Патент на изобретение №2381250

(54) СОСТАВ, СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ИНВЕРТНОЙ МИКРОЭМУЛЬСИИ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

(57) Реферат:

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для увеличения текущей нефтеотдачи пласта, а также для интенсификации работы добывающих скважин. Технический результат – снижение расхода химреагентов при сохранении нефтевытесняющей способности. Способ приготовления инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов включает перемешивание эмульгатора Нефтенол НЗ-ТАТ предварительно с водным раствором хлорида кальция в объемном соотношении 1:1, а затем перемешивание полученной эмульсии «кофе с молоком» с оставшейся частью указанного водного раствора при следующем соотношении компонентов, мас.%: Нефтенол НЗ-ТАТ 2,5- 8,0, кальция хлорид 0,3-12,0, вода остальное. Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов, полученная указанным выше способом. Способ обработки нефтяного пласта закачкой инвертной микроэмульсии, где Нефтенол НЗ-ТАТ предварительно перемешивают с водным раствором хлорида кальция в объемном соотношении 1:1, затем полученную эмульсию «кофе с молоком» перемешивают с оставшейся частью указанного водного раствора при одновременной их указанной закачке при следующем соотношении компонентов, мас.%: Нефтенол НЗ-ТАТ 2,5-8,0, кальция хлорид 0,3-12,0, вода остальное. 3 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для увеличения текущей нефтеотдачи пласта, а также для интенсификации работы добывающих скважин.

При разработке нефтяных месторождений широкое распространение получили вытесняющие композиции, содержащие в своем составе жидкий углеводород, смесь масловодорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ) – эмульгаторов и воду [1, 2 и 3].

Известен эмульгатор эмультал, представляющий собой смесь сложных эфиров олеиновой, линоленовой, линолевой, а также смоляных кислот, содержащихся в дистилляте таллового масла и триэтаноламина [1].

К недостаткам эмультала относится низкая эмульгирующая способность, особенно по отношению к углеводородным средам с низким содержанием ароматических углеводородов, приводящая к увеличению эксплуатационных расходов эмульгатора, и высокая температура застывания, вызывающая трудности в использовании эмульгатора в холодный период времени в восточных и северных районах.

Известен эмульгатор Нефтенол НЗт, который включает маслорастворимое поверхностно-активное вещество – соли алкилполиаминов и жирных кислот общей формулы R-[NH₂⁺(CH₂)₃]_nNH₃⁺[R₁COO]^–_n, где R, R₁ – углеводородные радикалы жирных кислот из ряда C₈-C₂₄, n=23, полярный растворитель – жирные спирты или отходы их производства и углеводородный растворитель [2].

Недостатками эмульгатора являются неудовлетворительные реологические свойства получаемых на его основе эмульсий и их низкая агрегативная устойчивость из-за присутствия в составе жирных спиртов, являющихся деэмульгаторами (эмульгаторами эмульсий 1-го рода).

Известна инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, эмульгатор Нефтенол НЗт, хлористый кальций и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: жидкий углеводород 10,0-20,0; эмульгатор – Нефтенол НЗт 0,3 -5,0; хлористый кальций 0,8-12,0; остальное – вода [3].

Недостатками инвертной эмульсии являются высокий расход химических реагентов, применяемых для приготовления инвертной эмульсии, низкая агрегативная устойчивость и неудовлетворительные реологические свойства при закачке, что снижает эффективность их применения.

Наиболее близким к предложенному техническому решению является инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов [4]. Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов содержит следующие компоненты, мас.%: жидкий углеводород 10,0-20,0; эмульгатор – Нефтенол НЗ 0,3-5,0; хлористый кальций 0,3-1,5; остальное – вода. В качестве жидкого углеводорода используют гексановую фракцию, стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкие нефти. Эмульгатор Нефтенол НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров кислот талового масла и триэтаноламина [4, прототип].

Недостатками инвертной микроэмульсии по прототипу являются высокий расход химических реагентов, применяемых для приготовления микроэмульсии, недостаточная термостабильность, низкая агрегативная устойчивость и неудовлетворительные реологические свойства при закачке, что снижает эффективность их применения.

