газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину

Формула изобретения

1. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий полимер анионного типа, поверхностно-активное вещество ПАВ, соль поливалентного металла, нитрит натрия, хлористый аммоний и воду, отличающийся тем, что он содержит полимер анионного типа в виде его эмульсии в масле, в качестве ПАВ - водо-, или масло-, или водомаслорастворимое, или масловодорастворимое ПАВ, или их смесь и дополнительно высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Эмульсия полимера анионного типа в масле	0,15-5,0
Указанное ПАВ	0,02-10,0
Соль поливалентного металла	0,002-0,20
Высокодисперсный гидрофобный материал	0,1-3,0
Нитрит натрия	0,41-8,96
Хлористый аммоний	0,32-7,0
Вода	остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит неорганическую кислоту или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смесь сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом-бифторидом аммония в количестве 0,1-0,2 мас.% сверх 100%.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит ингибитор коррозии в количестве 0,1-1,5 мас.%.

4. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит углеводород в количестве 5-25 мас.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважину, а также к составам для регулирования профиля приемистости закачиваемой воды, кроме того, состав можно использовать при глушении пластов с АНПД и в качестве поршня при очистке трубопроводов и транспорте различных нефтепродуктов в качестве разделителя.

Известен состав для ограничения водопритока в скважину, содержащий поверхностно-активное вещество (ПАВ), водорастворимый полимер - карбоксиметилцеллюлозу и воду (Амиян В.А., Амиян А.В. и Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980, с.62-63, 115, 326-334).

Однако прочность пены, приготовленной по этому составу, как в объеме, так и в пористой нефтесодержащей среде, небольшая, вследствие конкурентной адсорбции ПАВ на поверхности породы и перехода его в нефть.

Известен состав для изоляции водопритока, содержащий в мас.%: гидролизованный ПАА 0,3-1,42; хромокалиевые квасцы 0,06-0,09; нитрит натрия 0,41-3,0, хлористый аммоний 0,32-2,35 и воду (а.с. №1458556, кл. Е21В 43/00, 1986).

При нагревании состава в пласте происходит выделение газообразного азота в результате взаимодействия нитрита натрия с хлоридом аммония, и состав вспенивается. Однако при температуре пласта ниже 60°С пена образуется неустойчивая в результате низкой скорости реакции газообразования, поэтому газонаполненный состав имеет невысокую прочность.

Известен состав, содержащий в мас.%: ПАА 0,30-1,25; бихромат натрия или калия 0,01-0,1; нитрит натрия 0,65-2,60; хлористый аммоний 0,48-1,90; соляную кислоту 0,11-0,18 и воду остальное (а.с. №1677260, 5, Е21В 33/138, опублик. 15.09.91. Бюл. №34).

Известен состав, который используют при пластовой температуре ниже 60°С, содержащий в мас.%: гидролизованный ПАА 0,2-1,0; ПАВ 0,05-2,0; хромсодержащее вещество 0,005-0,04; нитрит натрия 1,28-8,96; хлористый аммоний 1,0-7,0; соляную кислоту 0,1-0,5 и воду остальное (а.с. №1793044, 5, Е21В 43/32, опубл. 07.02.93. Бюл. №5). В качестве инициатора реакции газообразования используют соляную кислоту.

Однако вышеуказанные составы имеют гидрофильную природу и малый срок изоляции, в результате чего они имеют низкую эффективность закачки.

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав, который используют при пластовой температуре выше 60°С, содержащий в мас.%: гидролизованный ПАА 0,15-1,0; ПАВ 0,02-1,0; хромсодержащее вещество 0,002-0,03; нитрит натрия 0,41-3,0; хлористый аммоний 0,32-2,35 и воду остальное (а.с. №1788212, 5, Е21В 33/138, опублик. 15.01.93. Бюл. №2).

Недостатками известных составов являются низкая термостабильность, низкая пеноустойчивость составов во времени и низкая их нефтевытесняющая способность.

Целью предлагаемого изобретения является улучшение изоляционных свойств газонаполненного состава после закачки его в призабойную зону пласта за счет увеличения термостабильности состава в результате увеличения прочности пены и пеноустойчивости состава во времени, увеличения его нефтевытесняющих свойств.

