Способ вытеснения третичной нефти Российский патент 2023 года по МПК E21B43/16 

Область техники, к которой относится изобретение

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам вытеснения нефти за счет применения попутного нефтяного газа в рамках принципов и методов третичной нефтедобычи. Третичные методы добычи позволяют интенсифицировать приток нефти и обеспечить повышение нефтеотдачи (рост коэффициента извлечения нефти) месторождения до 30-60%. Сопутствующий нефти газ, обеспечивший условия перемещения изначально самой нефти из материнской породы в ныне разрабатываемую, может участвовать и в процессе выведения нефти потребителю, но уже в роли вытесняющего агента в сверхкритическом флюидном состоянии.

Уровень техники

Попутный нефтяной газ (смесь выделяющихся из нефти газов) обычно состоит из метана (~58% об.), этана (~12% об.), пропана (~12% об.) и бутана (~10% об.), а также растворенных в этой газовой смеси высокомолекулярных жидкостей от пентанов (~5.5% об.) и выше различного состава и фазового состояния. Нередко встречаются и месторождения нефти, в которой растворено много азота. К примеру, содержание азота в попутных газах месторождений Республик Башкорстан и Татарстан порой достигает 50% объемных. Иногда в относительно небольших количествах обнаруживается и диоксид углерода.

Большая часть нефти в земной коре не остается в материнской породе, а перемещается и скапливается в особых геологических объектах, называемых ловушками. Даже в том случае, если нефть имеет неорганическое происхождение, ловушки для нее все равно (за редким исключением) находятся в осадочных бассейнах. То есть, в соответствующих термодинамических условиях, нефть с растворенным в ней попутным газом способна перемещаться. Как следствие, возможна реализация процесса вытеснения нефти, побуждающего ее перемещение (но уже в обратном направлении) с сохранением сопутствующего газа в роли вытесняющего агента.

При этом, важно отметить, что параметры сверхкритических флюидных (СКФ) условий (Т>T_c, Р>Р_с), к примеру для пропан/бутановой смеси, в подавляющем большинстве случаев (лишь за исключением случая с N₂ в части P_c) вписываются в СКФ условия всех иных газофазных вытесняющих агентов, включая соответственно и основные компоненты попутного нефтяного газа (ПНГ).

Согласно статье «Лабораторные исследования применения попутного нефтяного газа с высоким содержанием СО₂ для закачки на Толумском месторождении» авторов Мардамшина P.P., Стенькина А.В., Калинина С.А., Морозюка О.А., Калинина С.А., Скворцова А.С, Усачева Г.А., Метта Д. А., опубликованной в журнале «Недропользование» (2021, том 21, №4, стр. 163-170) в 2015 году в России было добыто 78,6 млрд. м³ ПНГ, из которых на факельных установках страны было сожжено не менее 16 млрд. м³ (Бичурин А.А. Утилизация попутного нефтяного газа путем закачки водогазовой смеси в пласт // Инженерная практика. 2015. Вып. 6-7), что сопоставимо с годовым потреблением газа в некоторых странах Европы. При этом, в атмосферу было выброшено до 400 тысяч тонн загрязняющих веществ, которые составили 12-15% от общего годового объема выбросов в нашей стране. Как следствие, факты стимулирования государством утилизационных мероприятий в нефтегазодобывающем комплексе Российской Федерации, направленных на поиск путей использования ПНГ с выгодой, вполне закономерны, а поиск методов использования ПНГ в рамках вытеснения нефти является актуальной.

Многообразие способов вытеснения нефти достаточно велико. Широкое распространение получили и такие методы воздействия на пласт, как вытеснение нефти подогретой водой; с использованием пара и пароциклическое воздействие; внутрипластовое горение; воздействие на нефть поверхностно-активными веществами; законтурное, полимерное, а также щелочное заводнение; водогазовое воздействие и некоторые другие.

Известен способ вытеснения нефти из пласта (патент RU 2170814 C2, Е21В 43/20, 20.07.2001), в рамках которого закачивают одновременно воду по затрубному пространству нагнетательной скважины, а также газ по насосно-компрессорным трубам, при этом в воду добавляют поверхностно-активные вещества с различной концентрацией, а также проводят кислотную обработку пласта с использованием растворов кислот, которые образуют водорастворимые соли при контакте со скелетом породы.

