Жидкость на водной основе для предотвращения образования эмульсий "вода-в-масле" или для разрушения эмульсий "вода-в-масле", уже образованных в пористых материнских породах

ЖИДКОСТЬ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ЭМУЛЬСИЙ "ВОДА-В-МАСЛЕ" ИЛИ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ЭМУЛЬСИЙ "ВОДА-ВМАСЛЕ", УЖЕ ОБРАЗОВАННЫХ В ПОРИСТЫХ МАТЕРИНСКИХ ПОРОДАХ Данное изобретение относится к жидкости на водной основе для применений в нефтяном месторождении, включающей неионные поверхностно-активные вещества, стабильные при температурах в диапазоне от 10 до 90 С, имеющие гидрофильно-липофильный баланс в диапазоне от 8 до 20 и растворимые в воде, с содержанием солевого раствора в диапазоне от 0 до 60 мас.% и, возможно, солей. Жидкость может быть легко использована в качестве раствора для заканчивания скважины с целью предотвращения образования инверсных эмульсий "вода-в-масле" или в качестве корректирующей жидкости для разрушения уже образованных эмульсий в нефтяных скважинах, в которых применяют буровые растворы на масляной основе. 017750 Настоящее изобретение относится к жидкости на водной основе, которую можно использовать в качестве жидкости для заканчивания скважины с целью предотвращения образования инверсных эмульсий "вода-в-масле" в нефтяных скважинах или в качестве корректирующей жидкости для разрушения уже образованных эмульсий "вода-в-масле". Более конкретно, изобретение относится к жидкости, включающей неионные поверхностноактивные вещества, отличающиеся подходящим ГЛБ (гидрофильно-липофильным балансом) и, возможно, соли, которая может быть использована для предотвращения образования инверсных эмульсий "водав-масле" или для их разрушения, если они уже образованы в нефтяных скважинах, в которых были использованы буровые растворы на масляной основе. Производительность нефтяной скважины сильно зависит от всех действий, проводимых в скважине,начиная с первой стадии бурения и до заканчивания. Бурение минерализованных газовых скважин, отличающихся продуктивными пластами с высоким содержанием глины, преимущественно химически активной, обычно требует использования буровых растворов, способных стабилизировать стенки отверстия, для предотвращения разрушения скважины изза разбухания химически активной глины. Для этой цели можно использовать жидкости на масляной основе, обычно инверсные эмульсии "вода-в-масле", или жидкости на водной основе, содержащие специальные добавки, способные к взаимодействию с глинами и уменьшающие проблемы, связанные с разбуханием. Однако в некоторых случаях, главным образом в многослойных пластах, водные жидкости не гарантируют удовлетворительных результатов, и, следовательно, единственной альтернативой является использование жидкостей на масляной основе. Однако взаимодействие масляного бурового раствора, присутствующего в качестве остатка или проникающего из пористой материнской породы, с раствором, используемым в последующей стадии заканчивания, как правило, водным солевым раствором (соляным раствором), может вызвать временное или постоянное снижение производительности скважины. Фактически, было обнаружено, что когда проникающий через пористую материнскую породу при перфорации скважины фильтрат бурового раствора на масляной основе приходит в контакт с соляным раствором для заканчивания скважины, то это может формировать эмульсии типа "вода-в-масле", очень вязкие и стабильные даже при высокой температуре. Фильтрат бурового раствора на масляной основе, как обозначает сам термин, состоит из масла (ламиум (lamium), газойль) и поверхностно-активных веществ, присутствующих в составе бурового раствора, отличающегося низким ГЛБ. Полиамиды модифицированных жирных кислот, амины алкоксилированных жирных кислот наиболее часто встречаются в коммерческих составах бурового раствора на масляной основе. Эти поверхностно-активные вещества используют для составления бурового раствора на масляной основе, поскольку они позволяют получать особенно стабильные инверсные эмульсии "вода-вмасле". Как только стадия заканчивания завершена, скважину открывают и начинают добычу. В некоторых случаях, однако, главным образом для газовых скважин, перекачка происходит медленно или даже нет никакой добычи углеводородов. Среди вероятных механизмов повреждения, которые могут