состав для изоляции притока пластовых вод и способ его приготовления

Формула изобретения

1. Состав для изоляции притока пластовых вод, включающий экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, наполнитель, соль поливалентного металла и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве наполнителя водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке состава в скважину, при соотношении водопоглощающий полимер: указанный инертный носитель 1:5-1:10, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Экзополисахарид	5,0-15,0
Соль поливалентного металла	0,01-0,15
Водопоглощающий полимер	0,1-5,0
Вода	Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве 0,1-3,0 мас.%.

4. Способ приготовления состава для изоляции притока пластовых вод, включающего экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, наполнитель, соль поливалентного металла и воду, включающий приготовление водного раствора указанного экзополисахарида, добавление к нему соли поливалентного металла, перемешивание до однородной массы, отличающийся тем, что при приготовлении состава по п.1 предварительно затворяют водопоглощающий полимер в указанном инертном носителе и закачивают его перед закачкой водного раствора указанного экзополисахарида с солью поливалентного металла.

5. Способ по п.3, отличающийся тем, что после затворения водопоглощающего полимера в него добавляют высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.

6. Способ по п.3, отличающийся тем, что в водный раствор указанного экзополисахарида перед добавлением к нему соли поливалентного металла добавляют поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве 0,1-3,0 мас.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притока пластовых вод, а также может использоваться для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений за счет изоляции притока пластовых вод, включающий экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, хромокалиевые квасцы и воду (патент РФ № 2107811, 6, Е 21 В 43/22, опубл. 27.03.98).

Известен состав, содержащий полисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, глины и воды (патент №2128283, 6, Е 21 В 43/22, 33/138, опубл. 27.03.99).

Известен состав, содержащий полисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, пластикого наполнителя и воды (патент №2128284, 6, Е 21 В 43/22, 33/138, опубл. 27.03.99).

Недостатками вышеуказанных составов является недостаточно высокое снижение обводненности в промытых и трещинных зонах неоднородного пласта и невысокий коэффициент нефтеотдачи.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для изоляции притока пластовых вод, включающий полисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, хромокалиевые квасцы, полыгорскит и воду (патент РФ № 2203408, 7, Е 21 В 43/22, 33/138, опубл. 27.04.2003 г.).

Недостатками данного состава являются недостаточно высокое снижение обводненности нагнетательных скважин, узкая область применения состава из-за его низкой гидрофобности.

Техническим результатом является увеличение эффективности проведения изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах промытого неоднородного трещиноватого пласта, а именно снижение обводненности в высокопроницаемых интервалах, а также повышение нефтеотдачи пласта за счет изменения смачиваемости, а именно увеличения гидрофобизации состава и улучшения адгезии его к породе, что обеспечит снижение проницаемости высокообводненных пропластков и увеличит гидрофобизацию поверхности породы, а за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава увеличится относительная проницаемость пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Состав для изоляции притока пластовых вод, включающий экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, наполнитель, соль поливалентного металла и воду, содержит в качестве наполнителя водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке состава в скважину, при соотношении водопоглощающий полимер:указанный инертный носитель 1:5-1:10, при следующем соотношении компонентов, мас.%: экзополисахарид 5,0-15,0, соль поливалентного металла 0,01-0,15, водопоглощающий полимер 0,1-5,0, вода остальное.

Состав дополнительно может содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.% и поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве 0,1-3,0 мас.%.

В способе приготовления состава для изоляции притока пластовых вод, включающего экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, наполнитель, соль поливалентного металла и воду, включающем приготовление водного раствора указанного экзополисахарида, добавление к нему соли поливалентного металла, перемешивание до однородной массы, при приготовлении указанного выше состава предварительно затворяют водопоглощающий полимер в указанном инертном носителе и закачивают его перед закачкой водного раствора указанного экзополисахарида с солью поливалентного металла.

После затворения водопоглощающего полимера в него можно добавлять высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.

В водный раствор указанного экзополисахарида перед добавлением к нему соли поливалентного металла можно добавлять поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве 0,1-3,0 мас.%.

В качестве биополимера используется экзополисахарид, продуцируемый штаммом Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости (пат. РФ №2073712, С 12 N 1/20, 1993). Биополимер выпускается под маркой «Продукт БП-92» по ТУ 9199-001-17032593-98.

