Технологія: нагнітання в пласт нафтової свердловини 0,5-5% водного розчину карпатолу УМ-1 або карпатолу УМ-2. Розчин може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С.Час витримування в пласті – від 6 до 48 годин.

Умови використання: поровий колектор з обводненням продукції більше 30 %.

Технологія: нагнітання в пласт нафтової свердловини водного розчину карпатолу УМ-1 або карпатолу УМ-2 заданої концентрації. Концентрація нафтових сульфонатів в розчині визначається в процесі досліджень насичення взірцякернового матеріалу в різних системах. Розчин може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. Час витримування в пласті – від 6 до 48 годин.

Умови використання: поровий колектор з гідрофобним характером насичення та з обводненням продукції більше 10%.

Технологія:послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини спочатку вуглеводневого розчину ПАР, а потім 0,5-5% водного розчину карпатолу УМ-1 або карпатолу УМ-2. Розчин може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. В якості ПАР використовують або оливорозчинний, або оливо- і водорозчинний ПАР з високою нафтовитисною здатністю. Час витримування в пласті – від 6 до 24 годин.

Умови використання: поровий колектор з вмістом асфальто-смоло-парафінистих речовин у нафті більше 3%.

Технологія:послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини 0,5-5% водного розчину карпатолу УМ-2 та кислотного розчину. Розчинкарпатолу може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. Склад кислотного розчину вибирається залежно від компонентного складу породи пласта. Час витримування в пласті – від 1 до 4 годин.

Умови використання: забруднений поровий колектор з обводненням продукції більше 50 %.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини 0,5-5% водного розчину карпатолу УМ-1, буферного розчину ПАР (неіоногенна ПАР або суміш неіоногенної ПАР і водорозчинного полімеру)  та кислотного розчину. Розчин карпатолу може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. Склад кислотного розчину вибирається залежно від компонентного складу породи пласта.Час витримування в пласті – від 1 до 4 годин. Буферний розчину ПАР забезпечує недопущення змішування карпатолу УМ-1 з кислотним розчином та висалювання карпатолу з розчину.

Умови використання: забруднений поровий колектор з обводненням продукції більше 50 %.

Технологія: реалізується в двох модифікаціях залежно від приймальності нагнітальної свердловини. За хорошої приймальності свердловини технологія полягає в послідовномунагнітанні в пласт нагнітальної свердловини 0,5-5% водного розчину карпатолу, буферу прісної або пластової води та кислотного розчину. Розчинкарпатолу може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. Час витримування карпатолу в пласті не менше 24 годин. Склад кислотного розчину вибирається залежно від компонентного складу породи пласта та привнесених забруднень. Час витримування в пласті – від 1 до 4 годин.

За малої приймальності свердловини спочатку проводиться встановлення кислотної ванни в зоні продуктивного пласта. Після досягнення хороших показників приймальності та видалення нейтралізованого розчину на поверхню наступну обробку здійснюють за стандартною схемою.

Умови використання: забруднений вуглеводнями та глинамипоровий колектор.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини 0,5-5% водного розчину карпатолу УМ-2 або суміші карпатолу УМ-1 та неіоногенної ПАР, одного або двох кислотних розчинів та 0,5-5% водного розчину карпатолу УМ-2 або суміші карпатолу УМ-1 та неіоногенної ПАР в обємі, що забезпечує відтиснення кислотного розчину на глибину не менше 2 м. Склад кислотного розчину вибирається залежно від компонентного складу породи пласта.

Умови використання: повторна кислотна дія напоровий колектор з обводненням продукції більше 50 %.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини кислотного розчину, буферу прісної або пластової води та 0,5-5% водного розчину карпатолу. Розчин карпатолу може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. Склад кислотного розчину вибирається залежно від компонентного складу породи пласта. Обробку можна проводити без використання буферу – в цьому випадку свердловину освоюють, а нагнітання карпатолу здійснюють тільки після відбору повного обєму кислотного розчину.

