Способ обработки нефтяной скважины

1 Настоящее изобретение относится к способу ингибирования нежелательных процессов в скважине, такой, как нефтяная скважина, в частности, но не только, ингибирования образования отложений. В US 4517102 говорится, что уже существующие эмульсии обычно могут быть разрушены добавлением деэмульгаторов. Деэмульгаторы взаимодействуют с поверхностно-активными веществами (которые индуцируют эмульгирование и инкапсулирование), вызывая обратное преобразование и выделение эмульсионной фазы. Отмечено, что добавление деэмульгаторов в нагнетаемые эмульсии оказывается, к сожалению, невозможным. Когда жидкости не накачивают, смешение ограничено межфазной границей. Для дальнейшего перемещения эмульсии внутри формации непременно требуется накачивание. Таким образом, ступенчатое нагнетание эмульсии и деэмульгатора кажется невозможным. В US 4517102 относительно одновременного нагнетания смеси эмульсии и деэмульгатора не сказано ничего. Однако специалистов в данной области техники беспокоит, повидимому, что добавление деэмульгатора в эмульсию может вызвать обратное преобразование и выделение эмульсионной фазы до нагнетания этой эмульсии в ствол скважины. Кроме того, специалисты в данной области техники полагают, по-видимому, что смешение по ходу процесса эмульсии и деэмульгатора может вызвать преждевременное обратное преобразование эмульсионной фазы в стволе скважины еще до того, как эта эмульсионная фаза проникнет в формацию. В соответствии с изложенным в US 4517102 в процессах обработки скважины применяют несколько альтернативных схем. В одной системе эмульсионное поверхностноактивное вещество выбирают таким образом,чтобы оно обеспечивало преимущественное смачивание поверхности скальной породы формации. В таком варианте по мере прохождения эмульсии в формацию поверхностно-активное вещество удаляется из эмульсии в количестве,достаточном для того, чтобы вызвать разделение. Во второй системе смесь поверхностноактивных веществ подбирают таким образом,чтобы выше определенной температуры эмульсия становилась нестабильной. По мере того,как температура жидкости растет, приближаясь к температуре формации, эмульсия разрушается. В третьей системе эмульсия может быть разрушена механическим путем. Когда капельки эмульсии прокачивают под давлением в поры внутри формации, они разрушаются. В настоящее время установлено, что в противоположность тому, о чем говорится в US 4517102, ступенчатое нагнетание эмульсии и деэмульгатора возможно. Кроме того, установлено, что возможно нагнетание в формацию смеси эмульсии воды в масле и деэмульгатора без преждевременного разрушения эмульсии 2 либо до ее нагнетания в ствол скважины, либо внутри ствола скважины. Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением предлагается способ обработки подземной формации, включающий(А) нагнетание в ствол скважины в формации смеси (а) эмульсии, обладающей дисперсной водной фазой, включающей водный раствор водорастворимого химического средства для нефтяного или газового промысла или водную дисперсию диспергируемого в воде химического средства для нефтяного или газового промысла, и дисперсионную масляную среду,включающую жидкий углеводород и маслорастворимое поверхностно-активное вещество, и(б) деэмульгатора, представляющего собой раствор поверхностно-активного вещества, точка помутнения которого превышает 40 С; или(Б) отдельное нагнетание в ствол скважины в формации эмульсии (а) и деэмульгатора (б) и приготовление смеси эмульсии (а) и деэмульгатора (б) внутри формации. Действие деэмульгатора заключается в разрушении эмульсии внутри формации (вследствие обратного преобразования) с высвобождением химического средства для нефтяного или газового промысла, находящегося в контакте с поверхностями пор формации. Например,когда водная фаза эмульсии содержит ингибитор образования отложений, этот ингибитор будет адсорбироваться или осаждаться на поверхностях