реагент для обработки нефтяного пласта и способ с его использованием

Формула изобретения

1. Применение маточного раствора сульфата аммония от упарки водно-кислотного стока производства капролактама, содержащего не менее 41 мас.% сухого остатка, не менее 2,1 мас.% аминоорганических кислот в пересчете на аминокапроновую кислоту и имеющего рН выше 4,4, в качестве реагента для обработки нефтяного пласта.

2. Способ обработки нефтяного пласта с использованием реагента по п.1, характеризующийся тем, что в зону нефтяного пласта закачивают реагент по п.1 и с водным раствором электролита, и/или с органическим растворителем, при этом химреагенты закачивают в пласт в порядке и сочетаниях, определяемых состоянием призабойной зоны пласта скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для обработки нефтяного пласта и к способам обработки призабойной зоны для повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также для освоения скважин, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, сложенных терригенными и карбонатными породами.

Известно ([1] Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М., Недра, 1985, с.9-10), что одним из факторов, существенно влияющих на продуктивность и приемистость скважин является капиллярное давление, удерживающее воду в призабойной зоне пласта (ПЗП) добывающей скважины или нефть в ПЗП нагнетательной скважины. При этом, чем выше капиллярное давление, тем ниже производительность скважин.

где

Р_с - капиллярное давление, мПа,

- межфазное натяжение на границе нефть - водная фаза, мН/м,

- косинус угла смачивания породы водной фазой и нефтью,

r - средний радиус поры породы, м.

В условиях заводнения нефтяного пласта Р_с высокое не только за счет большого на границе нефть - вода (28-32 мН/м), но и за счет величины r, обусловленных сорбцией пленочной нефти и асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО на породе пласта, набуханием глинистой составляющей породы и присутствием механических кольматантов. Для повышения производительности нагнетательной и добывающей скважин необходимо удалять остаточную нефть и капиллярно-удерживаемую воду из ПЗП скважин соответственно. Последнее достигается при Р_с 0, а точнее при низких (менее 0,1 мН/м), или при 0, т.е. 90° - вода и нефть не смачивают породу пласта, а также при увеличении r пор породы. На , и r существенно влияют поверхностно-активные вещества (ПАВ), органические растворители и водные растворы электролитов - неорганических и органических солей, кислот и оснований (щелочей).

Известно применение анионных, неионогенных и катионных ПАВ для интенсификации добычи нефти ([2] Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник, М., Недра, 1991, с.129). Однако эффективность их для обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин невысокая вследствие большого межфазного натяжения водных растворов данных ПАВ на границе с нефтью ( >0,5 мН/м) и cos >0.

Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является применение водного раствора смол (ВРС) от упарки водно-кислотного стока производства капролактама - водного раствора амфолитного ПАВ - для интенсификации работы нагнетательных и добывающих скважин ([3] патент РФ 2314332, Е21B 43/22). Однако данный реагент недостаточно эффективен в широком интервале геолого-физических свойств пласта (температура, природа породы коллектора и содержание солей в закачиваемой и пластовой водах).

Известен способ ОПЗ скважин с использованием ВРС с водным раствором электролитов, и/или с органическим растворителем в различных сочетаниях [3]. Однако у данного способа тот же недостаток, что и у ВРС. Причиной этого является то, что ВРС и его сочетания с электролитами и органическими растворителями, как смачивателей породы-коллектора, не обеспечивают надежного достижения 90° и, соответственно, Р_с 0 по ф.1 вследствие трудности достижения оптимального гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) молекул амфолитного ПАВ, входящего в их состав, при котором Р_с 0.

Задача изобретения - расширение ассортимента поверхностно-активных веществ для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и создание эффективного способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта с его использованием, позволяющих расширить интервал эффективности ОПЗ по геолого-физическим свойствам пласта.

