Жидкость глушения нефтегазовой скважины

Жидкость глушения нефтегазовой скважины

Реферат

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано в качестве жидкости глушения нефтегазовой скважины при производстве текущих и капитальных ремонтов скважины.

Известна жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая в мас.%: углеводород 5,0-25,0; маслорастворимый эмульгатор 0,3-5,0; КССБ или лигносульфонат 0,1-1,0; раствор водорастворимого полимера, приготовленный на пресной или минерализованной воде, содержащий 0,3-1,0 ПАА или КМЦ 5-25, воду пресную или минерализованную - остальное (патент РФ № 2097547, 6, E 21 B 43/26, опубл. 27.11.97, Бюл № 33).

Известен эмульсионный состав для глушения нефтегазовых скважин, содержащий в мас.%: газоконденсат 25,0-30,0; эмультал 4,5-5,0; элюмосиликатные микросферы АСМ 15,0-20,0; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н 2,5-3,0; минерализованную воду - остальное (патент РФ № 2213762, 7, C 09 K 7/06, E 21 B 43/12, опубл. 10.10.2003 г.).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая в мас.%: нефтенол НЗ 2-5; углеводород 26-36; раствор минеральной соли - остальное (патент РФ № 2190657, 7, С 09 К 7/06, E 21 B 43/12, опубл. 10.10.2002 г.).

Вышеуказанные составы имеют недостаточно высокие термостабильность при температуре выше 80°С и гидрофобизирующую способность состава в пластовых условиях.

Техническим результатом является создание технологической жидкости с многофункциональным назначением, отвечающей условиям технологии глушения скважин, а также обладающей свойствами, необходимыми для ОПЗ пласта, позволяющими комплексно решать проблемы сохранения, восстановления и повышения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта.

Технический результат достигается тем, что жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая эмульгатор и водный раствор минеральной соли, содержит в качестве эмульгатора масло-, или масловодо-, или водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ, или смесь ПАВ и дополнительно - эмульсию полимера анионного типа в масле и высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный эмульгатор	2,0-10,0
Указанная эмульсия полимера	0,5-5,0
Высокодисперсный гидрофобный материал	0,1-3,0
Раствор минеральной соли	остальное

Жидкость дополнительно содержит углеводород в количестве 5-35 мас.%.

В качестве маслорастворимого ПАВ для глушения нефтегазовых скважин используют следующие эмульгаторы: нефтенол НЗ, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина и выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-007-17197708-97; неонолы АФ₉ 3-6 - неионогенные нонилфенолы, оксиэтилированные 3-6 молями оксиэтилена; ингибитор коррозии нефтехим, марок: нефтехим - 1М и нефтехим - НС, содержащие сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата реформинга и выпускающиеся по ТУ 2415-009-22657427-2001 на ООО «Синтез ТНП» г. Уфа; маслорастворимые нефтяные сульфонаты с ММ=600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислоту), эмульгатор синол ЭМ, содержащий углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина, эмультал, который выпускают по ТУ 6-14-1035-79, ингибиторы коррозии сонкор-9701 и сонкор-9801, содержащие алифатические амины, которые выпускает ЗАО «Опытный завод Нефтехим» г. Уфа по ТУ 2415-00600151816-2000 и ТУ 2458-015-00151816-2001 соответственно.

Кроме того, для глушения скважин используют масловодорастворимое ПАВ в виде готовых композиций, например, нефтенол Н - композицию нефте- и нефтеводорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4.

Также для глушения нефтегазовых скважин в качестве поверхностно-активного вещества используют водомаслорастворимое ПАВ в виде готовых композиций, например, моющие препараты МЛ-80, или МЛ-81Б (зимний вариант МЛ-80), содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12 мас.%), производимые по ТУ 2481-007-50622652-2002 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М».

В качестве смеси ПАВ используют смеси неионогенного и катионного ПАВ в виде готовых композиций, производимых разными фирмами, например, ингибитор коррозии марки викор-1А, который выпускает ЗАО «Каустик» г. Стерлитамак по ТУ 39-1313-88, вышеуказанный эмульгатор марки синол ЭМ, выпускающийся на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» по ТУ 2413-048-48482528-98, эмульгатор нефтенол НЗН, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-012-17197708-93.