пор формации, тогда как масляная фаза будет оставаться в целостности с любым углеводородом, например с нефтью, находящимся в смежных порах, благодаря чему не подавляется последующее истечение углеводорода через формацию. Преимущество способа по настоящему изобретению состоит в том, что в присутствии деэмульгатора эмульсия разрушается более чисто, чем в случаях, когда это обусловлено характеристическими свойствами эмульсии и температурой, временем или воздействием механическими усилиями, которым ее подвергают для разделения фаз. Эмульсия, применяемая при выполнении настоящего изобретения, может быть приготовлена с применением трехстадийного способа. Первая стадия состоит в приготовлении либо (I) водного раствора подходящего водорастворимого химического средства для нефтяного или газового промысла, либо (II) водной дисперсии подходящего диспергируемого в воде химического средства для нефтяного или газового промысла. В качестве воды для приготовления водного раствора или дисперсии может быть использована чистая вода, водопроводная вода, деионизированная вода, морская вода, морская вода с пониженным содержанием сульфатов или искусственный соляной раствор. Следует принять во внимание, что водный раствор или дисперсия может также включать жидкости, отличные от 3 воды, например спирты, если только они не растворяются в масляной фазе. Приемлемыми водорастворимыми или диспергируемыми в воде химическими средствами для нефтяного или газового промысла могут служить (I) ингибиторы образования отложений, (II) антикоррозийные добавки, (III) ингибиторы отложений асфальтенов, (IV) устранители сульфида водорода или (V) ингибиторы гидратообразования. Ингибиторы образования отложений включают водорастворимые органические соединения, содержащие по меньшей мере 2 карбоксильные и/или фосфоновокислотные, и/или сульфоновокислотные группы, например 2-30 таких групп. В предпочтительном варианте ингибиторы образования отложений представляют собой олигомеры или полимеры, или могут быть мономерами, содержащими по меньшей мере одну гидроксильную группу и/или аминовый азотный атом, в особенности в гидроксикарбоновых кислотах, гидрокси- или аминофосфоновых или сульфоновых кислотах. Ингибиторы образования отложений используют главным образом для ингибирования образования кальциевых и/или бариевых отложений. Примерами таких соединений, используемых в качестве ингибиторов образования отложений,являются алифатические фосфоновые кислоты,содержащие от 2 до 50 углеродных атомов, такие как гидроксиэтилдифосфоновая кислота, и аминоалкилфосфоновые кислоты и их производные, например полиаминометиленфосфонаты, содержащие от 2 до 10 атомов N, в частности такие, каждый из которых несет по меньшей мере один остаток метиленфосфоновой кислоты; примерами этих последних являются этилендиаминтетра(метиленфосфонат), диэтилентриамин(пентаметиленфосфонат), а также триамин- и тетрааминполиметиленфосфонаты, содержащие от 2 до 4 метиленовых групп между атомами N, причем по меньшей мере 2 из числа метиленовых групп в каждом фосфонате являются разными (например так, как дополнительно изложено в опубликованной заявке ЕР-А 479462, содержание которой включено в настоящее описание в качестве ссылки). Другие ингибиторы образования отложений представляют собой поликарбоновые кислоты, такие, как акриловая, малеиновая, молочная или винная кислоты, и полимерные анионоактивные соединения, такие, как поливинилсульфоновая кислота и поли(мет)акриловые кислоты, необязательно содержащие по меньшей мере по несколько фосфонильных или фосфинильных групп, как в фосфинилполиакрилатах. Приемлемые ингибиторы образования отложений по меньшей мере частично содержатся в форме их щелочно-металлических солей, например натриевых солей. Примерами антикоррозийных добавок являются соединения для ингибирования коррозии стали, в особенности в анаэробных услови 003986 4 ях, ими могут служить преимущественно