Поставленная задача решается тем, что в качестве реагента для обработки призабойной зоны нефтяного пласта используют маточный раствор сульфата аммония (МРСА) от упарки водно-кислотного стока производства капролактама, содержащего не менее 41 мас.% сухого остатка, не менее 2,1 мас.% аминоорганических кислот в пересчете на аминокапроновую кислоту, и имеющего рН среды выше 4,4. Задача решается также путем создания способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающего закачку в призабойную зону нефтяного пласта МРСА и с водным раствором электролитов, и/или с органическим растворителем, при этом химреагенты закачивают в пласт в порядке и сочетаниях, определяемых состоянием призабойной зоны пласта скважины.

Маточный раствор сульфата аммония является побочным (вторичным) продуктом крупнотоннажного производства капролактама методом окисления циклогексана ([4] Производство капролактама. Ред. Овчинников В.И., Ручицкий В.Р. М., Химия, 1977, с.215). В настоящее время МРСА нигде не используется и его подвергают термическому обезвреживанию, т.е. сжигают в зоне огневого факела.

Анализ МРСА различных партий отбора на состав показал, что он содержит не менее 41 мас.% сухого остатка и не менее 2.1 мас.% аминоорганических кислот в пересчете на аминокапроновую кислоту NH₂(CH₂) ₅COOH и имеет рН выше 4,4 (см. табл.1). Сухой остаток - это смесь аминоорганических кислот и сульфата аммония.

Таким образом, МРСА представляет собой водный раствор, в основном, сульфата аммония и аминоорганических кислот - низкомолекулярного (неколлоидного) амфолитного ПАВ смачивающего типа, содержащего в молекуле одновременно основную (амино - NH₂) и кислотную (карбоксильную - СООН) группы.

МРСА, как и ВРС, используемый по прототипу [3], образуется при упарке водно-кислотного стока производства капролактама. Поскольку плотность МРСА (1,18-1,24 г/см³) выше плотности ВРС (1,08-1,12 г/см³ ), то МРСА находится в нижней, а ВРС в верхней части разделительного аппарата. При этом за счет высокой концентрации сульфата аммония в МРСА (выше 35% мас.) все продукты конденсации аминокислот (смолы) высаливаются из МРСА и формируют верхний слой - ВРС с небольшим содержанием сульфата аммония. Таким образом, в ВРС находятся высокомолекулярные амфолитные ПАВ широкого молекулярно-массового распределения (смолы), а в МРСА - низкомолекулярные амфолитные ПАВ узкого молекулярно-массового распределения, в основном аминокапроновая кислота (АКК), которая хорошо растворяется в рассоле сульфата аммония. Различие как в молекулярной массе и ее распределении амфолитных ПАВ, находящихся в МРСА и ВРС, обусловливает различие их в поверхностно-активных свойствах по отношению к породе-коллектору и вытесняемой нефти, а соответственно в их эффективности вытеснения нефти. При этом АКК, находящаяся в МРСА, является неколлоидным ПАВ, т.е. не образует мицелл в растворе (в отличие от коллоидных ПАВ, образующих мицеллы) и относится к группе ПАВ-смачивателей. Данные ПАВ слабо адсорбируются на границе раздела раствор ПАВ - нефть (имеют высокое межфазное натяжение - _н/в), но активно адсорбируются на твердой поверхности в различных условиях (температура, содержание солей в растворе, природа поверхности), в частности на породе нефтяного пласта, изменяя ее смачиваемость. И, как показали лабораторные исследования, МРСА изменяют смачиваемость поверхности породы пласта близко к нейтральной смачиваемости, т.е. до 90° или cos 0 и, соответственно, Р_с 0. Таким образом, в отличие от ВРС МРСА является более эффективным реагентом, изменяющим смачиваемость поверхности породы нефтяного пласта по отношению к водной и нефтяной фазам, насыщающим пласт.

Применение маточного раствора сульфата аммония от упарки водно-кислотного стока производства капролактама в нефтедобывающей промышленности неизвестно и данный реагент по механизму вытеснения нефти из нефтяного пласта существенно отличается от известных поверхностно-активных веществ, применяемых в добыче нефти.

