Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин.

Современное состояние нефтегазоносных объектов разработки в основных нефтегазодобывающих странах характеризуется истощением запасов нефти и газа. Данный факт приводит к необходимости широкого внедрения различных видов физических и химических методов воздействия на нефтегазоносные пласты с целью интенсификации добычи нефти. Одним из наиболее широко-распространенных физических методов интенсификации добычи нефти является гидравлический разрыв пласта (далее - ГРП). Гидравлический разрыв пласта направлен на создание в продуктивном пласте сети высокопроницаемых трещин, которые обеспечивают приток нефти и газа из менее проницаемых и слабодренируемых зон продуктивного пласта.

Наряду с этим, гидравлический разрыв пласта имеет и недостатки, к примеру, неконтролируемый рост трещины гидравлического разрыв пласта приводит к тому, что под высоким давлением гидроразрыва, трещины прорываются к ниже или вышележащим водоносным пластам и этим обеспечивают гидродинамическое сообщение скважины с водоносными пластами.

Дополнительные сложности для специалистов отрасли представляют вопросы глушения скважин, в которых был проведен гидравлический разрыв пласта, т.к. наличие в призабойной зоне пласта (далее - ПЗП) искусственно созданной сети высокопроницаемых трещин, закрепленной пропантом, приводит к поглощению огромных объемов жидкостей глушения на водной основе, что отрицательно сказывается на фазовой проницаемости горных пород и снижает эффективность геолого-технических мероприятий по глушению, освоению и выводу скважины на режим.

Из уровня техники известен способ глушения нефтяных и газовых скважин (патент РФ на изобретение jVa 2047745, МПК Е21В 43/12, С09К 7/06, опубликован 10.11.1995), включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости, блокирующей жидкости и жидкости для глушения. При этом в качестве буферной жидкости используют поверхностно-активное вещество (далее - ПАВ) или водоуглеводородную эмульсию с содержанием ПАВ. В качестве блокирующей жидкости используют гидрофобно-эмульсионный раствор, содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор, стабилизатор. В качестве жидкости для глушения используют минерализованную воду или солевой раствор. Недостатком способа является отсутствие в технологических жидкостях тампонирующих частиц. В связи с этим, применение способа будет неэффективно в коллекторах с высокопроницаемыми трещинами ГРП.

Из патента РФ на изобретение jVa 2483092 (МПК С09К 8/42, опубликован 27.05.2013) известен способ приготовления состава полисахаридного геля для глушения скважин, содержащего пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель - ацетат хрома с оксидом магния, хлористый кальций. Недостатком способа является применение нерастворимого в пластовых условиях полисахаридного геля, приводящего к неконтролируемой кольматации ПЗП и отсутствие в технологических жидкостях тампонирующих частиц, применяющихся для снижения фильтрационно- емкостных характеристик коллекторов с высокопроницаемыми трещинами ГРП.

Из патента РФ на изобретение JVfe 2616632 (МПК Е21В 43/12, С09К 8/48, С09К 8/493, опубликован 18.04.2017) известен способ глушения скважин после гидравлического разрыва пласта, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта солевого раствора на основе хлористого калия, вязкоупругого состава (солевой раствор на основе хлористого калия, каустическая сода и полимер-загуститель с наполнителем) и солевого раствора. Недостатком способа является применение полимера-загустителя с содержанием ксантановой камеди и вермикулита для создания вязкоупругого состава. Применение полимеров-загустителей с содержанием вермикулита приводит к неконтролируемому снижению проницаемости принимающих интервалов и невыполнению одного из основных условий глушения скважин - временное снижение фильтрационно- емкостных характеристик ПЗП. Также закачка в продуктивный пласт водного раствора хлористого калия на первом этапе реализации способа и его продавка вглубь ПЗП на второй и третьей стадиях отрицательно влияет на фазовую проницаемость продуктивного пласта.