В предлагаемом изобретении решаются задачи по снижению расхода химических реагентов, применяемых для приготовления микроэмульсии, при одновременном сохранении ее нефтевытесняющих свойств с помощью предложенного состава инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов, содержащего жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество – углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина – Нефтенол, водорастворимый химреагент и воду, отличающегося тем, что компоненты взяты при следующем соотношении, мас.%:

Поставленная задача решается также за счет способа приготовления состава:

для улучшения реологических показателей и агрегативной устойчивости микроэмульсии она предварительно готовится в виде эмульсии «кофе с молоком» на основе эмульгатора Нефтенола НЗ-ТАТ и водного раствора хлорида кальция в объемном соотношении 1:1 (50 об.%:50 об.%), в которую затем вводится оставшийся указанный водный раствор, и способа применения (закачки) этой микроэмульсии, который осуществляют при одновременной закачке в скважину предварительно приготовленной эмульсии «кофе с молоком» и оставшейся части указанного водного раствора.

Признаки изобретения “Состав, способ приготовления и применения инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов” – состав микроэмульсии, способ ее приготовления и применения:

1. Состав инвертной микроэмульсии при следующем соотношении, мас.%:

2. В качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества применяется эмульгатор Нефтенол НЗ-ТАТ (ТУ 2483-082-17197708-2003), содержащий в своем составе сложные эфиры кислот таллового масла и триэтаноламина (основа эмульгатора) и жидкие углеводороды – растворители эмульгатора.

3. Жидкий углеводород – низкозастывающие продукты нефтепереработки и нефтехимии: дизельное топливо по ГОСТ 305-82, авиакеросин марки ТС-1 по ГОСТ 10227-86 и т.п. (в техническом решении для получения микроэмульсии используются только жидкие углеводороды, входящие в состав эмульгатора Нефтенола НЗ-ТАТ в отличие от прототипа, где дополнительно используют гексановую фракцию, стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкие нефти).

4. Добавка хлористого кальция от минимального до максимального содержания его в пластовой или подтоварной воде, применяемой для закачки в скважины, составляет 0,3-12,0 мас.%.

5. Способ приготовления инвертной микроэмульсии, отличающийся тем, что при приготовлении состава предварительно готовится эмульсия «кофе с молоком» на основе эмульгатора Нефтенола НЗ-ТАТ и водного раствора хлорида кальция в объемном соотношении 1:1 (50 об.%:50 об.%), в которую затем вводится оставшаяся часть указанного водного раствора.

6. Способ применения (закачки) состава инвертной микроэмульсии, отличающийся тем, что применение состава осуществляют при одновременной закачке, предварительно приготовленной эмульсии «кофе с молоком» и оставшейся части указанного водного раствора.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, количественно изменяется лишь состав микроэмульсии, а признаки 5-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается:

1. Способ приготовления инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов, включающий перемешивание эмульгатора Нефтенола и водного раствора хлорида кальция, отличающийся тем, что в качестве Нефтенола используют Нефтенол НЗ-ТАТ, предварительно перемешивают его с указанным водным раствором в объемном соотношении 1:1, а затем полученную эмульсию «кофе с молоком» перемешивают с оставшейся частью указанного водного раствора при следующем соотношении компонентов, мас.%:

2. Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов, полученная способом по п.1.

3. Способ обработки нефтяного пласта закачкой инвертной микроэмульсии, полученной перемешиванием эмульгатора Нефтенола и водного раствора хлорида кальция, отличающийся тем, что в качестве Нефтенола используют Нефтенол НЗ-ТАТ, предварительно перемешивают его с указанным водным раствором в объемном соотношении 1:1, а затем полученную эмульсию «кофе с молоком» перемешивают с оставшейся частью указанного водного раствора при одновременной их указанной закачке при следующем соотношении компонентов, мас.%:

В качестве маслорастворимого ПАВ в состав вводят эмульгатор Нефтенол НЗ-ТАТ (ТУ 2483-082-17197708-2003) – 30-40% углеводородный раствор сложных эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина. Нефтенол НЗ-ТАТ представляет собой подвижную маслянистую жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета. Плотность при 20°С (не менее 0,835) 0,84-0,94 г/см³, температура застывания -30 – -40°С.

В качестве жидкого углеводорода (растворителя) используются низкозастывающие продукты нефтепереработки и нефтехимии: дизельное топливо по ГОСТ 305-82, авиакеросин марки ТС-1 по ГОСТ 10227-86 и т.п. В отличие от прототипа в техническом решении для получения микроэмульсии используются только жидкие углеводороды, входящие в состав эмульгатора Нефтенола НЗ-ТАТ.