Недостатками способа являются постоянная периодичность обработок, а также быстрое засорение призабойной зоны пласта и уменьшение приемистости нагнетательных скважин, что впоследствии ведет к недостаточному коэффициенту охвата продуктивного пласта вытеснением.

Известен способ вытеснения нефти (патент RU 2134774, Е21В 43/22, 20.08.1999). В предлагаемом способе вытеснения нефти заводнением закачивают водный раствор биологического поверхностно-активного вещества био ПАВ-КШАС-М с добавкой каучукоподобного полимера-латекса.

Недостатком данного способа является недостаточная глубина обработки пласта и высокая стоимость используемых реагентов.

Существующие методы извлечения нефти из нефтеносных пластов по результатам их использования в целом обеспечивают лишь ту или иную степень извлечения, не позволяя добиваться абсолютных показателей. Сопоставление возможностей газов в роли вытесняющего агента в рамках третичной нефтедобычи, осуществленное без их увязки с широким разнообразием и характеристиками существующих в мире нефтеносных коллекторов, достаточно быстро трансформировало "газовый" метод в метод СО₂-увеличения нефтеотдачи пластов (СО₂-УНП). Более углубленное рассмотрение вопроса и, в том числе применительно к разнообразным нефтяным месторождениям, как минимум в отдельных случаях убеждает в целесообразности отхода от представлений о выше указанной универсальности.

Третичной нефтедобыче с использованием сверхкритического диоксида углерода посвящены многочисленные патенты и публикации и, в том числе, статья Гумерова Ф.М. Перспективы применения диоксида углерода для увеличения нефтеотдачи пластов // Вести газовой науки. 2011. Выпуск 2, С.93.

Сверхкритический диоксид углерода (СК-СО₂) по мере его продвижения по пласту все больше растворяет в себе легкие углеводороды, одновременно и сам, растворяясь в нефти. Все это приводит к образованию переходной зоны, а при длительном контакте возможно и полное смешение СО₂ с нефтью. Таким образом, формируются условия для перемещения всей (включая высокомолекулярные компоненты) нефти в пласте.

В результате насыщения диоксидом углерода ганглий (капелек) нефти, сосредоточенных в пористом (микроскопических размеров) коллекторе, их объем, как уже было отмечено, увеличивается, некоторые из них сливаются и, как следствие, часть нефти начинает вытекать из пласта.

Также известен способ газоциклической закачки в нефтедобывающую скважину диоксида углерода и осуществления процесса в сверхкритических флюидных условиях (RU 2652049 C1, Е21В 43/16, 25.02.2020).

Задачей этого изобретения является увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата, что на современном этапе развития технологий добычи углеводородов дает возможность разрабатывать остаточные запасы нефти с положительным экономическим эффектом. В указанном способе в нефтяную скважину закачивают СК-СО₂ и по завершении этапа пропитки (в течение заранее установленного периода времени) добывают нефть из той же нефтяной скважины.

Помимо вышеприведенных изобретений, известен способ газоциклической закачки в нефтедобывающую скважину смеси диоксида углерода и попутного нефтяного газа, находящейся в сверхкритических флюидных условиях (RU 2745489, Е21В 43/16 25.03.2021).

Задачей этого изобретения является увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата в сочетании с обеспечением утилизации попутного нефтяного газа.

Представленное изобретение, предполагает закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину при сверхкритических флюидных условиях с последующим периодом пропитки и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины. При реализации газоциклической закачки подача смеси диоксида углерода и попутного нефтяного газа с содержанием диоксида углерода и попутного нефтяного газа, оцениваемых в 75-95% об. и 5-25% об. соответственно, осуществляется в сверхкритических флюидных условиях.

Однако в данном решении не предлагается использовать чистый ПНГ для добычи третичной нефти.