Поставленная задача решается тем, что газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий полимер анионного типа, поверхностно-активное вещество ПАВ, соль поливалентного металла, нитрит натрия, хлористый аммоний и воду, содержит полимер анионного типа в виде его эмульсии в масле, в качестве ПАВ - водо-, или масло-, или водомаслорастворимое, или масловодорастворимое ПАВ или их смесь и дополнительно высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Эмульсия полимера в масле	0,15-5,0
Указанное ПАВ	0,02-10,0
Соль поливалентного металла	0,002-0,20
Высокодисперсный гидрофобный материал	0,1-3,0
Нитрит натрия	0,41-8,96
Хлористый аммоний	0,32-7,0
Вода	остальное

Состав дополнительно содержит кислоту в количестве 0,1-0,2 мас.% сверх 100%, ингибитор коррозии в количестве 0,1-1,5 мас.%, углеводород в количестве 5-25 мас.%.

В качестве водорастворимых ПАВ используют анионные ПАВ, например АПАВ марки Сульфанол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, а также водорастворимые неионогенные ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ₉-12), выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО «Татнефть», либо его товарную форму СНО-3,4, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ».

В качестве маслорастворимого ПАВ используют, например, нефтенол НЗ, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-007-17197708-97; неонолы АФ ₉ 4-6 - неионогенные нонилфенолы, оксиэтилированные 4-6 молями оксиэтилена; а также нефтехим, содержащий сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата реформинга, выпускающийся по ТУ 2415-001-00151816-94, а также ингибитор коррозии марки Сонкор-9701, содержащий смесь модифицированных жирных аминов в органическом растворителе, выпускающийся по ТУ 2415-006-00151816-2000 на ЗАО «Опытный завод Нефтехим» г.Уфа; маслорастворимые нефтяные сульфонаты с ММ=600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислота), реагент синол-ЭМ, содержащий углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина; эмультал, выпускающийся по ТУ 6-14-1035-79.

Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водомаслорастворимых 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 2481-007-50622652-99-2002 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и новый моющий препарат марки «МЛ-Супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000.

Для обработки призабойных зон добывающих скважин используют смесь масловодорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например нефтенол Н - композицию нефте- и нефтеводорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.M - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4 (НПО «СинтезПАВ»).

В качестве смеси ПАВ используют смеси неионогенного и катионного ПАВ в виде готовых композиций, производимых разными фирмами, например ингибитор коррозии марки Викор-1А и Викор-2, выпускающиеся по ТУ 6-01-0203314-110-90 на ЗАО «Опытный завод Нефтехим» в г.Уфе, 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, ингибитор коррозии Аминкор, выпускающийся по ТУ 2415-003-11159873-99 ОАО «Нефтехим» в г.Уфе, высшие жирные спирты и кетоны, например реагент марки МаслоПод, выпускающийся по ТУ 2433-016-00205311-99 на ЗАО «Куйбышевазот».

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. В условиях высокой пластовой температуры (100°С) повышается роль многоатомных спиртов, так как они имеют высокую температуру кипения, которая составляет у низших диолов 188-224°С, что способствует повышению стабильности составов. Важным свойством спиртов, особенно гликолей, является их способность понижать температуру замерзания. Поэтому предлагаемые составы 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.

В качестве эмульсии полимера анионного типа в масле используют эмульсии полиакриламида (ПАА) с ММ=0,5-18·10 ⁶ и степенью гидролиза 5-20%, эмульсии карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам СЗ=80-90, эфиры оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) и других эфиров целлюлозы, эмульсии полиметакриловой кислоты (ПМАК), а также 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-Pouieng» (Франция), а также другими фирмами.

Эмульсии полимера в масле имеют концентрации 30-50 мас.% и образуют с водой, с вышеуказанными ПАВ или смесью ПАВ эмульсии.

В качестве раствора соли поливалентного металла можно использовать соли хрома, железа, алюминия в ацетатной, хлоридной, сульфатной, нитратной форме, например хромово-калиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), ацетаты хрома и алюминия, хлорид железа, сульфат и нитрат алюминия, а также соли в окисленной форме, например хроматы и бихроматы.

Катион поливалентного металла в окисленной форме восстанавливают в кислой среде сульфанолом или неонолом, или реагентами СНО-3Б или СНО-4Д.

Для увеличения гидрофобизации предлагаемый состав содержит высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ) в количестве 0,1-3,0 мас.%.

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 газообразователей используют нитрит натрия и хлористый аммоний.

Так как в составе при температуре до 60°С пена образуется неустойчивая из-за низкой скорости реакции газообразования, поэтому в качестве инициатора газообразования в состав добавляют кислоту или смесь кислоты с солью в количестве 0,1-0,2 мас.% сверх 100%.

В качестве кислоты или смеси кислоты с солью обычно используют соляную кислоту (HCl) или смесь соляной и плавиковой кислот (ССП), или смесь соляной с кремнефтористо-водородной кислотой (СКФВ), или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония (ССФА), или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония (ССБФА), или с бифторидом - фторидом аммония, фосфорную или ортофосфорную кислоту в количестве 0,1-0,2 мас.%.

