Способ регенерации сырой нефти из подземной нефтеносной формации

Способ регенерации сырой нефти из подземной нефтеносной формации

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобьшающей промышленности, предназначено для разработки нефтяньтх месторождений с применением поверхностноактивных веществ (ПАВ) и позволяет повысить эффективность способа. Перед инжектированием раствора анионного ПАВ в нефтеносный пласт в него вводят водную дисперсию ПАВ, растворимого в нефти. Инжектируют по меньшей мере через одну скважину в нефтеносную формацию последовательно две водные дисперсии. Первая дисперсия содержит неионное маслорастворимое ПАВ концентрации 0,05-50 г/л в количестве 0,01-0,7 объема пор. При этом используют этоксилированные спирты и алкенфенолы (этоксилированньй нонилфенол, этоксилированный битанол, этоксилированный додецилфенол и этоксилированный октилфенол), сЬ- держащие 1-30 групп окислов этилена. Вторая дисперсия содержит водный раствор анионного ПАВ,он премущественно растворяется в водной фазе концентрации 0,05-50 г/л в количестве 0,01-0,7 объема пор. После этого инжектируют воду, которая переносит первоначально инжектированные дисперсии ПАВ через нефтеносную формацию в направлении резервуара для-сбора нефти . В качестве анионного агента используют сульфурилированные, сульфатированные, карбоксиметилированные, фосфатированные и/или фосфорилированные производные ПАВ первой дисперсии, которые содержат 1-30 групп окислов этилена. 2 з.п. ф-лы, 3 табл. О) :о оэ сд о 00 сн

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН.ЛО „„1316568 А Ъ

Ш4.Е21В4322

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ в.POACH . ОПИСАНИК ИЗОБРЕТЕНия " -, j

К flATEHTV (54). СПОСОБ РЕГЕНЕРАЦИИ СЫРОЙ НЕФТИ

ИЗ ПОДЗЕМНОЙ НЕФТЕНОСНОЙ ФОРМАЦИИ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промьппленности, предназначено для разработки нефтяных месторождений с применением поверхностноактивных веществ (ПАВ) и позволяет повысить эффективность способа. Перед инжектированием раствора анионного ПАВ в нефтеносный пласт в него (21) 3444129/22-03 (22) 14.05.82 (31) 1360/81 (32) 15;05.81 (33) HU (46) 07.06.87. Бюл. № 21 (71) Мадьяр Тудоманьош Академиа

Олайбаньасати Кутатолабораториума, Надьалфелди Кеолай еш Фелдгазтермеле

Валлалат и Минералимпекс Олай еш

Баньатермек Кюлькерешкеделми Валлалат (HU) (72) Антони Цапелле (NL), Миклош

Криштоф, Иштван Лакатош, Дьюла Миллей, Йожеф Тот, Отто Вагнер, Эрвин

Радо и Шандор Тремецки (HU) (53) 622.276 (088.8) (56) Патент США № .2800962, кл. 166-9, опублик. 1957. вводят водную дисперсию ПАВ, растворимого в нефти. Инжектируют по меньшей мере через одну скважину в нефтеносную формацию последовательно две водные дисперсии. Первая дисперсия содержит неионное маслорастворимое ПАВ концентрации 0,05-50 г/л в количестве 0,01-0,7 объема пор. При этом используют этоксилированные спирты и алкенфенолы (этоксилированный нонилфенол, этоксилированный битанол, этоксилированный додецилфенол и этоксилированный октилфенол), cdдержащие 1-30 групп окислов этилена.

Вторая дисперсия содержит водный раствор анионного ПАВ,он премущественно растворяется в водной фазе концентрации 0,05-50 г/л в количестве 0,01-0,7 объема пор. После этого инжектируют воду, которая переносит первоначально инжектированные дисперсии ПАВ через нефтеносную формацию в направлении резервуара для сбора нефти. В качестве анионного агента используют сульфурилированные, сульфатированные, карбоксиметилированные, фосфатированные и/или фосфорилированные производные ПАВ первой дисперсии, которые содержат 1-30 групп окислов этилена. 2 s.ï. ф-лы, 3 табл.

