RU 2 529 351 C1

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
(19)
RU
(11)
(51) МПК
C09K 8/74
(13)
2 529 351
C1
(2006.01)
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ
(12) ОПИСАНИЕ
(21)(22) Заявка:
ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
2013107870/03, 21.02.2013
(24) Дата начала отсчета срока действия патента:
21.02.2013
(45) Опубликовано: 27.09.2014 Бюл. № 27
(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: RU 2361074 C2, 10.07.2009. RU
2 5 2 9 3 5 1
R U
(54) СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (ВАРИАНТЫ)
(57) Реферат:
Изобретение относится к нефтедобывающей
или NP-50, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9промышленности и может быть использовано
12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ
для увеличения нефтеотдачи пластов с
- волгоната или сульфанола, или NPS-6, карбамид,
карбонатным
коллектором.
Технический
воду, сухокислотный реагент нетрол, % мас.:
результат - повышение нефтевытесняющих
нефтенол ВВД 1,0-5,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол
свойств состава, увеличение проницаемости
5,0-10,0, воду остальное или указанное
карбонатного коллектора пласта как с высокой
неионогенное ПАВ 1,0-2,0, карбамид 8,0-20,0,
пластовой температурой или при паротепловом
нетрол 5,0-10,0, воду остальное, или указанное
воздействии, так и с низкой пластовой
неионогенное
ПАВ
1,0-2,0,
указанное
температурой.
Состав
для
повышения
анионактивное ПАВ 0,5-1,0, карбамид 8,0-20,0,
нефтеотдачи пластов содержит комплексное
нетрол 5,0-10,0, воду остальное. 8 пр., 1 табл., 3
поверхностно-активное вещество ПАВ нефтенол
ил.
ВВД или неионогенное ПАВ - АФ9-12 или NP-40,
Стр.: 1
C 1
C 1
Адрес для переписки:
634021, г.Томск, пр. Академический, 4, ИХН СО
РАН
2 5 2 9 3 5 1
2003130919 А, 10.04.2005. RU 2389750 С1,
20.05.2010. RU 2257467 С1, 27.07.2005. RU
2333235 С1, 10.09.2008. US 4415031 A,
15.11.1983. .
(73) Патентообладатель(и):
Федеральное государственное бюджетное
учреждение науки Институт химии нефти
Сибирского отделения Российской академии
наук (ИХН СО РАН) (RU),
Общество с ограниченной ответственностью
"ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛукойлИнжиниринг" (RU)
R U
Приоритет(ы):
(22) Дата подачи заявки: 21.02.2013
(72) Автор(ы):
Алтунина Любовь Константиновна (RU),
Кувшинов Владимир Александрович (RU),
Стасьева Любовь Анатольевна (RU),
Кувшинов Иван Владимирович (RU),
Герасимов Игорь Витальевич (RU),
Урсегов Станислав Олегович (RU)
RUSSIAN FEDERATION
(19)
RU
(11)
(51) Int. Cl.
C09K 8/74
(13)
2 529 351
C1
(2006.01)
FEDERAL SERVICE
FOR INTELLECTUAL PROPERTY
(12) ABSTRACT
(21)(22) Application:
OF INVENTION
2013107870/03, 21.02.2013
(24) Effective date for property rights:
21.02.2013
(45) Date of publication: 27.09.2014 Bull. № 27
C 1
R U
(54) COMPOSITION TO UP BED PRODUCTION RATE (VERSIONS)
(57) Abstract:
FIELD: oil-and-gas industry.
5.0-10.0, water making the rest. Or said non-ionic
SUBSTANCE: proposed composition comprises
surfactant 1.0-2.0, carbamide 8.0-20.0, netrol 5.0-10.0,
complex surfactant Neftenol "ВВД" or nonionic
water making the rest, or said non-ionic surfactant 1.0surfactant "АФ"9-12 or NP-40, or NP-50, or mix of
2.0, said anion-active surfactant 0.5-1.0, carbamide 8.0said non-ionic surfactant - "АФ"9-12 or NP-40, or NP20.0, netrol 5.0-10.0, water making the rest.