Одним из главных отличий предлагаемого состава от прототипа является то, что в предлагаемом составе вместо водного раствора полиакриламида - полимера анионного типа - используют полимер анионного типа в виде его эмульсии в масле, причем эмульсию как высокомолекулярного полиакриламида, так и низкомолекулярного, а также эмульсию карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) или эфиров оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) или других вышеуказанных полимеров.

При этом, кроме водорастворимых ПАВ, используют водомаслорастворимые моющие средства марок МЛ-80 или МЛ-81Б, или новый моющий реагент марки «МЛ-Супер», или вышеуказанную смесь МКС, или масловодорастворимое ПАВ марок нефтенол-Н или нефтенол-001.М, или маслорастворимый ПАВ марки нефтенол Н3, а также смесь маслорастворимых ПАВ с неионогенными ПАВ, например композиции Синол-ЭМ, Нефтенол-Н3Н, или смесь маслорастворимых ПАВ, например композиции марок Аминкор, Викор-1А и Викор-2, Сонкор 9701, а также и другие указанные выше поверхностно-активные композиции.

Термостабильность предлагаемого газонаполненного состава увеличивается за счет введения полимера в виде его эмульсии в масле, и с увеличением концентрации эмульсии полимера увеличивается прочность пенной композиции и пеноустойчивость ее во времени. Предлагаемый состав представляет собой термостабильную газонаполненную эмульсию.

Известно, что для образования и стабилизации высокоустойчивых эмульсий необходимо, чтобы адсорбционные слои и связанные с ними сольватные оболочки обладали достаточно высокой структурной вязкостью. Высокую прочность пены газонаполненного состава обеспечивает введение полимера в виде его эмульсии в масле, имеющей достаточно высокую вязкость и образующей гелеобразно структурированные адсорбционные слои на границе раздела фаз.

За счет образования коллоидных адсорбционных слоев полимер, введенный в виде эмульсии его в масле, играет роль сильного стабилизатора устойчивости пенной композиции, в результате чего значительно повышается прочность пены и термостабильность (пеноустойчивость во времени) образующихся эмульсий. Получение устойчивых газонаполненных эмульсий обусловлено образованием высоковязкой пленки на поверхности раздела фаз, существование этой пленки проявляется в повышенной вязкости поверхностного слоя дисперсной фазы.

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

При увеличении концентрации эмульсии полимера, вводимой в композицию, нарастает стабилизирующее действие полимера, что позволяет получать устойчивые пенные эмульсии высокой прочности и термостабильности в условиях высокой температуры пласта.

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

В предлагаемом составе ПАВ находится в связанном состоянии за счет взаимодействия его с катионом поливалентного металла и гидролизованным полимером. В результате такого взаимодействия образуется поверхностно-активный газонаполненный гель, прочно удерживающий газ, который образуется в результате реакции нитрита натрия и хлористого аммония.

Кроме того, ПАВ, содержащееся в газонаполненном предлагаемом составе, придает ему поверхностно-активные свойства, при закачке его в обводненные нефтяные скважины поверхность породы пласта изменяет смачиваемость, а именно гидрофобизируется за счет гидрофобных цепей ПАА или ПАВ. При гидрофобизации поверхности породы улучшается адгезия состава к породе, что способствует лучшему удерживанию его в пласте.

Для увеличения гидрофобизации состава предлагаемый газонаполненный состав содержит высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,01-3,0 мас.%.

Высокодисперсные гидрофобные материалы, имея субмикронные частицы, легко проникают в поры и микротрещины коллектора, изменяют энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, так 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°С 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.

Предлагаемый состав за счет улучшения его реологических свойств и термостабильности позволит эффективно его использовать в высокообводненных нефтяных пластах на контакте с высокоминерализованными водами для снижения проницаемости высокопроницаемых пропластков пласта.

Наши исследования показали, что композиции состава-прототипа термоустойчивы до температуры 60°С. С увеличением температуры термостабильность композиций прототипа резко уменьшается.

Так как в водных растворах гидролизованного полиакриламида при температуре выше 60°С происходит деструкция водного раствора полимера, поэтому прочность газонаполненного состава-прототипа с повышением температуры резко падает.

Предлагаемый газонаполненный состав имеет высокую термостабильность благодаря высокой термостабильности самой эмульсии полимера в масле, которая значительно меньше подвержена деструкции.