В качестве смеси ПАВ используют многокомпонентную смесь (МКС) синтетических АПАВ и НПАВ по патенту РФ №2220999, содержащую дополнительно алифатический или ароматический спирт, или продукты их содержащие и Полисил.

Предлагаемая смесь имеет низкую вязкость и высокую стабильность в условиях высокой температуры, так как содержит в своем составе спирты алифатические или ароматические, или продукты их содержащие. В условиях высокой пластовой температуры (100°С и выше) повышается роль многоатомных спиртов, так как они имеют высокую температуру кипения, которая составляет у низших диолов 188-224°С, у глицерина (триола) - 290°С, что способствует повышению стабильности составов. Важным свойством спиртов, особенно гликолей, а также глицерина является их способность понижать температуру замерзания. Поэтому предлагаемые составы, содержащие гликоли или глицерин, или продукты, их содержащие можно использовать в промысловых условиях в холодное время года для приготовления композиций. Применение органического антифриза позволит готовить незамерзающие композиции по предлагаемому составу в условиях минусовых температур.

Для приготовления жидкостей глушения учитываются такие необходимые факторы при выборе ЖГ, как технологичность их в приготовлении и использовании, термостабильность, низкая температура замерзания, не дефицитность, совместимость с пластовыми флюидами, снижение набухания глин и другие факторы.

В качестве эмульсии полимера анионного типа в масле используют эмульсии полиакриламида (ПАА) с ММ=0,5-18·10⁶ и степенью гидролиза 5-20%, эмульсии карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам С3=80-90, эфиры оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) и других эфиров целлюлозы, эмульсии полиметакриловой кислоты (ПМАК), эмульсии поливиниламидоянтарной кислоты, эмульсии поливинилацетатных полимеров, например, поливинилацетата и поливинилового спирта, сополимеров винилацетата и винилового спирта, эмульсии натриевой соли полисульфоэфира олеиновой кислоты.

Эмульсии полимеров в масле выпускаются некоторыми фирмами, например фирмой «Allied Colloids» (Англия) или фирмой «Rhone-Pouleng» (Франция), а также другими фирмами.

В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.

Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные 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 (Полисил-П1) и дифильный (Полисил-ДФ).

Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO₂) (Товарный знак «Полисил», свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).

В качестве минеральной соли используют растворы хлористого калия, или хлористого магния (бишофит), или хлористого кальция, или хлористого цинка, или смеси хлорида цинка с хлоридом калия, или карналлитовой руды, имеющий химический состав: KCl·MgCl₂·6Н₂О.

Кроме того, в качестве минеральной соли используют растворы калийной селитры (K NO₃), получаемой при утилизации дымных порохов.

Основное требование к жидкости глушения состоит в том, чтобы она не снижала проницаемости призабойной зоны и обеспечивала успешное проведение различных операций.

При выборе жидкости глушения необходимо учитывать такие необходимые факторы, как снижение набухания глин, инертность к горным породам, совместимость с пластовыми флюидами, высокая плотность, технологичность в приготовлении и использовании, термостабильность, низкая коррозийность, низкая температура замерзания и не дефицитность.

В состав пород коллекторов нефтяных месторождений входят глины. Кристаллическая решетка глин многослойны и состоят из нескольких наружных и внутренних слоев, содержащих в своем составе атомы кремния, алюминия, кислорода или гидроксильные группы. В своем сочетании они образуют слоистые пакеты, связанные между собой водой и обменными катионами натрия, калия, кальция, магния. Если в процессе гидратации преобладают ионы натрия, то сила взаимных связей уменьшается настолько, что пакет пластинок распадается на отдельные частицы и происходит сильное увеличение общего объема глины. А так как это происходит в замкнутом пространстве, то возникает напряженное состояние в структуре, в результате чего сильно снижается проницаемость коллектора. И чем выше содержание ионов натрия, участвующих в обменных реакциях с глинами, которые содержатся в породе коллекторов, тем выше набухаемость глин.