Умови використання: забруднений поровий колектор з обводненням продукції більше 50 %.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини 0,5-5% водного розчину карпатолу, саморуйнуючого полімерного розчину та 0,5-5% водного розчину карпатолу. Розчин карпатолу може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. Склад саморуйнуючого полімерного розчину вибирається залежно від приймальностіпласта та часу необхідного витримування. Час витримування в пласті залежить від мети використання карпатолу (від 4 до 48 годин). Час руйнування полімерного розчину залежить від пластової температури та концентрації деструкційного агенту і відбувається самовільно в пластових умовах..

Умови використання: неодноріднийпоровий колектор з обводненням продукції більше 20 %.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини полімерного розчину та 0,5-5% водного розчину карпатолу. Розчин карпатолу може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. Вибірполімерного розчину залежить від мети дії – мінімальний вплив на проникність частково обводненого прошарку чи максимальний негативний вплив на проникність обводненого прошарку. Час витримування в пласті залежить від мети використання карпатолу (від 12 до 48 годин).

Умови використання: неодноріднийпоровий колектор з обводненням продукції більше 50 %.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини суспензії водонабрякаючого полімеру (наприклад, Полікар) та 0,5-5% водного розчину карпатолу. Розчин карпатолу може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. Вибірводонабрякаючогополімеру залежить від мети дії та проникності пласта – мінімальний вплив на проникність частково обводненого прошарку чи максимальний негативний вплив на проникність обводненого прошарку. Час витримування в пласті залежить від мети використання карпатолу (від 12 до 48 годин).

Умови використання: неодноріднийпоровий колектор з обводненням продукції більше 70 %.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини суспензії водонабрякаючого полімеру (наприклад, Полікар) та 0,5-5% водного розчину карпатолу. Розчин карпатолу може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. Вибір водонабрякаючогополімеру залежить від мети дії та проникності пласта – мінімальний вплив на проникність частково обводненого прошарку чи максимальний негативний вплив на проникність обводненого прошарку. Час витримування в пласті залежить від мети використання карпатолу (від 12 до 48 годин).

Умови використання: неодноріднийпоровий колектор з обводненням продукції більше 70 %.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини 0,5-5% водного розчину карпатолу, суспензії полімеру Aquasorb та 0,5-5% водного розчину карпатолу. Розчин карпатолу може бути попередньо нагрітий до температури 30-50 °С. Час витримування в пласті становить від 12 до 48 годин. Полімер Aquasorb забезпечує блокування перфораційних отворів в процесі нагнітання розчину. Деблокування пластів досягається при експлуатації свердловини або при контакті з мінералізованими розчинами.

Умови використання: неодноріднийпоровий колектор з обводненням продукції більше 70 %.

Технологія: нагнітання в пласт нафтової свердловини поверхнево-активної полімервмісної системи на основі карпатолу. Склад ПАПС вибирається з умови максимального витиснення залишкової нафти для умов конкретного родовища. Час витримування в пласті становить від 12 до 48 годин.

Умови використання: неоднорідний поровий колектор з обводненням продукції більше 30 %.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини поверхнево-активних полімервмісних систем на основі карпатолу. Склад другої ПАПС вибирається з умови максимального витиснення залишкової нафти для умов конкретного родовища. Склад першої ПАПС вибирається з умови ефективного витиснення залишкової нафти та створення високовязкого буферу в високопроникній зоні. Час витримування в пласті становить від 12 до 48 годин.

Умови використання: неодноріднийпоровий колектор з обводненням продукції більше 50 %.

0,5-5% водний розчин карпатолу використовується як рідина проведення міні-ГРП для визначення параметрів основного гідравлічного розриву.

Технологія: нагнітання в пласт перед рідиною розриву 0,5-5% водного розчину карпатолу для зниження негативного впливу рідини розриву на проникність продуктивного пласта.

