ЖИДКОСТЬ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2006 года по МПК C09K8/42 

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 эмульгатор2,0-10,0Указанная эмульсия полимера0,5-5,0Высокодисперсный гидрофобный материал0,1-3,0Раствор минеральной солиостальное

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/пСоставСодержание компонентов, мас.%Вязкость мПа·с, при скорости сдвига 10^-1 сек, при Т°СТермостабильность, сут.ПАВ или их смесьЭмульсия полимераРаствор минер. соли, г/см³Выс/дисп матер.шифрк-вошифрк-воназван.плотностьк-вомаркак-во254080100123456789101112131415161Заявляемсинол-ЭМ1,0П-10,2KCl1,0297,73окс.хр.0,05расслаивается 2Прототипсинол-ЭМ1,0--KCl1,0297,98--расслаивается 3ЗаявляемМКС2,0П-10,5KCl1,0896,32тфэ0,158867563104781321012204ПрототипМКС2,0--KCl1,0896,92--1,321,050,580,41-5Заявляемнефтенол-НЗ3,0П-11,0MgCl₂1,1494,46окс.тит.0,554751501124080519208256Прототипнефтенол-НЗ3,0  MgCl₂1,1495,86--296712713413723554677Заявляемнефтехим-15,0П-22,0карналлит1,2090,80оксид цинка.1,045128383103201723306278Прототипнефтехим-15,0--карналлит1,2093,80--198751767411679634399Заявляемнефтенол-НЗН8,0П-23,0MgCl₂1,2585,75окс.жел.2,0398133631133601255533010Прототипнефтенол-НЗН8,0--MgCl₂1,2590,75--2145618532134585268711ЗаявляемМЛ-8010,0П-22,0CaCl₂1,3083,7окс.хр.3,0359303385334689232673212ПрототипМЛ-81Б10,0--CaCl₂1,3088,7--2,562,251,150,68-13Заявляемнеонол-35,0П-35,0ZnCl₂1,6084,90окс.ал.3,5424563873535256277893814Прототипнеонол-35,0  ZnCl₂1,6093,40--28012250671566785261015Заявляемсонкор-970111,0П-36,0карналлит1,2579,75Полисил П-12,0323853010821205133031516Прототипсонкор-970111,0--карналлит1,2587,75--163421367887653432317Заявляемсинол-ЭМ5,0П-12,0KCl1,3589,65окс.тит.2,0526804842032573253803518Прототипсинол-ЭМ5,0--KCl1,3593,65--2176519664127437664819Заявляемнефтенол-Н5,0П-12,0карналлит1,2590,75Полисил-ДФ1,0525434825434789264793520Прототипнефтенол-001М5,0--карналлит1,2593,75--1867515378126467456821ЗаявляемВикор-1А5,0П-23,0MgCl₂1,3089,70аэросил1,0496524654330675235643022ПрототипВикор-1А5,0--MgCl₂1,3093,70--19456155641034555437

Таблица 2.Структурная вязкость заявляемых эмульсий и эмульсий-прототипов.*№СоставСодержание компонентов, мас.%Вязкость мПа·с, при скорости сдвига 10^-1 сек, при Т°СТермостабильность, сут.ПАВ или их смесьЭмульсия полимераРаствор минер. соли, г/см³Углеводородшифрк-вошифрк-воназваниеплотностьк-вомаркак-во254080100123456789101112131415161Заявсинол-ЭМ1,0П-10,2KCl1,0294,73Ст.бенз3расслаивается2Протсинол-ЭМ1,0--KCl1,0297,98Ст.бенз3расслаивается3ЗаявНеонол-32,0П-10,5KCl1,0891,32Ст.бенз55085488229211365104ПротНеонол-32,0--KCl1,0891,92Ст.бенз52468228599353025Заявнефтенол-НЗ3,0П-11,0MgCl₂1,1484,36диз.топл.102001188514231201206Протнефтенол-НЗ3,0--MgCl₂1,1489,86диз.топл1068864150625877Заявнефтехим-15,0П-32,0карналлит1,2580,75бензин102668203218351641258Протнефтехим-15,0--карналлит1,2583,75бензин1084578364056089Заявнефтенол-НЗН8,0П-33,0MgCl₂1,3075,70керосин206836696304851210Протнефтенол-НЗН8,0--MgCl₂1,3070,70керосин20245232221165411ЗаявМЛ-8010,0П-22,0CaCl₂1,3053,70гекс.ф301683160513107522112ПротМЛ-81Б10,0--CaCl₂1,3058,70гекс.ф301,121,101,091,08-13ЗаявМКС5,0П-25,0ZnCl₂1,6049,90нефрас353883663052011814ПротМКС5,0--ZnCl₂1,6058,40нефрас351,321,311,301,28-15ЗаявСинол-ЭМ11,0П-26,0карналлит1,2539,75бензин408538016035811616ПротСинол-ЭМ11,0--карналлит1,2557,75бензин40365338321143317Заявсинол-ЭМ5,0П-12,0KCl1,2079,80нефть1023252181174216203218Протсинол-ЭМ5,0--KCl1,2083,80нефть10611600583401919Заявнефтенол-Н5,0П-12,0карналлит1,2580,75диз.топл1019381823153213103020Протнефтенол-001М5,0--карналлит1,2583,75диз.топл106955914654138*Количество и марки высокодисперсного материала как в составах 1-20 таблицы 1 соответственно

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано в качестве жидкости глушения нефтегазовой скважины при производстве текущих и капитальных ремонтов скважины. Техническим результатом является создание технологической жидкости с многофункциональным назначением, отвечающей условиям технологии глушения скважин, а также обладающей свойствами, необходимыми для обработки призабойной зоны ОПЗ пласта, позволяющими комплексно решать проблемы сохранения, восстановления и повышения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта. 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, водный раствор минеральной соли остальное. Жидкость глушения может дополнительно содержать углеводород в количестве 5-35 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

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 2,0-10,0Указанная эмульсия полимера 0,5-5,0Высокодисперсный гидрофобный материал0,1-3,0Водный раствор минеральной соли Остальное