СОСТАВ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к добыче нефти из пласта, в частности к составам для извлечения нефти, и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений на любой стадии заводнения, для интенсификации работы добывающих скважин, увеличения текущей нефтеотдачи пласта.

Известна нефтевытесняющая мицеллярная смесь, содержащая углеводород 10-70 мас.%; поверхностно-активное вещество 6-14 мас.%; спирт 0,8-6,0 мас.% и воду 10-80 мас.% (патент SU 1473721, Е 21 В 43/22, опубл. 15.04.89., Бюл. №14).

Указанная нефтевытесняющая смесь обладает хорошими нефтевытесняющими свойствами, однако имеет большой расход ПАВ и малостабильный состав.

Известен состав для извлечения нефти, содержащий неонол АФ₉-4 2,0-4,0 мас.%, анионное водорастворимое ПАВ 6,0-12,0 мас.%; жидкий углеводород 10,8-30,0 мас.% и воду 52,0-77,7 мас.% (а.с.SU №1668642, Е 21 В 43/22, опубл. 07.08.91, Бюл. №29).

Данный состав, обладая высокими нефтевытесняющими свойствами, имеет большой расход ПАВ, особенно анионного ПАВ, поскольку при встрече состава в пласте с высокоминерализованной водой более 17 г/л возможно высаливание АПАВ, что приводит к нарушению стабильности состава.

Известна инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая 10,0-20,0 мас.% жидкого углеводорода, 0.3-5,0 мас.% нефтенола НЗ, 0,3-1,5 мас.% хлористого кальция и воду - остальное (патент №2110675,6, Е 21 В 43/22, опубл. 10.05.98, Бюл.№13).

Однако известная микроэмульсия недостаточно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода - порода - нефть, обладает недостаточным моющим действием загрязненной поверхности.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для извлечения нефти, содержащий жидкий углеводород 10,0-20,0 мас.%, маслорастворимый ПАВ нефтенол НЗ 0,3-3,0 мас.%, водорастворимое ПАВ ГКЖ-10 (ГКЖ-11) 0,1-1,0 мас.% и воду - остальное. (RU 2065033, E 21 B 43/22, 10.08.1996).

В качестве водорастворимого ПАВ используют ГКЖ-10 или ГКЖ-11 -водно-спиртовые растворы алкилсиликоната натрия, которые представляют собой жидкости от бесцветного до светло-коричневого цвета, имеющие плотность при 20°С 1,17-1,21 г/см³ и содержащие этилового спирта 12-18 мас.%.

Добавка ГКЖ-10 или ГКЖ-11 усиливает гидрофобные свойства состава-прототипа в течение 8 час.

Задачей предполагаемого изобретения является увеличение извлечения нефти за счет повышения гидрофобизации породы пласта, снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода - порода - нефть и увеличения моющего действия загрязненной поверхности, а также увеличения вязкости состава и увеличения относительной проницаемости пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый состав для извлечения нефти содержит жидкий углеводород, смесь поверхностно-активных веществ и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве ПАВ масло-, водо- или водомаслорастворимые поверхностно-активные вещества и дополнительно высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, маc.%:

Жидкий углеводород 10,0-20,0

Маслорастворимое ПАВ 1,0-5,0

Водорастворимое или

водомаслорастворимое ПАВ 0,1-1,0

Высокодисперсный

гидрофобный материал 0,1-2,0

Вода остальное

Состав для извлечения нефти по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлористый кальций в количестве 0,3-5,0 мас.%.

В качестве жидкого углеводорода используют стабильный бензин, гексановую фракцию (смесь предельных углеводородов С₆-С₈ и выше), газовый конденсат, бензин, нефрас, дизельное топливо, а также маловязкие нефти и другие углеводородные растворители.

В качестве маслорастворимого ПАВ используют нефтенол НЗ, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина;

неонолы АФ₉ 4-6 - неионогенные нонилфенолы, оскиэтилированные 4-6 молями оксиэтилена; а также нефтехим, содержащий сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата риформинга; маслорастворимые нефтяные сульфонаты с М.М.=600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислота), реагент синол-ЭМ, содержащий углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина, а также и другие маслорастворимые поверхностно-активные вещества.