Для обработки призабойной зоны нефтяного пласта скважины МРСА используют в сочетании с водным раствором электролита, и/или с органическим растворителем, при этом их закачивают в пласт в порядке и объемах, определяемых состоянием призабойной зоны пласта скважины (остаточная водо- и нефтенасыщенность, величина скин-эффекта, природа породы-коллектора, тип скважины и пр.). При этом электролит - одно или смесь двух и более веществ, диссоциирующих на ионы в их водном растворе.

Данный способ использования МРСА с различными реагентами в отличие от аналогичных технических решений [3] позволяет более эффективно использовать МРСА и реагенты в широком интервале температуры пласта и содержания солей в водах на различных породах пласта за счет сохранения cos 0 в предлагаемом способе при использовании указанных реагентов.

Для выполнения способа ОПЗ с использованием МРСА с водным раствором электролита путем последовательной закачки их или путем закачки их в смеси применяются следующие электролиты:

- водный раствор неорганических солей, например вода для заводнения нефтяных пластов по ОСТ 39-225-88 с суммарным содержанием солей от 0,034 до 24 мас.%;

- неорганические кислоты, например кислота соляная ингибированная по ТУ 2122-131-058-07960-97, ТУ 39-05765670-ОП-212-95, ТУ 6-01-04689381-85-92, или в смеси с кислотой фтористоводородной (плавиковой) по ГОСТ 2567-89, ТУ 6-09-2622-88, или ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 113-08-523-82;

- щелочные электролиты, например карбонат натрия (сода кальцинированная) по ГОСТ 5100-85, или щелочной сток производства капролактама - ЩСПК по ТУ 113-03-488-84 с изменениями № 1, 2, или поверхностно-активный щелочной состав - ПЩС по ТУ 2432-025-00205311-03, содержащие карбонат натрия и водорастворимые соли органических кислот и имеющие pH выше 10.

Способ ОПЗ с использованием МРСА с водным раствором неорганических солей позволяет получать их смесь с различным содержанием МРСА либо непосредственно в пласте при последовательной циклической закачке их, либо при смешении их до закачки в пласт, например, путем дозировки МРСА в воду, закачиваемую в пласт. При этом при смешивании МРСА с водами, содержащими катион кальция, образуется взвесь кристаллического гипса, поверхность которого модифицирована АКК. Данный осадок создает сопротивление в зоне его образования, которое перераспределяет поток закачиваемых реагентов и воды в менее проницаемые пропластки, как правило, нефтенасыщенные, тем самым увеличивая коэффициент охвата залежи заводнением наряду с увеличением коэффициента вытеснения нефти за счет изменения смачивания породы до ~90°. Таким образом способ ОПЗ с использованием МРСА и водных растворов неорганических солей позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи пласта и в отличие от известных технических решений [2, 3] имеет существенное отличие и новизну как по механизму вытеснения нефти, так и по механизму охвата нефтяного пласта воздействием реагентов и воды.

Способ ОПЗ с использованием МРСА с неорганическими кислотами позволяет получить кислотный катионный поверхностно-активный состав по реакции NH₂ (CH₂)₅COOH+H⁺ NH₃+(СН₂)₅СООН либо в пласте при последовательной закачке их в скважину, либо при смешивании их до закачки в пласт. Такой способ ОПЗ с использованием МРСА с кислотой позволяет не только удалять остаточные нефтепродукты (пленочная нефть и асфальтеносмолопарафиновые отложения - АСПО) с поверхности породы и неорганических кольматантов (глина, песок, окалина и пр.), но и за счет этого эффекта улучшить доступ кислоты к поверхности кольматантов и породы и реакцию c ними. В результате использования МРСА с кислотой обеспечивается более легкое удаление продуктов реакции и загрязнения из ПЗП за счет смачивающих и поверхностно-активных свойств их и увеличение проницаемости породы ПЗП, а соответственно, производительности скважины.