В качестве соли поливалентного металла используют хлориды, сульфаты, нитраты, ацетаты алюминия или хрома, хромокалиевые квасцы (хкк), алюмокалиевые квасцы (акк), а также отходы хромовых квасцов (охк).

В качестве водопоглощающего полимера используются водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820, водопоглощающий полимер марки "Аквамомент", выпускаемыем «Саратовским НИИ полимеров».

Водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляют собой порошок или гранулы, имеющие массовую долю нелетучих веществ не менее 90 мас.%, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 100-800 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л не менее 100-400 г/г, в пластовой воде - 20-50 г/г. Температура до 80°С не оказывает влияния на свойства полимеров. Полимер выпускается ФГУП «Саратовский НИИ полимеров» по ТУ 6-02-00209912-59-96, сертификат на применение в технологических процессах добычи и транспорта нефти № ТЭК RU. ХПО 3.5842.070.

Водопоглощающий полимер марки «Аквамомент» является полимером, мгновенно поглощающим воду при контакте ней. Полимер имеет размер частиц менее 0,1 мм, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 900-1000 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л до 300 г/г. Полимер выпускает ФГУП «Саратовский НИИ полимеров».

В качестве инертного носителя используются безводные углеводородные жидкости - керосин, бензин, нефрас, дизельное топливо, диоксан, диизопропиловый эфир, а также спирты, в том числе гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, полигликоли), глицерин или отходы, их содержащие.

В качестве растворителя используют сточную или подтоварную (техническую) воду с минерализацией до 20-30 г/л.

В качестве высокодисперсного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы: тетрафторэтилен (ТФЭ), оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также оксиды кремния, например белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнезем марки Полисил.

Вышеуказанные высокодисперсные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см³, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.

В качестве Полисила используют химически модифицированные кремнеземы (SiO₂) и в зависимости от способа модификации применяют гидрофобный материал марки Полисил-П1 и дифильный материал марки Полисил-ДФ. Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO₂ ) (Товарный знак «Полисил», свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).

Кремнезем марки Полисил-П1 обладает сильными гидрофобными и органофильными свойствами, представляет собой мелкодисперсный порошок на основе диоксида кремния, химически модифицированный кремнийорганическим соединением, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-П1, 140-170°, диапазон рабочих температур (-60)-(+180)°С, степень гидрофобности - 99% (ТУ 2169-001-0470693-93).

Полисил-ДФ обладает свойствами твердых неионогенных ПАВ благодаря химическому строению привитого поверхностного слоя, обладает эмульгирующими свойствами, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-ДФ, 0°, диапазон рабочих температур (-60)-(+180)°С, степень гидрофобности - 100% (ТУ 2311-002-04706-93).

Модифицированные дисперсные гидрофобные материалы являются химически инертными порошками, не оказывающими вредного воздействия на человека и окружающую среду, в соответствии с «Первичным токсиколого-гигиеническим паспортом нового соединения», утвержденного Минздравом РФ, данный класс материалов относится по ГОСТ 12.007-76 к 4-тому классу малоопасных веществ. Условия хранения Полисила: сухое помещение при температуре от -50 до +50°С.

Для увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций предлагаемого состава в качестве нефтевытесняющего агента можно дополнительно использовать поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%.

В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют анионные, неионогенные или катионные ПАВ.

В качестве анионного ПАВ используют нефтяные сульфонаты, например марки НЧК с ММ=280, марки Карпатол с ММ=520 и др., а также синтетические сульфонаты, например сульфанол, выпускаемый ООО «Диамонд» г. Дзержинск по ТУ 2481-106-07510508-2000.

В качестве неионогенного ПАВ используют водорастворимый неионогенный ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена - неонол АФ9-12, либо его товарную форму СНО-3,4, выпускаемые ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть г.Бугульма по ТУ 2483-077-05766801-98 и Уруссинский опытный химический завод РТ, р.п.Уруссу по ТУ 39-5794688-001-88.

В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, выпускаемый ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» по ТУ 2482-006-48482528-99.

В качестве поверхностно-активного вещества используют также смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например моющие препараты МП-80, или МЛ-81Б (зимний вариант МП-80) содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12% мас), производимые по ТУ 2481-007-48482528-99 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М».

Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества используют поверхностно-активную композицию (патент РФ № 2176656, 7, С 09 К 3/22, Е 21 В 37/06, опубл. 10.12.2001, Бюл. N 34), содержащую смесь синтетических анионных и неионогенных ПАВ и другие компоненты.

Однако при использовании известного состава в промытых и трещиноватых зонах неоднородного пласта создаются фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточно высокими для снижения обводненности и эффективного выравнивания приемистости нагнетательных скважин, а также для повышения нефтеотдачи пласта из-за узкой области его применения в связи с низкой гидрофобностью состава.

Для увеличения снижения обводненности в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого неоднородного пласта, для повышения прочностных и упругих характеристик в состав вводится водопоглощающий полимер в количестве 0,1-5,0 мас.%. Водопоглощающие полимеры имеют свойство поглощать воду при контакте с ней и в результате этого набухать.

Чтобы исключить набухание водопоглощающего полимера преждевременно, прежде окончания процесса доставки его в пласт в промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, а именно в место максимально эффективного его использования, водопоглощающий полимер доставляется в зону набухания в инертном носителе, который проникает в поры и трещины пласта. По окончании доставки в пласт водопоглощающий полимер после отмывки водой носителя контактирует с ней, в результате поглощения воды полимер набухает и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.

В результате проведенных исследований определено оптимальное соотношение водопоглощающего полимера к инертному носителю как 1:10 соответственно. Именно при этом соотношении водопоглощающего полимера к инертному носителю при контакте закачиваемой суспензии с водой количество используемого носителя не влияет на набухание водопоглощающего полимера и на качество получаемого состава.

Для снижения расхода инертного растворителя при большом содержании водопоглощающего полимера (более 3 г) соотношение его к инертному растворителю можно уменьшить до 1:5.

Так как набухший водопоглощающий полимер не представляет собой единую связанную структуру, поэтому его можно эффективно использовать в составах с другими реагентами.

Предлагаемый состав может дополнительно содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.

После закачки предлагаемого состава, содержащего высокодисперсный гидрофобный материал, увеличение извлечения нефти достигается за счет повышения гидрофобизации породы пласта и увеличения относительной проницаемости пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Высокодисперсный гидрофобный материал вышеуказанных модификаций, введенный в состав, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины пласта, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, так и для нефти.

Предлагаемый состав, содержащий высокодисперсный гидрофобный материал со степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы. Гидрофобизация поверхности породы происходит в результате закрепления высокодисперсного материала в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.

Так, например, при введении в предлагаемый состав модифицированного материала марки Полисил-ДФ, имеющего привитый поверхностный слой, благодаря которому он обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ.

В результате закрепления в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии Полисил-ДФ значительно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть, увеличивая фазовую проницаемость флюида.

По предлагаемому способу приготовления состава производится подготовка состава на поверхности таким образом: в одной емкости при перемешивании затворяют 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера в жидком инертном носителе в соотношении 1:10-1:5. При необходимости в суспензию добавляют 0,1-2,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала из вышеуказанных материалов. В другой емкости готовят 5,0-15,0 мас.% экзополисахарида в виде культуральной жидкости на сточной или подтоварной (технической) воде. Затем после тщательного перемешивания добавляют 0,01-0,15 мас.% соли поливалентного металла и при необходимости 0,1-3,0 мас.% поверхностно-активного вещества и перемешивают до однородной массы. Водопоглощающий полимер в инертном носителе закачивают в скважину, водный раствор экзополисахарида с сшивателем закачивают в межтрубное пространство.

Для определения снижения проницаемости коллекторов после закачки предлагаемых составов и их нефтевытесняющей способности были проведены фильтрационные исследования.

Пример 1. Предлагаемый состав готовят так: в одном стакане затворяют при перемешивании 1,0 мас.% водопоглощающего полимера марки АК-639 (В-615) в бензине в соотношении 1:10, в другом стакане готовят 10,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 0,05 мас.% ацетата хрома при тщательном перемешивании до однородной массы.

Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 80°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 0,482-0,909 мкм² (K₁ ). Затем предлагаемый состав фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости. Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемого состава: сначала водопоглощающий полимер, затворенный в бензине, затем водный раствор биополимера с сшивателем и три объема пор керна воды. После этого определяют проницаемость по воде (К₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: K₁/K₂-100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.

