Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
Патент на изобретение №2461702

(19)

RU

(11)

2461702

(13)

C1

(51) МПК E21B43/22 (2006.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ Статус: по данным на 17.09.2012 - нет данных Пошлина:

(21), (22) Заявка: 2011118221/03, 05.05.2011

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

05.05.2011

Приоритет(ы):

(22) Дата подачи заявки: 05.05.2011

(45) Опубликовано: 20.09.2012

(56) Список документов, цитированных в отчете о

поиске: SU 1798487 A1, 28.02.1993. RU 2120030 C1, 10.10.1998. SU 1668642 A1, 07.08.1991. RU 2168617 C2, 10.06.200. SU 1796013 A3, 15.02.1993. RU 2062862 C1, 27.06.1996. US 4469177 A, 04.09.1984. АБРАМЗОН А.А. и др. Справочник, Поверхностно-активные вещества. - Л.: Химия, 1979, с.314.

Адрес для переписки:

423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32, "ТатНИПИнефть", сектор создания и развития промышленной собственности

(72) Автор(ы):

Ибатуллин Равиль Рустамович (RU),

Амерханов Марат Инкилапович (RU),

Рахимова Шаура Газимьяновна (RU),

Шестернин Валентин Викторович (RU),

Хисамов Раис Салихович (RU)

(73) Патентообладатель(и):

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ (ВАРИАНТЫ)

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти, при обводненности продукции ниже 55% в качестве указанного раствора используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ 9 -4-6 - НПАВ АФ 9 -4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, % об.: НПАВ АФ 9 -4-6 31-49, углеводородный растворитель 51-69, который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне. По другому варианту в указанном способе при обводненности продукции выше 55% в качестве указанного раствора используют раствор НПАВ АФ 9 -4-6 в углеводородном растворителе при следующем их соотношении, % об.: НПАВ АФ 9 -4-6 31-49, углеводородный растворитель 51-69, при этом объем закачки составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне. Технический результат - повышение эффективности извлечения высоковязкой нефти. 2 н.п. ф-лы, 4 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, включающий закачку газообразного агента и добычу нефти, с целью снижения вязкости нефти, закачку газообразного агента производят в водоносную часть залежи до полного удаления подвижной воды, а добычу осуществляют после растворения газа в нефти (а.с 620103, МПК Е21В 43/00, 43/18, опубл. 27.04.00). В качестве газообразного агента предлагается использовать углеводородный газ. Вязкость нефти не превышает 200 мПа·с.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача пласта, связанная с незначительным снижением вязкости нефти из-за малой скорости проникновения газа в высоковязкие нефти с вязкостью более 200 мПа·с в пластовых условиях. Кроме этого, для закачки углеводородных газов требуется специальное оборудование.

Известен способ воздействия (патент RU 2327728, МПК С09К 8/584, опубл. 27.06.2008. Бюл. 18) на призабойную зону нефтяного пласта на основе состава, включающего оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12, углеводородный растворитель и в качестве нефтяного сульфоната содержащего присадку С-150, при следующем соотношении компонентов:

Присадка С-150

2,0-25,0

Оксиэтилированные изононилфенолы со степенью

оксиэтилирования 4-12

1,5-20,0

Углеводородный растворитель

остальное.

Состав готовят смешением компонентов до получения однородного раствора. После закачки раствора в призабойную зону и/или в пласт при взаимодействии с пластовой или закачиваемой водой в промытых зонах образуется высоковязкая эмульсия, которая повышает фильтрационное сопротивление в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках.

Недостатками способа являются повышенная вязкость образующихся эмульсий, низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей.

Также известен способ разработки высоковязкой нефти с использованием в качестве разжижающего состава углеводородокисляющих бактерий с питательными солями в водном растворе (патент RU 2195549, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.12.2002, бюл. 36) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводородокисляющие бактерии

0,05-0,15

Питательные соли

0,07-0,3

Вода

остальное.

В качестве углеводородокисляющих бактерий (УОБ) используют бактерии, обладающие способностью снижать вязкость нефти и обессеривать ее, например: штамм Pseudomonas species-45.

Недостатком способа является то, что указанные углеводородокисляющие бактерии в процессе переработки нефти в первую очередь потребляют легкие компоненты, содержащиеся и без того в малом количестве в высоковязкой нефти, и снижают их содержание в составе нефти, что ведет к ухудшению качества нефти и увеличению ее вязкости.