вызывать отсутствие перекачки, наиболее вероятным является образование эмульсий. Если образуется эмульсия "вода-в-масле", она может иметь большую вязкость и не может быть удалена последующей промывкой соляным раствором, поскольку дисперсионная фаза состоит из масла; этот тип эмульсий действует как настоящая пробка, препятствующая перекачке. Вызываемое эмульсиями повреждение является проблемой, которая может иметь место в добывающих скважинах, где можно наблюдать отсутствие перекачки углеводородов, и в водонагнетательных скважинах, в которых воду, вводимую для поддержания пластового давления, вводят на уровне нефти. В настоящее время не существует эффективных технологий для разрешения/предотвращения этой проблемы. Единственным альтернативным выбором является применение бурового раствора на водной основе для бурения, совместимого с раствором для заканчивания скважины (соляным раствором). Однако этот выбор является не всегда возможным в скважинах с высоким содержанием химически активной глины, в которой применение бурового раствора на водной основе может вызвать серьзные проблемы, связанные с нестабильностью ствола. В настоящее время обнаружено, что при применении буровых растворов на масляной основе, которые были составлены с поверхностно-активными веществами определнного типа, использование жидкости на водной основе, к которой добавлены поверхностно-активные вещества, отличающиеся подходящим ГЛБ и растворимостью в водных растворах с высоким содержанием солевого раствора, как предотвращает образование инверсной эмульсии "вода-в-масле", так и разрушает вышеуказанную эмульсию, если она уже сформирована. В первом случае мы говорим о применении раствора для заканчивания скважины, во втором - о применении корректирующей жидкости. Объект настоящего изобретения относится к применяемой в нефтяном месторождении жидкости на водной основе, включающей неионные поверхностно-активные вещества, стабильные при температурах-1 017750 в диапазоне от 10 до 90 С, имеющие ГЛБ в диапазоне от 8 до 20 и растворимые в воде с содержанием солей в диапазоне от 0 до 60 мас.% и, возможно, соли. Использование указанной жидкости для предотвращения образования инверсных эмульсий "вода-вмасле" или разрушения уже сформированных эмульсий в нефтяных скважинах, в которых применяют буровой раствор на масляной основе, представляет дополнительный объект данного изобретения. Присутствующие в данной жидкости соли по настоящему изобретению обычно выбирают из CaCl2 в диапазоне концентраций 1-35 мас.%, KCl в диапазоне концентраций 1-10 мас.%, CaBr2 в диапазоне концентраций 40-60 мас.%. Добавляемые к жидкости по данному изобретению неионные поверхностно-активные вещества предпочтительно имеют ГЛБ в диапазоне от 10 до 15. В том случае, когда данную жидкость применяют для предотвращения образования эмульсий "вода-в-масле", е называют раствором для заканчивания скважины или соляным раствором, и в этом случае поверхностно-активные вещества присутствуют в диапазоне концентраций от 0,1 до 1,0 мас.%, а когда е применяют для разрушения уже сформировавшихся эмульсий, е называют корректирующей жидкостью или соляным раствором, и поверхностно-активные вещества присутствуют в диапазоне концентраций от 0,2 до 5 мас.%. Жидкости по настоящему изобретению могут быть пригодны для использования с целью предотвращения образования или разрушения инверсных эмульсий "вода-в-масле", которые являются причиной отсутствия перекачки углеводородов в добывающих углеводороды скважинах и в водонагнетательных скважинах. Группа алкилполиглюкозидных поверхностно-активных веществ оказалась особенно пригодной для целей настоящего изобретения, поскольку они стабильны в диапазоне температур от 10 до 90 С и растворимы в воде с содержанием солей в диапазоне от 0 до 60 мас.