Способ извлечения нефти
Владельцы патента RU 2295635:
Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на средней или поздней стадии разработки. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения коэффициента нефтевытеснения и коэффициента охвата пласта воздействием в результате регулирования проницаемости водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта. В способе извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество - ПАВ и жидкий углеводород, кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта- или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4. Причем осуществляют закачку компонентов одновременно в добывающие и нагнетательные скважины. 1 з.п. ф-лы, 8 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на средней или поздней стадии разработки.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через нагнетательную скважину между оторочками из воды вытесняющего агента - композиции, содержащей маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), жидкий углеводород, ГКЖ и воду (Патент РФ №2065033, МПК Е 21 В 43/22, 10.08.1996 г.).
Недостатком данного способа является недостаточно высокая нефтевытесняющая способность мицелярного раствора и незначительное снижение проницаемости водонасыщенной части пласта, что существенно снижает эффективность воздействия.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками нефти вытесняющего агента-композиционной системы, включающей маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Нефтенол - НЗ, нефть и воду (Патент РФ №2168617, МПК Е 21 В 43/22, 2001 г.).
Недостатком известного способа является низкая эффективность способа из-за незначительного увеличения фазовой проницаемости для нефти, что способствует ограниченному росту коэффициентов нефтевытеснения и охвата пласта воздействием.
Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины путем закачки в пласт кислотной микроэмульсии, содержащей кислоту. После технологической паузы последовательно закачивают растворитель и углеводородный раствор гидрофобизирующего ПАВ при объемном соотношении кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ (0.28-0.32):(0.95-1)(Патент РФ №2023143, МПК Е 21 В 43/22, 15.11.1994 г.).
Недостатком известного способа является низкая эффективность из-за незначительного увеличения фазовой проницаемости для нефти и быстрого обводнения продукции скважин вследствие значительного увеличения фазовой проницаемости в водонасыщенной зоне пласта в условиях высокопроницаемых коллекторов, что способствует недостаточному росту коэффициентов нефтевытеснения и охвата пласта воздействием. Кроме того, возможность применения способа только на добывающих скважинах и только при проницаемости коллекторов пласта до 0.4 мкм 2 ограничивает область применения способа.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения коэффициента нефтенасыщения и коэффициента охвата пласта воздействием в результате регулирования проницаемости водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта.
Поставленная задача решается тем, что в способе извлечения нефти путем закачки в пласт оторочки кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество и жидкий углеводород, согласно изобретению кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфонаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении, мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4.
Способ может быть осуществлен одновременно на добывающих и нагнетательных скважинах.
Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый способ отличается от известного введением новых критериев приемистости способа, а именно: перед закачкой композиции ПАВ+жидкий углеводород последовательно или одновременно с ней закачивают кислотную композицию, которая содержит кислоту и замедлители реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем составе компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, и композиция, содержащая поверхностно-активное вещество и жидкий углеводород имеет следующий компонентный состав, мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, и соотношение ее объема объему кислотной композиции от 2 до 4.
Кроме того, предлагаемый способ может быть осуществлен одновременно на добывающих и нагнетательных скважинах. Таким образом, заявляемое изобретение отвечает критерию «новизна».
Для приготовления композиционной системы в качестве поверхностно-активных веществ могут быть использованы Неонол АФ 9-12 по ТУ-2483-077-05766801-98, или Неонол АФ 9-6 по ТУ-2483-077-05766801-98, или Нефтенол НЗ по ТУ 2483-007-17197708-93, или Нефтенол НЗб по ТУ-2458-057-17197708-01, или ПАВ ОП-10 по ГОСТ 8433-81.
В качестве жидких углеводородов в композиционной системе могут быть использованы жидкие отработанные углеводороды (ЖОУ) по ТУ 38.303-05-27-92, Нефрас АР-120/200 (сольвент) по ТУ 38.101809-90, Нефрас А150/330 по ТУ 38.1011049-87Е и др. марки, сырая нефть, топливо дизельное по ГОСТ 305-82, широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101524-83; фракция гексановая по ТУ-38.10381-83; фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ-38.103579-85; нефрасы различных марок и т.д.