пленкообразователи, способные осаждаться в форме пленки на металлической поверхности, например на стальной поверхности, в частности на стенке трубопровода. Такими соединениями могут служить некватернизированные гидрокарбильные N-гетероциклические соединения с длинными алифатическими цепями, алифатические гидрокарбильные группы которых могут быть такими, как подпадающие под вышеприведенное определение гидрофобных групп; причем предпочтительны моно- или диэтиленово-ненасыщенные алифатические группы, например содержащие от 8 до 24 углеродных атомов, такие, как олеильные. N-гетероциклическая группа может содержать от 1 до 3 кольцевых азотных атомов при наличии от 5 до 7 кольцевых атомов в каждом кольце; причем предпочтительны имидазоловые и имидазолиновые кольца. У кольца может быть также аминоалкильный, например 2-аминоэтильный или гидроксиалкильный, например 2-гидроксиэтильный, заместитель. Может быть использован олеилимидазолин. Когда при осуществлении способа по настоящему изобретению внутри формации высвобождают антикоррозийные добавки, эти последние эффективны как средства уменьшения коррозии металлических поверхностей, поскольку их получают вне скважины. Ингибиторы отложений асфальтенов включают амфотерные жирные кислоты или алкилсукцинатные соли, тогда как ингибитором парафиновых отложений может служить полимер, такой,как олефиновый полимер, например полиэтилен или сополимер сложного эфира, в частности этиленвинилацетатный сополимер, а в качестве диспергатора парафинов можно применять полиамид. К устранителям сульфида водорода относятся оксиданты, такие, как неорганические пероксиды, например пероксид натрия или диоксид хлора, или альдегиды, например содержащие от 1 до 10 углеродных атомов каждый, такие, как формальдегид и глутаровый альдегид,или (мет)акролеин. Ингибиторы гидратообразования включают соли формулы [R1(R2)XR3]+Y-, в которой каждый из R1, R2 и R3 непосредственно связан сX, каждый из R1 и R2, которые могут быть одинаковыми или разными, обозначает алкильную группу, содержащую по меньшей мере 4 углеродных атома, Х обозначает S, NR4 или PR4, где каждый из R3 и R4, которые могут быть одинаковыми или разными, обозначает водородный атом или органическую группу при условии, что по меньшей мере один из R3 и R4 обозначает органическую группу с по крайней мере 4 углеродными атомами, а Y обозначает анион. Эти соли могут быть использованы в сочетании с антикоррозийной добавкой и необязательно с водорастворимым полимером полярного этиленово-ненасыщенного соединения. Предпочтительным полимером является гомополимер илиNгетероциклического карбонильного соединения,например гомополимер или сополимер Nвинил-омега-капролактама. Такие ингибиторы гидратообразования представлены в заявках ЕР 0770169 и WO 96/29501, которые включены в настоящее описание в качестве ссылок. В предпочтительном варианте химическое средство для нефтяного или газового промысла может быть растворено или диспергировано в дисперсной водной фазе эмульсии в количестве,находящемся в интервале от 1 до 50 мас.%,предпочтительно от 5 до 30 мас.%. Вторая стадия состоит в смешении подходящего жидкого углеводорода с приемлемым маслорастворимым поверхностно-активным веществом. Выбранный жидкий углеводород может представлять собой сырую нефть или фракцию перегонки нефти, такую, как дизельное топливо, газоконденсат, газойль, керосин, бензин и т.п., или может представлять собой биогенное дизельное топливо. Могут быть также использованы такие конкретные углеводороды, как бензол, толуол, этилбензол, циклогексан, гексан,декан, гексадекан, длинноцепочечные спирты(например, С 10) и т.