%. Раствор для заканчивания скважины или корректирующая жидкость могут быть приготовлены, например, включая нетоксичные коммерческие алкилполиглюкозидные поверхностно-активные вещества,которые уже применяются в различных областях (производство моющих средств, косметики, пищевых продуктов), такие как продукция Seppic с маркировкой SL8, SL10 и продукция Cognis под названиемGP215. Использование некоторых из них уже известно в нефтяном промысле для применений по очистке колонны. Особенно хорошие результаты были получены с Glucopon 215, алкилполиглюкозидом производстваCognis, имеющим структуру, где R представляет алкильную цепь длиной С 8-С 10 и n имеет значение 1,5 и представляет собой степень олигомеризации: Раствор для заканчивания скважины по этому изобретению является особенно эффективным, когда он взаимодействует с буровыми растворами на масляной основе, которые присутствуют в пласте как остаток или фильтрат из пористой материнской породы. Корректирующая жидкость по настоящему изобретению, наоборот, является особенно эффективной, когда она взаимодействует непосредственно с уже образованной эмульсией "вода-в-масле", присутствующей в пласте как продукт взаимодействия между жидкостями, использованными в предыдущей обработке (например, между остатком или фильтратом бурового раствора на масляной основе и обычным соляным раствором для заканчивания скважины). Буровые растворы на масляной основе состоят главным образом из масла, обычно из низкотоксичного парафинового масла, используемого в качестве дисперсной фазы, такого как, например, ламиум, и поверхностно-активного вещества или пары поверхностно-активных веществ, одно из которых действует как первичный эмульгатор (присутствующий в буровом растворе в концентрациях 3-5% об./об.), а другой как вторичный эмульгатор (1-3% в буровом растворе). Ниже приведены примеры поверхностно-активных веществ или пар поверхностно-активных веществ, которые присутствуют в основных коммерческих типах бурового раствора на масляной основе.-2 017750 Эти поверхностно-активные вещества доступны на рынке под следующими торговыми наименованиями. Фильтрат обычно состоит из всех присутствующих в буровом растворе на масляной основе компонентов, которые могут быть профильтрованы через пористую материнскую породу. Опытные фильтраты, применяемые в настоящем изобретении, были приготовлены растворением в ламиуме пары поверхностно-активных веществ, выбранных из присутствующих в рассмотренных выше шести типов буровых растворов на масляной основе. Концентрация поверхностно-активных веществ в ламиуме, однако, на порядок ниже, чем минимальное значение, применяемое в исходном составе бурового раствора (0,33% первичный эмульгатор,0,13% вторичный эмульгатор). Таким образом, низкий остаток двух поверхностно-активных веществ был смоделирован на месте в предположении о сравнимой фильтрации в материнских породах. Примеры, помещнные ниже, приведены для наглядности и не ограничивают объм настоящего изобретения. Образование эмульсий. Пример 1. В этом примере было проверено образование эмульсий с различными соотношениями В (соляной раствор)/М (искусственный фильтрат). Был использован искусственный фильтрат масла (ИФ), включающий ламиум, низкотоксичное парафиновое масло, используемое для формирования буровых растворов на масляной основе (БРМО), и два поверхностно-активных вещества Novatec P (первичный) и Novatec S (вторичный), в котором первичный эмульгатор присутствует в концентрации 0,33% об./об., а вторичный эмульгатор в концентрации 0,13% об./об. Заданный объм ИФ смешивали в 500 мл химическом стакане при температуре 25 С при перемешивании (500 об/мин) с помощью мешалки Silverson в течение 10 мин с водным раствором CaCl2 (с концентрацией соли 380 г/л) при трх различных отношениях компонентов смеси: 75/25, 50/50 и 25/75, при общем объме 200 мл. Было обнаружено образование стабильных в течение месяцев эмульсий "вода-вмасле" для этих трх отношений компонентов смеси. Эмульсии были охарактеризованы с помощью реологических измерений и измерений электропроводности. В табл. 1 приведены полученные результаты. Пример 2. В этом примере было оценено образование эмульсий также с другими соляными растворами для заканчивания скважины. Образование эмульсий было проверено, используя ту же процедуру, что и описанная в примере 1,но рассматривая только отношение компонентов смеси вода/масло, равное 75/25, поскольку его сочли наиболее характерным для реальных условий скважины; было также проверено образование эмульсий с другими соляными растворами для заканчивания скважины: CaCl2 3%, CaCl2 10%, KCl 3%, CaBr2 54%. Образование стабильных и вязких эмульсий "вода-в-масле" наблюдали со всеми используемыми соляными растворами, что подтвердили данными по электропроводности различных эмульсий в сравнении со значениями электропроводности, измеренными для соответствующих соляных растворов, которые изложены в табл. 2. Из реологической характеристики можно также увидеть, что вязкость при низких скоростях сдвига для эмульсий, образованных с KCl 3%, выше примерно на порядок величины по отношению к эмульсиям, содержащим 34% CaCl2, что проиллюстрировано сравнением реологических кривых на фиг. 1.