Раскрытие изобретения

В одном аспекте раскрыт способ вытеснения третичной нефти, включающий применение попутного нефтяного газа, содержащий следующие этапы:

- геологическое исследование высоко-, средне- и низкопроницаемого нефтяного пласта;

- проведение вытеснения вторичной нефти с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды;

- сбор, полученного непосредственно в процессе вторичной нефтедобычи, попутного нефтяного газа;

- получение сверхкритического попутного нефтяного газа;

- подача сверхкритического попутного нефтяного газа в низкопроницаемые коллекторы того же месторождения для осуществления третичной нефтедобычи;

- параллельное вытеснение нефти в рамках вторичной и третичной нефтедобычи, которое осуществляется через сведение потоков вытесняемой нефти к смежным продуктовым скважинам.

В дополнительных аспектах раскрыто, что отношение количеств промысловых и нагнетательных скважин в рамках третичной нефтедобычи составляет 10 к 11; перед подачей сверхкритического попутного нефтяного газа растворяют в нем полимеры, обеспечивающие устойчивость фронта вытеснения нефти.

Задачей заявленного изобретения является увеличение эффективности процесса добычи трудноизвлекаемых запасов третичной нефти, позволяющее повысить нефтедобычу и обеспечивающее положительный экономический эффект. Предложенный способ лишает СК-СО₂ статуса универсального вытесняющего агента в процессе третичной нефтедобычи применительно к различным месторождениям. Сродство вытесняемой нефти и попутного нефтяного газа (состав и соответствующие свойства) обосновывает и обуславливает целесообразность использования именно ПНГ в качестве вытесняющего агента в процессе третичной нефтедобычи. В результате отказа от жесткого ориентира на традиционный подход с использованием СК-СО₂ (для реализации подхода с диоксидом углерода предпочтительны месторождения, расположенные на значительной глубине (более 1500-2000 м), и с достаточно легкими нефтями (ρ<850 кг/м³)) и выбора на роль вытесняющего агента ПНГ, пороговые значения в части глубины залегания нефти, доступной для обсуждаемого метода третичной нефтедобычи, могут существенно снизиться (к примеру, до 900-1200 м при предпочтительном содержании в составе ПНГ пропан/бутановых фракций).

Технический результат заключается в том, что повышается нефтеотдача (рост коэффициента извлечения нефти) месторождения до 30-60% при более высокой устойчивости фронта вытеснения нефти.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 - Фактор сжимаемости метана, диоксида углерода и пропана при t=120°С.

Фиг. 2 - Принципиальная схема СКФ экстракционной установки

Фиг. 3 - Кинетика выхода экстракта

Осуществление изобретения

Применительно к приведенному выше способу газоциклической закачки в нефтедобывающую скважину смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических флюидных условиях (RU 2745489, Е21В 43/16 25.03.2021) показано, что при использовании корреляции Dong и Sebastian (RU 2745489, Е21В 43/16 25.03.2021, таб. 1), позволяющей оценивать значение минимального давления смешиваемости (МДС) в процессе вытеснения нефти, получается, что для смеси диоксида углерода и ПНГ при увеличении содержания попутного нефтяного газа в той самой смеси МДС начинает увеличиваться. Однако, в заявленном изобретении убедительно показано обратное, а именно, что в случае применения ПНГ (с пропановым и пропан/бутановыми компонентами, в том числе) в сопоставлении с тем самым диоксидом углерода безграничное смешивание достигается при более низких давлениях. Конец двухфазного равновесия "жидкость пар" бинарных систем (бинодаль), характеризуемый критическим давлением, являющимся пороговым при переходе к области безграничной смешиваемости, применительно к пропану (пропан/бутановой смеси), используемому в качестве примера-модели легколетучей компоненты, отличает существенно меньшее значение Р_кр, нежели то, что имеет место для систем с диоксидом углерода. И, в частности, если значения Р_кр для бинодалей бинарных систем (I II типы фазового поведения), составленных СО₂ с одной стороны и п-деканом (344,4 К) и н-гексадеканом (393,2 К) с другой, равны соответственно ~130 Бар и ~183 Бар, то замены диоксида углерода на пропан в системе с n-деканом (377.55 К; 410.85 К) и на пропан/бутановую смесь в системе с н-гексадеканом (403.15 К) приводят к значениям Р_кр, соответственно равным ~58 Бар, ~63 Бар и ~45 Бар. Выше отмеченное указывает и на экономическую целесообразность использования в третичной нефтедобыче именно ПНГ, а не СО₂.