1316568

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ.

Цель изобретения — повышение эффективности способа.

Перед инжектированием раствора анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ) в нефтеносный пласт в 4 него вводят водную дисперсию ПАВ, растворимого в нефти.

Предлагаемый метод регенерации включает следую1цие технологические стадии.

Неионный предпочтительно растворимый в нефти поверхностно-.активный агент инжектируют в пласт в водной фазе, где такой агент находится в виде дисперсии.

На второй стадии анионный предпочтительно водно-растворимый поверхностно-активный агент инжектируется в нефтеносный пласт в виде водного раствора.

Агрегаты указанного поверхностноактивного агента движутся через нефтеносный пласт в направлении от инжекционного резервуара к приемному резервуару с помощью общепринятого заводнения.

В зависимости от действительных свойств нефтеносной формации все известные методы регулирования подвижности и уменьшения адсорбционных потерь могут применяться совместно с предлагаемым способом с целью повышения эффективности действия указанных агрегатов поверхностно-активного агента и усовершенствования метода регенерации нефти.

Согласно лабораторному исследованию установлено следующее: неионный преимущественно растворимый в нефти поверхностно-активный агент может применяться в относительно низкой концентрации; анионный преимущественно водно-растворимый поверхностно-активный агент может применяться в относительно низкой концентрации; в связи с тем, что используются относительно низкие концентрации поверхностно-активного агента, может быть регенерировано значительное количество избыточной нефти, следовательно, могут быть достигнуты благоприятные экономические преимущества даже в том случае, когда ar5

55 регаты поверхностно-активного агента используются в относительно большом объеме пор; масса поверхностноактивного агента, необходимая для получения 1 м избыточной нефти, составляет 12-25 кг, тогда как в известных способах характерной величиной является 30-70 кг/м .

В предлагаемом способе могут использоваться многочисленные поверхностно-активные агенты, как неионные преимущественно растворимые в нефти, так и анионные преимущественно растворимые в воде. Так, например, в качестве неионных поверхностно-активных агентов могут применяться этоксилированные спирты и фенолы, содержащие 1-30, предпочтительно 1-15, окисно-. этиленовых групп.

В качестве анионного поверхностноактивного агента могут использоваться сульфурированные,сульфатированные, карбоксиметилированные, фосфатированные и фосфирилированные производные тех же поверхностно-активных агентов. Два указанных поверхностноактивных агента, инжектируемые в нефтеносный пласт, могут быть одинаковыми или различными в отношении их основной химической структуры. В последнем случае химическое и физическое отличие таких агентов связано исключительно с природой ионной группы, соединенной с основной неионной структурой. Установлено, что лучше всего применять этоксилированный октилфенол, неонилфенол, додецилфенол, содержащий 3-6 этиленокисных групп, а также этоксилированный гептиловый спирт, октиловый спирт, нониловый спирт, додециловый спирт, содержащие

5-9 этилен-окисных групп в качестве неионных поверхностно-активных агентов. Лучшие результаты получены при использовании следующих анионных агентов: этоксилированного нонилфенолсульфоната, нонилфенолсульфата, нонилфенолфосфоната, нонилфенолфосфата, додецилфенолсульфоната, додецилфенолфосфата, имеющих 3-Ь этиленокисных групп, или этоксилированного нонанолсульфата, нонанолсульфоната и т.д., имеющих 5-9 этиленокисных групп.

Эффективность предлагаемого способа может быть улучшена, если. его применяют совместно с эффективным контролем подвижности. В общеприня3 1316568

55 той комбинации агент, регулирующий подвижность, инжектируется в нефтеносный пласт после двух поверхностно-активных агентов и вся вытесненная система движется через формацию от инжекционного резервуара в направлении резервуара для сбора под воздействием общепринятого оводнения. В результате повышения вязкости могут быть достигнуты следующие эффекты: количество гидродинамической дисперсии агрегата поверхностноактивного агента (главным образом анионного) значительно уменьшается, в то время как.стабильность агрегата в пористой системе значительно улучшается, следовательно, эффект растворов таких агентов состоит в том, что их действие распространяется на большую длину по пласту: в обводненных пластах значительно повышается эффективность распространения по площади и по вертикали пласта.