-3 017750 Пример 3. В этом примере было оценено образование эмульсий с характерными искусственными фильтратами различных коммерческих буровых растворов на масляной основе и KCl 3% в качестве соляного раствора для заканчивания скважины. Искусственные фильтраты всех пяти коммерческих буровых растворов на масляной основе, показанные в приведнной ниже таблице, были приготовлены и эмульгированы в соотношении 25/75 с KCl при 3%. Во всех случаях приготовленные эмульсии были стабильными по прошествии длительного времени, в течение месяцев, и вязкими. Пример 4. В данном примере оценивают образование эмульсий с искусственными фильтратами, представляющими различные коммерческие буровые растворы на масляной основе, и CaCl2 в качестве соляного раствора для заканчивания скважины. Искусственные фильтраты всех пяти коммерческих буровых растворов на масляной основе, приведнные в предыдущем примере, были приготовлены и эмульгированы в соотношении 25/75 с CaCl2,d=1,25 (удельный вес). Во всех случаях была получена стабильная и вязкая эмульсия. Предотвращение образования эмульсий: оценка эффективности жидкости для заканчивания скважины. Пример 5. В данном примере оценивают эффективность предотвращающей обработки - цели данного изобретения. Применяя ту же процедуру, что и описанная в примере 1, была проверена возможность предотвращения образования эмульсий путм добавления поверхностно-активного вещества к соляному раствору. Используемые поверхностно-активные вещества принадлежат к классу неионных, алкилполиклюкозидных, растворимых в используемых в тесте соляных растворах. Выбранный диапазон концентраций составил от 0,2 до 1%, как показано в табл. 3. Как можно видеть из значений электропроводности, все испытанные поверхностно-активные вещества позволяют предотвратить эмульсии "вода-в-масле", поскольку они характеризуются электропроводностью сравнимой с электропроводностью, применяемого соляного раствора, за исключением системы SL 4, которая не дала положительных результатов при использованной концентрации. Пример 6. В данном примере оценивают предотвращение образования эмульсии с искусственными фильтратами, представляющими различные коммерческие буровые растворы на масляной основе, и CaCl2,d=1,25, добавляемого с 0,5% Glucopon 215. 50 мл искусственного фильтрата (25 об.%), представителя 5 выбранных коммерческих буровых растворов на масляной основе, эмульгируют со 150 мл CaCl2, d=1,25 (75 об.%), добавляемого вместе с 0,5%Glucopon 215, в высоком 250 мл химическом стакане в течение 10 мин при 5000 об/мин с помощью мешалки Silverson, оборудованной решткой с прямоугольными отверстиями. Отношение между водной и масляной фазами поддерживали постоянным для оценивания всех искусственных фильтратов, предполагая избыток соляного раствора, что является характерным для ситуации на месторождении. С помощью этой процедуры была проверена возможность предотвращения образования вязкой и стабильной эмульсии посредством добавления поверхностно-активного вещества к соляному раствору(0,5% Glucopon 215). В конце процедуры эмульгирования, менее чем через 30-минутные периоды, все пять оцениваемых систем показали прекрасное отделение масляной фазы от водной. Две разделнные фазы были прозрачными. Пример 7. Проверка предотвращения образования стабильной эмульсии с искусственными фильтратами,представляющими различные коммерческие буровые растворы на масляной основе, и KCl 3%, добавляемого с 0,5% Glucopon 215.