Поэтому повышенное содержание ионов калия, магния, кальция в растворе минеральной соли, которые будут препятствовать обменным реакциям ионов натрия и снижать набухаемость глин. А ионы калия, имеющие высокую активность, обеспечивают уменьшение толщины гидратных оболочек на глинистых частицах и тем способствуют увеличению пористости и проницаемости заглинизированных участков. Хлор-ион является наиболее устойчивым ионом, который не образует трудно растворимых соединений, редко адсорбируется коллоидными системами и усваивается биогенным путем.

Исходя из выше сказанного, можно сделать вывод, что содержание ионов натрия в жидкостях глушения должно быть минимальным.

В жидкостях глушения лучше использовать водные растворы солей хлористого калия, калийной селитры или хлористого магния (бишофита) плотностью до 1,25 г/см³ или хлористого кальция плотностью до 1,35 г/см³, или карналлитовую руду, которая имеет химический состав KCl·MgCl₂·6Н₂O, и плотность водных растворов 1,05-1,25 г/см³. В случае необходимости получения жидкости глушения с плотностью до 1,6 г/см³ используют водный раствор соли хлорида цинка или его смесь с хлоридом калия.

Карналлитовая руда представляет собой кристаллический продукт в виде белой или красноватой зернистой массы, плотностью 1,6 г/см³, содержащий не менее в массовых долях: хлористого калия - 20%, хлористого магния - 24%, хлористого натрия - 20%, кристаллической воды не более 30%, имеет плотность водного раствора 1,05-1,25 г/см³, температуру замерзания раствора -5 - -20°С, скорость коррозии стали СТ₃ при нормальных условиях 0,055 г/м²·час, скорость растворения в 5 раз выше, чем у хлористого натрия.

Природная водорастворимая карналлитовая руда выпускается с товарным названием: минеральная смесь «Триасалт», продукт производится по ТУ 2111-013-05778557-2002, гигиенический сертификат 59.55.03.211.П.002494.0702, сертификат соответствия РД 153-39-026-97 ТЭК RU.XП03.H00469, добывается с пермских горизонтов Верхнекамского месторождения солей, г. Соликамск.

Хлориды калия, магния, кальция, цинка, калийная селитра и карналлитовая руда являются недефицитными солями.

Растворы вышеуказанных минеральных солей инертны к горным породам и совместимы со всеми типами пластовых флюидов, обладают ингибирующим действием на глинистые частицы, термостабильны. Высокая коррозийная активность растворов цинка нейтрализуется присутствующим в жидкости глушения эмульгатором, который обычно является продуктом взаимодействия жирных кислот и органического амина, т.е. ингибитором коррозии, который формирует на внутренней поверхности трубопроводов пленки гидрофобного характера.

Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что предлагаемый состав отличается от известного введением дополнительных компонентов - эмульсии полимера анионного типа в масле и высокодисперсного гидрофобного материала.

Кроме того, в отличие от прототипа, содержащего в качестве эмульгатора только один маслорастворимый ПАВ - нефтенол НЗ, предлагаемый состав содержит в качестве эмульгатора другие маслорастворимые ПАВ или смесь ПАВ, например, нефтехим, синол-ЭМ или нефтенол НЗН, неонолы-3-6, викор-1А и другие эмульгаторы (см. выше), а также вышеуказанные масловодо-, или водомаслорастворимые ПАВ, или многокомпонентную смесь (МКС) синтетических АПАВ и НПАВ по патенту РФ №2220999.

Известно не совсем удачное применение полимера в жидкости глушения (RU патент № 2097547,6, Е 21 В 43/26, опубл. 27.11.97. Бюл №33). Указанный аналог представляет собой неустойчивую эмульсию, которая содержит полимер в виде водного раствора и при попадании в призабойную зону пласта кольматируют ее. Это значительно снижает качество работ по глушению скважин. Получение неустойчивой эмульсии обусловлено образованием на границе раздела фаз непрочных адсорбционных слоев и связанных с ними слабыми сольватными оболочками.