Все последовательные инжектирования неионных, анионных поверхностно-активных агентов и агентов, регулирующих подвижность, а также любых других модификаторов этого процесса входят в сферу предлагаемого изобретения. Практически все водно-растворимые органические и неорганические соединения могут рассматриваться как агенты, повышающие вязкость или регулирующие подвижность. Преимущественно следует .использовать высокомолекулярные, водно-растворимые полимеры (полиакриламиды, производные целлюлозы и окиси полиэтилена, полисахариды и т.п.), а также.способные к сшиванию или образованию геля органические и неорганические соединения (например, частично гидролизованные полиакриламиды, производные целлюлозы, лигносульфонаты, силикаты, фосфаты и т.п.). Концентрация повышающих вязкость или регулирующих .подвижность агентов в водном растворе, вводимом в нефтеносный пласт после поверхностно-активных агентов -может лежать в интервале 0,05-90 г/л, предпочтительно О, 150 г/л. Объем буферного агента может составлять 0,05-1,00, предпочтительно О, 1-0,5 объема пор в зависимости от природы системы, определяемой предлагаемым способом.

Кроме того, водный раствор неионного или анионного поверхностно5

40 активного агента, предпочтительно оба этих раствора, содержат увеличивающие вязкость или регулирующие подвижность агенты с тем, чтобы повысить эффективность действия указанных агрегатов поверхностно-активных соединений. Совместное применение поверхностно-активных или регулирующих подвижность агентов в одном и том же растворе не заменяет использование буферного агрегата, а лишь усгешно дополняет такое использование.

Таким образом, предлагаемый способ основан на растворении повьппающих вязкость или регулирующих подвижность агентов в растворе неионного или анионного агента, предпочтительно в обоих растворах. Почти все водно-растворимые органические и неорганические соединения могут применяться для повьппения вязкости или для понижения подвижности указанных растворов поверхностно-активных агентов. Однако предпочтительно использовать высокомолекулярные воднорастворимые полимеры (полиакриламиды, производные целлюлозы и окиси полиэтилена, биополимеры и т.п.), а также способные к сшиванию in situ и к гелеобразованию органические или неорганические химикалии (например, частично гидролизованные полиакриламиды, производные целлюлозы, лигносульфонаты, силикаты, фосфаты и т.д.). Концентрация таких присадок в растворе поверхностно-активного соединения, зависящая от природы самого химического соединения, может составлять 0,05-90 г/л, предпочтительчо О, 1-50 г/л.

Предлагаемый способ регенерации объединяется с предварительным профильным выравниванием, например с гомогенизацией слоев, обладающих различной проницаемостью по отношению к однородному инжектированию.

Кроме того, отделяют растворы поверхностно-активйых агентов от природного рассола, который может содержать неорганические соли в высокой концентрации.

Таким образом, повышающие вязкость или регулирующие подвижность агенты, способные выравнивать порис" тые слои, обладающие различной проницаемостью, вводятся в нефтеносный

1316568

10 пласт пород инжектированием агрегатов поверхностно-активного агента.

Большое число водно-растворимых органических или неорганических соединений может быть отобрано для предварительного инжектирования. Высокомолекулярные водно-растворимые полимеры (полиакриламиды, производные целлюлозы и окиси полиэтилена, биополимеры и т.п.), а также способные

in situ к сшиванию йли гелеобразос ванию органические и неорганические химикалии (например, частично гидролизованные полиакриламиды, производные целлюлозы, лигносульфонаты, силикаты, фосфаты и т.п.) могут использоваться в качестве агентов, повышающих вязкость или регулирующих подвижность. Концентрация упомянутых материалов в растворе для предварительного инжектирования может составлять 0,05-90 г/л, предпочтительно О, 1-50 г/л. Объем водного раствора агрегата, который инжектируют перед раствором поверхностно-активного агента с целью выравнивания пористого слоя, обладающего различной проницаемостью может составлять 0,05-0,5 объема пор, предпочтительно 0,05-0,3 объема пор.