Для приготовления кислотной композиции используются: соляная кислота техническая по ТУ 2122-205-00203312-2000 или соляная кислота ингибированная по ТУ 2122-131-05807-960-97, кислота фтористоводородная техническая по ГОСТ 2567-89, фтористоводородная кислота концентрированная по ТУ 6-09-2622-88, изм. №№1-3.
В качестве замедлителей реакции с породой пласта для приготовления кислотной композиции используют Цеолит по ТУ 381011366-94, или крошка синтетических цеолитов по ТУ 2163-099-05766575-2000, или концентрат сиенитовый алюмощелочной по ТУ 5726-047-00203938-97, или лигносульфонаты технические (ЛСТ жидкие производства Соликамского ЦБК) по ОСТ-13-0281-036-06-89. Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С по ТУ 2231-017-32957739-02, алюмохлорид по ТУ 2152-106-05766575-2002; хлористый алюминий по ТУ 38.102163-84 или гидроксохлористый алюминий по ТУ 38.302163-94, или алюмооксихлорид - отход производства изопропилбензола в соответствии с ТУ 38-102-612-88.
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. При закачивании кислотной композиции с добавками для замедления скорости реакции с породой за счет увеличения матриц коллектора повышается фазовая проницаемость по нефти. При закачивании композиционной системы, содержащей ПАВ и жидкий углеводород образуется среднефазная система - гидрофобная эмульсия, которая при фильтрации в пористой среде смешиваясь со сточной водой загущается и структурируется в водонасыщенных каналах пласта с постепенным затуханием процесса фильтрации, способствуя снижению проницаемости по воде за счет образования водонефтяной эмульсии на пути фильтрации, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению нефтеотдачи пласта. Фильтрация композиционной системы в нефтенасыщенные пропластки приводит к разжижению нефти и более легкому вытеснению ее из пласта. Для увеличения добычи нефти за счет повышения охвата пласта воздействием способ можно осуществлять одновременно на нагнетательных и добывающих скважинах.
Технологический процесс заключается в закачке в призабойную зону через нагнетательную или добывающую скважину одновременно или последовательно кислотной композиции с добавкой реагентов для замедления скорости реакции с породой (алюмосиликаты, лигносульфонаты, КМЦ и др) и эмульсеобразующей композиционной системы на основе поверхностно-активного вещества (неонол АФ9-12, АФ9-6, нефтенол НЗ, нефтенол НЗб. Неонолы: ОП-7, ОП-10), жидкого углеводорода (растворители, нефть, дизельное топливо, растворители и др.).
Эффективность заявляемого способа оценивалась по результатам лабораторных и промысловых опытов.
Пример 1.
Фильтрацию проводят в 2 стадии через модель размером 300 мм по длине и 50 мм в диаметре, наполненную дезинтегрированным кварцевым песком фракцией 0,05-1,2 мм с остаточной нефтенасыщенностью 24% начальной проницаемостью 1,010 мкм2. Для насыщения модели используют нефть вязкостью 13 сПз. Через нефтенасыщенную модель прокачивают 0,3 порового объема кислотной композиции со следующим составом ингредиентов, мас.%: фтористоводородная кислота - 98: КМЦ-2; и после 12 часовой выдержки прокачивают 1 поровый объем эмульсеобразующей композиционной системы с составом ингредиентов, мас.%: растворитель - 84; (ПАВ) нефтенол - 16 и продавливают сточной водой (3 п.о.). Выдерживают 24 часа на реакцию. Определяют степень повышения фазовой проницаемости по нефти после закачки кислотной композиции, остаточную нефтенасыщенность, снижение проницаемости по воде и увеличение коэффициента вытеснения нефти после закачки композиционной системы. Аналогично были проведены опыты 2-7 по предлагаемому способу и опыт 8 по прототипу. Результаты исследований приведены в таблице 1.