Способ ОПЗ с использованием МРСА с щелочными электролитами позволяет получить щелочной анионный поверхностно-активный состав по реакции NH₂(CH₂)₅COOH+ОН^- NH₂(CH₂)₅COO^- +H₂O либо в пласте при последовательной закачке их в скважину, либо при смешивании их до закачки в пласт. Кроме этого при смешивании МРСА с щелочными электролитами, содержащими водорастворимые соли органических кислот, в частности адипината натрия в ЩСПК и ПЩС, образуются водорастворимые ассоциаты капронатов NH₂(CH₂)₅COO^- с адипинатами ^-ООС (СН₂)₄СОО^- за счет взаимодействия частичного положительного заряда аминогруппы (-NH₂) с отрицательным зарядом карбоксильной группы (-СОO^-).

[^-ООС (CH₂ )₅NH₂ ^{+ -}ООС (СH)₄СОО^-]

Данные ассоциаты имеют размеры, соизмеримые с сечением пор и сужений пор, что вызывает сопротивление течению смеси МРСА и щелочного электролита в пористой среде пласта, т.е. смесь имеет не только поверхностно-активные, но и реологические свойства, и, соответственно, способ ОПЗ с использованием МРСА с щелочными электролитами, содержащими соли органических кислот, позволяет не только эффективно вытеснять нефть из ПЗП, но и увеличить работающую толщину продуктивного пласта за счет реологических свойств их смеси.

Таким образом, способ ОПЗ скважины с использованием МРСА с водным раствором различных электролитов в отличие от известных аналогичных технических решений с анионными, неионогенными и амфолитными ПАВ [2, 3] имеет существенное отличие и новизну как по механизму вытеснения нефти, так и по механизму охвата толщины пласта ПЗП воздействием реагентов и воды.

Для выполнения способа ОПЗ скважины с помощью МРСА с органическим растворителем могут быть использованы, например, следующие растворители:

- спиртосодержащие растворители, такие как растворитель СФПК (спиртовая фракция производства капролакта) по ТУ 2433-017-002-05311-99 с суммарным содержанием спиртов не менее 40 мас.%; масло ПОД-очищенное по ТУ 2433-016-00205311-99 с суммарным содержанием спиртов не менее 57 мас.%; кубовый остаток производства бутиловых спиртов по ТУ 38-1021167-85 с суммарным содержанием спиртов не менее 52 мас.%;

- углеводородные растворители, такие как разгазированная нефть, гексановая фракция по ТУ 38-10388-83, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38-101524-83, дистиллат и конденсат - продукты первичной переработки нефти на УКПН нефтепромыслов.

Использование растворителей с МРСА как в смеси их, так и путем последовательной закачки их в ПЗП скважины улучшает нефтевытесняющие свойства МРСА и, соответственно, увеличивает производительность скважины.

Использование углеводородного растворителя с МРСА способствует удалению пленочной и капельной вязкой нефти и АСПО за счет образования высокоактивной смеси их в пласте для улучшения последующего воздействия кислотных обработок на породу ПЗП нагнетательной скважины и способствует улучшению фазовой проницаемости для пластовой нефти в ПЗП добывающей скважины. Такое комплексное воздействие МРСА с органическим растворителем повышает производительность скважин и имеет существенное отличие от известных аналогов.

Предлагаемые способы ОПЗ скважин с использованием МРСА могут быть применены в промысловой практике как раздельно, так и в различных порядке и сочетаниях между собой в зависимости от состояния ПЗП конкретной скважины и от задачи, поставленной перед ОПЗ конкретной скважины, без и с использованием импульсов давления (взрывная перфорация, термогазохимическое воздействие и т.п.) и депрессии или импульсов депрессии на ПЗП (струйные, эжекторные насосы марок УОС-1, УЭОС и т.п.).

Предлагаемый реагент МРСА и способ обработки призабойной зоны пласта с его использованием были испытаны в лабораторных условиях в сравнении с известными ПАВ и способами их применения в добыче нефти.