Когда концентрация неионных или анионных поверхностно-активных агентов, предпочтительно обоих, изменяется во времени периодически или непрерывно, охватывается предлагаемым способом. Обычно три стадии программирования концентрации удовлетворяют требованиям практики. При. использовании более десяти стадий для одного агрегата ступенчатое про.граммирование не дает никаких преимуществ в сравнении с непрерывным программированием концентрации. Возможный вариант ступенчатого программирования концентрации,, который оказался эффективным в лаборатории как для неионного, так и для анионного агрегата представляет собой следующее:

Концентрация, г/л Объем пор

Стадия 1 0,01-50 0,01-0,5

Предпочтительно

0,5-10 0,05-0,2

Стадия 2 0,01-+О 0,01-0,5

Предпочтительно

0,5-7 0,05-0,2

Стадия 3 0,01-30 0,01-0,5

Предпочтительно

0,5-5 0,05-0,2

В предлагаемом способе регенерации не только поверхностно-активные агенты, но и другие химические соединения и присадки в агрегате предварительного инжектирования и буферном агрегате, вводятся в нефтеносный пласт с постепенно меняющейся концентрацией.

Эффективность способа регенерации нефти может быть дополнительно повышена, если специальные неорганические или органические соединения, предпочтительно водный раствор силикатов или фосфатов, инжектируются в нефтеносный пласт перед-введением раствора неионного, маслорастворимого или анионного, водно-растворимого поверхностно-активного агента, с целью уменьшения адсорбционных потерь в пористой системе. Концентрация таких химических соединений в растворе для предварительного инжектирования может составлять 0,0 1

50 г/л, предпочтительно 0,5-10 г/л.

Специальные присадки присутствуют в растворе помимо химических соединений с целью уменьшения адсорбционных потерь поверхностно-активных агентов и способны понизить удерживание агентов, повышающих вязкость или регулирующих подвижность в пористой системе. Учитывая их химическую природу, присадки, используемые для уменьшения адсорбции или удерживания поверхностно-активных агентов и агента регулирующего подвижность, могут быть одинаковыми или различными. Химические соединения, используемые для уменьшения адсорбционных потерь, могут вводиться в пласт перед инжектированием водной дисперсии неионного, преимущественно маслорастворимого поверхностно-активного соединения, или совместно с анионным, преимущественно водно-растворимым поверхностно-активным соединением, растворенным в одном и том же растворе.

В предлагаемом способе применяются специальнь;е неорганические и органические соединения в концентрации

0,01-50 г/л, предпочтительно 0,5

10 0 г/л, в водной дисперсии неионного, преимущественно маслорастворимого агента, или в водном растворе анионного, преимущественно воднорастворимого поверхностно-активного агента, в обеих системах с целью по1

13165

О, 173-0,210

0,28-0,30

50 нижения адсорбционных потерь таких активных материалов в пористой системе.

Многочисленные органические и неорганические соединения могут применяться для уменьшения адсорбции и удерживания поверхностно-активных соединений и агентов, регулирующих подвижность. Среди них наиболее .эффективными являются водно-растворимые полимеры с низким или средним молекулярным весом (например, полиакриламиды), неорганические силикаты (орто-, мета-полуторасиликаты натрия), неорганические и органические фосфаты и их смеси в водном растворе.

Геологическая структура и физикохимическая природа углеводородсодержащей формации могут отличаться друг от друга. 20

1) Два раствора инжектируются в нефтеносный пласт циклических, т.е. вся масса неионных и анионных поверхностно-активных агентов вводится в формацию за более чем один цикл.