Умови використання: низькопроникнийпоровий колектор із заниженим дебітом нафти.

Технологія: нагнітання в пласт нафтової свердловини мікроемульсії ПАР на основі карпатолу та конденсату. Для стабілізації такої мікроемульсії ПАР розчин пропускають через гідравлічний свисток. Склад мікроемульсіїПАР вибирається з умови максимального витиснення залишкової нафти для умов конкретного родовища. Час витримування в пласті становить від 12 до 48 годин.

Умови використання: поровий колектор з обводненням продукції більше 50 %.

Технологія: нагнітання в пласт нафтової свердловини біополімерної мікроемульсії ПАР на основі карпатолу та конденсату. Для такої системи додаткової стабілізації не потрібно. Склад мікроемульсії ПАР вибирається з умови максимального витиснення залишкової нафти для умов конкретного родовища. Час витримування в пласті становить від 12 до 48 годин.

Умови використання: неодноріднийпоровий колектор з обводненням продукції більше 50 %.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нафтової свердловини високовязкої та низьковязкоїмікроемульсії ПАР на основі карпатолу та конденсату. Додаткова стабілізація для мікроемульсії залежить від її складу. Склад мікроемульсії ПАР вибирається з умови максимального витиснення залишкової нафти для умов конкретного родовища. Час витримування в пласті становить від 12 до 48 годин.

Умови використання: неодноріднийпоровий колектор з обводненням продукції більше 50 %.

Технологія: нагнітання в пласт нафтової свердловини самовідхиляючоїкислотної системина основі карпатолу УМ-1. Склад самовідхиляючоїкислотної системина основі карпатолу УМ-1 вибирається з умови забезпечення максимального зростання динамічної вязкості в процесі нейтралізації кислотного розчину. Час витримування в пласті становить від 1 до 6 годин.

Умови використання: неодноріднийпоровий колектор з обводненням продукції більше 20 %.

Технологія: нагнітання в пласт нафтової свердловини самовідхиляючоїкислотної системина основі карпатолу УМ-2. Склад самовідхиляючоїкислотної системина основі карпатолу УМ-2 вибирається з умови забезпечення максимального зростання динамічної вязкості в процесі нейтралізації кислотного розчину. Час витримування в пласті становить від 1 до 6 годин.

Умови використання: неодноріднийпоровий колектор з обводненням продукції більше 20 %.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нагнітальної свердловини 5-20% облямівки 0,5-5% водного розчину карпатолу, 5-30% облямівки 0,01-0,1% розчину полімеру та пластової води.

Умови використання: частина ділянки або продуктивний пласт, що характеризується поровим колектором з проникністю до 0,1 мкм².

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нагнітальної свердловини 5-20% облямівки 0,5-5% водного розчину карпатолу, 5-20% облямівки зшитої полімерної системи та пластової води.

Умови використання: частина ділянки або продуктивний пласт, що характеризується тріщинувато-поровим колектором.

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нагнітальної свердловини 5-20% облямівки зшитої полімерної системи, 5-20% облямівки 0,5-5% водного розчину карпатолу, 5-20% облямівки зшитої полімерної системи та пластової води.

Умови використання: частина ділянки або продуктивний пласт, що характеризується тріщинуватим або тріщинувато-поровим колекторомз проникністю більше 0,5 мкм².

Технологія: послідовне нагнітання в пласт нагнітальної свердловини 5-20% облямівки поверхнево-активної полімервмісної системи на основі 0,5-5% карпатолу, 5-30% облямівки 0,01-0,1% розчину полімеру та пластової води.

Умови використання: частина ділянки або продуктивний пласт, що характеризується поровим колектором з проникністю більше 0,05 мкм².

Технологія: нагнітання в пласт нафтової свердловини 1-5% водного розчину карпатолу. Час витримування в пласті залежить від часу проведення КіПРС.