Предложенная жидкость глушения скважины (ЖГС) представляет собой эмульсию, стабилизированную эмульсией полимера в масле.

Введение в жидкость глушения полимера анионного типа в виде эмульсии его в масле и высокодисперсного гидрофобного материала значительно повышает структурную вязкость, устойчивость и термостабильность полученной эмульсии.

Исходные эмульсии полимера в масле имеют концентрации 30-50 мас.% и при перемешивании с водой, или с масло-, или с масловодо-, или с водомаслорастворимыми ПАВ, или со смесью ПАВ образуют эмульсии.

Известно, что для образования и стабилизации высоко устойчивых эмульсий необходимо, чтобы адсорбционные слои и связанные с ними сольватные оболочки обладали достаточно высокой структурной вязкостью. Высокую структурную вязкость эмульсий обеспечивает введение полимера в масле, имеющего достаточно высокую вязкость и образующего сродственные гелеобразно структурированные адсорбционные слои на границе фаз.

За счет образования коллоидных адсорбционных слоев введенный полимер играет роль сильного стабилизатора устойчивости эмульсий, а также увеличителя вязкости в образующихся эмульсиях. Получение устойчивых эмульсий обусловлено образованием высоковязкой масляной упругой пленки на поверхности раздела фаз, существование этой пленки проявляется в повышенной вязкости поверхностного слоя дисперсной фазы.

Введение эмульсии полимера в масле в небольших концентрациях заметно не изменяет вязкости в объеме среды, в адсорбционных же слоях его концентрация значительно выше, и поэтому такие слои обладают повышенной структурной вязкостью, а значит и прочностью.

Так как введение эмульсии полимера в масле увеличивает прочность структурно-вязких (гелеобразных) адсорбционных слоев, то при сближении (столкновениях) частиц дисперсной фазы, например, при перемешивании или в режиме высокой температуры, высоковязкая прослойка среды не успевает выдавиться. Адсорбционные слои, обладающие упругостью и механической прочностью, сопротивляются значительным разрушающим усилиям.

При увеличении концентрации полимера, вводимого в композицию, нарастает стабилизирующее действие его, что позволяет получать устойчивые эмульсии высокой вязкости и термостабильности в условиях высокой температуры пласта (100°С).

Кроме того, ПАА и ПАВ, содержащиеся в предлагаемом составе, усиливают поверхностно-активные свойства жидкости глушения, а именно гидрофобизируют жидкость глушения за счет гидрофобных цепей ПАА или ПАВ. При гидрофобизации поверхности породы улучшается адгезия состава к породе коллектора скважины, что способствует лучшему удерживанию его в коллекторе заглушиваемой скважины.

Одной из основных причин снижения производительности нефтяных скважин является попадание в продуктивный пласт различных типов технологических жидкостей, применяющихся в операциях глушения скважин перед их ремонтом. Снижение коллекторских свойств продуктивного пласта, вызываемое физико-химическим взаимодействием ЖГС с породами и пластовыми флюидами, можно свести до минимума при использовании составов, максимально ограничивающих или исключающих проникновение фильтрата или самой жидкости, в призабойную зону пласта и легко удаляющихся из скважины после проведения ремонтных работ.

Предлагаемая жидкость глушения в отличие от известных аналогов и прототипа представляет собой устойчивую эмульсию, стабилизированную на поверхности раздела фаз не только со стороны углеводородной (дисперсионной) среды эмульгатором, но и со стороны дисперсной фазы полимером в виде эмульсии за счет образования коллоидных адсорбционных слоев полимера в виде пленки, что проявляется в повышенной вязкости поверхностного слоя дисперсной фазы.

По прототипу обязательное присутствие углеводорода в составе эмульсии в коллекторе при глушении скважины сохраняет фильтрационные характеристики скважины. Предлагаемая жидкость глушения может содержать или не содержать углеводород. При закачке предлагаемой жидкости глушения фильтрационные характеристики скважины сохраняются за счет присутствия в ЖГС вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ и эмульсии полимера в масле, поэтому фазовая проницаемость пласта по нефти при этом не уменьшается.