Высокая коррозийная активность состава в случае добавления кислоты в состав нейтрализуется присутствующим в составе эмульгатором, который обычно является продуктом взаимодействия жирных кислот и органического амина, т.е. ингибитором коррозии, который формирует на внутренней поверхности трубопроводов гидрофобную пленку.

Если предлагаемый состав в качестве ПАВ содержит водорастворимые или водомаслорастворимые ПАВ, то целесообразно для защиты коллекторов и трубопроводов дополнительно вводить в состав ингибитор коррозии.

Предлагаемый состав в зависимости от технологической необходимости может содержать ингибиторы коррозии марок, например Аминкор, Викор-1А и Викор-2, Сонкор 9701, нефтехим, СНПХ-6030, СНПХ-6035, СНПХ-6201, СНПХ-6438, СНПХ-6418 в количестве 0,1-1,5 мас.%.

Для понижения вязкости приготовляемых композиций заявляемый состав может содержать углеводород в количестве 5,0-25,0 мас.%.

В качестве углеводорода используют стабильный бензин, керосин, гексановую фракцию (смесь предельных углеводородов С ₆-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.

Предлагаемый газонаполненный состав готовят следующим образом.

К рабочему раствору полимера анионного типа в виде его эмульсии в масле концентрацией 0,15-5,0 мас.% небольшими порциями при перемешивании добавляют расчетное количество вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ в количестве 0,02-10,0 мас.%, затем добавляют газообразователи - нитрит натрия в количестве 0,41-8,96 мас.% и хлористый аммоний в количестве 0,32-7,0 мас.%, затем высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-3,0 мас.%, после чего дозируют заранее приготовленный 1-10%-ный раствор соли поливалентного металла в количестве 0,002-0,20 мас.% и состав тщательно перемешивают.

В композиции, которые используют при температуре до 60°С, добавляют в качестве инициатора кислоту и оставляют на выдержку, как в нашем примере, при температуре 20°С.

Композиции, которые выдерживают при температуре выше 60°С, не содержат кислоты, так как реакция газообразования выше 60°С имеет высокую скорость, композиции помещают в термошкаф при температуре 95°С. Все композиции газонаполненного состава термостатируют во времени.

В композициях, которые используют до 60°С с помощью инициатора газообразования, и в композициях, которые используют при нагревании выше 60°С, газообразователи начинают взаимодействовать между собой с выделением газообразного азота, который вспенивает образующий гель.

Прочность полученных газонаполненных композиций предлагаемого состава, как и состава-прототипа, характеризуют предельной нагрузкой, которую определяют после их выдержки при температуре 20 и 95°С в течение 20 час, 7 суток и 20 суток.

Чтобы легче было сравнивать результаты, исследование прочности композиций как предлагаемого состава, так и состава-прототипа проводили в одинаковых условиях.

В стакан, где образовалась газонаполненная композиция, на поверхность пены помещают пенопластовый поршень и нагружают его металлическими шайбами определенного веса до момента, при котором начинается уменьшение пены.

Эту предельную нагрузку на пену (Р) определяют в Паскалях (Па) по формуле:

где m - вес шайб, г; S - площадь поршня, м ².

Предельную нагрузку Р на пену определяли через 20 час, 7 сут и 20 сут.

Предел пеноустойчивости композиций во времени предлагаемого состава и состава-прототипа определяли визуально до резкого уменьшения объема пенной композиции и фиксировали количество суток, в течение которых объем пены оставался примерно постоянным.

Соотношение компонентов в композициях предлагаемого состава и состава-прототипа, их прочностная характеристика в Па и предел пеноустойчивости в сутках при 20 и 95°С приведены в табл.1-3.

Для определения снижения проницаемости коллекторов после закачки предлагаемых составов и увеличения их нефтевытесняющей способности были проведены фильтрационные исследования.

Пример 1. Для приготовления предлагаемого состава в эмульсию ПАА с MM=16·10⁶ и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или эмульсию ПАА с MM=5·10 ⁶ и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или эмульсию карбоксиметилцеллюлозы марки КМЦ-600 (под шифром П-3) в количестве 0,15-5,0 мас.% вводят 0,02-10 мас.% вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ, затем дозируют хлористый аммоний в количестве 0,32-7,0 мас.%, нитрит натрия в количестве 0,41-8,96 мас.% и высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-3,0 мас.%, после чего дозируют заранее приготовленные 1-10%-ные растворы соли поливалентного металла в количестве 0,002-0,20 мас.% и состав тщательно перемешивают. Предлагаемый состав может содержать ингибитор коррозии в количестве 0,1-1,5 мас.% и углеводород в количестве 5-25 мас %. (см. табл.1).