Каждый цикл состоит из последовательного инжектирования некоторой части раствора неионного агента и некоторой части раствора анионного поверхностно-активного агента. Поверхностно-активная система движется через нефтеносную формацию иод действием подвижности буферного агента или традиционного заводнения.

2) В случае слоистого пласта ин- 35 жекционные стенки могут быть перфорированы в одном или более слоях, когда инжектирование растворов поверхностно-активных агентов осуществляется через одну перфорацию или одновременно через несколько перфораций в одной стенке.

3) Преплагаемый способ может использоваться в качестве первичного, вторичного или третичного метода в процессе, осуществляемом в один или более циклов, с целью регенерации одной или одновременно нескольких нефтеносных формаций.

Испол ьз ов ание предлагаемого способа обеспечивает улучшенную регенерацию нефти, усиливает вытеснение и повышает эффективность проникания, в результата чего повышается эффективность извлечения нефти.

Пример 1. Сравнительные эксперименты по вытеснению проводят на искусственно укрепленных образцах

68 8 пористой породы, имеющей приблизительно такой же химический состав, что и естественные породы нефтеносного пласта, при этом используют средние температуры и давления, характерные для углеводородных пластов, Экспериментальные данные и параметры пористых моделей следующие:

Длина сердцевины,см 120

Площадь поперечного сечения, см 6,2-6,4

Проницаемость по отношению к рассолу M

Пористость

Экспериментальное давление, МПа 20

Экспериментальная температура,ЯС 95

Образец сырой нефти Alg 2 из среднего нефтяного бака

Образец рассола Alg 2 рассол

Фронтальная скорость вытеснения, м/день 0,5

Каждый раз перед экспериментами вытеснения проводят начальное насыщение нефти. обычным водно-масляным методом и осуществляли вытеснение рассолом 1,0 объема пор. Среднее насыщение сердцевины нефтью после вытеснения рассола 33/37Х от объема пор, т,е. 47-537о от первоначального содержания нефти (0.0.1.P). Количества извлеченного избыточной нефти рассчитывают в процентах 0.0.1.Р. в образце сердцевины.

Первой серией лабораторных экспериментов доказано, что предлагаемый способ обеспечивает более эффективное вытеснение нефти по сравнению с известными способами извлечения нефти, основанными на применении водных растворов, содержащих как неионные, так и анионные поверхностно-активные агенты. В табл. 1 приведены данные по качеству поверхностно-активных агентов, соотношению поверхностноактивных агентов, их концентрациям, размерам агрегатов, а также по количеству полученной избыточной нефти и приведены также результаты, полученные в примерах 1-11 °

Примеры 1-5 (табл. 1) демонстрируют результаты экспериментов по вытеснению проведенных с использованием водных растворов различных пар из

131

Удельное потребление поверхностно-активного агента,кг/м нефти

32,5

34,8

41,0

20,5 анионных и неионных поверхностно-активных агентов, когда концентрационные соотношения поддерживают равными 1:1. Установлено, что количества полученной избыточной нефти в каждом случае составляют менее 10% от

0.0. 1.P.

В эксперименте 11, в котором поверхностно-активные агенты (неионные и анионные) инжектируют в отдельных растворах, количество избыточной нефти 36,4% 0.0.1.P., хотя качество и абсолютное количество поверхностноактивных агентов то же, что и в примере 1.

Меньшее количество избыточной нефти, полученное в примерах 1-5, связано с тем, что соотношение поверхностно-активных агентов в заводненных агрегатах не оптимальное. В примерах

6-8 соотношение поверхностно-активных агентов (использованных в примере 1 с получением относительно хорошего результата) изменяют так, что общая концентрация поверхностноактивных агентов остается постоянной .

Количество полученной избыточной нефти значительно повышается, когда соотношение поверхностно-активных агентов сдвигается в сторону преимущественного содержания неионного вещества, однако даже в примере 8, являющимся по результатам лучшим, количество избыточной нефти почти на 10% меньше, чем в эксперименте 11.