Для регулирования вязкости и плотности приготовляемых композиций в качестве углеводорода используют стабильный бензин, керосин, гексановую фракцию (смесь предельных углеводородов С₆-С₈ и выше), газовый конденсат, нефрас, дизельное топливо, а также маловязкие нефти.

Известно, что нефть содержит в себе ряд природных эмульгирующих добавок (эмульгаторов), которые дополнительно стабилизируют предлагаемые эмульсии.

Предлагаемая жидкость глушения может содержать любой из вышеуказанных углеводородов в количестве 5-35 мас.%.

При добавлении в закачиваемую эмульсию ЖГ необходимого количества углеводорода понижаются вязкость и плотность приготовленных составов.

ЖГС содержит высокодисперсный гидрофобный материал (ВГМ) перечисленных выше модификаций в количестве 0,1-3,0 мас.%, который, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины коллектора, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, и для нефти. Так как ВГМ, имея степень гидрофобности до 99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы за счет мелкого размера частиц и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.

После закачки предлагаемого состава, например, в глиносодержащий коллектор происходит фобизация глинистых частиц, в результате чего уменьшается толщина гидратных оболочек, окружающих глиняные частицы, что приводит к увеличению эффективных размеров поровых каналов и уменьшению набухания глинистых частиц.

Например, в высокодисперсном гидрофобном материале марки Полисил-П1 химическую модификацию поверхности диоксида кремния производят кремнийорганическим соединением общей формулы Cl_4-nSiR_n, где n=1-3; R=Н, метил, этил, фенил - с последующей обработкой соединением, выбранным из группы, состоящей из тетраметоксилана или тетраэтоксилана, или полиметилсилазана.

Модифицированный материал марки Полисил-ДФ, благодаря строению привитого поверхностного слоя Полисил-ДФ, 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.

Добавление материала марки Полисил-ДФ и вышеуказанных ВГМ в предлагаемый состав усиливает моющий эффект загрязненных поверхностей и приводит к эмульгированию жировых и масляных загрязнений, диспергированию и стабилизации частиц твердых загрязнений (АСПО) в коллекторе, что способствует восстановлению и повышению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны и снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть и увеличивает моющий эффект эмульсии.

Время жизни предлагаемой ЖГС можно регулировать, меняя соотношение исходных компонентов в зависимости от давления пласта и производственной необходимости.

Перед глушением скважины во время подготовительных работ определяют величину текущего пластового давления в скважине и рассчитывают требуемую плотность ЖГС из условия создания давления столбом жидкости, которое должно превышать пластовое. Рассчитывают необходимое количество раствора нужной вязкости и плотности.

Предлагаемую ЖГС готовят путем перемешивания одного из вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ с эмульсией полимера в масле и высокодисперсным гидрофобным материалом, а также введением в ЖГС при необходимости углеводорода. Затем вводят при перемешивании небольшими порциями раствор минеральной соли.

После тщательного перемешивания приготовленную ЖГС закачивают в призабойную зону скважины. Затем осуществляют глушение скважины.

После закачки ЖГС вязкость ее плавно нарастает до состояния малоподвижной эмульсии, которая полностью закрывают коллектор скважины, таким образом, исключая проникновение любой жидкости в призабойную зону скважины.

После проведения операции глушения эмульсия легко удаляется с помощью насосов после добавления воды или углеводорода в коллектор.

После проведения ремонтных работ при использовании предлагаемой ЖГС выходят на первоначальный режим работы практически сразу после запуска их в работу.

Предлагаемой ЖГС можно глушить скважины с высоким газовым фактором.

Так как предлагаемая эмульсия имеет низкое поверхностное натяжение на границе фаз, пузырьки газа проходят и диспергируются на множество мелких пузырьков, оставаясь в эмульсии вплоть до образования пенной композиции. При этом подъемная сила мелких газовых пузырьков значительно ниже, чем крупных. Это облегчает глушение скважины с высоким газовым фактором.

Проведенные исследования показали, что вязкость и термостабильность предлагаемой эмульсии в 2-3 и более раз выше известной эмульсии-прототипа (см. табл.1-2).