В качестве водорастворимого неионогенного ПАВ используют неонол АФ₉ -12 - нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена, либо его легкоплавкую форму СНО-ЗБ, в качестве водорастворимого анионного ПАВ -алкилбензолсульфонат или в качестве водомаслорастворимого ПАВ - смесь анионных и неионогенных ПАВ в составе МЛ-80 и МЛ-81Б (зимний вариант) и другие водорастворимые и водомаслорастворимые поверхностно-активные вещества.

В качестве высокодисперсного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы тетрафторэтилена, оксидов кремния, титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также высокодисперсные материалы оксидов кремния марки Полисил.

Высокодисперсные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см³, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.

В качестве Полисила используют химически модифицированные кремнеземы (SiO₂) и в зависимости от способа модификации применяют гидрофобный (Полисил-П1) и дифильный (Полисил-ДФ).

Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO₂) (Товарный знак “Полисил”, свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).

Полисил-П1 обладает сильными гидрофобными и органофильными свойствами, представляет собой мелкодисперсный порошок на основе диоксида кремния, химически модифицированный кремнийорганическим соединением, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-П1 140-170°, диапазон рабочих температур от -60 до +180°С, степень гидрофобности -99% (ТУ 2169-001-0470693-93).

Полисил-ДФ обладает свойствами твердых неионогенных ПАВ благодаря химическому строению привитого поверхностного слоя, обладает эмульгирующими свойствами, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-ДФ 0°, диапазон рабочих температур от -60 до +180°С, степень гидрофобности -100% (ТУ 2311-002-04706-93).

Модифицированные дисперсные материалы являются химически инертными порошками, не оказывающими вредного воздействия на человека и окружающую среду, в соответствии с “Первичным токсиколого-гигиеническим паспортом нового соединения”, утвержденного Минздравом РФ, данный класс материалов относится по ГОСТ 12.007-76 к 4 классу малоопасных веществ. Условия хранения Полисила: сухое помещение при температуре от-50 до +50°С.

Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что предлагаемый состав отличается от известного введением нового компонента - высокодисперсного гидрофобного материала.

Кроме того, предлагаемый состав может дополнительно содержать хлористый кальций в количестве 0,3-5,0 мас.%.

После закачки предлагаемого состава, содержащего высокодисперсный гидрофобный материал, увеличение извлечения нефти достигается за счет повышения гидрофобизации породы пласта, снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода - порода - нефть и увеличения моющего действия загрязненной поверхности, а также увеличения вязкости состава и увеличения относительной проницаемости пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Высокодисперсный гидрофобный материал вышеуказанных модификаций, введенный в состав, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины пласта, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, так и для нефти.

Предлагаемый состав, содержащий высокодисперсный гидрофобный материал со степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы. Гидрофобизация поверхности породы происходит в результате закрепления высокодисперсного материала в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.

После закачки предлагаемого состава, например, в глиносодержащий коллектор пласта происходит фобизация глинистых частиц, в результате чего уменьшается толщина гидратных оболочек, окружающих глиняные частицы, что приводит к увеличению эффективных размеров поровых каналов и уменьшению набухания глинистых частиц.

Предлагаемый состав может содержать в своем составе модифицированный материал марки Полисил-ДФ. Благодаря строению привитого поверхностного слоя Полисил-ДФ обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ.

В результате закрепления в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии Полисил-ДФ значительно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода - порода - нефть, увеличивая фазовую проницаемость флюида.

Добавление материала марки Полисил-ДФ в предлагаемый состав усиливает моющий эффект загрязненных поверхностей и приводит к эмульгированию жировых и масляных загрязнений, диспергированию и стабилизации частиц твердых загрязнений (АСПО).