50 and anion-active surfactant - volgonat or sulphanol,
EFFECT: better oil-sweeping properties, increased
or NPS-6, carbamide, water, dry acid reagent netrol, wt
permeability of the bed carbonate collector.
%: Neftenol "ВВД" 1.0-5.0, carbamide 8.0-20.0, netrol
8 ex, 1 tbl, 3 dwg
Стр.: 2
C 1
2 5 2 9 3 5 1
(73) Proprietor(s):
Federal'noe gosudarstvennoe bjudzhetnoe
uchrezhdenie nauki Institut khimii nefti
Sibirskogo otdelenija Rossijskoj akademii nauk
(IKhN SO RAN) (RU),
Obshchestvo s ogranichennoj otvetstvennost'ju
"LUKOJL-Inzhiniring" OOO "LukojlInzhiniring" (RU)
2 5 2 9 3 5 1
Mail address:
634021, g.Tomsk, pr. Akademicheskij, 4, IKhN SO
RAN
R U
Priority:
(22) Date of filing: 21.02.2013
(72) Inventor(s):
Altunina Ljubov' Konstantinovna (RU),
Kuvshinov Vladimir Aleksandrovich (RU),
Stas'eva Ljubov' Anatol'evna (RU),
Kuvshinov Ivan Vladimirovich (RU),
Gerasimov Igor' Vital'evich (RU),
Ursegov Stanislav Olegovich (RU)
RU 2 529 351 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть
использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором.
Известны составы для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного
коллектора на основе соляной кислоты (RU, пат. 2100587, E21B 43/27, 1997; пат. 2106487,
E21B 43/27, 1998; пат. 2110679, E21B 43/27, 1998; пат. 2204708, E21B 43/27, 2003; пат.
2293101, E21B 43/27, 2007), содержащие поверхностно-активные вещества. Недостатками
этих составов являются низкие вытесняющие свойства и высокая скорость растворения
карбонатов при высоких температурах, что снижает глубину обработки пласта. Кроме
того, при использовании жидких кислотных составов возникают проблемы с
приготовлением составов и дополнительные расходы при транспортировке и хранении
данных составов.
Известны составы, приготовленные на твердой основе для кислотной обработки
призабойной зоны пласта (RU, пат. 2257467, E21B 43/27, 2005). Твердая основа для
кислотной обработки пласта включает кислотный реагент - продукт взаимодействия
азотной кислоты с карбамидом «нетрол», растворяющий компоненты карбонатных
пород с увеличением их проницаемости и характеризующийся замедленной скоростью
реакции с карбонатами в условиях повышенных пластовых температур. Однако состав
имеет низкую нефтевытесняющую способность.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является состав на
основе карбамида для увеличения эффективности паротеплового воздействия на пласт
высоковязкой нефти (RU, пат. 2361074, E21B 43/24, 2009), содержащий ПАВ, аммиачную
селитру, аммоний роданистый и воду. При высоких пластовых температурах или при
паротепловом воздействии под действием температуры происходит гидролиз карбамида,
сопровождающийся выделением углекислого газа и образованием щелочной аммиачной
буферной системы. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость.
Аммиачная щелочная буферная система благодаря своей щелочности, pH 9÷10.5, и
присутствию ПАВ создает оптимальные условия для нефтевытеснения. Известный
состав обладает хорошими нефтеотмывающими свойствами, однако недостаточно
эффективен для карбонатных коллекторов с низкой проницаемостью из-за низкой
подвижности флюидов. К тому же этот состав можно использовать только для пластов
с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии.
Задачей предлагаемого изобретения является создание состава для повышения
нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором, позволяющего повысить
эффективность нефтевытеснения не только за счет нефтевытесняющих свойств состава,
но и за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой
пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой
температурой.