В примере 10 и 24 табл.1 используют многокомпонентную смесь (МКС), содержащую смесь анионных и неионогенных ПАВ и спиртовую добавку - в примере 10 - пропанол, а в примере 24 - этиленгликоль.

Углеводород добавляют в вышеуказанные композиции для регулирования вязкости эмульсий.

Предлагаемую эмульсию используют при температуре пласта выше 60°С.

Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 95°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 4,05-6,5 мкм ² (K₁). Затем предлагаемый состав фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости.

Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемого состава, затем три объема пор керна воды. После этого определяют проницаемость по воде (K₂ ). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: K₁ /K₂·100%.

Состав-прототип готовят путем смешения 0,15-1,0 мас.% водного раствора ПАА с ММ=16·10 ⁶ (П-1А) с 0,02-1,0 мас.% неонола-12 или сульфанола, хромсодержащего вещества в количестве 0,002-0,03 мас.%, хлористого аммония в количестве 0,32-2,35 мас.%, нитрита натрия в количестве 0,41-3,0 мас.%.

Результаты фильтрации показывают, что при введении в состав вместо водного раствора полимера - полимера в виде его эмульсии в масле, в качестве ПАВ - водо- или масло, или водомасло-, или масловодорастворимого ПАВ или их смеси и высокодисперсного гидрофобного материала (ВДГМ) в указанных количествах - проницаемость керна снижается 1,3-4,7 раза (сравните заявляемые эмульсии с эмульсиями-прототипами в табл.4).

Содержание компонентов в составе, замеры предельной нагрузки на пену в Па через 20 час, 7 сут и 20 сут и пеноустойчивость в сутках заявляемых составов и составов-прототипов при 95°С представлены в табл.1 и 2.

Предельная нагрузка на пену предлагаемых составов через 20 час в 3-3,5 раза была выше предельной нагрузки на пену составов-прототипов, через 3 и 5 суток все составы-прототипы разрушились. Пеноустойчивость предлагаемых составов составляет 8-28 сут.

Термостабильность заявляемого состава в результате повышения предельной нагрузки на пену и пеноустойчивости состава во времени увеличивается в 4-8 раз в сравнении с составом-прототипом (см. табл.1 и 2).

Пример 2. Предлагаемые композиции состава готовят путем перемешивания вышеуказанных компонентов (см. пример 1) и добавлением в состав кислоты, например соляной кислоты (HCl) или смеси соляной и плавиковой кислотой (ССП), или смеси соляной с кремнефтористо-водородной кислотой (СКФВ), или смеси сульфаминовой кислоты с фторидом аммония (ССФА), или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония (ССБФА), фосфорной или ортофосфорной кислоты в количестве 0,1-0,2 мас.% сверх 100%.

Предлагаемую эмульсию с добавлением кислоты используют при температуре пласта до 60°С (в нашем примере при 20°С).

Состав-прототип готовят путем смешения 0,15-1,0 мас.% водного раствора ПАА с ММ=16·10 ⁶ (П-1А) с 0,02-1,0 мас.% неонола-12 или сульфанола, хромсодержащего вещества в количестве 0,002-0,03 мас.%, хлористого аммония в количестве 0,32-2,35 мас.%, нитрита натрия в количестве 0,41-3,0 мас.% и добавлением соляной кислоты в композиции.

Пеноустойчивость состава и замеры предельной нагрузки на пену через 20 час, 7 сут и 20 сут заявляемых составов и составов-прототипов при 20°С представлены в табл.3.

Результаты замеров показывают, что предельная нагрузка на пену предлагаемых составов через 20 час, 7 сут и 20 сут в 3-3,5 раза выше предельной нагрузки на пену составов-прототипов. Пеноустойчивость предлагаемых составов выше составов-прототипов в 3 и более раз.

Результаты фильтрации заявляемого состава и состава-прототипа при 20°С показывают, что при введении в заявляемый состав вместо водного раствора полимера - полимера в виде его эмульсии в масле, в качестве ПАВ - водо- или масло-, или водомасло-, или масловодорастворимого ПАВ или их смеси и высокодисперсного гидрофобного материала (ВДГМ) в указанных количествах - проницаемость керна снизилась в 3,88 и 1,85 раза соответственно (см. табл.4, композиции 6 и 7 из табл.3 при 20°С).