В отличие от прототипа, где в качестве компонента, усиливающего гидрофобные свойства состава используют водно-спиртовый раствор ГКЖ-10 (ГКЖ-11), который увеличивает гидрофобизирующую способность состава в течение 8 час, введенный в состав модифицированный гидрофобный материал вышеуказанных модификаций ввиду его высокой дисперсности хорошо закрепляется в поровом пространстве и на несоизмеримо большее время увеличивает гидрофобизирующую способность состава, так как гидрофобный материал имеет гидрофобность 96,0-99,99%, например, в высокодисперсном гидрофобном материале марки Полисил-П1 химическую модификацию поверхности диоксида кремния производят кремнийорганическим соединением общей формулы Cl_4-nSiR_n, где n=1-3; R=Н, метил, этил, Cl-метил, фенил- с последующей обработкой соединением, выбранным из группы, состоящей из тетраметоксилана или тетраэтоксилана, или полиметилсилазана.

Использование дифильного дисперсного материала Полисил-ДФ значительно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода - порода - нефть и увеличивает моющий эффект эмульсии.

В результате введения модифицированного высокодисперсного материала разных марок и хлористого кальция увеличивается вязкость, седиментационная стабильность, гидрофобные и поверхностно-активные свойства эмульсии и повышается изолирующий эффект состава.

При увеличении концентрации высокодисперсного гидрофобного материала, вводимого в композицию, нарастает стабилизирующее действие его, что позволяет получать устойчивые эмульсии более высокой вязкости.

Присутствие хлористого кальция увеличивает стабильность эмульсий при увеличении температуры с 20 до 85°С. Такое влияние сказывается преимущественно через химические превращения эмульгатора в составе эмульсии и изменения в составе адсорбционных слоев. Наличие катионов металлов (кальция) способствует протеканию обменной реакции образования металлических мыл высших карбоновых кислот, присутствующих в составе эмульгатора, что приводит к резкому снижению межфазного натяжения, более эффективному эмульгированию, стабилизации эмульсии и росту структурной вязкости эмульсий.

Кроме того, маслорастворимое и водо- или водомаслорастворимые ПАВ, содержащиеся в предлагаемом составе, увеличивают его поверхностно-активные свойства, при закачке такого состава в обводненные нефтяные скважины поверхность породы пласта изменяет смачиваемость, а именно гидрофобизируется за счет гидрофобных цепей ПАВ. При совместной гидрофобизации поверхности породы ПАВ и модифицированным гидрофобным материалом улучшается адгезия состава к породе, что способствует лучшему удерживанию его в пласте. Гидрофобизация поверхности породы также приводит к удалению рыхлосвязанной пластовой воды из ранее не дренируемых или слабодренируемых интервалов и зон пласта.

Предлагаемый состав, содержащий жидкий углеводород, масло- и водо- или водомаслорастворимые ПАВ, высокодисперсный гидрофобный материал и воду, за счет повышения вязкости и гидрофобизации состава и увеличения относительной проницаемости пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной позволит эффективно его использовать для увеличения извлечения нефти.

Предлагаемый состав приготавливают следующим образом. В расчетное количество раствора маслорастворимого ПАВ в жидком углеводороде при механическом перемешивании вводят расчетное количество гидрофобного материала вышеуказанных марок и дозируют небольшими порциями расчетное количество водо- или водомаслорастворимого ПАВ в воде или водном растворе хлористого кальция, тщательно перемешивают до получения однородной эмульсии типа “вода в масле”.

Пример 1. Приготавливают эмульсию по предлагаемому составу: в 10 мл гексановой фракции добавляют при механическом перемешивании 3,75 мл маслорастворимого ПАВ нефтенола НЗ, затем вводят небольшими порциями 1 г. гидрофобного материала марки Полисил-П1 и тщательно перемешивают, затем дозируют небольшими порциями 85,75 мл 0,5%-ного водного раствора водорастворимого ПАВ неонола АФ₉-12 и перемешивают до образования однородной эмульсии.

Полученная эмульсия характеризуется плотностью 965 кг/м³ и динамической вязкостью 18,2 мПа·с при 20°С.