Технический результат достигается тем, что в состав для повышения нефтеотдачи
пластов, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ нефтенол
ВВД, или неионогенное ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50, или смесь неионогенного
ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфанола,
или NPS-6, карбамид и воду, дополнительно вводят сухокислотный реагент нетрол,
при следующих соотношениях компонентов, % мас.:
Нефтенол ВВД
45
Карбамид
1.0-5.0
8.0-20.0
Нетрол
5.0-10.0
Вода
остальное
или
Стр.: 3
RU 2 529 351 C1
Неионогенное ПАВ
Карбамид
Нетрол
5.0-10.0
Вода
5
остальное
или
Неионогенное ПАВ
Анионактивное ПАВ
Карбамид
15
20
25
30
35
40
45
1.0-2.0
0.5-1.0
8.0-20.0
Нетрол
10
1.0-2.0
8.0-20.0
5.0-10.0
Вода
остальное
Заявляемый состав для повышения нефтеотдачи пластов совмещает эффективность
состава для кислотной обработки карбонатных коллекторов с эффективностью
нефтевытесняющего состава. При закачке в пласт состав, имеющий низкие значения
pH от 0.75 до 1.1 (см. таблица), реагирует с карбонатным коллектором, растворяя его,
увеличивает проницаемость карбонатного коллектора. К тому же при высокой
температуре пласта или при паротепловом воздействии за счет гидролиза карбамида
или при низкой температуре за счет нейтрализации нетрола карбонатной породой в
пласте образуется щелочная буферная система, то есть непосредственно в пласте
образуется раствор, содержащий ПАВ и щелочную аммиачную буферную систему. Как
и в прототипе, ПАВ совместно со щелочной буферной системой способствует
деструктурированию, разжижению межфазных высоковязких слоев или пленок,
образующихся на границах нефть-вода-порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей
в пласте и снижающих полноту извлечения нефти. Образующийся в пласте за счет
гидролиза карбамида и нейтрализации карбонатной породы углекислый газ вызывает
снижение вязкости нефти, что вызывает благоприятное изменение соотношения
подвижностей нефти и водной фазы. Предлагаемый состав для повышения нефтеотдачи
пластов готовят простым смешением компонентов в указанных соотношениях при
комнатной температуре.
pH составов до и после опыта определяли потенциометрическим методом с
применением стеклянного электрода.
Растворяющую способность предлагаемых составов по отношению к карбонатным
породам определяли по скорости реакции состава с мрамором гравиметрическим
методом. Определяли массу и площадь поверхности кусков мрамора, помещали их в
бюксы в испытуемые составы и состав-прототип, содержащий 2.0% мас. нефтенола
ВВД, 16.0% маc. аммиачной селитры, 32.0% маc. карбамида и 50.0% маc. воды, при 23°C
на 16 часов и при 100°C на 7 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и
после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором
рассчитывали по формуле:
Vp=(m0-m)/(S·τ);
где Vp - скорость реакции состава, г/м2·ч;
m0 - масса кубика до проведения опыта, г;
m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;
S - площадь куска, м2;
τ - время опыта, ч.
Результаты испытаний приведены в таблице.
Методика исследования влияния на вязкость нефти углекислого газа, образующегося
при гидролизе карбамида и при нейтрализации карбонатной породы (мрамора)
Стр.: 4
RU 2 529 351 C1
5
10
15
20
25
30
нетролом, входящими в предлагаемый состав, состояла в следующем. В герметичную
ячейку объемом 150 мл помещали систему нефть - состав, содержащий 2.0% мас.
нефтенола ВВД, 16.0% маc. аммиачной селитры, 32.0% мас. карбамида и 50.0% мас.
воды (прототип), или нефть - предлагаемый состав, содержащий 2.0% мам. нефтенола
ВВД, 9.0% мас. нетрола, 9.0% мас. карбамида и 80.0% мас. воды (состав 1 в таблице) в
количестве 120 г, при соотношении 2:1, или нефть - предлагаемый состав (состав 1) дробленый мрамор в количестве 120 г, при соотношении 1:1:1. Систему
термостатировали в воздушном термостате при температуре 150°C в течение 24 часов.