Пример 3. Для приготовления предлагаемого состава в эмульсию ПАА с ММ=15·10⁶ и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или эмульсию ПАА с ММ=5·10⁶ и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или эмульсию карбоксиметилцеллюлозы марки КМЦ-600 (под шифром П-3) в количестве 0,15-5,0 мас.% вводят 0,02-10 мас.% вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ, затем дозируют хлористый аммоний в количестве 0,32-7,0 мас.%, нитрит натрия в количестве 0,41-8,96 мас.% и высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-3,0 мас %, после чего дозируют заранее приготовленные 1-10%-ные растворы соли поливалентного металла в количестве 0,002-0,20 мас.%. Предлагаемый состав может содержать ингибитор коррозии в количестве 0,1-1,5 мас.% и углеводород в количестве 5-25 мас %. (см. табл.1).

Углеводород добавляют в вышеуказанные композиции для регулирования вязкости эмульсий.

Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали. Керн заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 95°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.

После этого в керн под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м ³ и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемого состава, затем три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации заявляемых составов и составов-прототипов по определению нефтевытесняющей способности их представлены в табл.5.

За счет введения гидрофобной добавки в состав изменяется смачиваемость поверхности породы, а именно увеличивается гидрофобизация породы коллектора. При этом снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть и увеличивается относительная проницаемость пласта по нефти, увеличивается нефтевытесняющая способность состава, в результате чего повышается дебит нефти.

За счет присутствия в предлагаемом составе кроме неонола и сульфанола других вышеперечисленных ПАВ: водо-, или масло-, или масловодо-, или водомаслорастворимого ПАВ или смеси ПАВ, анионного полимера в виде его эмульсии в масле и высокодисперсного гидрофобного материала улучшаются фильтрационные характеристики скважины, в результате чего увеличивается фазовая проницаемость скважины по нефти.

Техническим результатом является улучшение изоляционных свойств газонаполненного состава после закачки его в призабойную зону пласта за счет увеличения термостабильности состава в результате увеличения прочности пены и пеноустойчивости состава во времени, увеличения его нефтевытесняющих свойств.

Предложенный газонаполненный состав при закачке в пласт создает повышенные сопротивления в пористой среде и, в первую очередь, перекрывает крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.

Введением углеводорода в предлагаемый состав можно регулировать вязкость состава для закачки его в низкопроницаемые участки пласта.

Таблица 1. Композиции газонаполненного предлагаемого состава и состава-прототипа.
№ состава	Состав	Содержание компонентов, мас.%
		Эмульсия полимера		ПАВ или смесь ПАВ		Соль поливалент. мет-ла.		ВДГМ		NH4Cl	NaNO2	Ингибитор коррозии		вода
		шифр	к-во	марка	к-во			марка	к-во			марка	к-во
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Заявляем	П-1	0,10	неонол-12	0,01	хкк	0,001	тетрафторэтилен	0,05	0,32	0,41	СНПХ-6030	0,05	99,059
2	Заявляем	П-1	0,15	неонол-12	0,02	хкк	0,002	тальк	0,1	0,32	0,41	Викор-2	0,1	98,898
3	Прототип	П-1А	0,15	неонол-12	0,02	хкк	0,002	-	-	0,32	0,41	-	-	99,098
4	Заявляем	П-1	0,3	МЛ-80	0,10	хкк	0,01	оксид титана	0,1	1,9	2,45	аминкор	0,5	94,64
5	Прототип	П-1А	0,3	сульфонол	0,10	охк	0,01	-	-	1.9	2,45	-	-	95,54
6	Заявляем	П-1	0,5	МЛ-81Б	0,5	хромат	0,02	аэросил	0,5	1,9	2,45	СНПХ-6418	0,5	94,13
7	Прототип	П-1А	0,5	сульфонол	0,5	бихромат	0,01	-	-	1,9	2,45	-	-	95,14
8	Заявляем	П-1	1,0	МЛ-супер	1,0	хлорид железа	0,03	оксид хрома	1,0	2,35	3,0	Викор 1А	1.0	90.62
9	Прототип	П-1А	1,0	сульфонол	1,0	охк	0,03	-	-	2,35	3,0	-	-	92,62
10	Заявляем	П-2	2,0	МКС	3,0	сульфат алюминия	0,03	оксид железа	1,0	2,35	3,0	СНПХ-6035	1,0	87,62
11	Заявляем	П-2	2,0	нефтехим	5,0	охк	0,04	оксид цинка	2,0	2,35	3,0	-	-	85,61
12	Заявляем	П-2	3,0	нефтенол Н3Н	8,0	нитрат алюминия	0,04	аэросил	2,5	5,0	6,4	-	-	75,06
13	Заявляем	П-2	3,0	нефтенол Н3	10,0	ацетат хрома	0,05	полисил П-1	3,0	5.0	6,4	-	-	72,55
14	Заявляем	П-3	5,0	сонкор-9701	11,0	ацетат хрома	0,10	оксид железа	3,5	5,0	6,4	-	-	69,0
15	Заявляем	П-3	6,0	неонол-4	5,0	ацетат хрома	0,20	поливиниловый спирт	1,0	5,0	6,4	СНПХ-6201	1,5	74,90
16	Заявляем	П-3	2,0	синол ЭМ	5,0	сульфат хрома	0,25	тальк	1,5	7,0	8,96	-	-	75,29
17	Заявляем	П-1	2,0	нефтенол Н	5,0	хромат	0,02	полисил ДФ	2,0	7,0	8,96	-	-	75,02
18	Заявляем	П-2	2,0	нефтенол 001. М	5,0	ацетат хрома	0,01	перлит	1,5	7,0	8,96	-	-	75,53
19	Заявляем	П-2	3,0	Викор-1А	5,0	бихромат	0,01	оксид титана	1,0	7,0	8,96	углеводород		75,03
20	Заявляем	П-3	3,0	Викор-2	5,0	хкк	0,03	полисил П-1	1,0	2,35	3,0	марка	к-во	85,62
21	Заявляем	П-1	2,0	Аминкор	5,0	хкк	0,04	полисил ДФ	1,0	2,35	3,0	нефть	5,0	81,61
22	Заявляем	П-1	2,0	МаслоПод	5,0	бихромат	0,02	оксид алюминия	2,0	2,35	3,0	дизельное топливо	10,0	75,63
23	Заявляем	П-2	3,0	Нефтенол ВВД	3,0	охк	0,03	белая сажа	2,0	2,35	3,0	гексановая фракция	15,0	71,62
24	Заявляем	П-1	2,0	МКС	3,0	хкк	0,03	тетрафторэтилен	1,0	1,9	2,45	керосин	20,0	69,62
25	Заявляем	П-2	3,0	Неонол-4	5,0	ацетат хрома	0,10	аэросил	2,0	1,9	2,45	бензин	25,0	60,55
26	Заявляем	П-3	5,0	Мл-супер	2,0	сульфат люминия	0,20	тальк	3,0	1,9	2,45	нефрас	30,0	55,45