Количество избыточной нефти, которое можно получить под действием данной пары поверхностно-активных агентов, в большой степени зависит от концентрации растворов. Поэтому эксперименты 9 и 10 с одной стороны служат демонстрацией того, как количество избыточной нефти зависит от концентрации совместно применяемой пары поверхностно-активных агентов, а с другой стороны, эти эксперименты отвечают на вопрос — можно ли получить такое же количество избыточной нефти путем повышания этих концентраций.

Установлено, что повышение общей концентрации поверхностно-активных агентов с 5-8 до 10 г/л приводит к увеличению количества избыточной нефти от 22,4-31,8 до 34,8% 0.0.01.P. однако эти результаты все еще ниже значения 36,4% 0.0.1.P., полученного предлагаемым способом. Кроме того, удельные затраты поверхностно-актив6568 10 ного агента (1 кг поверхностно-активного агента на 1 м избыточной нефти) также важны, как видно из следующих данных:

Эксперимент

На основании данных, представлен20 ных в табл. 1, можно заключить, что эффективность предлагаемого способа (количество избыточной нефти и удельное потребление поверхностно-активного агента) значительно лучше, чем эффективность процессов, основанных на совместном использовании неионных и анионных поверхностно-активных агентов (смеси). Оводняющая жидкостная система примера 11 не оптимизирована. Лабораторные опыты показывают, что применение предлагаемого способа, кроме того, комбинация с другими методами, способствующими повышению эффективности, может обеспечить по35 лучение еще лучших результатов.

В табл. 2 суммированы результаты экспериментов, в которых объемы последовательных жидкостных агрегатов

40 модифицировали, поддерживая при этом абсолютные количества поверхностноактивных агентов на постоянном значении — и такой способ объединяют с воздействием полиакриламидного бу45 фера с целью регулирования подвижности.

Из результатов примеров 12-15 (табл. 2) можно заключить, что сог50 ласно предлагаемому изобретению— последовательное инжектирование водных растворов неионного и анионного поверхностно-активного соединения— становится возможным достижение по55. лучения избыточной нефти в количестве 40% 0.0.1.Р. при объединении с другими методами для повышения эффективности и при оптимизации состава заводняющей системы.

1316568

В лабораторном эксперименте 13 по вытеснению было 44,6% 0.0.1.P. избыточной нефти и при этом удельное потребление поверхностно-активного соединения было понижено до 12 5 г/м 5 нефти.

Значительное извлечение избыточной нефти не ограничивается парами поверхностно-активных агентов из компонентов А< и В, которые использовали в большинстве примеров. Все поверхностно-активные пары, используемые в примерах 16-20 дали извлечение избыточной нефти более 30% 0.0.1.P. хотя качество оптимальной пары поверхностно-активных агентов существенно зависит от типа и качества данной сырой нефти, рассола, породы нефтяного пласта и т.п.

Примеры 21-24 в табл. 3 иллюстрируют влияние предельных концентраций и размера оторочек. Из результатов, представленных в примерах, видно,что пара поверхностно-активных веществ

А и В может обеспечить получение дополнительного количества нефти даже при использовании в количестве только 0,05 г/л и объеме 0,01 объема пор, хотя его .абсолютная величина низка (2,3%). Результаты, полученные при введении ПАВ при более высоком объеме пор (0,7 объема пор) и низкой концентрации, свидетельствуют о влиянии объема пор на производительность, однако даже в этом случае количество избыточной нефти мало. В примерах 2324 представлены результаты изучения предельного значения другой концентрации так же с целью установления механизма. При концентрации 50 г/л и даже объеме 0,01 объема пор можно обеспечить значительный избыток нефти (15,7%), тогда как при самом высоком объеме 0,7 объема пор полученный избыток 43,3% нельзя рассматривать как оптимум. Эти опыты, поставленные с целью изучения влияния предельных концентраций и объема пор, проводят без использования полимерного буфера.