После охлаждения с помощью вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с
камертонным датчиком измеряли вязкость нефтяной фазы этой системы. Измерения
проводили при 20°C, при атмосферном давлении в открытых ячейках. В качестве
калибровочной жидкости использовали дистиллированную воду. Результаты
исследований приведены на фиг.1.
Приводим примеры конкретных составов.
Пример 1. К 800.0 г пресной воды добавляют 20.0 г нефтенола ВВД, 90.0 г нетрола
и 90.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава,
содержащего 2.0% мас. нефтенола ВВД, 9.0% мас. нетрола, 9.0% мас. карбамида и 80.0%
мас. воды. Исследовали изменение вязкости нефти Усинского месторождения после
термостатирования при 150°C в течение 24 часов с полученным составом, растворяющую
способность состава по отношению к карбонатной породе (мрамору). Скорость
растворения мрамора при 100°C составляет 92.5 г/м2·ч (прототип - 1.28 г/м2·ч).
Результаты исследований приведены в таблице и фиг.1.
Пример 2. 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г волгоната, 50.0 г нетрола и 100.0 г карбамида
растворяют в 835.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают
1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 5.0%
мас. нетрола, 10.0% мас. карбамида и 83.5% мас. воды. Скорость растворения мрамора
при 100°C составляет 62.3 г/м2·ч (прототип - 1.28 г/м2·ч). Результаты исследований
приведены в таблице.
Пример 3. К 700.0 г пресной воды добавляют 50.0 г нефтенола ВВД, 100.0 г нетрола
и 150.0 г карбамида. После перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего
5.0% мас. нефтенола ВВД, 10.0% мас. нетрола, 15.0% мас. карбамида и 70.0% мас. воды.
Исследовали растворяющую способность состава по отношению к карбонатной породе
(мрамору). Скорость растворения мрамора при 100°C составляет 114.3 г/м2·ч (прототип
35
- 1.28 г/м2·ч). Результаты исследований приведены в таблице
Пример 4. 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г сульфонола, 100.0 г нетрола и 100.0 г
карбамида растворяют в 785.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания
получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас.
сульфонола, 10.0% мас. нетрола, 10.0% мас. карбамида и 78.5% мас. воды. Скорость
40
растворения мрамора при 100°C составляет 129.7 г/м2·ч (прототип - 1.28 г/м2·ч).
Исследовали влияние закачки полученного состава на фильтрационные характеристики
(подвижность) и вытеснение нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения
из неоднородной модели пласта при 150°C. Результаты исследований приведены в
таблице и фиг.2.
Пример 5. К 820.0 г пресной воды добавляют 10.0 г нефтенола ВВД, 90.0 г нетрола
и 80.0 г карбамида. После перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего
1.0% мас. нефтенола ВВД, 9.0% мас. нетрола, 8.0% мас. карбамида и 82.0% мас. воды.
45
Стр.: 5
RU 2 529 351 C1
5
10
Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 76.39 г/м2·ч (прототип - 1.25 г/м2·ч).
Результаты исследований приведены в таблице.
Пример 6. 20.0 г неонола АФ9-12, 10.0 г волгоната, 50.0 г нетрола и 100.0 г карбамида
растворяют в 820.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают
1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. неонола АФ9-12, 1.0% мас. волгоната, 5.0%
мас. нетрола, 10.0% мас. карбамида и 82.0% мас. воды. Исследовали растворяющую
способность состава по отношению к карбонатной породе (мрамору). Скорость
растворения мрамора при 23°C составляет 44.5 г/м2·ч (прототип - 1.25 г/м2·ч). Результаты
исследований приведены в таблице.
Пример 7. К 680.0 г пресной воды добавляют 20.0 г нефтенола ВВД, 100.0 г нетрола
и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получили 1000.0 г состава,
содержащего 2.0% мас. нефтенола ВВД, 10.0% мас. нетрола, 20.0% мас. карбамида и
68.0% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 84.0 г/м2·ч
15
20
25
30
35
40
45
(прототип - 1.25 г/м2·ч). Результаты исследований приведены в таблице.