Из патента РФ на изобретение j\° 2279462 (МПК С09К 8/42, опубликован 10.07.2006) известен способ приготовления жидкости для глушения нефтегазовых скважин, содержащей эмульсию полимера, эмульгатор - поверхностно-активное вещество, водный раствор минеральной соли - в частности, хлористого кальция или хлористого калия, высокодисперсный гидрофобный материал - в частности, диоксид кремния, оксиды титана, железа, по одному из вариантов дополнительно применяется углеводород. Недостатком способа является применение полимеров для загущения жидкости глушения. Применение водных растворов полимеров к неконтролируемому снижению проницаемости принимающих интервалов и невыполнению одного из основных условий глушения скважин - временное снижение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП. Из патента РФ на изобретение j\T° 2184839 (МПК Е21В 43/12, опубликован 10.07.2002) известен способ глушения скважин, включающий закачку в призабойную зону пласта инвертной эмульсионно-суспензионной системы, содержащей минерализованную водную дисперсную фазу, углеводородную дисперсионную фазу - в частности, нефть или продукты ее переработки, эмульгатор, стабилизатор - гидрофобный модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем. Недостатком способа является то, что добавка химически модифицированного кремнезема не изменяет фазовую проницаемость поверхности поровых каналов, а лишь увеличивает стабильность эмульсионно- суспензионной системы. А также отсутствие в инвертной эмульсионно-суспензионной системе тампонирующих частиц, применяющихся для снижения фильтрационно- емкостных характеристик коллекторов с высокопроницаемыми трещинами ГРП.

Из патента СА 2765192 (МПК С09К 8/36, С09К 8/467, Е21В 7/00, опубликован 23.12.2010) известен способ приготовления инвертной эмульсии для глушения скважин. Эмульсия содержит углеводороды, водный раствор, эмульгатор, разлагаемые частицы и тампонирующие частицы. Недостатком способа является технологически необоснованное объемное содержание в инвертной эмульсии водной фазы в интервале от 1 до 70 % об. Содержание водной фазы в указанном интервале не обеспечит эмульсии вязкость, достаточную для блокировки высокопроницаемых интервалов ПЗП. Также применение волокнистых материалов в совокупности с крупными частицами со средним диаметром от 1 до 1500 мкм неэффективно в коллекторах со средними и низкими фильтрационно- емкостными характеристиками, т.к. диаметр крупных частиц не обеспечит достаточное проникновение эмульсии вглубь ПЗП для предотвращения перетоков в системе пласт- скважина.

Для решения указанных проблем разработки нефтяных и газовых месторождений предлагается способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта, основанный на последовательной закачке в ПЗП эмульсионно-суспензионной системы и водного раствора хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора.

Сущность изобретения заключается в том, что способ согласно первому варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин ниже 350 м ³ /сут., включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно- суспенз ионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, содержащий (% об.) двуокись кремния - 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, воду - остальное, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния

- 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в качестве гидрофильных наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное, или сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 2% об.

Способ согласно второму варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин выше 350 м ³ /сут., включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, содержащий (% об.) двуокись кремния - 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, воду - остальное, гидрофильные микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0.2 до 5 мкм

- 2-5, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 2% об.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта.

Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.

На фиг. 1 приведено схематическое изображение структуры множественной эмульсии.

На фиг. 2 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления и закачки блокирующей пачки (далее - БП). На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерения плотности эмульсионно-суспензионной системы (далее - ЭСС) с содержанием гидрофобных и гидрофильных наночастиц двуокиси кремния.

На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерения плотности ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц ильменита.

На фиг. 5 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС с содержанием гидрофобных и гидрофильных наночастиц двуокиси кремния.

На фиг. 6 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц ильменита.

На фиг. 7 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц тетраоксида тримарганца.

На фиг. 8 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭСС с содержанием гидрофобных и гидрофильных наночастиц двуокиси кремния.

На фиг. 9 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц ильменита.

На фиг. 10 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц тетраоксида тримарганца.

Содержание в ЭСС тампонирующих частиц - наночастиц с различными поверхностно-активными свойствами - позволяет создать множественную эмульсию.

Множественная эмульсия является одним из наиболее стабильных видов эмульсий и позволяет регулировать реологические свойства ЭСС в широком диапазоне. На фиг. 1 представлено схематическое изображение структуры множественной эмульсии, в которой 1 - углеводородная среда, 2 - глобулы водной фазы, 3 - глобулы углеводородной фазы, 4 - адсорбционно-сольватные слои наночастиц и ПАВ.