-4 017750 Был проведн тот же эксперимент, что и описанный в примере 6, но с изменением соляного раствора. В этом случае в конце процедуры эмульгирования почти все пять оцененных систем за период менее 30 мин достигли прекрасного отделения масляной фазы от водной. Две разделнные фазы были прозрачными. Для эмульсий, полученных из искусственных фильтратов с Carbotec + Carbomul и Faze mul +Faze wet в качестве поверхностно-активных веществ в начальном фильтрате, всегда наблюдали образование нестабильных эмульсий, которые требовали гораздо большего времени разрушения. Разрушение уже сформированных эмульсий: оценка эффективности корректирующей жидкости. Пример 8. В данном примере оценивают разрушение эмульсий (полученных с искусственным фильтратом иCaCl2, d=1,25, удельный вес) при использовании соляных растворов, добавляемых с различными концентрациями Glucopon 215. Эмульсия с фазой соляного раствора (CaCl2, d=1,25, удельный вес) и синтетическим фильтратом,соответствующим буровому раствору 1 в таблице, приготовлена с помощью мешалки Silverson. Режим эмульгирования заключается в 5-минутном перемешивании при 5000 об/мин. Отношение между двумя фазами составляет 25:75. Приготовлена серия проб, в которых равные объмы соляных растворов (как таковых или добавленных в порядке возрастающих концентраций Glucopon) приводят в контакт с эмульсией. Исследование было проведено постановкой кинетического теста статического разделения фаз с помощью Turbiscan. Этот прибор способен контролировать во времени профиль пропускания и обратное рассеяние пробы, начиная с основания ячейки и вверх до его вершины, выявляя наличие различных фаз и их изменения. С этой системой становится возможным не учитывать субъективность визуальных наблюдений и сравнивать поведение проб, приготовленных различными путями. 10 мл подлежащего испытанию растворителя (=соляной раствор + поверхностно-активное вещество) и 10 мл эмульсий помещают сверху (эмульсией является вода в масле, она обязательно остатся сверху). Первоначальное измерение пробы и другие последующие измерения во времени позволяют отследить возможное расслоение фаз до полного исчезновения исходной эмульсии. На основе этого теста были первоначально оценены и сравнены возрастающие концентрации,вплоть до 5%, поверхностно-активных веществ DFE 726 и Glucopon 215 CS в CaCl2, d=1,25, в качестве растворителя для эмульсии (75 В/25 Н), приготовленной с CaCl2, d=1,25. Glucopon 215 оказался более эффективным для разрушения эмульсии, даже если в начале разделение фаз проходит более быстро с DFE. Последний, в действительности, даже при наиболее высоких протестированных концентрациях (5%) не приводит к полному разрушению эмульсии. Три пробы через 21 ч после осуществления контакта растворитель/эмульсия сфотографированы для сравнения и показаны на фиг. 2: холостая проба (отсутствие поверхностно-активных веществ в растворителе) и пробы с 5% DFE и Glucopon 215 CS UP соответственно. Можно видеть, что прекрасное разрушение эмульсии на две полностью прозрачные фазы (уже только за 4 ч) получают с Glucopon, тогда как с DFE внутри водной фазы остатся мутный ореол, который так и остатся во времени (даже месяцами). В холостой пробе объм эмульсионной фазы остатся неизменным, но наблюдают отделение избытка масла. Пример 9. Проверка разрушения эмульсий, полученных с искусственным фильтратом и различными соляными растворами, добавляемыми с различными концентрациями Glucopon 215. Были определены времена разрушения эмульсий, образованных в соответствии с протоколом, описанном в предыдущем примере, с различными соляными растворами, такими как KCl 3%, CaCl2 3% иCaBr2, d=1,8. В качестве растворителей были приготовлены от 0,5 до 5% растворы Glucopon в соляном растворе; один и тот же тип соляного раствора был использован для приготовления эмульсии и для растворителя. Полученные данные приведены в табл. 4. При наличии соляного раствора с высокой концентрацией соли достигают более быстрых разрушений эмульсии. Все испытанные концентрации Glucopon вызывают за различные периоды времени полное разрушение эмульсии, тогда как при отсутствии поверхностно-активного вещества эмульсия остатся стабильной. Пример 10. В этом примере оценивают разрушение эмульсий, полученных с искусственным фильтратом и соляным раствором KCl 3% при использовании различных соляных растворов, добавляемых с различными концентрациями Glucopon 215. Для того чтобы увеличить скорость разрушения эмульсии, было проверено, возможен ли переносGlucopon с большей эффективностью с помощью других соляных растворов, отличных от KCl 3%. В табл. 5 приведены времена разрушения эмульсий из KCl 3%, с растворителями, содержащими 5 и 8% Glucopon в различных соляных растворах. Применение CaCl2 3% может быть предпочтительной альтернативой KCl 3%, тогда как соляные растворы, имеющие высокие плотности, не показывают такую же эффективность.