Кроме этого, способ обладает низкой эффективностью при разработке высоковязких нефтей, в то время как в известном способе используются менее вязкие нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ (прототип) добычи высоковязкой обводненной нефти (а.с. 1798487, МПК Е21В 43/22, опубл. 28.02.93. Бюл. 8), включающий снижение вязкости водонефтяной эмульсии путем подачи на прием водоглубинного насоса блоксополимеров окиси этилена и пропилена в смеси с растворителем в соотношении 1:1. В качестве растворителя используют толуольную фракцию или нефрас А 150/330 или кубовые остатки производства бутанола.

Недостатком способа является необходимость постоянного промыслового контроля. По прототипу плотность исследуемых нефтей в пластовых условиях находится в интервале 808-900 кг/м 3 . По существующей классификации к тяжелым (высоковязким) нефтям относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях свыше 200 мПа·с и до 10000 мПа·с и плотность выше 900 кг/м 3 . В предлагаемом способе плотность разрабатываемых нефтей находится в интервале 940-965 кг/м 3 в условиях пласта. Поэтому еще одним недостатком известного способа является низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей с плотностью в пластовых условиях выше 900 кг/м 3 .

Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности извлечения высоковязкой нефти за счет значительного снижения вязкости нефти путем закачки раствора, снижающего вязкость нефти.

Поставленная задача достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти.

Новым является то, что при обводненности продукции ниже 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ 9 -4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, % об.:

Неионогенное поверхностно-активное вещество АФ 9 -4-6

31-49

Углеводородный растворитель

51-69,

который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

Поставленная задача достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти.

Новым является то, что при обводненности продукции выше 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ 9 -4-6 в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, % об.:

Неионогенное поверхностно-активное вещество АФ 9 -4-6

31-49

Углеводородный растворитель

51-69,

при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

Основные трудности при добыче высоковязких нефтей связаны с их аномально высокими вязкостями в пластовых условиях. Методы разработки высоковязких (тяжелых) нефтей направлены на снижение их вязкости либо путем разогрева пласта за счет закачки теплоносителей (дорогостоящий метод), либо закачкой агентов, снижающих вязкость нефти, например, углеводородных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ).

Механизм действия углеводородного раствора НПАВ на высоковязкую нефть заключается в том, что, с одной стороны, растворитель, смешиваясь с высоковязкой нефтью, снижает ее вязкость, с другой стороны, НПАВ при определенной концентрации образует с нефтью маловязкие прямые водонефтяные эмульсии типа масло в воде (м/в), т.е. внешней фазой (дисперсионной средой) этих эмульсий является вода. Для таких эмульсий характерно снижение вязкости при разбавлении их водой. Кроме этого, в результате взаимодействия двух несмешивающихся жидкостей, таких как углеводородный растворитель и вода в присутствии НПАВ, образуются прозрачные при 8°С микроэмульсии (м/э). Все эти процессы способствуют снижению вязкости высоковязкой нефти за счет комплексного воздействия углеводородного растворителя и НПАВ.

В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-6 АФ 9 -4, АФ 9 -6 (ТУ 2483-077-05766801-98) ОАО "Нижнекамскнефтехим". По своим физико-химическим свойствам НПАВ АФ 9 -4-6 относятся преимущественно к маслорастворимым ПАВ. Они хорошо растворяются в большинстве органических растворителей, в воде диспергируются с образованием эмульсий.

В качестве углеводородного растворителя используют Абсорбент 50/370 с плотностью 0,820 г/см 3 Нижнекамского химкомбината (ТУ 2411-139-05766801-2007), нефрас 150/330 (ТУ 38.1011049-98), Абсорбент А-2 (ТУ 2411-418-05742686-98), бензин висбрекинга ОАО "ТАНЕКО".

Вода, которую используют для смешения с углеводородным раствором НПАВ в соотношении 1:2, может быть как пресной, так и минерализованной с плотностью не более 1120 кг/м 3 .

Проведены лабораторные исследования влияния на вязкость высоковязких нефтей растворов НПАВ АФ 9 -4-6 в углеводородном растворителе. Лабораторные исследования проводились на нефтях Мордово-Кармальского месторождения с плотностью 945 кг/м 3 и Ашальчинского месторождения с плотностью 970 кг/м 3 в поверхностных условиях.