Для приготовления эмульсий использовалась модель пластовой воды, хлоркальциевого типа (Западно-Сибирская), с минимальным и максимальным от 30 до 1200 мг/л содержанием в ней СаСl₂.

В качестве минерализатора водной фазы применяют хлорид кальция: кальцинированный, плавленый или жидкий, выпускаемый по ГОСТ 450-77. Требуемое количество технического хлорида кальция рассчитывается исходя из содержания CaCl₂ в испытуемом образце.

Инвертная микроэмульсия по прототипу готовится следующим образом. В расчетное количество жидкого углеводорода вводится необходимое количество углеводородного раствора Нефтенола НЗ при механическом перемешивании (15 мин), далее постепенно добавляется требуемое (расчетное) количество раствора СаСl₂ в воде. Перемешивание прекращают через 10 мин после полного введения водной фазы в углеводородную. В результате получают высокодисперсную микроэмульсию типа «вода в масле». У готовой эмульсии замеряли электростабильность на приборе Фанн 23D, характеризующую агрегативную устойчивость эмульсии, согласно инструкции к прибору.

Пример

Водный раствор хлорида кальция готовят из технического жидкого раствора с содержанием 30,0% CaCl₂ (=1,282 г/см³). Отмеривают 0,87 см³ 30%-ного раствора хлорида кальция и разбавляют водой до объема 100 см³ при перемешивании.

В расчетное количество жидкого углеводорода (гексановая фракция) – 14,3 см³ вводится необходимое количество углеводородного раствора – 0,33 см³ Нефтенола НЗ при механическом перемешивании (15 мин), далее постепенно вводят – 89,3 см³ 0,33%-ного раствора СаСl₂ в воде. Перемешивание прекращают через 10 мин после полного введения водной фазы в углеводородную. В результате получают высокодисперсную микроэмульсию типа «вода в масле», следующего состава, мас.%:

Полученная эмульсия характеризуется плотностью 964 кг/м³, динамической вязкостью 16,0 мПа·с при 20°С, электростабильностью эмульсии – 45 Вольт.

Инвертная микроэмульсия по новому способу готовится следующим образом. В расчетное количество углеводородного раствора Нефтенола НЗ-ТАТ вводится вода (минерализованная по хлориду кальция) в объемном соотношении 1:1 при механическом перемешивании (15 мин), далее постепенно вводят оставшееся (расчетное) количество раствора CaCl₂ в воде. Перемешивание прекращают через 10 мин после полного введения водной фазы. В результате получают высокодисперсную микроэмульсию типа «вода в масле».

Пример 1

Водный раствор хлорида кальция готовят из технического жидкого раствора с содержанием 30,0% CaCl₂ (=1,282 г/см³). Отмеривают 0,87 см³ 30%-ного раствора хлорида кальция и разбавляют водой до объема 100 см при перемешивании.

Предварительно готовят эмульсию “кофе с молоком” в 50 см³ эмульгатора Нефтенола НЗ-ТАТ вводится 50 см³ водного раствора 0,33 мас.% раствора хлорида кальция. Образующаяся эмульсия (цвета “кофе с молоком”) имеет следующие характеристики: плотность 961 кг/м³, динамическая вязкость 6,5 мПа·с при 20°С, электростабильность эмульсии – 71 Вольт.

Отбирают расчетное количество поученной эмульсии (“кофе с молоком”) – 5,4 см³ (5,2 г), в которую при механическом перемешивании постепенно вводят остатки 94,8 см³ 0,33%-ного раствора СаСl₂ в воде. Перемешивание прекращают через 10 мин после полного введения водной фазы в углеводородную. В результате получают высококонцентрированную (с высоким содержанием воды) микроэмульсию типа «вода в масле», следующего состава, мас.%:

Полученная эмульсия характеризуется плотностью 1002 кг/м³, динамической вязкостью 52,1 мПа·с при 20°С, электростабильностью – 62 Вольта.

Аналогичным образом готовят эмульсии другого состава (см. таблицу).