В качестве примера-модели использован пропан и его смеси с бутаном в сверхкритическом флюидном состоянии на роль вытесняющего агента в процессе третичной нефтедобычи.

Растворяющая способность пропана и пропан/бутановых смесей, как важный фактор механизма вытеснения третичной нефти сжатыми газами, в области СКФ состояния (при соответствующих давлениях) существенно превосходит возможности СО₂.

Технической проблемой является разработка эффективного способа вытеснения третичной нефти. Решение проблемы раскрывает способ вытеснения третичной нефти, в котором повышенная растворимость компонентов нефти в вытесняющем агенте способствует более значимому росту вязкости формируемого при этом раствора, что, в конечном счете, определяет и более высокую устойчивость фронта вытеснения нефти.

Использование предпочтительного состава ПНГ, включающего в себя пропан и его смеси с бутаном, усиливается еще и тем, что в обсуждаемых температурных условиях (100-140°С) сжимаемость пропана (фиг. 1) выгодным образом отличается от сжимаемости метана и диоксида углерода, особенно при давлениях до -7-8 МПа, достаточных для достижения области безграничной смешиваемости в системах 1-11 типа фазового поведения с участием пропана. К примеру, при давлении 7,0 МПа значения фактора сжимаемости Z=Pν/RT СН₄, CO₂ и С₃Н₈ соотносятся, как 0,97: 0,87: 0,3. При прочих равных условиях и характеристиках последнее означает, что мощность компрессора, затрачиваемая на сжатие диоксида углерода и метана, почти в три и более раза, соответственно, превосходит ту, что необходима при сжатии пропана. Данные по фактору сжимаемости Z СН₄, CO₂ и С₃Н₈ в соответствующих термодинамических условиях (Т, Р) рассчитаны с использованием базы данных по теплофизическим свойствам газов и жидкостей, представленной в справочнике Н.Б. Варгафтика.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

Выбор сверхвысоковязкой нефти Ашальчинского месторождения, как варианта повышенной сложности, применительно к задаче оценки возможностей пропанового и пропан/бутанового вытесняющих агентов (СК-СО₂ предпочтителен лишь для вытеснения относительно легких нефтей), прежде всего, связан, с тем фактом, что именно пропан и его смеси с бутаном являются основными компонентами ПНГ обсуждаемого месторождения.

Принципиальная схема СКФ экстракционной установки с использованием ПНГ приведена на фиг. 2, на которой 1 - баллон с ПНГ; 2 - холодильный агрегат; 3 - насос; 4 - ресивер; 5 - теплообменник; 6 - экстрактор; 7 - теплообменник; 8 - клапан регулятор; 9 - обогреваемый сепаратор; 10 - вентиль.

Установка включает в себя систему создания и поддержания давления, а также систему регулирования и поддержания температуры. Система создания давления состоит из баллона 1 с ПНГ; холодильного агрегата 2 фирмы Thermo Electronic Corporation (марки "Neslab RTE 7"), охлаждающего рабочие камеры плунжерного градиентного насоса 3 фирмы Thar Technology для подачи экстрагента с постоянным объемным расходом в диапазоне от 0.1 до 10.0 мл/мин. и регулятора давления фирмы Go-Reg марки ВР66-1A11CJ0151.

В начальный момент времени ПНГ, находящийся в рабочей камере насоса 3, охлаждается и конденсируется с помощью холодильного агрегата 2, и затем выталкивается плунжером насоса 3 в систему. Благодаря тому, что в насосе 3 установлены две камеры, плунжеры которых работают в противофазе, и благодаря наличию ресивера 4, установленного перед входом в систему, достигается равномерная подача ПНГ. После ресивера 4 ПНГ по трубкам через теплообменник 5 поступает в экстрактор 6, куда предварительно был залит образец нефти Ашальчинского месторождения. Экстрактор 6 представляет собой сосуд высокого давления объемом 0.001 м³. Выводимый из экстрактора 6 (верхняя часть) раствор экстракта в соответствующем ПНГ подается в сепаратор 9, где и имеет место выделение целевого продукта. В случае СКФЭ процесса выделение экстракта происходит благодаря осуществлению декомпрессии, резко снижающей растворяющую способность ПНГ. Соответствующие температурные режимы в экстракторе 6 и сепараторе 9 поддерживаются с помощью электронагревательных рубашек с возможностями ступенчатого регулирования.