По первому варианту при обводненности нефти ниже 55% углеводородные растворы НПАВ АФ 9 -4-6 смешиваются с водой в соотношении 1:2 и перемешиваются с помощью электромешалки в течение 5-10 минут со скоростью 500 об/мин. Концентрация НПАВ АФ 9 -4-6 в полученных растворах меняется от 31% до 49% об. Ранее проведенные исследования показали, что при концентрации НПАВ в растворе меньше 31% об. не достигается эффективного снижения вязкости нефти. А увеличение концентрации НПАВ в растворе, содержащем воду в соотношении 1:2, выше 49% об. не дает кратного увеличения эффективности процесса.

Исходя из этих же соображений, были определены верхний и нижний пределы концентрации углеводородного растворителя (51-69% об.) в углеводородном растворе НПАВ АФ 9 -4-6, разбавленном водой в соотношении 1:2.

Готовый раствор НПАВ в углеводородном растворителе, смешанный с водой в соотношении 1:2, после перемешивания на электромешалке в виде эмульсии вводится в высоковязкую нефть, при этом количество (объем закачки) углеводородного раствора НПАВ может составлять 5, 10, 15, 20% от объема нефти. Полученная смесь перемешивается на электромешалке в течение 10 мин, после чего измеряются величины динамической вязкости при 8°С на реовискозиметре Rheomat RM-180 в диапазоне скоростей 5,4 с -1 - 1280 с -1 . Температура 8°С выбрана исходя из того, что большинство месторождений высоковязких нефтей находятся на небольшой глубине и характеризуются пластовой температурой 8-10°С.

Динамика изменения величины динамической вязкости высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения от концентрации углеводородного раствора НПАВ АФ 9 -6, разбавленного водой в соотношении 1:2 при разных скоростях сдвига, приведена в табл.1. В таблице также приведены величины кратного снижения вязкости высоковязкой нефти после введения углеводородного раствора НПАВ АФ 9 -6 при скоростях сдвига 6,5 c -1 и 146 с -1 . Скорость сдвига 6,5 с -1 выбрана из условия, что она близка к сдвиговым напряжениям, действующим на жидкость в пластовых условиях, а 146 с -1 - при движении жидкости в призабойной зоне пласта. В том и другом случае происходит значительное снижение исходной вязкости высоковязкой нефти. В зависимости от содержания углеводородного раствора НПАВ в нефти и концентрации НПАВ АФ 9 -6 в растворителе снижение вязкости при скорости 6,5 с -1 происходит в 1,4-646 раз, а при скорости 146 c -1 - в 1,5-1080 раз.

С помощью кондуктометра ОК-102/1 (Венгрия) были определены величины электропроводности и тип получающихся эмульсий. Без НПАВ водонефтяные системы являются обратными эмульсиями типа "вода в масле" (в/м), в присутствии НПАВ происходит постепенное повышение электропроводности, а затем наступает инверсия фаз, и эмульсии становятся прямыми " масло в воде "(м/в), т.е. внешней фазой (дисперсионной средой) этих эмульсий является вода. Для таких эмульсий характерно снижение вязкости при разбавлении их водой.

Процесс разбавления эмульсии водой не бесконечный, при некоторой степени разбавления наступает разрушение эмульсии с разделением ее на высоковязкую нефть и воду. С целью предотвращения разрушения в пластовых условиях маловязких эмульсий на основе углеводородных растворов НПАВ и высоковязкой нефти при обводненности последней выше 55% предлагается закачивать углеводородные растворы НПАВ АФ 9 -4-6 без введения дополнительной воды. Методика приготовления растворов, снижающих вязкость нефти (с обводненностью выше 55%, т.е. по второму варианту), заключается в том, что НПАВ АФ 9 -4-6 добавляется в углеводородный растворитель с концентрациями 31-49 объемных процентов. При этом происходит многократное снижение вязкости высоковязкой нефти. Результаты приведены в табл.2.

Также были проведены аналогичные исследования, в которых в качестве растворителя использовались: Нефрас 150/330, бензин висбрекинга, не прошедший стадию гидроочистки, производства ОАО "ТАНЕКО" (табл.3).