Нефтевытесняющую способность определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой колонку из нержавеющей стали длиной 444 мм, внутренним диаметром 30 мм, заполненную дезинтегрированным керном нефтяных месторождений Ноябрьского региона, фракции 0,1-0,25 мм. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяется пористость и проницаемость модели по воде. После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе не появится чистая (без воды) нефть. В экспериментах используют природную нефть плотностью 850 кг/м³ и динамической вязкостью 10 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.

Пример 2.

В модель пласта с проницаемостью по воде 3,8 мкм² и начальной нефтенасыщенностью 68,6% закачивают три поровых объема воды. Остаточная нефтенасыщенность после заводнения составляет 28,7%, коэффициент вытеснения нефти водой – 0,64. Через модель фильтруют один поровый объем оторочки эмульсии следующего состава, мас.%:

Оторочку эмульсии продвигают тремя поровыми объемами воды. Остаточная нефтенасыщенность модели после закачки оторочки микроэмульсии и продвижения ее водой составляет 24,6%, общий коэффициент вытеснения нефти – 0,83, прирост вытеснения – 0,20. Аналогичным образом исследуют оторочки эмульсий другого состава. Состав эмульсий и их нефтевытесняющая способность представлены в таблице.

По сравнению с прототипом прирост коэффициента вытеснения нефти предлагаемой микроэмульсией не снижается (0,16-0,35 против 0,18-0,36), а расход химреагентов (особенно жидкий углеводород) существенно уменьшается (2,8-20,0 мас.% против 10,6-26,5 мас.% или, без учета минерализации, 2,5-8,0 мас.% против 10,3-25,0 мас.%).

При содержании в микроэмульсии менее 2,5 мас.% ПАВ Нефтенола НЗ-ТАТ (содержащего соответственно 1,5 мас.% жидкого углеводорода и 1,0 мас.% активной основы ПАВ) образуется нестабильная эмульсия, поэтому эти значения могут быть приняты как минимальное содержание в составе данных химреагентов.

Увеличение концентрации маслорастворимого ПАВ выше 5,6 мас.% не приводит к существенному приросту коэффициента вытеснения (примеры 22 и 23), поэтому использовать составы с содержанием Нефтенола НЗ-ТАТ выше этих концентрацией нецелесообразно.

По прототипу [4, прототип] микроэмульсию применяют следующим образом. В заводненный пласт после применения метода разработки путем закачки воды в пласт через буферную задвижку нагнетательной скважины закачивают расчетное количество приготовленной микроэмульсии (эмульгатор НЗ: нефть: вода при объемном соотношении 1:4-30:25-300) или количество, при котором наблюдается снижение приемистости скважины до заданной отметки. После закачки состава в пласт нагнетают воду или водный раствор полимера.

По новому способу инвертную микроэмульсию применяют, закачивая предварительно приготовленную эмульсию «кофе с молоком» (Нефтенол НЗ-ТАТ:водный раствор хлорида кальция 1:1) одновременно с оставшейся частью указанного водного раствора (см. табл. и доп. табл.). После закачки состава в пласт нагнетают воду или водный раствор полимера.

Эффективность данного способа при меньших расходах Нефтенола НЗ-ТАТ (и углеводорода) связана с меньшей вязкостью закачиваемой эмульсии «кофе с молоком» и лучшей ее эмульгирующей способностью по сравнению с более вязкой микроэмульсией по прототипу (см. пример и пример 1), нефтевытесняющая способность при этом обеспечивается более высокой вязкостью образующейся в процессе закачки микроэмульсии.

ЛИТЕРАТУРА

1. Кистер Э.Г. и др. Эмультал-эмульгатор инвертных эмульсионных буровых растворов. – Бурение, 1974, 12, с.15-18.

2. Патент РФ 2140815, В01F 17/00, 17/16, 08.05.98 г.

3. Патент РФ 2196224, Е21В 43/22, 10.01.03 г. – аналог.

4. Патент РФ 2110675, Е21В 43/22, 10.05.98 г. – прототип.