При адсорбции поверхностно- активных наночастиц двуокиси кремния на адсорбционно-сольватные слои глобул водной и углеводородной фаз эмульсии создается дополнительный слой, предотвращающий коалесценцию глобул. Приготовление блокирующей пачки (БП) производится на установке приготовления растворов: блок приготовления растворов «БПР» - миксер с мешалкой и внешним центробежным насосом.

Необходимое оборудование для приготовления блокирующей пачки указано на фиг. 2.

Для скважин с приемистостью ниже 350 м ³ /сут. в емкость для приготовления эмульсионной системы набирается (% об.): дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель, после этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния в монометиловом эфире пропиленгликоля и воде - 0.5-1, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.

В качестве тампонирующих частиц - гидрофильных наночастиц двуокиси кремния - можно использовать, в частности, композицию одного из следующих составов (% об.):

- двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное;

- двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное;

- сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм.

Содержание сухой аморфной двуокиси кремния составляет 92-99 % масс, оставшаяся часть - это примеси, остающиеся после выработки. В качестве примесей могут быть, в частности, следующие вещества (% масс): нелетучие с фтористо-водородной кислотой вещества (0.2-0.5), нитраты (0.002-0.005), сульфаты (0.015), хлориды (0.001-

0.005), железо (0.002-0.005), тяжелые металлы (0.003-0.007) и др. согласно ГОСТ 9428-73 «Реактивы. Кремний (IV) оксид. Технические условия (с Изменениями N 1, 2)». Какие именно содержатся примеси в сухой аморфной двуокиси кремния в настоящем изобретении - не является его существенным признаком, поскольку не влияет на достижение его технического результата.

Для скважин с приемистостью выше 350 м ³ /сут. в емкость для приготовления систем набирается (% об.) дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель, после этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-

1, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца размером от 0.2 до 5 мкм - 2-5 в качестве тампонирующих частиц, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.

В качестве эмульгатора как для скважин с приемистостью ниже 350 м ³ /сут., так и для скважин с приемистостью выше 350 м ³ /сут., может применяться композиция следующего состава (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное.

Ввод составляющих ЭСС в углеводородную основу производится последовательно в указанном порядке через эжектор с помощью вакуумного шланга. Скорость загрузки составляющих лимитируется всасывающей производительностью эжектора.

Используемые емкости должны быть оборудованы лопастными или иными мешалками, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения получения и поддержания стабильности свойств ЭСС рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.

Качество приготовления и стабильность свойств ЭСС зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма близкая к цилиндрической).

Контроль качества приготовления ЭСС проводится путем проверки седиментационной устойчивости ЭСС. Тест считается положительным, если при выдержке образца ЭСС при температуре 20°С в течение 2 ч произошло отделение водной фазы в объеме, не превышающим 3% от объема ЭСС.

Ниже приведен расчет объема блокирующей пачки.

Объем БП (УБП), М ³ определяется объемами вскрытого интервала перфорации, зумпфа скважины и запаса безопасности, по формуле:

Vbn— (Ьтз ^— Ь _В д + h ₃ an ) * У _уд + 0,0007 * hen + Упродавки, М ³ ( 1 ) где

h _T3 - уровень текущего забоя, м;

Ь _вд - уровень верхней отметки интервала перфорации, м;

h ₃ an - уровень безопасного запаса, м (при эксплуатационной колонне глубиной менее 500м ~ 25 метров);

Ууд - удельный внутренний объем обсадной колонны, м ³ на 1 погонный метр;

0,0007 - коэффициент расхода БП на смачивание стенок труб; h _cn - глубина спуска колонны НКТ;

Упродавки - объем продавки БП в пласт,

Объем Упродавки, м ³ , определяют по формуле:

Упродавки = 1/Ка + 0,2*(п _ВС кр) ^1/2 , М ³ (2) где

вскр - вскрытый интервал перфорации, м

К _а - коэффициент аНОМаЛЬНОСТИ, при ЭТОМ К _а = Рпласт. / Ргидростат., Где Рпласт. - пластовое давление, Ргидростат. - гидростатическое давление.

Критерии расчета h _3an - верхней границы установки БП (при эксплуатационной колонне глубиной более 500 м):

1) При наличии подвески электроцентробежного насоса (ЭЦН), БП устанавливается от забоя до интервала, находящегося на 50 м выше верхних отверстий перфорации, но ниже приема насоса на 50 м:

h ₃ an = (h _e d+50 м)-к _т ек.заб (3) где

/гвд - уровень верхних перфорационных отверстий, м;

ктек.заб. - уровень текущего забоя, м.