Результаты опытов свидетельствуют о том, что фазовая проницаемость по нефти после закачки кислотной композиции в опытах 1-7 возросла в 2,9-3,5 раз, после закачки эмульсеобразующей композиции проницаемость по воде снизилась на 76,1-88,2%, тогда как по прототипу повышение проницаемости по нефти не выявлено, а снижение проницаемости по воде составило всего 65,5%. Прирост коэффициента вытеснения составляет 0,11-0,30, а по прототипу 0,06.
Результаты аналогичных лабораторных исследований при последовательной фильтрации через модели пласта композиций с различным качественным и количественным компонентным составом с применением вышеуказанных кислот (соляной), замедлителей реакции с породой пласта (или цеолита, или лигносульфонатов, или алюмохлорида), жидкого углеводорода (или нефти, или нефраса) и ПАВ (Неонолов АФ9-12, АФ9-6) приведены в таблицах 2-4.
Пример 2. Через нефтенасыщенную модель размером 300 мм по длине и 50 мм в диаметре, наполненную дезинтегрированным кварцевым песком фракцией 0,05-1,2 мм с остаточной нефтенасыщенностью 25% начальной проницаемостью 1,050 мкм2 прокачивают 1 поровый объем композиции, со следующим составом ингредиентов, мас.%: соляную кислоту - 25; лигносульфонаты - 2,2; ПАВ (нефтенол) - 9,1; жидкий углеводород (нефрас) - 63,7 и продавливают 3-мя поровыми объемами воды. Выдерживают 24 часа на реакцию. Исследуемые параметры (степень повышения фазовой проницаемости по нефти, остаточная нефтенасыщенность, снижение проницаемости по воде и увеличение коэффициента вытеснения нефти), зафиксированные в процессе проведения лабораторных опытов 1-6 по заявляемому способу и опыта 7 по прототипу приведены в таблице 2.
Результаты опытов свидетельствуют о том, что после закачки всей композиции фазовая проницаемость по воде в опытах 1-6 снизилась на 68,5-87,2%, тогда как по известному способу снижение проницаемости по воде составило всего 61,0%. Прирост коэффициента вытеснения составляет 0,12-0,31, а по прототипу 0,06.
Результаты аналогичных лабораторных исследований по фильтрации через модель пласта смеси кислотной композиции и композиции жидкий углеводород + ПАВ с различным качественным и количественным компонентным составом с использованием кислот (или соляной, или фтористоводородной), замедлителей (или цеолита, или КМЦ, или алюмохлорида), жидкого углеводорода (нефти) и ПАВ (или нефтенола НЗ, или нефтенола НЗб) приведены в таблицах 6-8. В опытах не использованы все указанные замедлители, например, крошка синтетических цеолитов, концентрат сиенитовый алюмощелочной, идентичные по химическому составу, применяемому цеолиту, Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, идентичный используемому в опытах КМЦ, гидроксохлористый алюминий и алюмооксихлорид идентичны с алюмохлоридом.
Результаты всех проведенных лабораторных опытов свидетельствуют о повышенных нефтевытесняющих свойствах применяемых композиций по заявляемому способу по сравнению с прототипом.