Таблица 1

Величина динамической вязкости высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения с обводненностью 38%, содержащей различные количества углеводородного раствора НПАВ, разбавленного водой в соотношении 1:2, при разных скоростях сдвига

Скорость сдвига, с -1

Исходная вязкость нефти, мПа·с

15% АФ 9 -6 в р-ле

31% АФ 9 -6 в р-ле

49% АФ 9 -6 в р-ле

Размер оторочки углев-го раствора НПАВ в нефти, %

5

10

15

20

5

10

15

20

5

10

15

20

5,4

41800

20100

12200

1970

189

7200

1052

1024

76

187

321

708

1750

6,5

40700

9,0

40200

16800

9690

1370

79

5040

833

488

51

103

206

592

1450

16,2

37400

15000

7240

1160

60

2150

729

375

42

86

172

512

1100

27

34000

13300

4400

977

50

1210

628

341

39

78

156

455

995

48,6

31481

12100

2090

899

42

905

511

310

35

78

155

411

855

81

29150

12000

1010

721

35

764

425

300

25

78

155

381

768

146

26990

243

24991

10100

647

592

30

452

372

290

25

81

135

320

603

437

23140

9266

540

493

30

434

233

290

25

80

130

320

603

729

21426

8501

449

411

30

362

194

290

25

80

130

320

605

1280

19839

7799

375

343

30

301

161

290

25

77

130

320

605

* - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 6,5 с -1

** - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 146 с -1

Таблица 2

Величина динамической вязкости нефти, содержащей разные количества углеводородного раствора НПАВ, при разных скоростях сдвига

Скорость сдвига, с 1

Исходная вязкость нефти, мПа·с

15% об. АФ 9 -6 в р-ле (ПАВ-15 р-ль-85) % об.

31% об. АФ 9 -6 в р-ле (ПАВ-25, р-ль-75) % об.

49% об. АФ 9 -6 в р-ле (ПАВ-49, р-ль-51) % об.

Размер оторочки углев-го раствора НПАВ в нефти, %

5

10

15

20

5

10

15

20

5

10

15

20

5,4

41800

12800

2980

1200

580

6070

1670

1150

652

127

177

708

1750

6,5

40700

12100

2800

1190

540

5550

1360

1117

494

106

170

681

1600

9,0

40200

10900

2780

1180

525

5200

1140

1080

374

88

165

592

1450

16,2

37400

9420

2600

1170

500

4260

952

844

283

80

160

512

1100

27

34000

48,6

31481

7200

2500

1150

405

1760

621

567

186

78

148

411

855

81

29150

6360

2500

1120

375

1020

518

463

158

78

148

381

768

146

26990

243

24991

4716

2308

1078

256

970

387

345

119

81

145

320

603

437

23140

4136

2219

1057

215

933

337

307

106

80

143

296

590

729

21426

3628

2134

1037

201

897

315

271

99

80

142

274

523

1280

19839

3183

2052

1016

199

854

294

240

97

77

140

254

467

* - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 6,5 с -1

** - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 146 с -1

Таблица 3

Динамическая вязкость высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения, содержащей раствор НПАВ АФ 9 -4 в бензине висбрекинга, разбавленной водой в соотношении 1:2, при разных скоростях сдвига

Скорость сдвига, с -1

Вязкость исходной нефти, мПа·с

Динамическая вязкость нефти, содержащей 31% раствор АФ 9 -4 в бензине висбрекинга в соотношении 1:2 с водой, мПа·с

Размер оторочки раствора в нефти (% об.),

5

10

15

20

5,4

41800

35100

19400

1750

60

6,5

40700

31500

18600

1480

45

9,0

40200

28500

17300

1250

35

16,2

37400

25500

15500

950

27

27

34000

24100

13700

780

22

48,6

31481

21500

9720

663

19

81

29150

-

3280

561

17

146

26990

-

943

460

15

243

24991

-

810

390

14

437

23140

-

776

335

14

729

21426

-

670

-

14

1280

19839

-

503

-

14

Эффективность вариантов предлагаемого способа в сопоставлении с известным способом оценивали в лабораторных условиях путем сравнения степени снижения вязкости высоковязкой нефти, результаты представлены в табл.4. Как видно из таблицы, при введении в высоковязкую нефть при температуре 8°С углеводородного раствора НПАВ АФ 9 -4-6 вязкость ее снижается в интервале от 8 до 44 раз, а по известному способу вязкость нефти снижается всего в 6,8-6,9 раза.