Нефтевытесняющую способность эмульсии определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой колонку из нержавеющей стали длиной 220 мм, внутренним диаметром 32 мм. Колонку заполняют смесью, содержащую 95% кварцевого песка и 5% монтмориллонитовой глины. Из трех основных типов глин - каолинита, гидрослюды и монтмориллонита - различных по степени набухания, в качестве глинистого компонента модели был выбран монтмориллонит, как обладающий наибольшей способностью к набуханию. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяется пористость и проницаемость керна по воде.

После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяется начальная нефтенасыщенность. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м³ и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через модель фильтруют один поровый объем испытуемой эмульсии и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти (см. табл.1).

Пример 2. В модель пласта с проницаемостью по воде 1,98 мкм² и начальной нефтенасыщенностью 72,6% закачивают три поровых объема воды. Остаточная нефтенасыщенность после заводнения составляет 25,3%, коэффициент вытеснения нефти водой - 0,64. Через модель фильтруют один поровый объем эмульсии следующего состава, мас.%: гексановой фракции -10,0; МПАВ нефтенола Н3 -1,5; Полисила-П1 -1,0; неонола АФ₉-12 -0,5; 1%-ного водного раствора хлористого кальция - остальное. После закачки одного порового объема эмульсии закачивают три поровых объема воды и определяют остаточную нефтенасыщенность, которая составляет 14,6%. Общий коэффициент вытеснения нефти составляет 0,93, прирост коэффициента вытеснения равен 0,29 (см. табл.2).

Исследования фильтрационных характеристик эмульсий различного состава и их динамической вязкости приведены в табл.1 и 2.

В качестве маслорастворимого ПАВ в синтезах 1-4, 13-15 в табл.1 и 2 используют Нефтенол НЗ; в синтезах 5, 6, 16-17 используют Неонол АФ₉-4; в синтезах 7, 8, 18, 19 используют Нефтехим; в синтезах 9, 10, 20, 21 используют нефтяной сульфонат с М. М.=700; в синтезах 11, 12, 22-27 используют Синол-ЭМ.

В качестве водорастворимого ПАВ в синтезах 1-4, 13, 14 в табл.1 и 2 используют Неонол АФ₉-12; в синтезах 5, 6, 15-17 используют СНО-ЗБ; в качестве водомаслорастворимого ПАВ в синтезах 7, 8, 18, 19 используют МЛ-80, в качестве водорастворимого анионного ПАВ в синтезах 9, 10, 20, 21 используют Сульфанол (алкилбензолсульфонат); в качестве водомаслорастворимого ПАВ в синтезах 11, 12, 22-27 используют МЛ-81Б.

В качестве модифицированного по поверхности высокодисперсного гидрофобного материала в синтезах 1, 7, 10 в табл.1 и 2 используют тетрафторэтилен, в синтезах 2, 14 и 17 используют диоксид титана, в синтезах 11,13 и 16 используют,49 диоксид кремния марки аэросил, в синтезах 3 и 18 используют оксид железа, в синтезах 4, 15, 19 и 22 используют Полисил-П1, в синтезах 5 и 20 используют поливиниловый спирт, в синтезах 6, 21 и 23 используют оксид хрома, в синтезах 7 и 27 используют оксид алюминия, в синтезах 8 и 24 используют оксид цинка, в синтезах 9,12 25 и 26 используют Полисил-ДФ.

Результаты замеров динамической вязкости показывают, что при введении высокодисперсного гидрофобного материала вязкость эмульсии возрастает в 1,3-2,0 раза (см. табл.1 и 2).

Результаты исследований показали, что оптимальными концентрациями для получения стабильных эмульсий являются: жидкого углеводорода -10-20 мас.%; маслорастворимого ПАВ -1,0-5,0 мас.%; водорастворимого или водомаслорастворимого ПАВ -0,1-1,0 мас.%; высокодисперсного гидрофобного материала -0,1-2,0 мас.%; воды - остальное.

Предлагаемый состав может содержать хлористый кальций в количестве 0,3-5,0 мас.%.

