 5 9 9 80 80 10 10 10 10 0 0 70 70 15 15 15 15 -15 -15 60 60 20 20 20 20 -27 -27 50 50 25 25 25 25 -54 -54 40 40 30 thirty 30 thirty -57 -57 30 thirty 35 35 35 35 -66 -66 20 20 40 40 40 40 -72 -72 10 10 45 45 45 45 -57 -57

- 6 041363- 6 041363

Таблица 7Table 7

Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) CARBITOL (wt %) CARBITOL (wt%) Вода (мае. %) Water (may %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 90 90 5 5 5 5 12 12 80 80 10 10 10 10 0 0 70 70 15 15 15 15 -6 -6 60 60 20 20 20 20 -33 -33 50 50 25 25 25 25 -57 -57 40 40 30 thirty 30 thirty -60 -60 30 thirty 35 35 35 35 -63 -63 20 20 40 40 40 40 -15 -15 10 10 45 45 45 45 -69 -69

Примеры 8-14.Examples 8-14.

Примеры 8-14 включают неионный ПАВ, анионный ПАВ, спирт и воду. В табл. 8-14 приведены данные по точкам застывания для примеров 8-14 соответственно.Examples 8-14 include non-ionic surfactant, anionic surfactant, alcohol and water. In table. 8-14 show the pour point data for Examples 8-14, respectively.

Таблица 8Table 8

Анионный ПАВ (мас.%) Anionic surfactant (wt%) Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) Propyl CELLOSOLVE (мае. %) Propyl CELLOSOLVE (May %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 83,8 83.8 16,2 16.2 0 0 -27 -27 73,5 73.5 14,2 14.2 12,3 12.3 -39 -39 65,5 65.5 12,7 12.7 21,8 21.8 -57 -57 59,1 59.1 И,4 I,4 29,5 29.5 -51 -51 53,8 53.8 10,4 10.4 35,8 35.8 -54 -54 49,4 49.4 9,5 9.5 41,1 41.1 -69 -69 45,6 45.6 8,8 8.8 45,6 45.6 -63 -63 42,4 42.4 8,2 8.2 49,4 49.4 -72 -72 39,6 39.6 7,6 7.6 52,8 52.8 -84 -84 37,1 37.1 7,2 7.2 55,7 55.7 -78 -78 34,9 34.9 6,8 6.8 58,3 58.3 -81 -81

Таблица 9Table 9

Анионный ПАВ (мас.%) Anionic surfactant (wt%) Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) Butyl CELLOSOLVE (мае. %) Butyl CELLOSOLVE (May %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 83,8 83.8 16,2 16.2 0 0 -33 -33 73,5 73.5 14,2 14.2 12,3 12.3 -30 -thirty 65,5 65.5 12,7 12.7 21,8 21.8 -39 -39 59,1 59.1 И,4 I,4 29,5 29.5 -42 -42 53,8 53.8 10,4 10.4 35,8 35.8 -45 -45 49,4 49.4 9,5 9.5 41,1 41.1 -42 -42 45,6 45.6 8,8 8.8 45,6 45.6 -42 -42 42,4 42.4 8,2 8.2 49,4 49.4 -51 -51 39,6 39.6 7,6 7.6 52,8 52.8 -78 -78 37,1 37.1 7,2 7.2 55,7 55.7 -78 -78 34,9 34.9 6,8 6.8 58,3 58.3 -81 -81

Таблица 10Table 10

Анионный ПАВ (мас.%) Anionic surfactant (wt%) Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) Пропиленгликоль (мае. %) Propylene glycol (May %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 83,8 83.8 16,2 16.2 0 0 -18 -18 73,5 73.5 14,2 14.2 12,3 12.3 -45 -45 65,5 65.5 12,7 12.7 21,8 21.8 -60 -60 59,1 59.1 И,4 I,4 29,5 29.5 -60 -60 53,8 53.8 10,4 10.4 35,8 35.8 -60 -60 49,4 49.4 9,5 9.5 41,1 41.1 -60 -60 45,6 45.6 8,8 8.8 45,6 45.6 -63 -63 42,4 42.4 8,2 8.2 49,4 49.4 -60 -60 39,6 39.6 7,6 7.6 52,8 52.8 -63 -63 37,1 37.1 7,2 7.2 55,7 55.7 -66 -66 34,9 34.9 6,8 6.8 58,3 58.3 -69 -69