2) При наличии пакерного устройства БП устанавливается от текущего забоя до интервала установки пакера:

1!зап ⁼ (hn iK. ~hmeK.3a б) (4) где

ак - уровень установки пакерного устройства, м;

ктек.заб. - уровень текущего забоя, м.

3) При применении гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) с пакерным устройством, БП устанавливается от текущего забоя до интервала установки пакера аналогично формуле 4.

4) При применении ГНКТ без пакера, БП устанавливается от забоя до интервала, находящегося на 50 м выше верхних отверстий перфорации:

h ₃ an = (h _e d+50 М)-И, _т ек.заб. (5) где

г _вд - уровень верхних дыр перфорации, м;

ктек.заб. - уровень текущего забоя, м. Дополнительный объем БП на смачивание стенок определяется исходя из минимальной нормы в 1 м ³ на скважину, расчетный расход БП на смачивание составляет 0,7 дм ³ /1 метр спущенных труб. Верхняя граница установки БП должна быть не менее чем на 50 м ниже приема спущенного глубиннонасосного оборудования (ГНО) для обеспечения циркуляции при уравновешивании скважины в процессе глушения.

Установку блокирующей пачки (БП) проводят стандартными методами: «прямой закачки» или «обратной закачки» в зависимости от наличия, вида подземного оборудования скважины и конструктивных особенностей скважины. Предпочтительным является метод «обратной закачки» через кольцевое межтрубное пространство.

Не рекомендуется производить глушение «прямой закачкой» при наличии спущенного электроцентробежного насоса (ЭЦН)/штангового глубинного насоса (ТТТГН) в связи с риском обрыва колонны с ростом давления при передавливании БП через отверстие сбивного клапана.

При наличии не герметичности эксплуатационной колонны возможным способом установки БП являет метод «прямой закачки» с ограничением максимально допустимого давления в 35 атм на колонну НКТ с ГНО.

Эмульсионная система с данным составляющими не предназначена для глушения скважин с не герметичностью эксплуатационной колонны.

Установка БП прямой закачкой:

1) Объем БП меньше объема НКТ.

Первый этап - закачка БП в НКТ доводка до низа НКТ (подвески насоса) на циркуляции при открытой затрубной задвижке.

БП закачивают в НКТ в объеме пустотного пространства НКТ и перемещают до низа НКТ (среза воронки) жидкостью глушения на циркуляции в объеме:

У(цирк.) = У (НКТ) - У (штанг) - У (БП) (6) где

У (цирк) - объем жидкости глушения закачиваемой при открытой затрубной задвижке, для перемещения БП до низа НКТ, м ³ ;

У (нкт) - внутренний объем НКТ, м ³ ;

У (штанг) - водоизмещение штанг, м ³ ; (при ЭЦН У(штанг) = 0);

У (БП) - объем БП, м ³ ;

Второй этап - продавка БП на забой при закрытой затрубной задвижке жидкостью глушения в объеме:

У(прод.) = 0,001 *У _К (уд.) *(к(тек.заб.) - h(HKT)) " У (БП) + 1 = У (скв. под ГНО) " У (БП) + 1 (7) где У(прод) - объем жидкости глушения закачиваемой при закрытой затрубной задвижке (на продав ку), м ³ ;

0,001 - коэффициент перерасчета дм ³ (л) в м ³ ;

Ук.(д) - удельный внутренний объем обсадной колонны под ГНО, дм ³ /м,

h(HKT) - глубина подвески насоса или НКТ, м;

к(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;

V (БП) - объем БП, м ³ ;

У (скв. подгно) - объем скважины под ГНО, м ;

1 - запас объема жидкости глушения на продав ку БП в пласт, м ³ ;

2) Объем БП больше объема НКТ.

Первый этап - закачка БП в НКТ в объеме пустотного пространства НКТ (до подвески насоса) на циркуляции при открытой затрубной задвижке на перемещение.