Структурную вязкость составов определяют на ротационном вискозиметре «Полимер РПЭ-1М» - вискозиметре погружного типа при температуре 25, 40, 80 и 100°С с воспринимающими элементами «цилиндр-цилиндр» и оценивают вязкостные и реологические свойства по крутящему моменту с пересчетом на вязкость.

Следующие примеры иллюстрируют свойства известных и заявляемых составов.

Пример 1. Для приготовления заявляемой эмульсии в качестве эмульгатора используют масло-, или масловодо-, или водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ, эмульсию полимера в масле и высокодисперсные модифицированные по поверхности гидрофобные материалы: тетрафторэтилен (тфэ), оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил (см. табл.1).

Для приготовления предлагаемой ЖГС в вышеуказанные ПАВ или смесь ПАВ в количестве 2-10 мас.% добавляют эмульсию ПАА в масле с ММ=15·10⁶ и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или эмульсию ПАА в масле с ММ=5·10⁶ и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или эмульсию карбоксиметилцеллюлозы в масле марки КМЦ-600 (под шифром П-3) в количестве 0,5-5,0 мас.%, затем вводят вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы в количестве 0,1-3,0 мас.%, затем при перемешивании небольшими порциями дозируют раствор вышеуказанных минеральных солей нужной плотности.

Эмульсию-прототип готовят путем перемешивания вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ с растворами минеральных солей нужной плотности.

Результаты замеров структурной вязкости заявляемых составов и составов-прототипов представлены в табл.1.

Результаты замеров вязкости показывают, что при введении в состав эмульсии полимера в масле и высокодисперсного гидрофобного материала вязкость эмульсий возрастает в 1,5-3 раза (сравните заявляемые составы с составами-прототипами в табл.1), а термостабильность эмульсий увеличивается в 2-3 раза в сравнении эмульсиями-прототипами.

Плотность приготовленных ЖГС находится в широком диапазоне 1,02-1,60 г/см³ в зависимости от поставленной задачи.

Пример 2. Для приготовления заявляемой эмульсии в качестве эмульгатора используют вышеуказанные поверхностно-активные вещества или смесь ПАВ, эмульсию полимера в масле (см. пример 1) и углеводород разных марок: стабильный бензин, керосин, гексановую фракцию, нефрас, дизельное топливо, а также маловязкую нефть. Углеводород добавляют в вышеуказанные ПАВ или смесь ПАВ для снижения вязкости и плотности эмульсий (см. табл.2).

Предлагаемую эмульсию готовят путем перемешивания вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ в количестве 2-10 мас.% с углеводородом в количестве 5-35 мас.%, затем вводят эмульсию ПАА в масле с ММ=15·10⁶ и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или эмульсию ПАА в масле с ММ=5·10⁶ и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или эмульсию карбоксиметилцеллюлозы в масле марки КМЦ-600 (под шифром П-3) в количестве 0,5-5,0 мас.%, затем при перемешивании небольшими порциями дозируют раствор вышеуказанных минеральных солей нужной плотности.

Эмульсию-прототип готовят путем перемешивания вышеуказанных ПАВ и углеводорода, а затем порциями дозируют раствор вышеуказанных минеральных солей нужной плотности.

Результаты замеров структурной вязкости заявляемых составов и составов-прототипов представлены в табл.2.

Результаты табл.2 показывают, что при введении в эмульсию углеводорода в количестве 5-35 мас.% вязкость ее уменьшается 8-10 раз по сравнении с вязкостью эмульсии без углеводорода (сравни данные табл.1 и табл.2), а плотность ЖГС уменьшается до 0,86 г/см³.

Исследования показали, что оптимальными концентрациями являются концентрации ПАВ или смесей ПАВ 2-10 мас.%, эмульсии полимера в масле - 0,5-5,0 мас.%, высокодисперсного гидрофобного материала в количестве 0,1-3,0 мас.%, раствора минеральной соли - остальное. При необходимости добавляют углеводород в количестве 5-35 мас.%.