Пример конкретного применения

В промысловых условиях для осуществления вариантов технологии на основе углеводородного раствора НПАВ требуются два насосных агрегата типа ЦА-320 и автоцистерны (АЦ) с товарной формой НПАВ АФ 9 -4-6 и АЦ с растворителем в количестве, необходимом для реализации технологии, емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ).

Для реализации вариантов способа, например, на участке залежи высоковязкой нефти, состоящем из одной нагнетательной скважины (в центре), через которую осуществляется закачка вытесняющего агента, и пяти добывающих скважин, расположенных на расстоянии порядка 50-100 м от данной нагнетательной скважины и из которых ведется отбор продукции, определяется обводненность добываемой продукции.

Обводненность продукции составляет 38%. Поскольку обводненность продукции ниже 55% (первый вариант), то в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор НПАВ АФ 9 -4-6 в углеводородном растворителе, смешанный с водой в соотношении 1:2. Далее рассчитывается необходимое количество реагентов для приготовления раствора НПАВ в углеводородном растворителе. Для этого первоначально рассчитываем объем нефти, заключенный в цилиндре пласта вокруг нагнетательной скважины, по формуле:

где Vн - объем нефти, м 3 ;

- константа=3,14;

R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м;

h - нефтенасыщенная толщина пласта, м;

S - нефтенасыщенность, д.ед.;

m - пористость, д.ед.

Необходимый объем закачки углеводородного раствора НПАВ составляет 5-20% от объема нефти Vн.

При R=50 м, h=6 м, S=0,65, m=0,22 Vн равен 3367,7 м 3 . Объем оторочки раствора составляет 15% V H от объема нефти, следовательно, объем углеводородного раствора НПАВ равен 505 м 3 (соответственно Vнпав=42 м 3 , Vp-ля=126 м 3 и воды при соотношении 1:2 Vв=337 м 3 ). При этом их концентрация в растворе равна, % об., НПАВ - 8,3, растворителя - 25, вода - остальное. Способ также можно реализовывать через добывающую скважину, при этом осуществляются аналогичные расчеты необходимых объемов реагентов.

Приготовление 1 м 3 35% раствора НПАВ в растворителе осуществляется следующим образом: насосным агрегатом из АЦ с товарной формой НПАВ АФ 9 -6 подается 350 л АФ 9 -6, из АЦ с растворителем 650 л абсорбента 50/370 в емкость (АЦ) для приготовления рабочего раствора, затем подается 2 м 3 воды с водовода (соотношение 1:2). В течение 20-30 мин все перемешивается на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме: емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ) - насосный агрегат - емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ). Полученную эмульсию из емкости для приготовления рабочего раствора вторым насосным агрегатом закачивают в скважину.

По второму варианту при обводненности продукции (равной 65%), т.е. выше 55%, осуществляется закачка углеводородного раствора НПАВ, не разбавленного водой. Для приготовления 1 м 3 35% об. раствора НПАВ в углеводородном растворителе подается в АЦ для приготовления рабочего раствора 350 л (35% об.) НПАВ АФ 9 -4 и 650 л (65% об.) абсорбента 50/370. В течение 20-30 мин все перемешивается, раствор закачивается в скважину. Поскольку концентрация НПАВ высока в растворе, достаточно будет закачать оторочку меньшего размера, например 5% от Vн. После закачки оторочки углеводородного раствора НПАВ осуществляется заводнение в обычном режиме.

Применение вариантов предлагаемого способа при разработке залежей высоковязких нефтей повышает эффективность извлечения высоковязкой нефти за счет значительного снижения вязкости нефти путем закачки раствора, снижающего вязкость нефти.

Формула изобретения

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти, отличающийся тем, что при обводненности продукции ниже 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-4-6 - НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, об.%:

НПАВ АФ 9 -4-6

31-49

Углеводородный растворитель

51-69,

который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

2. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти, отличающийся тем, что при обводненности продукции выше 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, об.%:

НПАВ АФ 9 -4-6

31-49

Углеводородный растворитель

51-69,

при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.