У(БП-цирк) = У(НКТ) - У (штанг) (8) где

У(Бп-цирк) - объем БП закачиваемой при открытой затрубной задвижке, м ³ ;

У(нкт) - внутренний объем НКТ, м ³ ;

У (штанг) - водоизмещение штанг, м ³ ; (при ЭЦН У(штанг) = 0);

Второй этап - закачка в НКТ оставшегося объема БП и ее продавка на забой при закрытой затрубной задвижке жидкостью глушения в объеме:

У(прод.) = У(НКТ) - У (штанг) + У (скв. под ГНО) " У(БП) + 1 (9)

У(прод.) =0,001 *УнКТ(уд.) * h(HKT) - У (штанг) + 0,001 *У _К (уд)*(к(тек.заб.) - (HKT)) " V (БП) + 1

(Ю) где

У(прод) - объем жидкости глушения закачиваемой на продавку при закрытой затрубной задвижке, м ³ ;

0,001 - коэффициент перерасчета дм ³ (л) в м ³ ;

У к. (уд) - удельный внутренний объем обсадной колонны под ГНО, дм ³ /м;

h(HKT) - глубина подвески насоса или НКТ, м;

к(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;

Ункт(уд.) - удельный внутренний объем НКТ, дм ³ /м;

У (штанг) - водоизмещение штанг, м ³ ; (при ЭЦН У(штанг) = 0);

У (БП) - объем БП, м ³ ;

У (скв. подгно) - объем скважины под ГНО, м ;

У(нкт) - внутренний объем НКТ, м ³ ; 1 - запас объема жидкости глушения на продав ку БП в пласт, м ³ ;

При продавке БП на забой скважины при глушении методом прямой закачки рекомендуется не превышать предельное давление на подвеску насоса, давление опрессовки колонны и кабельного ввода (как правило, максимально до 60 атм).

После установки БП на забое скважины операция глушения заканчивается замещением затрубного объема скважинной жидкости расчетным объемом жидкости глушения:

У(замещ.) =0, 001 *У ₃ атруб(уд.) * h(HKT) *1,5 (11) где

У(замещ.) - объем жидкости глушения закачиваемой в НКТ на циркуляции для замещения затрубной жидкости, м ³ ;

0,001 - коэффициент перерасчета дм ³ в м ³ ;

Узатрув.( д) - удельный объем затрубного пространства, дм ³ /м;

h(HKT) - глубина подвески насоса или НКТ, м;

1,5 — запас жидкости глушения для полноценной промывки с выходом чистого раствора глушения на устье скважины.

Установка БП при глушении обратной закачкой:

1) Первый этап - закачка БП в затрубное пространство и доводка до низа НКТ (или до подвески насоса) на циркуляции при открытой задвижке НКТ на перемещение жидкостью глушения в объеме.

У (цирк.) = У(затр.) - У (БП) (12) где

У (цирк) - объем жидкости глушения закачиваемой при открытой задвижке НКТ, м ³ ; У(затр) - объем затрубного пространства до низа НКТ или до подвески насоса, м ³ ; У (БП) - объем БП, м ³ ;

2) Второй этап - продавка БП при закрытой задвижке НКТ жидкостью глушения в объеме:

У(прод) = У(затр) + У (скв. под ГНО) " У (БП) + 1 (13)

У(прод) = 0,001 *Узатр. (уд.) * h(HKT) + 0,001 *У _К (уд.) *(к( _тек .заб.) - h(HKT)) " V (БП) + 1 (14) где

У(прод) - объем жидкости глушения закачиваемой на продавку при закрытой задвижке НКТ, м ³ ;

0, 001 - коэффициент перерасчета дм ³ (л) в м ³ ; Узатр удельный внутренний объем затрубного пространства, дм ³ /м; V( ₃ amp.) - объем затрубного пространства до низа НКТ или подвески насоса, м ³ ; h(HKT) - глубина подвески насоса или НКТ, м;

к(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;

V (БП) - объем БП, м ³ ;

гно) - объем скважины под ГНО, м ;

1 - запас объема жидкости глушения на продав ку БП в пласт, м ³ .

При продавке БП к забою скважины методом обратной закачки рекомендуется не превышать давление опрессовки кабельного ввода (как правило, 80 атм), давления опрессовки эксплуатационной колонны.

В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора. При этом в качестве гидрофобизатора как для скважин с приемистостью ниже 350 м ³ /сут., так и для скважин с приемистостью выше 350 м ³ /сут., можно использовать, в частности, гидрофобизаторы марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 2% об.