При содержании компонентов эмульсии: жидкого углеводорода менее 10,0 мас.%; маслорастворимого ПАВ менее 1,0 мас.%; водорастворимого или водомаслорастворимого ПАВ менее 0,1 мас.%; высокодисперсного гидрофобного материала менее 0,1 мас.% образуются нестабильные эмульсии, поэтому эти концентрации принимаем за нижний предел концентраций.

При содержании компонентов эмульсии: жидкого углеводорода более 20,0 мас.%; маслорастворимого ПАВ более 5,0 мас.%; водорастворимого или водомаслорастворимого ПАВ более 1,0 мас.%; высокодисперсного гидрофобного материала более 2,0 мас.% не приводит к существенному приросту коэффициента вытеснения, поэтому использовать составы с содержанием компонентов выше этих концентраций нецелесообразно.

Применение заявляемого состава позволит увеличить извлечение нефти за счет повышения гидрофобизации породы пласта и снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода - порода - нефть и увеличения моющего действия загрязненной поверхности, а также увеличения вязкости состава и увеличения относительной проницаемости пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Технология применения заявляемого состава проста и заключается в закачке их в пласт до снижения приемистости скважин на 30-50%, продавке состава из ствола скважины в пласт водой или нефтью, выдержке в пласте в течение 12-24 ч и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин или закачке воды для нагнетательных скважин.

Таблица 1.
Нефтевытесняющая способность предлагаемых составов и составов-прототиповПримерСодержание компонентов, мас.%Динамическая вязкость, мПа.с приНачальная нефтенасыщенность,%Коэффициент вытеснения нефтиЖидкий углеводо -родМасло-растворимое ПАВВодораст или в/м раст. ПАВВыс/дис.гидрофобный матер.Вода20°С80°Спо водеприростобщий123456789101112Прототип10,0 10,0 15,0 20,00,3
1,0
1,5
3,00,1
0,3
0,5
1,0-89,6 88,7 83,0 76,014,0 13,4 10,5
6,820,8 19,7 18,7 21,268,5
64,0
78,2
73,50,71 0,58 0,65 0,690,15 0,18 0,20 0,190,87 0,75 0,85 0,88Предлагаемый состав110,01,00,10,188,815,322,573,60,710,160,87210,01,50,51,087,018,227,870,80,640,280,92310,03,00,81,584,716,530,275,80,640,290,93410,05,01,02,082,013,435,378,30,640,300,94515,01,00,10,183,813,123,168,50,650,230.88615,01,50,51,082,018,326,671,30,650,280,93715,03,00,81,579.714,533,273,70,650,300,95815.05,01,02,077,012,829,371,20,650,320,97920,01,00,10,178,810,621,872,90,630,250,881020,01,50,51,077,014..524,575,20,630,300,931120,03,00,81,574,711,726,878,10,650,310,961220,05,01,02,072,09,821,376,00,660,280,94Контрольные примеры135,00,30,10,0594,55Эмульсия не стабильна145,01,00,10,193,816,821,369,70,660,080,76155,05,01,02,586,515,134,672,10,590,120,711610,00,30,10,0589,55Эмульсия не стабильнаПродолжение табл.1.1234567891011121710,00,31,02,086,7Эмульсия не стабильна1810,01,01,02,086,016,324,268,30,700,180,881910,06,01.22,580,313,838,873,60,630,300,932015,00,30,10,184,5Эмульсия не стабильна2115,05,01,02,576,513,235,768,20,660,300,962220,00.30,10,179,5Эмульсия не стабильна2320,05,01,02,072,010,629,565,40,650.280,932420,06,01,22,570.39,228,478,30,660,260,922525,00,30,10,174.5Эмульсия не стабильна2625,05,01,02,067,06,624,175,30,650,280,932725,06,01,22,565,35,323,873,20,680.220,90