Пример 8. 15.0 г неонола АФ9-12, 90.0 г нетрола и 90.0 г карбамида растворяют в
805.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава,
содержащего 1.5% мас. неонола АФ9-12, 9.0% мас. нетрола, 9.0% мас. карбамида и
80.5% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 87.9 г/м2·ч
(прототип - 1.25 г/м2·ч). Исследовали влияние закачки полученного состава на
фильтрационные характеристики (подвижность) и вытеснение нефти пермо-карбоновой
залежи Усинского месторождения из неоднородной модели пласта при 30°C. Результаты
исследований приведены в таблице и фиг.3.
Эффективность применения предлагаемого состава изучали на фильтрационной
установке высокого давления в процессе доотмыва остаточной нефти из двух
параллельных колонок с различной проницаемостью. Использовали насыпные модели
пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала (мрамора),
пресную воду и дегазированную нефть Усинского месторождения
(термостабилизированная нефть с добавлением 30% керосина). При температуре 150°C
в неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с карбонатным коллектором с
исходной газовой проницаемостью колонок 0.590 и 1.117 мкм после вытеснения нефти
пресной водой осуществляют закачку первой порции предлагаемого состава (пример
4 в таблице), содержащего 1.0 мас.% неонола АФ9-12; 0.5 мас.% сульфонола: 10.0 мас.%
нетрола и 10.0 мас.% карбамида, по полученным данным рассчитывали градиент
давления grad Р, атм/м, подвижность жидкостей k/µ, мкм2/(мПа·с), абсолютный
коэффициент вытеснения нефти водой и составом Кв, %, фиг.2. После закачки состава
в модели пласта наблюдается увеличение подвижности жидкости в низкопроницаемой
колонке в 2.6 раза, в высокопроницаемой - подвижность остается на том же уровне.
Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет по низкопроницаемой колонке
12.6%, по высокопроницаемой колонке 6.5%. После закачки второй порции состава
прирост коэффициента нефтевытеснения по низкопроницаемой колонке составил 6.5%,
по высокопроницаемой колонке - 5.0%. После закачки третьей порции состава прирост
коэффициента нефтевытеснения по низкопроницаемой колонке составил 3.1%, по
высокопроницаемой колонке дополнительно вытесненной нефти нет. После каждой
закачки состава подвижность жидкости по низкопроницаемой колонке увеличивалась
минимально на 25%, максимально в 5 раз, в конечном итоге в 2.2 раза. Подвижность
жидкости по высокопроницаемой колонке увеличилась на 26%. В результате прирост
Стр.: 6
RU 2 529 351 C1
5
10
15
20
25
30
коэффициента нефтевытеснения после трех закачек состава по низкопроницаемой
колонке составил 22.1%, по высокопроницаемой колонке - 10.4%.
При температуре 30°C закачку предлагаемого состава (пример 8 в таблице),
содержащего 1.5% неонола АФ9-12, 9.0% нетрола, 9.0% карбамида и 80.5% воды,
проводили тремя порциями. При закачке первой порции - в условиях первичного
вытеснения нефти из неоднородной модели пласта с исходной газопроницаемостью
колонок: 1 колонка - 0.700 мкм, 2 - 3.591 мкм, в менее проницаемую и
высокопроницаемую колонки вошло 0.416 и 0.619 поровых объема композиции
соответственно. После закачки состава и прокачки 4.5 поровых объемов воды в высоко
проницаемой колонке коэффициент вытеснения нефти составил 37.7%, а в менее
проницаемой колонке 21.2%. Во время закачки второй порции в более
низкопроницаемую колонку закачали 0.7 поровых объема состава и затем 6 поровых
объемов воды (в обратном направлении). Коэффициент нефтевытеснения увеличился
с 21.2 до 33.4%, прирост коэффициента вытеснения составил 12.2%. Закачка третьей
порции состава и воды практически не привела к увеличению коэффициента
нефтевытеснения. Вследствие увеличения проницаемости модели карбонатного
коллектора в результате взаимодействия с составом после закачек состава подвижность
жидкости увеличилась: в высокопроницаемой колонке на 60%, а в менее проницаемой
колонке в 1.5-2 раза после каждой порции состава, фиг.3.