Гидрофобизатор «ИВВ-1» выпускается по ТУ 2482-111-56856807-2016 и представляет собой смесь алкилдиметилбензиламоний хлорида и четвертичной амониевой соли третичного амина, получаемый путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида.

Гидрофобизатор «ЧАС-М» выпускается по ТУ 20.41.20-125-56856807-2017 и представляет собой водно-спиртовой раствор четвертичных аммониевых солей алкилдиметиламина.

После установки БП заполняют и промывают «до чистого» оставшийся объем (затрубный или трубный) водным раствором ПАВ, закрывают трубную и затрубную задвижки, оставляют скважину на уравновешивание в течение 1 часа. После чего измеряют избыточное давление в затрубном и трубном пространстве и, при необходимости, уравновешивают. Стравливают избыточное давление через технологические трубки на желобную емкость.

БП считается установленной в заданном интервале при прокачке расчетного количества жидкости глушения на доставку по лифту (в режиме циркуляции), и продавке расчетного количества жидкости глушения при его установке на забой скважины (в режиме продавки). По окончании режима продавки, возможен рост устьевого давления на 15-20 атм при посадке БП на забой. Для предотвращения преждевременного выноса БП из ПЗП при проведении спускоподъемных операций на скважине, заглушённой с использованием БП, запрещается превышать предельную скорость подъема подземного скважинного оборудования.

Удаление блокирующей пачки рекомендуется проводить путем перевода скважины на нефть и вызовом притока флюидов в скважину. В случае отсутствия возможности перевода скважины на нефть, допускается проводить удаление БП путем перевода скважины на водный раствор ПАВ и вызовом притока жидкости в скважину. Приток в скважину можно вызвать классическими методами освоения скважины. Не рекомендуется вызывать приток жидкости в скважину пуском ЭЦН. Остатки БП в каналах фильтрации углеводородов разрушаются самопроизвольно в ходе притока продукции скважины в течение первых суток.

Для удаления БП без вызова притока из пласта, необходимо произвести закачку подготовленной нефти в интервал установки БП. Рекомендуемый расход нефти: объем 0,6- 0,8 м ³ на 1 м ³ БП с продавкой в пласт.

Лабораторные исследования физических свойств ЭСС

Для исследования физических свойств ЭСС были подготовлены образцы с различным объемным содержанием компонентов.

В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры ЭСС:

- Плотность;

- Агрегативная устойчивость;

- Термостабильность;

- Кинематическая вязкость.

После приготовления образцов ЭСС производилась их выдержка не менее 2 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.

Исследование плотности ЭСС

Результаты измерения плотности ЭСС пикнометр ическим методом представлены на фиг. 3 и 4.

Исследование агрегативной устойчивости ЭСС

Агрегативная устойчивость - это способность ЭСС сохранять степень дисперсности внутренней фазы. Оценку проводили экспериментально по показателю электростабильности - измерений значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения ЭСС, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора. Эксперименты проводились на приборе марки FANN. Результаты измерения агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС представлены на фиг. 5, 6 и 7. Исследование термостабильности ЭСС

Измерение термостабильности ЭСС проводили путем их выдержки в мерных герметично закрытых цилиндрах в термошкафу в течение 24 часов при заданном температурном режиме 80°С. Тест считался положительным (образец стабилен), если после 6 ч термостатирования из ЭСС отделилось не более 2 об.% воды от общего объема водной составляющей ЭСС. В результате экспериментов на термостабильность определено, что все образцы стабильны в течение 24 часов.

Исследование кинематической вязкости ЭСС

Результаты исследований кинематической вязкости ЭСС представлены на фиг. 8, 9 и 10. Измерения проводились при температуре 20°С (погрешность измерения температуры ±0,1 °С) на вискозиметре ВПЖ-2 с константой вискозиметра - 0,09764. Перед экспериментами ЭСС перемешивали в механической мешалке при заданной скорости 1200 об/мин в течение 20 минут.

Результаты комплекса проведенных базовых лабораторных исследований физических свойств ЭСС подтвердили высокие технологические свойства разработанного состава. Особенно важными параметрами с точки зрения промышленного применения ЭСС являются высокая термостабильность и агрегативная устойчивость, а также возможность регулировать вязкостные свойства ЭСС изменяя объемную долю составляющих компонентов в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик ПЗП.