При исследовании характеристик СКФ экстракционного процесса с диоксидом углерода и пример-модели в качестве экстрагента применительно к сверхвысоковязкой нефти Ашальчинского месторождения, расположенного на западном склоне Южно-Татарского свода, использованы:

- СО₂ с содержанием основного вещества не менее 99.0%;

С₃Н₈ с содержанием основного вещества не менее 99.8% (ООО "Мониторинг" Москва (эскрагент пример-модель);

- сверхвысоковязкая нефть Ашальчинского месторождения, некоторые свойства которой приведены в табл.1.

Результаты СКФ экстракционного извлечения нефти с использованием диоксида углерода и пропана в качестве экстрагента приведены на фиг. 3, которая показывает кинетику выхода экстракта, отнесенного к массе загруженной нефти в рамках СКФ экстракционного процесса, осуществленного с использованием в качестве экстрагента: 1 -Пример-модель ПНГ: С₃Н₈(Т=408 К, Р=8.5 МПа); 2 - СО₂ (Т=408 К, Р=15.0 МПа); Р/Рс=2.0; расход экстрагента 15 г/мин.

Извлечение нефти с пример-моделью ПНГ экстрагентом по истечении двух часов близко к стопроцентному, а преимущество соответствующего СКФ экстракционного процесса практически десятикратное. Насыщение вытесняющего агента сверхвысоковязкой нефтью в реальном процессе окажет существенное влияние при формировании переходной зоны процесса вытеснения, увеличит вязкость раствора углеводородов нефти в газофазном вытесняющем агенте и как следствие, будет содействовать устойчивости фронта вытеснения и эффективности процесса вытеснения в целом.

Показанное успешное экстракционное извлечение с использованием пример-модели ПНГ (пропанового и пропан/бутанового экстрагентов) является дополнительным и значимым свидетельством обоснованности использования именно этой физико- химической природы вытесняющего агента для увеличения нефтеотдачи пластов в рамках третичной нефтедобычи. Полученные результаты осуществления СКФ экстракционного процесса характеризуют пределы растворения углеводородов нефти в газофазном вытесняющем агенте в условиях осуществления процесса вытеснения, которое будет иметь место на границе раздела фаз (фронт вытеснения).

Предпочтительность использования ПНГ в роли вытесняющего газофазного агента в процессе вытеснения нефти в рамках третичных методов УНП очевидна.

Раскрывая способ добычи, необходимо отметить, что нефть и сопутствующий этой нефти газ обладают сродством, которая способствует перемещению нефти из материнской породы в разрабатываемую. Как следствие, движение из разрабатываемой породы к потребителю в этом случае предпочтительнее, нежели в случае, когда той же самой нефти будет подобран не подходящий газофазный вытесняющий агент. При этом, пропановый и пропан/бутановые компоненты при их избытке только усиливают эффективность процесса. Подходы к разработке нефтяных месторождений комплексны. После проведения полного геологического исследования пласта с местонахождением областей с высоко-, средне- и низкопроницаемыми коллекторами, необходима разработка схемы одновременного (с незначительной последовательностью лишь на начальном этапе) вытеснения нефти в рамках вторичной и третичной нефтедобычи, сводя потоки вытесняемой нефти к смежным продуктовым скважинам (расположенным на границе областей с высоко- и низкопроницаемыми коллекторами). Непосредственно в процессе вторичной нефтедобычи попутный нефтяной газ в рамках его утилизации (вместо его сжигания) необходимо сразу направлять в низкопроницаемые коллекторы того же месторождения для третичной нефтедобычи.