Эффективность МРСА и способов оценивают по остаточному факту сопротивления по воде и нефти и нефтевытесняющей способности их на насыпной линейной модели пласта длиной 12-14 см и диаметром 2,5 см с измерением давления на входе и в середине модели. Опыты проводят на песчанике (П), карбонате (К) и глинизированном песчанике (5% бентонитовой глины) (ПГ) при температуре 20-90°C с использованием закачиваемой воды (ЗВ), содержащей 0,034-24,0 мас.% смеси солей (электролитов) по следующей методике. Модель пласта насыщают пластовой водой плотностью 1,17 или 1,04 г/см ³ (24,0 и 4,0 мас.% смеси солей), затем - нефтью вязкостью 10,2 и 1,7 мПа·с до неснижаемой водонасыщенности и закачиваемой водой до остаточной нефтенасыщенности. Затем в модель закачивают 0,9-1,1 объема пор модели испытываемого реагента или реагентов последовательно (П) или после их смешения (С) и по 3 объема пор модели закачиваемой воды и нефти той же вязкости. Нефтевытесняющую способность определяют по отношению количества нефти, вытесненной реагентами, к количеству нефти, оставшейся после заводнения модели ( н, % от остаточной нефти), а изменение смачиваемости керна - по остаточному фактору сопротивления (R_{в/н ост}) в средней точке модели при прокачке закачиваемой воды и нефти после реагентов, рассчитываемого по формуле:

где Ро и Р - давление в средней точке керна при прокачке воды или нефти до и после закачки реагентов, атм.

При R_в/н ост меньше 1 улучшается подвижность либо нефти, либо воды, а если R_в/н ост в опыте меньше 1 как для воды, так и для нефти, то в этом опыте смачиваемость породы близка к нейтральной, т.е. 90°C.

Пример 1. В табл.2 приведены результаты опытов по приведенной методике с образцами МРСА различных партий (см. табл.1) в сочетании с водным раствором электролитов (нейтральным, кислотным и щелочным) в сравнении с растворами известного реагента - водного раствора амфолитного ПАВ (BPА) по ТУ 2431-024-00205311-03 (прототип по [3]).

Из данных табл.2 видно, что все образцы МРСА и их смеси с водными растворами неорганических солей (пресной - ПВ и минерализованной водой - MB), неорганических кислот (соляной - HCl, фтористоводородной - HF и глинокислотой - ГК) и щелочей (ЩСПК и ПЩС) в пресной (ПВ) и минерализованной (MB - 12,0% мас. солей) водах более эффективны как смачиватели любой породы в широком диапазоне температуры (40-90°C) и минерализации закачиваемой воды (ЗВ) (1,7-12,0% масс.), чем известный реагент ВРА (прототип по [3]) (ср. Rост. по воде и нефти опытов 1-6 для МРСА с опытами 33-34 для ВРА, опытов 7-13 с опытами 35 и 36 для смесей их с раствором неорганических солей, опытов 14-18 с опытами 37-39 для смесей их с неорганическими кислотами и опытов 19, 24 с опытами 40-43 для смесей их с щелочами). При этом факторы сопротивления как по воде, так и по нефти в 75% опытов меньше 1 для МРСА и его смесей, тогда как для ВРА и его смесей с электролитами эти факторы в большинстве случаев выше 1. Исходя из этого МРСА и его смеси с электролитами наиболее эффективны для интенсификации закачки воды в скважины и добычи нефти из добывающих скважин.

По эффективности вытеснять остаточную нефть после заводнения пласта МРСА также эффективнее ВРА (см. вышеуказанные сравнения).

Таким образом МРСА и его смеси с электролитами эффективны как для обработки призабойной зоны пласта скважин с целью интенсификации их работы, так и для повышения нефтеотдачи пласта путем закачки их в пласты через нагнетательные скважины.