Таким образом, использование предлагаемого состава для повышения нефтеотдачи
пластов позволяет совмещать эффективность состава для кислотной обработки
карбонатных коллекторов с эффективностью нефтевытесняющего состава. Состав,
имеющий низкие значения pH, реагирует с карбонатным коллектором, растворяя его,
увеличивает проницаемость карбонатного коллектора. Растворяющая способность
карбонатной породы, характеризующаяся в данном случае скоростью растворения
карбонатной породы, увеличивается для высоких пластовых температур в 48-100 раз,
для низких температур в 34-68 раз. Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида
и нейтрализации карбонатной породы углекислый газ вызывает снижение вязкости
нефти, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и
водной фазы, вязкость нефти после термообработки с предлагаемым составом по
сравнению с прототипом ниже в 1.5-2 раза. Кроме того, в пластовых условиях
происходит образование раствора, содержащего ПАВ и щелочную аммиачную
буферную систему. Все это обеспечивает увеличение прироста коэффициента
нефтевытеснения.
35
Таблица
№
40
1
2
45
3
Вещества
Концентрация, %
мас.
pH, ед.pH
Температура,
°С; (время
после опыдо опыта
опыта)
та
нефтенол ВВД
2.0
100
нетрол
9.0
(7 час)
карбамид
9.0
вода
80.0
неонол АФ 9-12
1.0
100
волгонат
0.5
(7 час)
нетрол
5.0
карбамид
10.0
вода
83.5
нефтенол ВВД
5.0
100
нетрол
10.0
(7 час)
карбамид
15.0
Стр.: 7
Скорость
растворения мрамора,
г/м2·ч
0.84
6.06
92.5
1.07
8.23
62.3
1.02
7.78
114.3
RU 2 529 351 C1
4
5
5
10
6
15
7
8
вода
70.0
неонол АФ 9-12
1.0
100
сульфонол
0.5
(7 час)
нетрол
10.0
карбамид
10.0
вода
78.5
нефтенол ВВД
1.0
нетрол
9.0
карбамид
8.0
вода
82.0
неонол АФ 9-12
2.0
23
волгонат
1.0
(16 час)
нетрол
5.0
карбамид
10.0
вода
82.0
нефтенол ВВД
2.0
нетрол
10.0
карбамид
20.0
вода
68.0
неонол АФ 9-12
1.5
нетрол
9.0
карбамид
9.0
вода
80.5
0.75
6.02
129.7
0.8
2.73
76.39
1.07
3.45
44.5
1.02
3.12
84.0
0.79
2.91
87.9
23
(16 час)
23
(16 час)
23
(16 час)
20
25
Формула изобретения
Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное поверхностноактивное вещество ПАВ нефтенол ВВД или неионогенное ПАВ - АФ9-12 или NP-40,
или NP-50, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и
анионактивного ПАВ - волгоната или сульфанола, или NPS-6, карбамид и воду,
отличающийся тем, что дополнительно содержит сухокислотный реагент нетрол при
следующих соотношениях компонентов, % мас.:
Нефтенол ВВД
Карбамид
30
1,0-5,0
8,0-20,0
Нетрол
5,0-10,0
Вода
остальное
или
Неионогенное ПАВ
Карбамид
35
1,0-2,0
8,0-20,0
Нетрол
5,0-10,0
Вода
остальное
или
Неионогенное ПАВ
40
Анионактивное ПАВ
Карбамид
1,0-2,0
0,5-1,0
8,0-20,0
Нетрол
5,0-10,0
Вода
остальное
45
Стр.: 8
RU 2 529 351 C1
Стр.: 9
RU 2 529 351 C1
Стр.: 10