Таблица 2. Прочностная характеристика композиций газонаполненного предлагаемого состава и состава-прототипа при температуре 95°С.
№ состава	Состав	Предельная нагрузка, Па, через			Пеноустойчивость состава, сут
		20 час	7 сут	20 сут
1	2	3	4	5	6
1	Заявляемый	14	-	-	1
2	Заявляемый	60	36	-	8
3	Прототип	23	-	-	1
4	Заявляемый	863	545	-	14
5	Прототип	270	-	-	2
6	Заявляемый	2529	1810	25	20
7	Прототип	745	-	-	3
8	Заявляемый	6605	5312	203	23
9	Прототип	2030	-	-	5
10	Заявляемый	7615	6302	487	26
11	Заявляемый	8336	7090	535	28
12	Заявляемый	7680	6265	471	26
13	Заявляемый	8203	6801	505	27
14	Заявляемый	6150	4811	228	23
15	Заявляемый	6845	5507	510	27
16	Заявляемый	6483	5125	238	24
17	Заявляемый	6385	5003	470	26
18	Заявляемый	5790	4411	240	23
19	Заявляемый	6510	5221	495	27
20	Заявляемый	5320	4008	253	24
21	Заявляемый	3662	3295	201	23
22	Заявляемый	3101	2592	168	22
23	Заявляемый	2305	2008	152	22
24	Заявляемый	2008	1503	85	21
25	Заявляемый	985	591	28	20
26	Заявляемый	780	365	-	18