-5 017750 Пример 11. Влияние температуры на разрушение эмульсий (полученных с искусственным фильтратом и KCl 3%) при использовании соляного раствора CaCl2, добавляемого с Glucopon 215. Было оценено влияние температуры на времена разрушения эмульсии, полученной с искусственным фильтратом и KCl посредством осуществления контакта с растворами Glucopon 215 при 8% в KCl иCaCl2 при 3%. Эти испытания были выполнены непрерывно на установке Turbiscan с терморегулированием при 40 С и автоматическими измерениями каждые 20 мин для обеспечения лучшего установления различия кинетических характеристик и характеристик разрушения эмульсии. Влияние температуры позволило ускорить времена разрушения на 60% по сравнению с временами,полученными при комнатной температуре (1-2 дня). В табл. 6 приведены времена разрушения эмульсии, полученные с соляными растворами CaCl2 иKCl 3% при комнатной температуре и при 40 С. Применение CaCl2 при 10% вместо 3% можно считать предпочтительным, поскольку если даже это не приводит к значительным изменениям во временах разрушения, то позволяет получать более прозрачные растворы Glucopon, прежде всего, в тех случаях, когда его применяют при больших концентрациях (8%). Проверка образования эмульсий и предотвращение их образования в пористой среде. Пример 12. Тест по оцениванию повреждения пористой среды, вызываемого взаимодействием фильтрата масла с соляным раствором для заканчивания скважины. Оценку степени повреждения продуктивного пласта, вызванного текучей средой во время этапов бурения и заканчивания, выполняют с помощью экспериментальной установки, которая позволяет осуществлять промывку пористой среды (стержней скального грунта) струй текучей среды. Система состоит из находящейся под давлением воды ячейки Hassler, в которую помещают стержень скального грунта,имеющий диаметр 2,54 см и меняющуюся длину (в нашем тесте она составляла 7 см), заключнный в резиновый рукав. Эта установка позволяет точно характеризовать исходную и конечную проницаемость стержня и оценку остаточного повреждения стержня. Тест проводили в соответствии со следующей процедурой: 1) вакуумное насыщение стержня текучей средой ИФ (искусственный фильтрат), которая имитирует фильтрат бурового раствора на масляной основе. ИФ содержит ламиум (нефтезаводская фракция на основе алифатических углеводородов) и 1/10 концентрации поверхностно-активных веществ (первичный эмульгатор и вторичный эмульгатор), используемых для образования буровых растворов на масляной основе; 2) после определения исходной проницаемости по отношению к маслу соляной раствор CaCl2 34% вводят в стержень, поддерживая давление постоянным (7 МПа (70 бар, с помощью цилиндра, снабжнного свободноплавающим поршнем. В то же время количество текучих сред, профильтрованных через стержень, контролируют с помощью электронных весов, присоединнных к системе обработки данных; 3) в результате, если стержень не является полностью закупоренным, ИФ вводят снова и измеряют конечную проницаемость по отношению к маслу; 4) определяют общее повреждение стержня как отношение конечной проницаемости к исходной. Пример 13 (сравнительный). После определения исходной проницаемости по отношению к маслу (8 мД), следуя тому, что описано в п.2 примера 12, начали ввод CaCl2 под давлением 7,5 МПа (75 бар). Наблюдали выделение 5 мл масла, и фильтрация была затем заблокирована. Давление увеличивали до 9 МПа (90 бар), но после выделения ещ 5-6 мл наблюдали полное блокирование. Попытка ввода ИФ под давлением 8,5-9 МПа (8590 бар) в противоположном направлении по отношению к тому, в котором вводили соляной раствор, не позволяла восстановить поток в стержне, который оказывался полностью поврежднным. Пример 14. Тест с CaCl2, добавляемого с 1% поверхностно-активного вещества GP 215, был выполнен, следуя процедуре, описанной в п.2 примера 12. Какое бы блокирование стержня не наблюдали, его проницаемость полностью восстанавливали после промывки струй масла. Следовательно, остаточное повреждение было нулевым. Применения на нефтяных месторождениях. Ниже приведены некоторые из наиболее типичных случаев из практики, касающиеся применений на нефтяных месторождениях, выполненных с Glucopon, который добавляют к соляному раствору для заканчивания скважины, с целью предотвращения образования эмульсий.