Пример 2 иллюстрирует эффективность способа использования МРСА в сочетании с органическими растворителями, определяемую по вышеописанной методике. При этом в опытах с последовательной закачкой (П) реагентов в керн органический растворитель закачивался перед МРСА в объеме 0,1 объема пор его. Результаты опытов приведены в табл.3, из которой видно, что растворители повышают нефтевытесняющую способность МРСА как при последовательной закачке в модель пласта (опыты 1, 3-6), так и в их смеси (опыты 4, 5) (ср. опыты 1-3 с опытом 4 табл.2, опыты 5 и 6 с опытом 5 табл.2). При этом МРСА в сочетании с органическим растворителем также проявляет смачивающую способность до нейтральной (cos 0 при R_ост<1), как и МРСА и превосходит известный способ с использованием ВРА [3] (ср. опыты 4 и 6 с опытами 8 и 7 соответственно) и отдельные реагенты - растворители (ср. опыты 1-6 с опытами 9-13).

Таким образом МРСА в сочетании с органическим растворителями проявляет синергетический эффект, поскольку технологическая эффективность их в 2 и более раз выше таковой для отдельных реагентов.

Пример 3 иллюстрирует эффективность МРСА в сочетании с несколькими различными реагентами, например смесь МРСА с пресной (П) или минерализованной (М) водами и различного класса растворителями, закачиваемых перед этой смесью в объеме 0,1 объема пор керна по вышеприведенной методике. В табл.4 приведены результаты опытов как по предлагаемому способу, так и по известному. Из них видно, что комплексный способ с МРСА (опыты 1-9) эффективнее известного способа (опыты 10-12) (ср. опыты 2, 4 и 9 с опытами 10, 11 и 12 соответственно).

Таким образом, МРСА и способ использования его и в различных сочетаниях с водными растворами электролитов и органическими растворителями повышают эффективность ОПЗ скважин в широком интервале геолого-физических свойств пласта (температура пласта, природа породы-коллектора и содержание солей в закачиваемой и пластовой водах) по сравнению с известными способами ОПЗ скважин с использованием ВРА и, соответственно, анионных, неионогенных ПАВ и их смесей.

Заявленное техническое решение эффективно и промышленно применимо.

Применение МРСА и способа обработки призабойной зоны пласта скважин с его использованием в нефтедобывающей промышленности позволяет повысить эффективность работы скважин в различных геолого-физических условиях нефтяного пласта на различных стадиях разработки; утилизировать отход химического производства, что позволит улучшить экологическую обстановку производства; использовать стандартную технику при производстве промысловой работы.

МРСА и способ с его использованием также могут быть применены для повышения нефтеотдачи пласта путем периодической (циклической) закачки их в нагнетательные и добывающие скважины нефтяного месторождения в сочетании с водоизолирующими (потокоотклоняющими) химкомпозициями (углеводородные эмульсии, водные сшитые и несшитые полимерные составы, осадкообразующие и др. составы) или без них.

Таблица 1
Состав и физико-химические свойства МРСА различных партий
МРСА № партии	Содержание, мас.%	d, г/см3	, мН/м	pH
сухого остатка	аминоорганические кислоты 1)	сульфата аммония
1	46	2,3	43,7	1,21	9,1	4,4
2	48	2,1	45,9	1,21	-	4,4
3	45	2,8	42,2	1,20	3,8	4,5
4	48	5,4	42,6	1,21	2,5	4,7
5	41	3,1	37,9	1,20	3,5	4,6
1) в пересчете на аминокапроновую кислоту