Таблица 3. Прочностная характеристика композиций газонаполненного предлагаемого состава и состава-прототипа при температуре 20°С.
№ состава	Состав	кислота		Предельная нагрузка, Па, через			Устойчивость пены, сут
		марка	к-во	20 час	7 сут	20 сут
1	2	HCl	0,05	3	4	5	6
1	Заявляемый	HCl	0,1	15	-	-	1
2	Заявляемый	ССП	0,1	68	45	18	21
3	Прототип	HCl	0,1	21	12	-	8
4	Заявляемый	ССП	0,12	980	650	250	68
5	Прототип	HCl	0,12	372	230	76	22
6	Заявляемый	HCl	0,12	2585	2263	1336	97
7	Прототип	HCl	0.15	851	603	372	35
8	Заявляемый	СКФВ	0,15	6965	6530	4411	более 150
9	Прототип	HCl	0,15	2383	2035	1032	120
10	Заявляемый	ССФА	0,15	7830	7312	6201	более 150
11	Заявляемый	ССФА	0,20	8505	8380	7135	более 150
12	Заявляемый	ССБФА	0,18	7831	7710	6580	более 150
13	Заявляемый	ССБФА	0,18	8505	8380	7185	более 150
14	Заявляемый	фосфорная	0,18	7831	7710	6580	более 150
15	Заявляемый	HCl	0,18	8165	8035	6920	более 150
16	Заявляемый	ортофосфорная	0,20	6083	5980	4870	более 150
17	Заявляемый	HCl	0,20	6830	6706	5680	более 150
18	Заявляемый	HCl	0,20	6500	6325	5206	более 150
19	Заявляемый	HCl	0,20	6310	6180	5056	более 150
20	Заявляемый	ССП	0,25	5820	5706	4601	более 150
21	Заявляемый	СКФВ	0,20	3785	3667	3008	более 150
22	Заявляемый	HCl	0,15	3203	3035	2823	более 150
23	Заявляемый	HCl	0,15	2442	2308	2101	более 150
24	Заявляемый	HCl	0,12	2128	1983	1760	более 150
25	Заявляемый	HCl	0,12	1068	932	751	150
26	Заявляемый	ССП	0,15	980	771	583	100

Таблица 4. Результаты фильтрации композиций заявляемого газонаполненного состава и состава-прототипа при 95°С.
№ состава	Состав	Проницаемость, мкм2		Снижение проницаемости, K1/K2
		до фильтрации, K1	после фильтрации, К2
1	2	3	4	5
1	Заявляемый	4,32	3,92	110
2	Заявляемый	4,06	3,19	127
3	Прототип	4,15	3,84	108
4	Заявляемый	5,20	1,78	292
5	Прототип	4,53	3,19	142
6	Заявляемый	4,32	1,18	365
7	Прототип	4,75	2,91	161
8	Заявляемый	4,60	1,09	422
9	Прототип	4,80	2,36	203
10	Заявляемый	4,92	1,10	445
11	Заявляемый	5,54	1,28	430
12	Заявляемый	5,65	1,37	411
13	Заявляемый	5,83	1,49	390
14	Заявляемый	6,03	1,58	381
15	Заявляемый	6,22	1,46	425
16	Заявляемый	6,35	1,40	453
17	Заявляемый	6,50	1,47	442
18	Заявляемый	6,32	1,36	465
19	Заявляемый	5,23	1,108	472
20	Заявляемый	5,36	1,19	450
21	Заявляемый	5,12	1,122	456
22	Заявляемый	5,03	1,086	463
Синтезы из табл.3 при 20°С
6	Заявляемый	6,15	1,67	388
7	Прототип	5,48	2,96	185

Таблица 5. Нефтевытесняющие свойства композиций заявляемого газонаполненного состава и состава-прототипа.
№ состава	Состав	Начальная нефтенасыщенность, %	Коэффициент вытеснения нефти
			по воде	прирост	общий
1	2	3	4	5	6
1	Заявляемый	67,2	0,62	0,18	0,80
2	Заявляемый	65,3	0,62	0,21	0,83
3	Прототип	66,5	0,62	0,20	0,82
4	Заявляемый	64,6	0,63	0,23	0,85
5	Прототип	67,4	0,62	0,21	0,83
6	Заявляемый	69,3	0,64	0,28	0,92
7	Прототип	68,6	0,63	0,22	0,85
8	Заявляемый	71,8	0,63	0,30	0,93
9	Прототип	69,4	0,63	0,24	0,87
10	Заявляемый	70,5	0,65	0,31	0,96
11	Заявляемый	72,8	0,64	0,30	0,94
12	Заявляемый	66,3	0,64	0,28	0,92
13	Заявляемый	68,7	0,65	0,30	0,95
14	Заявляемый	71,3	0,64	0,32	0,96
15	Заявляемый	72,0	0,64	0,28	0,92
16	Заявляемый	67,7	0,65	0,30	0,95
17	Заявляемый	69,6	0,64	0,32	0,96
18	Заявляемый	70,8	0,64	0,33	0,97
19	Заявляемый	71,9	0,64	0,32	0,96
20	Заявляемый	67,2	0,65	0,32	0,97
21	Заявляемый	72,5	0,64	0,30	0,94
22	Заявляемый	69,3	0,65	0,30	0,95
23	Заявляемый	66,9	0,65	0,31	0,96
24	Заявляемый	70,1	0,64	0,32	0,96
25	Заявляемый	72,6	0,64	0,31	0,96
26	Заявляемый	69,9	0,64	0,30	0,94