СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ (ВАРИАНТЫ)
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOUS OIL DEPOSIT (VERSIONS)

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.
3
3
3
3
Недостатком способа является необходимость постоянного промыслового контроля. По прототипу плотность исследуемых нефтей в пластовых условиях находится в интервале 808-900 кг/м. 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. В предлагаемом способе плотность разрабатываемых нефтей находится в интервале 940-965 кг/мв 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.
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.
9
Новым является то, что при обводненности продукции ниже 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ-4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, % об.:
Неионогенное поверхностно-активное вещество АФ<sub>9</sub>-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.
9
Новым является то, что при обводненности продукции выше 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ-4-6 в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, % об.:
Неионогенное поверхностно-активное вещество АФ<sub>9</sub>-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.
9
9
9
В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-6 АФ-4, АФ-6 (ТУ 2483-077-05766801-98) ОАО "Нижнекамскнефтехим". По своим физико-химическим свойствам НПАВ АФ-4-6 относятся преимущественно к маслорастворимым ПАВ. Они хорошо растворяются в большинстве органических растворителей, в воде диспергируются с образованием эмульсий.
3
В качестве углеводородного растворителя используют Абсорбент 50/370 с плотностью 0,820 г/см 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".
3
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.
9
3
3
Проведены лабораторные исследования влияния на вязкость высоковязких нефтей растворов НПАВ АФ-4-6 в углеводородном растворителе. Лабораторные исследования проводились на нефтях Мордово-Кармальского месторождения с плотностью 945 кг/м и Ашальчинского месторождения с плотностью 970 кг/м в поверхностных условиях.
9
9
По первому варианту при обводненности нефти ниже 55% углеводородные растворы НПАВ АФ-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-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.
9
Исходя из этих же соображений, были определены верхний и нижний пределы концентрации углеводородного растворителя (51-69% об.) в углеводородном растворе НПАВ АФ-4-6, разбавленном водой в соотношении 1:2.
-1
-1
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 - 1280 с. Температура 8°С выбрана исходя из того, что большинство месторождений высоковязких нефтей находятся на небольшой глубине и характеризуются пластовой температурой 8-10°С.
9
9
9
-1
-1
-1
-1
-1
-1
Динамика изменения величины динамической вязкости высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения от концентрации углеводородного раствора НПАВ АФ-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-6 при скоростях сдвига 6,5 c и 146 с. Скорость сдвига 6,5 с выбрана из условия, что она близка к сдвиговым напряжениям, действующим на жидкость в пластовых условиях, а 146 с - 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-6 в растворителе снижение вязкости при скорости 6,5 с происходит в 1,4-646 раз, а при скорости 146 c - 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.
9
9
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-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-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<sup>-1</sup>
Исходная вязкость нефти, мПа·с
15% АФ<sub>9</sub>-6 в р-ле
31% АФ<sub>9</sub>-6 в р-ле
49% АФ<sub>9</sub>-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
<img file="00000001.tif" he="13" wi="13" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000002.tif" he="13" wi="13" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000003.tif" he="12" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000004.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000005.tif" he="13" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000006.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000007.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000008.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000009.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000010.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000011.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000012.tif" he="12" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
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
<img file="00000013.tif" he="13" wi="13" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000014.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000015.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000016.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000017.tif" he="13" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000018.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000019.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000020.tif" he="12" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000021.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000022.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000023.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000024.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
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<sup>-1</sup>
** - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 146 с<sup>-1</sup>
Таблица 2
Величина динамической вязкости нефти, содержащей разные количества углеводородного раствора НПАВ, при разных скоростях сдвига
Скорость сдвига, с<sup>1</sup>
Исходная вязкость нефти, мПа·с
15% об. АФ<sub>9</sub>-6 в р-ле (ПАВ-15 р-ль-85) % об.
31% об. АФ<sub>9</sub>-6 в р-ле (ПАВ-25, р-ль-75) % об.
49% об. АФ<sub>9</sub>-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
<img file="00000025.tif" he="13" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000026.tif" he="13" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000027.tif" he="13" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000028.tif" he="13" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000029.tif" he="13" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000030.tif" he="13" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000031.tif" he="13" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000032.tif" he="13" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000033.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000034.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000035.tif" he="13" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000036.tif" he="13" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
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
<img file="00000037.tif" he="12" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000038.tif" he="13" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000039.tif" he="13" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000040.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000041.tif" he="12" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000042.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000043.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000044.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000045.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000046.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000047.tif" he="12" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000048.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
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<sup>-1</sup>
** - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 146 с<sup>-1</sup>
Таблица 3
Динамическая вязкость высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения, содержащей раствор НПАВ АФ<sub>9</sub>-4 в бензине висбрекинга, разбавленной водой в соотношении 1:2, при разных скоростях сдвига
Скорость сдвига, с<sup>-1</sup>
Вязкость исходной нефти, мПа·с
Динамическая вязкость нефти, содержащей 31% раствор АФ<sub>9</sub>-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
9
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-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
9
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-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.
9
Обводненность продукции составляет 38%. Поскольку обводненность продукции ниже 55% (первый вариант), то в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор НПАВ АФ-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:
3
где Vн - объем нефти, м;
π - 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.
3
3
3
3
3
H
При R=50 м, h=6 м, S=0,65, m=0,22 Vн равен 3367,7 м. Объем оторочки раствора составляет 15% V от объема нефти, следовательно, объем углеводородного раствора НПАВ равен 505 м (соответственно Vнпав=42 м, Vp-ля=126 м и воды при соотношении 1:2 Vв=337 м). 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.
3
3
9
9
Приготовление 1 м 35% раствора НПАВ в растворителе осуществляется следующим образом: насосным агрегатом из АЦ с товарной формой НПАВ АФ-6 подается 350 л АФ-6, из АЦ с растворителем 650 л абсорбента 50/370 в емкость (АЦ) для приготовления рабочего раствора, затем подается 2 м 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.
3
9
По второму варианту при обводненности продукции (равной 65%), т.е. выше 55%, осуществляется закачка углеводородного раствора НПАВ, не разбавленного водой. Для приготовления 1 м 35% об. раствора НПАВ в углеводородном растворителе подается в АЦ для приготовления рабочего раствора 350 л (35% об.) НПАВ АФ-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.