Таблица 2.
Нефтевытесняющая способность предлагаемых составов и составов-прототипов (предлагаемые составы содержат Полисил: составы 1-4 и 9-16 -Полисил-П1, составы 5-8 -Полисил-СФ).ПримерСодержание компонентов, мас.%Динамическая вязкость, мПа·с приНачальная нефтенасыщенность,%Коэффициент вытеснения нефтиЖидкий углеводородМаслорастворимое ПАВВодораст. или в / м ПАВВыс/дисп. гидрофоб матер.CaCl₂Вода20°С80°Спо водеприростобщий12345678910111213Прототип10,0 10,0 15,0 20,00,3 1,0 1,5 3,00.1 0,3 0,5 1,0--89,6 88,7 83,0 76,014,0 13,4 10,5 6,820,8 19,7 18,7 21,268,5 64.0 78,2 73,50,71 0,58 0,65 0,690,16 0,18 0,22 0,190,87 0,75 0,87 0,88Предлагаемый состав110,01,00,10,10,388,517,323,570,60,700,180,88210,01,50.51,01,086,021,427,872,60,640,290,93310,03,01.01,53,081,518,328,671,70,650,300,95410,05,01,02,05,077,015,436,068,30,640,320,96515,01,00,10,10,383,513,625,378,50,670,230,90615,01,50,51,01,081,019,328,673,30,690,250,94715,03,01.01.53,066,516,434,570.70,670,300,97815,05,01,02,05,073,014,829,766,50,660,320,98920,01,00.10.10,378,512,622,572,50,600,280,881020,01.50,51,01,076,015,531,272.30,650,300,951120,03,01,01,53,071,513,723,775.40,650,310,961220,05,01.02,05,067,011,524,473,00,650,300,95Контрольные примеры135.00,30,10,10,394,2Эмульсия не стабильна145,01,00,10,10,393,518,523,567,70,670,110,78155,05,01,02,56,080,516,336,370,10,680,150,831610,00,30,10,10,389,2Эмульсия не стабильнаПродолжение табл.2.123456789101112131710,00,31,02,55,081,2Эмульсия не стабильна1810,01,01,02,05,081,018,525,171,60,700,200,901910,06,01,02,56,074,514,638,573,50,700,260,962015,00,30,10,10,384,5Эмульсия не стабильна2115,05,01,02,55,071,513,436,968,20,660,300,962220,00,30,10,10,379,2Эмульсия не стабильна2320.05,01,02,05,067,012,530,365.40,650,280,932420,06,01,22,56,064,310,834,468,60,660,280,942525,00,30,10,10,374,2Эмульсия не стабильна2625.05,01,02,05,062,09,424,275,30.660,280,942725.06,01,22,56,059,36,225,470,50,660,260,92

Изобретение относится к добыче нефти из пласта, в частности к составам для извлечения нефти, и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений на любой стадии заводнения, для интенсификации работы добывающих скважин, увеличения текущей нефтеотдачи пласта. Техническим результатом изобретения является увеличение извлечения нефти за счет повышения гидрофобизации породы пласта, снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода - порода - нефть и увеличения моющего действия загрязненной поверхности, а также увеличения вязкости состава и увеличения относительной проницаемости пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной. Состав для извлечения нефти, содержащий жидкий углеводород, смесь поверхностно-активных веществ ПАВ и воду, содержит в качестве ПАВ масло-, водо- или водомаслорастворимые ПАВ и дополнительно высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%: жидкий углеводород 10,0-20,0, маслорастворимое ПАВ 0,3-5,0, водорастворимое или водомаслорастворимое ПАВ 0,1-1,0, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-2,0, вода - остальное. Состав может дополнительно содержать хлористый кальций в количестве 0,3-5,0 мас.%. 1 з. п. ф-лы, 2 табл.

1. Состав для извлечения нефти, содержащий жидкий углеводород, смесь поверхностно-активных веществ и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве ПАВ масло-, водо- или водомаслорастворимые поверхностно-активные вещества и дополнительно - высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкий углеводород10,0-20,0Маслорастворимое ПАВ1,0-5,0Водорастворимое или водомаслорастворимое ПАВ0,1-1,0Высокодисперсный гидрофобный материал0,1-2,0ВодаОстальное