Таблица
	Содержание компонентов в составе, мас.%	Динамическая вязкость, мПа·с при	Начальная нефтенасыщенность, %	Коэффициент вытеснения нефти
Жидкий углеводород	Нефтенол НЗ (акт. основа)	Хлорид кальция	Вода	20°С	80°С	по воде	прирост	общий
Прототип*)
	10,0	0,3 (0,15)	0,3	89,4	16,0	23,3	70,3	0,62	0,18	0,80
	15,0	1,2 (0,48)	0,6	83,2	13,4	22,6	81,8	0,64	0,22	0,86
	20,0	5,0 (2,0)	1,5	73,5	8,9	24,3	68,1	0,69	0,22	0,91
Предлагаемый состав
	Нефтенол НЗ-ТАТ		к/мх	остав,x
1	1,5	2,5 (1,0)	0,3	2,73	94,47	52,1	46,1	70,5	0,63	0,18	0,81
2	1,5	2,5 (1,0)	4,0	2,73	90,77	51,9	45,8	68,6	0,64	0,19	0,83
3	1,5	2,5 (1,0)	8,0	2,67	86,83	49,1	43,1	69,9	0,63	0,20	0,83
4	1,5	2,5 (1,0)	12,0	2,64	82,86	47,5	41,3	73,5	0,66	0,21	0,87
5	2,3	3,3 (1,0)	0,3	3,88	92,52	48,1	42,1	82,3	0,67	0,22	0,89
6	2,3	3,3 (1,0)	4,0	3,88	88,82	47,5	41,3	74,8	0,68	0,22	0,90
7	2,3	3,3 (1,0)	8,0	3,80	84,90	45,1	39,2	82,6	0,71	0,20	0,91
8	2,3	3,3 (1,0)	12,0	3,75	80,95	43,2	37,1	81,7	0,64	0,23	0,87
9	3,5	5,5 (2,0)	0,3	6,46	87,74	44,7	38,9	80,2	0,72	0,20	0,92
10	3,5	5,5 (2,0)	4,0	6,46	84,04	43,1	37,0	69,8	0,63	0,27	0,90
11	3,5	5,5 (2,0)	8,0	6,32	80,18	41,6	35,3	79,4	0,62	0,28	0,90
12	3,5	5,5 (2,0)	12,0	6,24	76,26	39,1	32,8	76,8	0,64	0,28	0,92
13	4,7	6,7 (2,0)	0,3	7,87	85,13	39,3	33,2	83,1	0,66	0,26	0,92
14	4,7	6,7 (2,0)	4,0	7,87	81,43	38,0	32,6	68,7	0,63	0,29	0,92
15	4,7	6,7 (2,0)	8,0	7,69	77,61	36,7	31,9	75,8	0,60	0,32	0,92
16	4,7	6,7 (2,0)	12,0	7,59	73,71	34,1	28,8	85,2	0,60	0,33	0,93
17	5,6	8,0 (2,4)	0,3	9,40	82,30	34,4	29,7	74,4	0,62	0,30	0,92
18	5,6	8,0 (2,4)	4,0	9,40	78,60	33,3	29,2	69,9	0,61	0,31	0,92
19	5,6	8,0 (2,4)	8,0	9,19	74,81	31,1	27,5	73,5	0,61	0,32	0,93
20	5,6	8,0 (2,4)	12,0	9,08	70,92	28,0	25,1	83,2	0,60	0,33	0,93
Контрольные примеры
21	0,9	1,4 (0,5)	0,3	1,59	96,71	эмульсия не стабильна (не образуется)
22	5,8	8,3 (2,5)	8,0	9,53	74,17	27,3	22,6	75,7	0,65	0,27	0,92
23	7,0	10,0 (3,0)	12,0	11,35	66,65	25,5	21,8	81,2	0,63	0,30	0,93
х – вода на приготовление эмульсии «кофе с молоком», оставшаяся часть воды.