Далее приведены примеры осуществления способа глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта при приемистости скважин ниже и выше 350 м ³ /сут.

Примеры осуществления способа

Пример 1.

Осуществление способа в нефтяной скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 77%.

Провели подготовительные работы на скважине: остановили скважину, произвели ее разрядку, проверили исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. Проверили наличие циркуляции в скважине и приняли решение по варианту закачки технологических жидкостей - обратная закачка. Определили величину текущего пластового давления. Произвели расстановку техники для глушения согласно утвержденной схемы. Произвели обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1.5 раза, соблюдая меры безопасности. Нагнетательную линию оборудовали обратным клапаном.

По завершению подготовительных работ начали проведение технологических операций по глушению скважины.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 10, эмульгатор - 2, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0.5, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 0.6, водный раствор хлористого калия плотностью 1140 кг/м ³ - 86.9, в объеме 1.8 м ³ /метр перфорированной мощности пласта (м ³ /м). При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 58.8. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5. Гидрофильные наночастицы двуокиси кремния содержат (% об.): двуокись кремния - 30, изопропанол - 69, метиловый спирт - 1.

На втором этапе произвели закачку в ПЗП водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2 % об.) плотностью 1125 кг/м ³ в объеме 34 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 65%, после трех месяцев работы скважины - 60%.

Пример 2.

Здесь и далее подготовительные работы производились аналогично порядку, указанному в примере 1.

Осуществление способа прямой закачкой в нефтяной скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 84%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 13, эмульгатор - 2, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0.5, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1160 кг/м ³ - 83.5, в объеме 2.3 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - 56.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.5, вода - 0.5. Гидрофильные наночастицы двуокиси кремния содержат (% об.): двуокись кремния - 30.5, изопропанол - 68, метиловый спирт - 0.5. На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% об.) плотностью 1140 кг/м ³ в объеме 27 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 76%, после трех месяцев работы скважины - 73%.

Пример 3.

Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 65%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об.: дизельное топливо - 17, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0.7, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1145 кг/м ³ - 87.8, в объеме 3.5 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 58.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.5, вода - 0.5. Гидрофильные наночастицы двуокиси кремния содержат (% об.): двуокись кремния - 30, изопропанол - 68.5, метиловый спирт - 1.5.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% об.) плотностью 1130 кг/м ³ в объеме 42 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 60%, после трех месяцев работы скважины - 58%.

Пример 4.

Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 53%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 1, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 3, водный раствор хлористого калия плотностью ИЗО кг/м ³ - 63, в объеме 3 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (летнее) - 57. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 31.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, вода - 0.5. Гидрофильные наночастицы двуокиси кремния содержат (% об.): двуокись кремния - 31, изопропанол - 67, метиловый спирт - 2.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% об.) плотностью 1100 кг/м ³ в объеме 26 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 46%, после трех месяцев работы скважины - 42%.

Пример 5.

Осуществление способа прямой закачкой в газовой скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 28, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 1, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 3, водный раствор хлористого калия плотностью 1195 кг/м ³ - 65.5, в объеме 3.5 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 1, дизельное топливо (летнее) - 56. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 32, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67.5, вода - 0.5. Гидрофильные наночастицы двуокиси кремния содержат (% об.): двуокись кремния - 29, этиленгликоль - 71.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% об.) плотностью 1180 кг/м ³ в объеме 36 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.

Пример 6.

Осуществление способа прямой закачкой в нефтяной скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 80%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об.: дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 1, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 3, водный раствор хлористого калия плотностью 1150 кг/м ³ - 63, в объеме 3.5 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 58.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния

- 30, монометиловый эфир пропиленгликоля - 69.5, вода - 0.5. Гидрофильные наночастицы двуокиси кремния содержат (% об.): двуокись кремния - 31, этиленгликоль - 69.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% об.) плотностью 1135 кг/м ³ в объеме 36 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 70%, после трех месяцев работы скважины - 66%.

Пример 7.

Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 45%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 20, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0.7, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1125 кг/м ³ - 75.3, в объеме 5.5 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 58.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.5, вода - 0.5. Гидрофильные наночастицы двуокиси кремния содержат (% об.): двуокись кремния - 30, изопропанол - 68.5, метиловый спирт - 1.5.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% об.) плотностью ИЗО кг/м ³ в объеме 31 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 35%, после трех месяцев работы скважины - 39%.