Пример 2. Состав-прототип готовят так: в стакане готовят 10,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 0,05 мас.% ацетата хрома, затем 5,0 мас.% полыгорскита при тщательном перемешивании до однородной массы.

Состав-прототип фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости (см. Пример 1). Исходную проницаемость керна определяют по пресной воде (K₁). После фильтрации состава-прототипа определяют проницаемость по воде (K₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: K₁/K₂·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.

Пример 3. Приготавливают композицию предлагаемого состава так: одном стакане затворяют при перемешивании 5,0 мас.% водопоглощающего полимера марки «Аквамомент» в полигликоле в соотношении 1:5 и добавляют 2,0 мас.% кремнезема марки Полисил-ДФ, в другом стакане готовят 15,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде минерализацией 16 г/л, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 1 мас.% сульфанола, затем 0,15 мас.% отходов хромовых квасцов (охк) при тщательном перемешивании до однородной массы.

Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали. Керн заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 80°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.

После этого в керн под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м³ и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемого состава: сначала водопоглощающий полимер, затворенный в полигликоле с добавкой Полисила-ДФ, затем водный раствор биополимера с сульфанолом и сшивателем и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации предлагаемых составов по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.2.

Пример 4. Приготавливают композицию состава-прототипа: в стакане готовят 15,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде минерализацией 16 г/л, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 0,15 мас.% отходов хромовых квасцов (охк), затем 7,5 мас.% полыгорскита при тщательном перемешивании до однородной массы.

Нефтевытесняющую способность составов-прототипов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали (см. Пример 3).

Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем состава-прототипа и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации составов-прототипов составов представлены в табл.2.

Результаты фильтрационных исследований показали, что предлагаемые составы в большей степени снижают проницаемость коллекторов при фильтрации.

Так, введение в состав водопоглощающего полимера позволило снизить проницаемость коллекторов в 1,5-2,5 раза по сравнению с составом-прототипом.

Введение в предлагаемый состав высокодисперсного материала в количестве 0,1-2,0 мас.% повышает общий коэффициент вытеснения нефти до 0,84-0,95, причем прирост коэффициента нефтевытеснения возрастает в 2 и более раз.

Применение предлагаемого состава позволит увеличить эффективность проведения изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого неоднородного пласта, а именно снизить обводненность в высокопроницаемых интервалах, а также повысить нефтеотдачу пласта за счет изменения смачиваемости, а именно увеличения гидрофобизации состава и улучшения адгезии его к породе, что обеспечит снижение проницаемости высокообводненных пропластков и увеличит гидрофобизацию поверхности породы, а за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава увеличится относительная проницаемость пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Таблица 1. Результаты исследований фильтрации составов с целью снижения проницаемости коллектора.
№ п/п	Содержание компонентов, мас.%								инертный носитель	соотнош. в/погл пол. инерт. нос.	Проницаемость, мкм2		Снижение проницаемости, K1/К 2, %
	биополимер	к-во	соль поливалент. мет.	к-во	наполнитель	к-во	вода	к-во			до фильтрации, K1	после фильтрации,К2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	БП-92	3,0	CrCl3	0,005	АК-639 (В-820)	0,01	подтов. 12 г/л	96,945	диоксан	1:10	0,512	0,474	108
2	БП-92	3,0	CrCl3	0,005	полыгорскит	2,0	подтов. 12 г/л	94,995	-	-	0,482	0,464	106
3	БП-92	5,0	Cl2(SO 4)3	0,01	АК-639 (В-820)	0,05	подтов. 16 г/л	94,96	диз. топл.	1:10	0,605	0,464	120
4	БП-92	5,0	Cl2 (SO4)3	0,01	полыгорскит	2,5	подтов. 16 г/л	92,49	-	-	0,618	0,561	110
5	БП-92.	10,0	ацетат хрома	0,05	АК-639 (В-615)	1,0	подтов. 16 г/л	88,95	бензин	1:10	0,738	0,363	203
6	БП-92	10,0	ацетат хрома	0,05	полыгорскит	5,0	подтов. 16 г/л	84,95	-	-	0,745	0,631	118
7	БП-92	12,0	ацетат алюминия	0,10	Аквамомент	3,0	сточная 30 г/л	84,90	керосин	1:10	0,816	0,316	258
8	БП-92	12,0	ацетат алюминия	0,10	полыгорскит	6,0	сточная 30 г/л	81,90	-	-	0,823	0,658	125
9	БП-92	15,0	охк	0,15	Аквамомент	5,0	подтов. 16 г/л	79,85	полигликоль	1:5	0,903	0,291	310
10	БП-92	15,0	охк	0,15	полыгорскит	7,5	подтов. 16 г/л	77,85			0,909	0,601	151
11	БП-92	18,0	акк	0,18	АК-639 (В-615)	6,0	сточная 30 г/л	75,82	диэтилен-гликоль	1:5	0,853	0,265	323
12	БП-92	18,0	акк	0,18	полыгорскит	8,0	сточная 30 г/л	73,82	-	-	0,848	0,504	168
13	БП-92	10,0	хкк	0,10	АК-639 (В-820)	2,0	подтов. 16 г/л	87,90	полигицерин	1:10	0,674	0,298	226
14	БП-92	10,0	хкк	0,10	полыгорскит	5,0	подтов. 16 г/л	84,90	-	-	0,662	0,570	116
Примечание: Предлагаемые составы - 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13. Составы-прототипы - 2,4, 6, 8, 10, 12, 14.