Таким образом, способ вытеснения третичной нефти, включающий применение попутного нефтяного газа, содержит следующие этапы:

- геологическое исследование высоко-, средне- и низкопроницаемого нефтяного пласта с использованием любой известной технологии и оборудования;

- проведение вытеснения вторичной нефти с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды с использованием любой известной технологии и оборудования;

- последовательный сбор, полученного непосредственно в процессе вторичной нефтедобычи попутного нефтяного газа в емкость;

- преобразование собранного попутного нефтяного газа в сверхкритический флюид с помощью установки на фиг. 2,

- подача полученного попутного нефтяного газа в низкопроницаемые коллекторы того же месторождения для третичной нефтедобычи с использованием любой известной технологии и оборудования;

- параллельное вытеснение нефти в рамках вторичной и третичной нефтедобычи, сводя потоки вытесняемой нефти к смежным продуктовым скважинам (расположенным на границе областей с высоко- и низкопроницаемыми коллекторами); при этом, необходимо иметь в виду, что вклад в добываемую нефть из низкопроницаемых коллекторов ввиду наличия большего периода начальной задержки и меньшей интенсивности процесса третичной нефтедобычи наступит несколько позже;

- при выборе соотношения чисел промысловых и нагнетательных скважин в рамках третичной нефтедобычи можно опираться на существующий в США опыт СО₂ вытеснения в рамках той же третичной нефтедобычи, применительно к которому оно составляет 1/1.1, то есть на 10 промысловых скважин модуля приходится 11 скважин нагнетательных, что лежит в основе ценообразования, так как, именно они фигурируют в США при оценке издержек, связанных с приобретением нефтегазодобывающего оборудования и его эксплуатацией, как нормативные;

- для решения проблем неустойчивости фронта вытеснения нефти попутным нефтяным газом по причине эффекта пальцеобразования в рамках третичной нефтедобычи можно использовать растворение в вытесняющем агенте соответствующих полимеров, природа которых может быть установлена посредством дополнительного исследования их растворимости в ПНГ различных составов.

Предлагаемый способ, использующий сопутствующий нефти газ (ПНГ), обеспечивший условия перемещения той самой нефти из материнской породы в ныне разрабатываемую, предполагает его участие и в процессе выведения нефти потребителю, но в роли вытесняющего агента в СКФ состоянии. Наличие области безграничного смешивания применительно к многочисленным системам, составленным компонентами извлекаемой нефти и вытесняющим агентом, крайне важно на ключевом этапе формирования переходной области в механизме вытеснения нефти. Повышенная растворимость компонентов нефти в вытесняющем агенте способствует более значимому росту вязкости формируемого при этом раствора, что, в конечном счете, определяет и более высокую устойчивость фронта вытеснения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ вытеснения третичной нефти включает геологическое исследование высоко-, средне- и низкопроницаемого нефтяного пласта, проведение вытеснения вторичной нефти с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды. Осуществляют сбор полученного непосредственно в процессе вторичной нефтедобычи попутного нефтяного газа. Получают сверхкритический попутный нефтяной газ. Осуществляют подачу сверхкритического попутного нефтяного газа в низкопроницаемые коллекторы того же месторождения для осуществления третичной нефтедобычи и параллельное вытеснение нефти в рамках вторичной и третичной нефтедобычи, которое осуществляется через сведение потоков вытесняемой нефти к смежным продуктовым скважинам. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи (рост коэффициента извлечения нефти) месторождения до 30-60 %. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

1. Способ вытеснения третичной нефти, включающий применение попутного нефтяного газа, содержащий следующие этапы:

- геологическое исследование высоко-, средне- и низкопроницаемого нефтяного пласта;

- проведение вытеснения вторичной нефти с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды;

- сбор полученного непосредственно в процессе вторичной нефтедобычи попутного нефтяного газа;

- получение сверхкритического попутного нефтяного газа;

- подача сверхкритического попутного нефтяного газа в низкопроницаемые коллекторы того же месторождения для осуществления третичной нефтедобычи;

- параллельное вытеснение нефти в рамках вторичной и третичной нефтедобычи, которое осуществляется через сведение потоков вытесняемой нефти к смежным продуктовым скважинам.

2. Способ по п.1, в котором отношение количеств промысловых и нагнетательных скважин в рамках третичной нефтедобычи составляет 10 к 11.

3. Способ по п.1, в котором перед подачей сверхкритического попутного нефтяного газа растворяют в нем полимеры, обеспечивающие устойчивость фронта вытеснения нефти.