Применение предлагаемой жидкости глушения скважин с многофункциональным назначением, отвечающей условиям технологии глушения скважин, а также обладающей свойствами, необходимыми для ОПЗ пласта, позволяет сохранить, восстановить и повысить фильтрационно-емкостные характеристики коллектора за счет повышения термостабильности эмульсии, гидрофобизации породы коллектора и снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода-порода-нефть, а также увеличения относительной проницаемости коллектора для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Таблица 1.
Структурная вязкость заявляемых эмульсий и эмульсий-прототипов.
№ п/п	Состав	Содержание компонентов, мас.%	Вязкость мПа·с, при скорости сдвига 10-1 сек, при Т°С	Термостабильность, сут.
ПАВ или их смесь	Эмульсия полимера	Раствор минер. соли, г/см3	Выс/дисп матер.
шифр	к-во	шифр	к-во	назван.	плотность	к-во	марка	к-во	25	40	80	100
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	Заявляем	синол-ЭМ	1,0	П-1	0,2	KCl	1,02	97,73	окс.хр.	0,05	расслаивается
2	Прототип	синол-ЭМ	1,0	-	-	KCl	1,02	97,98	-	-	расслаивается
3	Заявляем	МКС	2,0	П-1	0,5	KCl	1,08	96,32	тфэ	0,1	58867	56310	47813	21012	20
4	Прототип	МКС	2,0	-	-	KCl	1,08	96,92	-	-	1,32	1,05	0,58	0,41	-
5	Заявляем	нефтенол-НЗ	3,0	П-1	1,0	MgCl2	1,14	94,46	окс.тит.	0,5	54751	50112	40805	19208	25
6	Прототип	нефтенол-НЗ	3,0			MgCl2	1,14	95,86	-	-	29671	27134	13723	5546	7
7	Заявляем	нефтехим-1	5,0	П-2	2,0	карналлит	1,20	90,80	оксид цинка.	1,0	45128	38310	32017	23306	27
8	Прототип	нефтехим-1	5,0	-	-	карналлит	1,20	93,80	-	-	19875	17674	11679	6343	9
9	Заявляем	нефтенол-НЗН	8,0	П-2	3,0	MgCl2	1,25	85,75	окс.жел.	2,0	39813	36311	33601	25553	30
10	Прототип	нефтенол-НЗН	8,0	-	-	MgCl2	1,25	90,75	-	-	21456	18532	13458	5268	7
11	Заявляем	МЛ-80	10,0	П-2	2,0	CaCl2	1,30	83,7	окс.хр.	3,0	35930	33853	34689	23267	32
12	Прототип	МЛ-81Б	10,0	-	-	CaCl2	1,30	88,7	-	-	2,56	2,25	1,15	0,68	-
13	Заявляем	неонол-3	5,0	П-3	5,0	ZnCl2	1,60	84,90	окс.ал.	3,5	42456	38735	35256	27789	38
14	Прототип	неонол-3	5,0			ZnCl2	1,60	93,40	-	-	28012	25067	15667	8526	10
15	Заявляем	сонкор-9701	11,0	П-3	6,0	карналлит	1,25	79,75	Полисил П-1	2,0	32385	30108	21205	13303	15
16	Прототип	сонкор-9701	11,0	-	-	карналлит	1,25	87,75	-	-	16342	13678	8765	3432	3
17	Заявляем	синол-ЭМ	5,0	П-1	2,0	KCl	1,35	89,65	окс.тит.	2,0	52680	48420	32573	25380	35
18	Прототип	синол-ЭМ	5,0	-	-	KCl	1,35	93,65	-	-	21765	19664	12743	7664	8
19	Заявляем	нефтенол-Н	5,0	П-1	2,0	карналлит	1,25	90,75	Полисил-ДФ	1,0	52543	48254	34789	26479	35
20	Прототип	нефтенол-001М	5,0	-	-	карналлит	1,25	93,75	-	-	18675	15378	12646	7456	8
21	Заявляем	Викор-1А	5,0	П-2	3,0	MgCl2	1,30	89,70	аэросил	1,0	49652	46543	30675	23564	30
22	Прототип	Викор-1А	5,0	-	-	MgCl2	1,30	93,70	-	-	19456	15564	10345	5543	7