Таблица (дополнительная)
	Содержание компонентов в составе, мас.%	Раствор хлорида кальция, мас.%	Вода, мас.%	Массовое соотношение раствора	Объемное соотношение раствора
НЗ-ТАТ	соль	вода	рассол	хлорид	вода	хлорид	вода	к/мХ	остав.	Мк/мХ	Мост.	Vк/мХ	Vост.
Предлагаемый состав
1	2,5	0,3	97,2	97,5	0,01	2,73	0,29	94,47	2,73	94,47	1	34,6	1	34,8
2	2,5	4,0	93,5	97,5	0,12	2,73	3,88	90,77	2,73	90,77	1	33,2	1	36,2
3	2,5	8.0	89,5	97,5	0,24	2,67	7,76	86,83	2,67	86,83	1	32,5	1	37,0
4	2,5	12,0	85,5	97,5	0,37	2,64	11,63	82,86	2,64	82,86	1	31,4	1	38,4
5	3,3	0,3	96,4	96,7	0,01	3,88	0,29	92,52	3,88	92,52	1	23,9	1	24,0
6	3,3	4,0	92,7	96,7	0,17	3,88	3,83	88,82	3,88	88,82	1	22,9	1	25,0
7	3,3	8,0	88,7	96,7	0,34	3,80	7,66	84,90	3,80	84,90	1	22,4	1	25,6
8	3,3	12,0	84,7	96,7	0,53	3,75	11,47	80,95	3,75	80,95	1	21,6	1	26,5
9	5,5	0,3	94,2	94,5	0,02	6,46	0,28	87,74	6,46	87,74	1	13,6	1	13,6
10	5,5	4,0	90,5	94,5	0,29	6,46	3,71	84,04	6,46	84,04	1	13,0	1	14,2
11	5,5	8,0	86,5	94,5	0,58	6,32	7,42	80,18	6,32	80,18	1	12,7	1	14,6
12	5,5	12,0	82,5	94,5	0,91	6,24	11,09	76,26	6,24	76,26	1	12,2	1	15,1
13	6,7	0,3	93,0	93,3	0,03	7,87	0,27	85,13	7,87	85,13	1	10,8	1	10,9
14	6,7	4,0	89,3	93,3	0,35	7,87	3,65	81,43	7,87	81,43	1	10,3	1	11,3
15	6,7	8,0	85,3	93,3	0,72	7,69	7,28	77,61	7,69	77,61	1	10,1	1	11,6
16	6,7	12,0	81,3	93,3	1,12	7,59	10,88	73,71	7,59	73,71	1	9,7	1	12,1
17	8,0	0,3	91,7	92,0	0,03	9,40	0,27	82,30	9,40	82,30	1	8,8	1	8,8
18	8,0	4,0	88,0	92,0	0,43	9,40	3,57	78,60	9,40	78,60	1	8,4	1	9,2
19	8,0	8,0	84,0	92,0	0,87	9,19	7,13	74,81	9,19	74,81	1	8,1	1	9,4
20	8,0	12,0	80,0	92,0	1,36	9,08	10,64	70,92	9,08	70,92	1	7,8	1	9,9
Контрольные примеры
21	1,4	0,3	98,3	98,6	0,005	1,59	0,30	96,71	1,59	96,71	1	60,9	1	61,1
22	8,3	8,0	83,7	91,7	0,91	9,53	7,09	74,17	9,53	74,17	1	7,8	1	9,0
23	10,0	12,0	78,0	90,0	1,75	11,35	10,25	66,65	11,35	66,65	1	5,9	1	7,5
х – вода на приготовление эмульсии «кофе с молоком», оставшаяся часть воды.

Формула изобретения

1. Способ приготовления инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов, включающий перемешивание эмульгатора Нефтенола и водного раствора хлорида кальция, отличающийся тем, что в качестве Нефтенола используют Нефтенол НЗ-ТАТ, предварительно перемешивают его с указанным водным раствором в объемном соотношении 1:1, а затем полученную эмульсию «кофе с молоком» перемешивают с оставшейся частью указанного водного раствора при следующем соотношении компонентов, мас.%:

2. Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов, полученная способом по п.1.

3. Способ обработки нефтяного пласта закачкой инвертной микроэмульсии, полученной перемешиванием эмульгатора Нефтенола и водного раствора хлорида кальция, отличающийся тем, что в качестве Нефтенола используют Нефтенол НЗ-ТАТ, предварительно перемешивают его с указанным водным раствором в объемном соотношении 1:1, а затем полученную эмульсию «кофе с молоком» перемешивают с оставшейся частью указанного водного раствора при одновременной их указанной закачке при следующем соотношении компонентов, мас.%:

QB4A – Регистрация лицензионного договора на использование изобретения

Лицензиар(ы): Закрытое акционерное общество “Химеко-ГАНГ”

Вид лицензии*: НИЛ

Лицензиат(ы): Общество с ограниченной ответственностью “НЬЮТЕК”

Договор № РД0065980 зарегистрирован 17.06.2010

Извещение опубликовано: 27.07.2010 БИ: 21/2010

* ИЛ – исключительная лицензия НИЛ – неисключительная лицензия