| Таблица 1 | |||||||||
| № опытов | Остаточная нефтенасыщенность, % | Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. % | Степень роста проницаемости по нефти | Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас. % | Соотношение объемов ПАВ+ растворитель: кислотная композиция | Снижение проницаемости но воде, % | Прирост коэффициента вытеснения | ||
| КМЦ | Фтористо-водородная кислота | Углеводородный растворитель ЖОУ | ПАВ (неонол АФ9-12) | ||||||
| 1. | 30,7 | 2,0 | 98,0 | 2,9 | 84,0 | 16,0 | 3,0 | 71,1 | 0,11 |
| 2. | 31,6 | 0,1 | 99,9 | 3,0 | 85,0 | 15,0 | 2,5 | 74,0 | 0,16 |
| 3. | 30,1 | 0,3 | 99,7 | 3,2 | 87,0 | 13,0 | 2,8 | 76,1 | 0,18 |
| 4. | 26,3 | 0,8 | 99,2 | 3,5 | 92,0 | 8,0 | 2,0 | 85,0 | 0,30 |
| 5. | 19,5 | 2,3 | 97,7 | 3,3 | 93,0 | 7,0 | 2,5 | 87,0 | 0,25 |
| 6. | 21,1 | 1,9 | 98,1 | 3,5 | 94,0 | 6,0 | 3,5 | 88,2 | 0,23 |
| 7. | 23,2 | 2,5 | 97,5 | 3,9 | 94,7 | 5,3 | 3,0 | 86,9 | 0,22 |
| Прототип. | 65,5 | 0,06 |
| Таблица 2 | |||||||||
| № опытов | Остаточная нефтенасыщенность, % | Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. % | Степень роста проницаемости по нефти | Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас. % | Соотношение объемов ПАВ+ растворитель: кислотная композиция | Снижение проницаемости по воде, % | Прирост коэффициента вытеснения | ||
| Цеолит | Соляная кислота | Нефть | Неонол АФ9-12 | ||||||
| 8. | 30,7 | 1,0 | 99,0 | 2,3 | 85,0 | 15,0 | 2,0 | 72,2 | 0,10 |
| 9. | 31,6 | 2,9 | 97,1 | 3,5 | 94,7 | 5,3 | 4,0 | 87,0 | 0,21 |
| Таблица 3 | |||||||||
| № опытов | Остаточная нефтенасыщенность, % | Содержание компонентов в кислотной композиции, мас.% | Степень роста проницаемости по нефти | Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.% | Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция | Снижение проницаемости по воде, % | Прирост коэффициента вытеснения | ||
| Алюмохлорид | Соляная кислота | Нефрас | Неонол АФ9-6 | ||||||
| 10. | 29,9 | 1,3 | 98,4 | 2,4 | 94,5 | 5,5 | 2,0 | 71,5 | 0,12 |
| 11. | 31,6 | 2,5 | 97,5 | 3,0 | 87,0 | 13,0 | 4,0 | 88,3 | 0,21 |
| Таблица 4 | |||||||||
| № опытов | Остаточная нефтенасыщенность, % | Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. % | Степень роста проницаемости по нефти | Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.% | Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция | Снижение проницаемости по воде, % | Прирост коэффициента вытеснения | ||
| Лигносульфаты | Соляная кислота | Нефть | Неонол АФ9-6 | ||||||
| 12. | 29,9 | 1,5 | 98,5 | 2,8 | 94,0 | 6,0 | 2,3 | 73,5 | 0,13 |
| 13. | 31,6 | 2,6 | 97,4 | 3,3 | 85,0 | 15,0 | 4,0 | 89,2 | 0,24 |
| Прототип. | 65,5 | 0,06 |
| Таблица 5 | ||||||||
| № опытов | Остаточная нефтенасыщенность, % | Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. % | Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.% | Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция | Снижение проницаемости по воде, % | Прирост коэффициента вытеснения | ||
| Лигносульфаты | Соляная кислота | Нефть | Нефтенол НЗ | |||||
| 1. | 30,7 | 8,1 | 91,9 | 87,5 | 12,5 | 2,7 | 72,0 | 0,12 |
| 2. | 31,6 | 16,5 | 83,5 | 87,5 | 12,5 | 2,9 | 73,3 | 0,14 |
| 3. | 30,1 | 15,3 | 84,7 | 86,2 | 13,8 | 2,6 | 75,0 | 0,19 |
| 4. | 26,3 | 10,8 | 89,2 | 91,9 | 8,1 | 2,2 | 82,0 | 0,31 |
| 5. | 19,5 | 5,2 | 94,8 | 91,7 | 8,3 | 2,5 | 86,8 | 0,27 |
| 6. | 21,1 | 8,5 | 91,5 | 93,5 | 6,5 | 4,0 | 87,2 | 0,28 |
| Прототип. | 61,0 | 0,06 |
| Таблица 6 | ||||||||