Таблица 2.
Структурная вязкость заявляемых эмульсий и эмульсий-прототипов.*
№	Состав	Содержание компонентов, мас.%	Вязкость мПа·с, при скорости сдвига 10-1 сек, при Т°С	Термостабильность, сут.
ПАВ или их смесь	Эмульсия полимера	Раствор минер. соли, г/см3	Углеводород
шифр	к-во	шифр	к-во	название	плотность	к-во	марка	к-во	25	40	80	100
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	Заяв	синол-ЭМ	1,0	П-1	0,2	KCl	1,02	94,73	Ст.бенз	3	расслаивается
2	Прот	синол-ЭМ	1,0	-	-	KCl	1,02	97,98	Ст.бенз	3	расслаивается
3	Заяв	Неонол-3	2,0	П-1	0,5	KCl	1,08	91,32	Ст.бенз	5	5085	4882	2921	1365	10
4	Прот	Неонол-3	2,0	-	-	KCl	1,08	91,92	Ст.бенз	5	2468	2285	993	530	2
5	Заяв	нефтенол-НЗ	3,0	П-1	1,0	MgCl2	1,14	84,36	диз.топл.	10	2001	1885	1423	1201	20
6	Прот	нефтенол-НЗ	3,0	-	-	MgCl2	1,14	89,86	диз.топл	10	688	641	506	258	7
7	Заяв	нефтехим-1	5,0	П-3	2,0	карналлит	1,25	80,75	бензин	10	2668	2032	1835	1641	25
8	Прот	нефтехим-1	5,0	-	-	карналлит	1,25	83,75	бензин	10	845	783	640	560	8
9	Заяв	нефтенол-НЗН	8,0	П-3	3,0	MgCl2	1,30	75,70	керосин	20	683	669	630	485	12
10	Прот	нефтенол-НЗН	8,0	-	-	MgCl2	1,30	70,70	керосин	20	245	232	221	165	4
11	Заяв	МЛ-80	10,0	П-2	2,0	CaCl2	1,30	53,70	гекс.ф	30	1683	1605	1310	752	21
12	Прот	МЛ-81Б	10,0	-	-	CaCl2	1,30	58,70	гекс.ф	30	1,12	1,10	1,09	1,08	-
13	Заяв	МКС	5,0	П-2	5,0	ZnCl2	1,60	49,90	нефрас	35	388	366	305	201	18
14	Прот	МКС	5,0	-	-	ZnCl2	1,60	58,40	нефрас	35	1,32	1,31	1,30	1,28	-
15	Заяв	Синол-ЭМ	11,0	П-2	6,0	карналлит	1,25	39,75	бензин	40	853	801	603	581	16
16	Прот	Синол-ЭМ	11,0	-	-	карналлит	1,25	57,75	бензин	40	365	338	321	143	3
17	Заяв	синол-ЭМ	5,0	П-1	2,0	KCl	1,20	79,80	нефть	10	2325	2181	1742	1620	32
18	Прот	синол-ЭМ	5,0	-	-	KCl	1,20	83,80	нефть	10	611	600	583	401	9
19	Заяв	нефтенол-Н	5,0	П-1	2,0	карналлит	1,25	80,75	диз.топл	10	1938	1823	1532	1310	30
20	Прот	нефтенол-001М	5,0	-	-	карналлит	1,25	83,75	диз.топл	10	695	591	465	413	8
*Количество и марки высокодисперсного материала как в составах 1-20 таблицы 1 соответственно

1. Жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая эмульгатор и водный раствор минеральной соли, отличающаяся тем, что она содержит в качестве эмульгатора масло-, или масловодо-, или водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ и дополнительно эмульсию полимера анионного типа в масле и высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный эмульгатор	2,0-10,0
Указанная эмульсия полимера	0,5-5,0
Высокодисперсный гидрофобный материал	0,1-3,0
Водный раствор минеральной соли	Остальное

2. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит углеводород в количестве 5-35 мас.%.