Очевидно, что возможно практическое использование предельной концентрации и объема пор, но в этих случа.ях определяющую роль играют экономические расчеты. Хотя использование

YIoBppxHocTHo-àêòèâíûõ веществ при очень большой концентрации и объеме пор эффективно, но дополнительный выход непропорционален массе химических веществ. закачиваемых в скважину, поэтому экономические показатели при промышленном применении лежат ниже допустимого предела. формула изобретения

1. Способ регенерации сырой нефти из подземной нефтеносной формации, заключающийся в инжектировании через по меньшей мере одну инжекционную скважину в нефтеносную формацию последовательно двух водных дисперсий, отличающийся тем, что, с целью повьппения эффективности способа, первая дисперсия содержит неионный MBcJIopBcTBopHl&IH поверхностноактивный агент концентрации 0 05

50 г/л в количестве 0,01-0,7 объема пор, а вторая дисперсия содержит водный раствор анионного поверхностноактивного агента, который преимущественно растворяется в водной фазе,концентрации 0,05-50 г/л в количестве

0,01-0,7 объема пор, пос.-.е чего инжектируют воду, которая и =-реносит первоначально инжектированные дисперсии поверхностно-активных агентов через нефтеносную формацию в направлении резервуара для сбора нефти.

2. Способ по п.1, о т л и ч а ю— шийся тем, что в качестве неионных маслорастворимых поверхностноактивных агентов предпочтительно используют этоксилированные спирты и алкенфенолы (этоксилированный нонилфенол, этоксилированный бутанол,этоксилированный додецилфенол, и этоксилированный октилфенол), содержащие

1-30 групп окислов этилена.

3. Способ по п.1, о т л и ч а юшийся тем, что в качестве анионного водорастворимого поверхностноактивного агента используют сульфурированные, сульфатированные, карбоI ксиметилированные, фосфатированные и/или фосфорилированные производные поверхностно-активных веществ, перечисленных в п.2, которые содержат

1-30 групп окислов этилена.

13

1316568

Таблиц

Избыток нефти

Пример

Анионный Неионный

Соотно- Концентрация шение

Объем пор

6,1

2,5

2,5

А, в, 2,4

2,5

2,5

2,5

4,6

2,5

5,5

ВФ

А.»

2,5

2,5

7,2

А<

В, 3,34

1,66

8,2

А, в, 1,66

3 34

22,4

0,5

А<

В, 27,5

1,25

3,75

0,33

А, В<

5,33

31, 8

2,66

0 5

А<

В, 6,66

34,8

0 5

3,33

А<

0 5

А<

36,4

5 . 0 5

В<

Т а б л и ц а 2

0,2 0,5 1,0 31,6

А

В, А, в, 03 0 5 10

44,6

05 05 10 . 380

А< в<

А<

15 в, 0,2 0,3

0 3 0 5

0,3 0 5

1,0

23,7

А<

Вэ

1,0 37,6

1,0

32,1

П р и м е ч а н и е. А — этоксилированный нонилфенолсульфатированный;

А — этоксилированный бутанолсульфанатированный;

А, — этоксилатированный октилфенолфосфатированный;

А» — карбоксилметилатэтоксилированный нонилфенол;

В< — этоксилированный нонилфенол;  — этоксилированный бутанол; В:, — этоксилированный додецилфенол;

В» — этоксилированный октилфенол.

1316568!

Продолжение табл,2

1,0 30,8

0,3 0,5

0,3 0,5

0,3 0 5

А4

Вэ

1,0 33,2

В

1,0 41,3

А4

Таблица 3

Неионогенный

Избыток нефти

При- Анио нный мер ПАВ (А) ПАВ (В) 0,05 0,05

0,05 0,05

0,01 -0,01 . 2,3

0,70 0,70 4,9

0,01 0,01 15, 7

0,70 0,70 43,3

В, А, 22

А, Bl

50,0 50,0

50,0 50 0

В, А< 24

В, Составитель И.Лопакова

Редактор С.Патрушева Техред В.Кадар Корректор М.Шароши

Заказ 2374/58 Тираж 532 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д.4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г.ужгород, ул.Проектная,4

П р и м е ч а н и е. Поверхностно-активный агент — частично гидролизованный полиакриламид