Таблица 11Table 11

Анионный ПАВ (мас.%) Anionic surfactant (wt%) Неионный ПАВ (мае. %) Non-ionic surfactant (may.%) Изопропанол (мае. %) Isopropanol (May %) Температура застывания (°C) Pour point (°C) 83,8 83.8 16,2 16.2 0 0 -27 -27 73,5 73.5 14,2 14.2 12,3 12.3 -39 -39 65,5 65.5 12,7 12.7 21,8 21.8 -36 -36 59,1 59.1 И,4 I,4 29,5 29.5 -45 -45 53,8 53.8 10,4 10.4 35,8 35.8 -57 -57 49,4 49.4 9,5 9.5 41,1 41.1 -57 -57 45,6 45.6 8,8 8.8 45,6 45.6 -60 -60 42,4 42.4 8,2 8.2 49,4 49.4 -63 -63 39,6 39.6 7,6 7.6 52,8 52.8 -66 -66 37,1 37.1 7,2 7.2 55,7 55.7 -69 -69 34,9 34.9 6,8 6.8 58,3 58.3 -69 -69

--

Claims

Table 12

CLAIM

Table 13

Table 14

1. A method for recovering oil from an underground oil-bearing formation, including the step of pumping an aqueous wetting modifying solution into an underground oil-bearing formation, where wettability is a measure of the interaction between the phases present in the underground oil-bearing formation, and depends on the interfacial chemical processes in these phases and determines the tendency of the fluid to movement or adhesion to a solid surface in the presence of other immiscible fluids, where the aqueous wetting modifying solution includes:

(i) non-ionic surfactant-surfactant of formula (Ib)

where the asterisk indicates that the chain is attached to any secondary carbon atom, brackets at intervals of 3-7 indicate a repeat of 3-7 carbon atoms corresponding to the distribution of C11-C15 total chain lengths, and x is selected from 5, 7, 9, 12, 15 and 20, the non-ionic surfactant is present in an amount of 40 to 70% by weight, based on the total weight of the aqueous wetting solution, (iii) an alcohol selected from isopropanol, diethylene glycol monobutyl ether, diethylene glycol monopropyl ether, diethylene glycol monoethyl ether, diethylene glycol monomethyl ether , Ethylene Glycol Monopentyl Ether, Ethylene Glycol Monobutyl Ether, Ethylene Glycol Monopropyl Ether, Ethylene Glycol Monoethyl Ether, Ethylene Glycol Monomethyl Ether, Dipropylene Glycol Monomethyl Ether, Dipropylene Glycol Monobutyl Ether, Propylene Glycol Monomethyl Ether, Propylene Glycol Monoethyl Ether, Propylene Glycol Monopropyl Ether, Propylene Glycol Monobutyl Ether, Ethylene Glycol Monobutyl Ether, glycol and combinations thereof, and (iv) water.

2. The method according to claim 1, where the aqueous wetting solution is characterized as having a freezing temperature

- 8 041363 cooling equal to or less than 15°C, determined in accordance with ASTM D-97.

3. The method of claim 1, wherein the aqueous wetting solution further comprises:

(j) anionic surfactant of formula (II)

I ³ I ⁴ <X>

SO ₃ 'M ⁺ SO ₃ 'M ⁺ where R ₃ and R 4 are each independently selected from the group consisting of hydrogen and linear or branched alkyls containing from 1 to 16 carbon atoms, and M is selected from sodium, potassium, lithium and ammonium.

4. The method according to claim 1, where:

(i) the non-ionic surfactant is present in an amount of 40 to 60 wt.% and (iii) one or more alcohols are present in an amount of 10 to 35 wt.%, where the remainder includes water (iv) such that the total amount of components ( i), (ii), (iii) and (iv) is equal to 100% by weight.

5. The method according to claim 3, where:

(i) the anionic surfactant is present in an amount of from 10 to 50 wt.% and where the rest of the amount includes water (iv) so that the total amount of components (i), (ii), (iii) and (iv) is 100 wt. %.

6. The method of claim 3 wherein each R ₃ and R ₄ is independently selected from hydrogen or a linear hexyl group, provided that both R ₃ and R 4 are not hydrogen.

Eurasian Patent Organization, EAPO

Russia, 109012, Moscow, Maly Cherkassky per., 2