Таблица 2
Способ использования МРСА с водными растворами электролитов (пример 1)
№ опыта	№ партии по табл.1	МРСА и его содержание в смеси, % мас. с раствором электролитов	Водный раствор электролитов	Темпе ратура опыта, °С	Тип породы	Содержание солей в ЗВ, % мас.	Способ сочетания реагентов	Rост по	н, % от остаточной нефти
МРСА	водный раствор электролитов	вода	наимено вание	содержание электролитов % мас.	воде	нефти
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Предлагаемый реагент и способ
1	1	100	0	0	0	0	60	п	12,0	п	0,76	0,90	0,0
2	3	100	0	0	0	0	60	п	12,0	п	0,70	0,80	0,0
3	5	100	0	0	0	0	60	п	12,0	п	0,87	1,00	0,0
4	4	100	0	0	0	0	40	к	12,0	п	0,79	0,78	0,0
5	4	100	0	0	0	0	90	к	1,7	п	0,70	0,30	15,0
6	4	100	0	0	0	0	63	к	12,0	п	1,60	0,00	59,0
7	4	25	75	0	ПВ	0,034	63	к	12,0	с	0,65	0,57	0,0
8	4	25	75	0	ПВ	0,034	62	п	12,0	с	0,75	0,95	29,0
9	4	17	75	0	ПВ	0,034	40	к	12,0	с	0,59	0,67	35,0
10	4	10	75	0	ПВ	0,034	40	к	12,0	с	0,86	0,85	88,0
11	4	50	75	0	ПВ	0,034	80	к	1,7	с	0,50	1,00	30,0
12	4	75	25	0	MB	12,000	60	пг	12,0	с	0,60	1,00	0,0
13	4	25	75	0	MB	12,000	60	пг	12,0	с	0,77	1,10	0,0
14	5	50	50	0	HCl	14,500	60	пг	12,0	с	0,37	1,16	16,6
15	5	10	90	0	HCl	14,500	40	к	12,0	с	0,34	1,60	15,0
16	4	97	3	0	HF	70,000	60	п	12,0	с	1,30	0,84	0,0
17	4	25	75	0	HF	70,000	60	п	12,0	с	1,20	0,78	0,0
18	4	9	91	0	ГК	15,000	60	пг	1,7	с	0,61	0,71	0,0
19	3	50	50	0	ЩСПК	32,000	40	п	12,0	с	0,36	0,86	33,3
20	3	50	50	0	ЩСПК	32,000	40	к	12,0	с	0,44	0,35	0,0
21	3	50	50	0	ЩСПК	32,000	60	п	12,0	с	0,75	0,80	14,3
22	4	50	50	0	ПЩС	33,000	80	пг	1,7	с	0,37	0,51	0,0
23	4	50	50	0	ПЩС	33,000	60	пг	12,0	с	0,30	0,80	10,5
24	4	50	50	0	ПЩС	33,000	40	к	12,0	с	0,60	1,00	71,4
25	4	15	10	75	ПЩС	33,000	60	п	12,0	с	0,60	0,86	11,7

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
26	4	30	20	50	ПЩС	33,000	80	пг	1,7	с	0,60	1,00	0,0
27	4	5	5	90	ПЩС	33,000	80	пг	1,7	c	0,54	1,30	0,0
28	4	6	4	90	ПЩС	33,000	40	п	12,0	с	0,71	0,91	33,3
29	4	67	33	0	ПЩС	33,000	60	п	12,0	с	0,52	0,74	11,1
30	4	33	67	0	ПЩС	33,000	60	п	1,7	с	0,25	0,75	11,7
31	5	33	17	50	ПЩС	33,000	80	пг	1,7	с	0,51	0,68	0,0
32	5	17	9	74	ПЩС	33,000	80	пг	1,7	с	0,25	0,60	0,0
Известные реагенты и способы
33	ВРА	100	0	0	0	0	60	п	12,0	п	1,00	1,10	23,0
34	ВРА	100	0	0	0	0	60	к	12,0	п	0,92	1,30	10,0
35	ВРА	10	90	0	ПВ	0,034	40	к	12,0	с	0,81	1,00	21,0
36	ВРА	75	25	0	MB	12,000	60	пг	12,0	с	1,20	1,40	0,0
37	ВРА	50	50	0	HCl	14,500	60	пг	12,0	с	0,75	1,10	12,0
38	ВРА	9	91	0	ГК	70,000	60	пг	1,7	с	0,65	0,83	0,0
39	ВРА	97	3	0	HF	15,000	60	п	12,0	с	1,70	1,10	0,0
40	ВРА	50	50	0	ЩСПК	32,000	40	п	12,0	с	1,40	0,90	18,0
41	ВРА	50	50	0	ПЩС	33,000	40	к	12,0	с	1,85	1,10	26,0
42					ЩСПК	32,000	40	п	12,0		2,60	1,40	18,0
43					ПЩС	33,000	40	к	12,0		3,50	1,80	21,0