Пример 8.

Осуществление способа прямой закачкой в газовой скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 25, эмульгатор - 3, коллоидный растор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 1, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1180 кг/м ³ - 68, в объеме 3 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 1, дизельное топливо (летнее) - 56. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 32, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67.5, вода - 0.5. Гидрофильные наночастицы двуокиси кремния содержат (% об.): двуокись кремния - 29, этиленгликоль - 71.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% об.) плотностью 1175 кг/м ³ в объеме 30 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.

Пример 9.

Осуществление способа прямой закачкой в нефтяной скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 64%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 15, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0.5, сухие гидрофильные наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1130 кг/м ³ - 81, в объеме 3.2 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 32, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67.5, вода - 0.5.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% об.) плотностью 1120 кг/м ³ в объеме 27 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 55%, после трех месяцев работы скважины - 57%.

Пример 10.

Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 48%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 20, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0.8, сухие гидрофильные наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 2.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1120 кг/м ³ - 74.2, в объеме 3 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит

(% об.): аморфный диоксид кремния - 30.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 69, вода - 0.5.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% об.) плотностью 1100 кг/м ³ в объеме 34 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 36%, после трех месяцев работы скважины - 41%.

Пример 11.

Осуществление способа прямой закачкой в нефтяной скважине с приемистостью ниже 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 53%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 30, эмульгатор - 2, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 1, сухие гидрофильные наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, водный раствор хлористого калия плотностью 1110 кг/м ³ - 64, в объеме 4 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 56.8. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, вода - 1.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% об.) плотностью 1090 кг/м ³ в объеме 39 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 40%, после трех месяцев работы скважины - 42%.

Пример 12.

Осуществление способа прямой закачкой в газовой скважине с приемистостью выше 350 м ³ /сут.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 20, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0.7, микрочастицы ильменита с размером от 0,2 до 5 мкм - 2, водный раствор хлористого калия плотностью 1190 кг/м ³ - 74.8, в объеме 4.5 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 1 , высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (летнее) - 58. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния

- 31.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, вода - 0.5.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% об.) плотностью 1175 кг/м ³ в объеме 33 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.

Пример 13.

Осуществление способа прямой закачкой в газовой скважине с приемистостью выше 350 м ³ /сут.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 25, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 1, микрочастицы ильменита с размером от 0,2 до 5 мкм - 5, водный раствор хлористого калия плотностью 1175 кг/м ³ - 66, в объеме 5.5 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.7, дизельное топливо (летнее) - 56.5. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% об.) плотностью 1165 кг/м ³ в объеме 22 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.

Пример 14.

Осуществление способа прямой закачкой в газовой скважине с приемистостью выше 350 м ³ /сут.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : дизельное топливо - 25, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 1, микрочастицы ильменита с размером от 0,2 до 5 мкм - 5, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м ³ - 66, в объеме 5.5 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.7, дизельное топливо (летнее) - 56.5.

Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% об.) плотностью 1175 кг/м ³ в объеме 22 м ³ . Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.

Пример 15.

Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине с приемистостью выше 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 68%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0.8, микрочастицы ильменита с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 2, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м ³ - 84.7, в объеме 4.2 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (летнее) - 58. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 31.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, вода - 0.5.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% об.) плотностью 1160 кг/м ³ в объеме 39 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 55%, после трех месяцев работы скважины - 62%.

Пример 16.

Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине с приемистостью выше 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 76%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 1, микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 4, водный раствор хлористого калия плотностью 1175 кг/м ³ - 80, в объеме 6 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (летнее) - 57. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% масс.) плотностью 1160 кг/м ³ в объеме 44 м ³ . Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 65%, после трех месяцев работы скважины - 69%.

Пример 17.

Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине с приемистостью выше 350 м ³ /сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 82%.

На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭСС следующего состава, % об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 1, микрочастицы тетраоксида тримар ганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 5, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м ³ - 76, в объеме 7 м ³ /м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - 56.5. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфный диоксид кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.

На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% об.) плотностью 1160 кг/м ³ в объеме 32 м ³ .

Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 73%, после трех месяцев работы скважины - 68%.