Таблица 2 Нефтевытесняющие свойства предлагаемых составов и составов-прототипов.
№ п/п	Содержание компонентов, мас.%									инертный носитель	соотнош. в/погл пол. инерт. нос.	Начальная нефтенасыщенность, %	коэффициет вытеснения нефти
	биопо-лимер	к-во	соль поливалент. мет.	к-во	наполни-тель	к-во	высокодисперс. матер.	к-во	вода, г/л				по воде	прирост	общий
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	БП-92	3,0	CrCl3	0,005	АК-639 (В-820)	0,01	оксид цинка	0,01	12,0	диоксан	1:10	65,3	0,64	0,11	0,75
2	БП-92	3,0	CrCl3	0,005	полыгорскит	2,0	-	-	12,0	-	-	64,1	0,63	0,07	0,70
3	БП-92	5,0	Cr 2(SO4)3	0,01	АК-639 (В-820)	0,05	оксид титана	0,1	16,0	диз. топл.	1:10	66,5	0,64	0,20	0,84
4	БП-92	5,0	Cr2(SO 4)3	0,01	полыгорскит	2,5	-	-	16,0	-	-	67,2	0,63	0,09	0,72
5	БП-92	10,0	ацетат хрома	0,05	АК-639 (В-615)	1,0	ТФЭ	0,5	16,0	бензин	1:10	69,3	0,63	0,24	0,87
6	БП-92	10,0	ацетат хрома	0,05	полыгорскит	5,0	-	-	16,0	-	-	68,6	0,63	0,10	0,73
7	БП-92	12,0	ацетат алюм.	0,10	Аквамомент	3,0	Полисил П-1	1,0	30,0	керосин	1:10	72,2	0,64	0,27	0,91
8	БП-92	12,0	ацетат алюм.	0,10	полыгорскит	6,0	-	-	30,0	-	-	70,3	0,63	0,11	0,74
9	БП-92	15,0	охк	0,15	аквамомент	5,0	Полисил-ДФ	2,0	16,0	полигликоль	1:5	65,9	0,64	0,30	0,94
10	БП-92	15,0	охк	0,15	полыгорскит	7,5	-	-	16,0			64,8	0,63	0,12	0,75
11	БП-92	18,0	акк	0,18	АК-639 (В-615)	6,0	оксид хрома	2,5	30,0	диэтилен-гликоль	1:5	71,6	0,64	0,29	0,93
12	БП-92	18,0	акк	0,18	полыгорскит	8,0	-	-	30,0	-	-	68,4	0,63	0,13	0,76
13	БП-92	10,0	хкк	0,10	АК-639 (В-820)	2,0	аэросил	1,0	16,0	поли-гицерин	1:10	67,5	0,65	0,30	0,95
14	БП-92	10,0	хкк	0,10	полыгорскит	5,0	-	-	16,0	-	-	65,2	0,63	0,11	0,74
Примечание: Предлагаемые составы - 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13. Составы-прототипы - 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14. Предлагаемые составы содержат дополнительно: 7-0,1 мас.% ИВВ-1, 9-1 мас.% сульфанола, 13-3,0 мас.% МП-80.