Таблица 3
Способ использования МРСА с органическими растворителями (пример 2)
№ опыта	№ партии МРСА по табл.1	Содержание МРСА в смеси, % мас.	Растворитель	Температура опыта, °С	Тип породы	Содержание солей в ЗВ, % мас.	Способ сочетания реагентов	Rост по	н, % от остаточной нефти
наименование 1)	содержание, % мас.	воде	нефти
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Предлагаемый реагент и способ
1	4	100	КОБС	100	40	к	12,0	п	0,67	1,00	29,0
2	4	100	КОРБ	100	40	к	12,0	п	0,38	0,96	39,0
3	4	100	ШФЛУ	100	40	к	12,0	п	0,43	0,59	38,5
4	5	97	СФПК	3	80	п	1,7	с	0,68	0,76	16,6
5	5	97	СФПК	3	60	п	12,0	с	0,65	0,83	6,5
6	5	100	МПОД	100	60	п	12,0	п	0,72	0,88	20,0
Известный способ
7	ВРА	100	МПОД	100	60	п	12,0	п	1,50	1,00	18,0
8	ВРА	95	СФПК	5	80	п	1,7	с	1,20	0,90	19,5
Отдельные реагенты
9			КОБС	100	40	к	12,0		0,80	1,20	8,0
10			КОРБ	100	40	к	12,0		1,00	1,30	18,0
11			ШФЛУ	100	40	к	12,0		1,10	0,90	15,0
12			МПОД	100	60	п	12,0		0,90	1,40	5,0
13			СФПК	100	80	п	12,0		1,10	1,00	8,0
1) КОБС - кубовый остаток бутиловых спиртов,
КОРБ - кубовый остаток ретификации бензола,
ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов,
СФПК - спиртовая фракция производства капролактама,
МПОД - масло ПОД-очищенное

Таблица 4
Способ использования МРСА в сочетании с несколькими различными реагентами (пример 4)
№ опыта	№ партии МРСА по табл.1	Содержание МРСА в смеси, % мас.	Водный раствор электролита	Растворитель	Температура	Тип породы	Содержание солей в ЗВ, % мас.	Способ сочетания различных реагентов	Rост по	н, % от остаточной нефти
наименование	содержание электролита, % мас.	наименование	содержание, % мас.	воде	нефти
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Предлагаемый способ
1	4	16,6	ПВ	0,034	ШФЛУ	100	80	к	1,7	с/п	0,51	0,93	20,0
2	4	16,6	ПВ	0,034	ШФЛУ	100	40	к	12,0	с/п	0,48	0,98	26,3
3	4	16,6	ПВ	0,034	КОРБ	100	40	к	12,0	с/п	0,31	1,07	37,0
4	4	25,0	ПВ	0,034	КОБС	100	40	к	12,0	с/п	0,40	0,66	31,9
5	5	25,0	ПВ	0,034	КОБС	100	60	п	12,0	с/п	0,58	0,85	20,0
6	5	25,0	ПВ	0,034	КОБС	100	60	пг	12,0	с/п	0,59	0,95	8,3
7	4	25,0	ПВ	0,034	ШФЛУ + КОРБ	67+33	60	пг	12,0	с/п	0,49	1,00	27,7
8	5	25,0	MB	1,7	КОБС	100	82	пг	1,7	с/п	0,91	1,00	45,2
9	5	25,0	MB	1,7	ШФЛУ	100	82	пг	1,7	с/п	1,07	1,31	48,0
Известный способ
10	ВРА	16,6	ПВ	0,034	ШФЛУ	100	40	к	12,0	с/п	0,80	1,10	12,0
11	ВРА	25,0	ПВ	0,034	КОБС	100	40	к	12,0	с/п	1,00	1,30	18,0
12	ВРА	25,0	MB	1,7	ШФЛУ	100	82	пг	1,7	с/п	1,20	1,70	26,0