| № опытов | Остаточная нефтенасыщенность, % | Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. % | Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.% | Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция | Снижение проницаемости по воде, % | Прирост коэффициента вытеснения | ||
| Цеолит | Соляная кислота | Нефть | Нефтенол НЗб | |||||
| 7. | 29,6 | 7,7 | 92,3 | 87,3 | 12,7 | 2,6 | 71,5 | 0,10 |
| 8. | 30,6 | 10,9 | 89,1 | 92,7 | 7,3 | 4,0 | 84,5 | 0,21 |
| 9. | 31,0 | 15,9 | 84,1 | 87,4 | 12,6 | 3,0 | 75,0 | 0,19 |
| Таблица 7 | ||||||||
| № опытов | Остаточная нефтенасыщенность, % | Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. % | Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.% | Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция | Снижение проницаемости по воде, % | Прирост коэффициента вытеснения | ||
| КМЦ | Фтористо-водородная кислота | Нефть | Нефтенол НЗб | |||||
| 10. | 28,1 | 5,9 | 94,1 | 86,5 | 13,5 | 2,8 | 72,9 | 0,11 |
| 11. | 31,6 | 13,2 | 86,8 | 90,9 | 9,1 | 3,1 | 78,2 | 0,14 |
| 12. | 32,2 | 11,0 | 89,0 | 93,8 | 6,2 | 4,0 | 83,9 | 0,25 |
| Таблица 8 | ||||||||
| № опытов | Остаточная нефтенасыщенность, % | Содержание компонентов в кислотной композиции, мас.% | Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.% | Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция | Снижение проницаемости по воде, % | Прирост коэффициента вытеснения | ||
| Алюмохлорид | Соляная кислота | Нефть | Нефтенол НЗ | |||||
| 13. | 29,0 | 7,7 | 92,3 | 89,9 | 10,1 | 2,6 | 71,3 | 0,13 |
| 14. | 32,3 | 12,7 | 87,3 | 89,6 | 10,4 | 3,2 | 80,4 | 0,15 |
| Прототип. | 61,0 | 0,06 |
Пример 3. Объект испытания - неоднородные низкопроницаемые карбонатные коллектора кизеловского горизонта турнейского яруса. Выбранный очаг воздействия представлен одной нагнетательной и 3 добывающими скважинами. Средняя эффективная толщина пласта 4,8 м. Проницаемость пласта 0,0,11-0,100 мкм2. Средний дебит скважины по нефти 0,7-1,8 т/сут, обводненность продукции добывающих скважин 60,2-90.2%. Приемистость скважины 80 м3/сут. Готовят отдельно в мернике цементировочного агрегата путем перемешивания кислотную композицию из соляной кислоты 15% концентрации в количестве 3,0 т и алюмосиликатов 0,02 т и НПАВ Неонол АФ 9-12 - 0,02 т. После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают кислотную композицию, останавливают на реагирование на 12 часов, затем закачивают композиционную систему из Нефтенола НЗ в количестве 0,5 т и растворителя ЖОУ 6 т. Продавливают в пласт композицию 16 м3 сточной воды. Скважину останавливают для реагирования на 24 часа и пускают в работу.
В течение 3-х месяцев обводненность скважин снизилась до 63,3-86,5%, т.е. на 14,6%. Дебит по нефти увеличился до 2,0-4,5 т/сут, т.е. в 2,5 раза. По прототипу, когда закачка осуществляется без предварительной закачки кислотной композиции, дебит нефти повысился с 0,9 до 1,4, т.е. в 1,5 раза, а обводненность снизилась с 87,1% до 82,7%, т.е. на 4,4%. В результате снижения обводненности и прироста дебитов нефти за год от применения предлагаемого способа дополнительно добыто по очагу воздействия 1780 т нефти, тогда как по прототипу всего 450 т. Приемистость нагнетательной скважины незначительно повысилась от 80 м3 /сут до 86 м3/сут.
1. Способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество (ПАВ) и жидкий углеводород, отличающийся тем, что кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта, или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н,КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении, мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при отношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют их закачку одновременно в добывающие и нагнетательные скважины.