-6 017750 Пример 15. В Армида 4 бис была пробурена скважина с использованием БРМО (бурового раствора на масляной основе) и с впрыснутым соляным раствором + Glucopon; в Бэзил 8 Glucopon добавляли к соляному раствору для заканчивания скважины для осуществления ГРП по технологии HRWP для контроля песка; в Армида 4 Glucopon добавляли к соляному раствору для контроля скважины во время канатных работ. Во всех случаях было отмечено благоприятное воздействие системы на производительность скважины, которое было получено в соответствии с оценками при завершении нового уровня или при его поддержании в соответствии с направлением в скважине, в которой проводили работы, где требовалось закрытие скважины. Италия Армида 4 бис. Скважина Армида 4 бис. Дата 31/08/05 (добыча в течение 2 месяцев).Q газ 96,800 ст. м 3/г (стандартные м 3/г). ГДЛК (гидродинамическое давление в лифтовой колонне) 234 кг/см 2. СДЗС (статическое давление в закрытой скважине) 483 кг/см 2. Буровой раствор БРМО. Раствор для заканчивания скважины: соляной раствор + 3% Glucopon. Бэзил 8. Скважина Бэзил 8. Дата 10/12/05.Q газ 225,600 ст. м 3/г . ГДЛК 144 кг/см 2. СДЗС 235 кг/см 2. Буровой раствор БРМО. Раствор для заканчивания скважины: соляной раствор + 3% Glucopon для HRPW. из более ранней добычи. Армида 4.Glucopon добавляли к соляному раствору, используемому для контролирования скважины во время канатных работ. Фактически, во время этих работ соляной раствор, впрыснутый в БРМО, мог бы войти в контакт с пластом, таким образом образуя эмульсии. Работы были выполнены успешно, так как добычу из скважины возобновили без уменьшения производительности. Таблица 1 Таблица 2 Значения электропроводности соляных растворов и эмульсий, приготовленных с ними-7 017750 Таблица 3 Значения электропроводности систем поверхностно-активное вещество/вода/ИФ Таблица 4 Времена разрушения эмульсии для различных испытанных растворителей Таблица 5 Времена разрушения эмульсий из KCl 3% при использовании различных соляных растворов и двух концентраций Glucopon Таблица 6 Времена разрушения эмульсий из KCl 3%, полученные при температурах 25 и 40 С с Glucopon 8%, вносимого двумя различными соляными растворами (KCl и CaCl2 3%) ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Жидкость на водной основе для разрушения эмульсий "вода-в-масле" или для предотвращения образования эмульсий "вода-в-масле" в нефтяных скважинах, включающая воду с содержанием солей в диапазоне от 0 до 60 мас.% и неионные поверхностно-активные вещества, принадлежащие к группе алкилполиглюкозидных поверхностно-активных веществ, стабильные при температурах в диапазоне от 10 до 90 С, имеющие гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ) в диапазоне от 8 до 20 и растворимые в воде с указанным содержанием солей. 2. Жидкость по п.1, в которой соли выбирают из CaCl2 при концентрации в диапазоне от 1 до 35 мас.%, KCl при концентрации в диапазоне от 1 до 10 мас.%, CaBr2 при концентрации в диапазоне от 40 до 60 мас.%. 3. Жидкость по п.1, в которой неионные поверхностно-активные вещества имеют ГЛБ в диапазоне от 10 до 15. 4. Применение жидкости по любому из пп.1-3 для предотвращения образования инверсных эмульсий "вода-в-масле", причем концентрация неионных поверхностно-активных веществ в жидкости составляет от 0,1 до 1,0 мас.%. 5. Применение жидкости по любому из пп.1-3 для разрушения эмульсий, причм концентрация неионных поверхностно-активных веществ в жидкости составляет от 0,2 до 5 мас.%. 6. Применение жидкости по п.4 или 5 как в скважинах, выдающих углеводороды, так и в водонагнетательных скважинах. 7. Применение жидкости по п.4 или 5 в случае, когда буровые растворы на масляной основе включают парафиновое масло, применяемое в качестве дисперсной фазы, и поверхностно-активное вещество или пару поверхностно-активных веществ, одно из которых действует как первичный эмульгатор(об./об.), а другой как вторичный эмульгатор. 8. Применение жидкости по п.7, где парафиновое масло представляет собой ламиум. 9. Применение жидкости по п.7 в случае, когда первичный эмульгатор присутствует в буровом растворе в концентрации от 3 до 5 мас.%, а вторичный эмульгатор в концентрации от 1 до 3 мас.%.