п. Предпочтительным жидким углеводородом является керосин или базовая фракция (углеводородная фракция перегонки). Гидрофильно/липофильный баланс (ГЛБ) маслорастворимого поверхностно-активного вещества должен соответствовать другим жидкостям, содержащимся в эмульсии. Значение ГЛБ предпочтительного маслорастворимого поверхностно-активного вещества составляет меньше 8, предпочтительнее меньше 6, более предпочтительно находится в интервале от 4 до 6. Примеры приемлемых поверхностноактивных веществ включают сорбитанмоноолеат, сорбитанмоностеарат, сорбитантриолеат,сорбитанмонопальмитат, сорбитантристеарат,неионогенные блок-сополимеры, полиоксиэтиленстеариловые спирты, полиоксиэтиленамины масла какао, оксиэтилаты жирных аминов, полиоксиэтиленолеиловые спирты, полиоксиэтиленстеариловые спирты, полиоксиэтиленцетиловые спирты, полигликолевые эфиры жирных кислот, глицерилстеарат, глицерилолеат, пропиленгликольстеарат, полиоксиэтиленолеаты, полиоксиэтиленстеараты и диэтиленгликольстеарат. Можно применять больше одного маслорастворимого поверхностно-активного вещества. Как правило с жидким углеводородом смешивают небольшие количества маслорастворимого поверхностно-активного вещества. Концентрация маслорастворимого поверхностно-активного вещества в смеси маслорастворимого поверхностно-активного вещества с жидким углеводородом может находиться в интервале от 0,1 до 6 мас.%, предпочтительно от 0,2 до 2 мас.%. Необходимо иметь в виду, что порядок осуществления первой и второй стадий можно 6 заменить на обратный или первую и вторую стадии можно осуществлять одновременно. Третьей стадией является приготовление эмульсии, что в предпочтительном варианте осуществляют медленным выливанием водного раствора или дисперсии в смесь жидкого углеводорода/маслорастворимого поверхностноактивного вещества с применением одновременного интенсивного перемешивания. Операцию перемешивания для приготовления эмульсии следует спланировать таким образом, чтобы свести к минимальным размеры капелек воды дисперсной фазы, поскольку это может повысить стабильность эмульсии. Мелкие водяные капельки могут быть получены тщательным эмульгированием водной и углеводородной фаз. В предпочтительном варианте эмульгирование осуществляют медленным выливанием водного раствора или дисперсии в смесь жидкого углеводорода/маслорастворимого поверхностно-активного вещества при одновременном интенсивном перемешивании. Смесь необходимо интенсивно перемешивать или оказывать на нее сдвиговое воздействие в течение от примерно 5 до 20 мин, причем скорость сдвига в значительной мере зависит от размера и типа применяемого смесительного устройства. Для воздействия на смесь необходимым сдвиговым усилием в процессах, проводимых на нефте- или газовых промыслах, можно применять механическое смесительное оборудование или смесители. Скорость и время перемешивания следует планировать с расчетом формирования мелких водных капелек, средний диаметр которых составляет от примерно 0,01 до примерно 100 мкм, а предпочтительно от примерно 0,1 до примерно 10 мкм. Предпочтительная доля дисперсной водной фазы эмульсии должна составлять от 10 до 70%, более предпочтительно от 30 до 60%, от общего объема эмульсии. Для повышения стабильности эмульсии(определяют в отсутствии деэмульгатора) можно прибегнуть к регулированию плотности. Этого можно добиться добавлением в дисперсную водную фазу эмульсии утяжелителей. Так,например, в дисперсную водную фазу можно добавлять небольшие количества растворимых солей, таких, как хлорид натрия или калия. Приемлемая водная фаза может включать от 0,5 до 20 мас.% растворимых солей. Предпочтительная эмульсия в отсутствии деэмульгатора стабильна в самых экстремальных условиях температуры и давления, существующих в стволе скважины и/или формации. Подходящим деэмульгатором является раствор поверхностно-активного вещества, точка помутнения которого равна по меньшей мере 40 С, предпочтительно по крайней мере 50 С,более предпочтительно не меньше 60 С. Точку помутнения поверхностно-активного вещества определяют как температуру, при которой вод 7 ный раствор поверхностно-активного вещества становится мутным, так как поверхностноактивное вещество выпадает из раствора. Не основываясь на какой-либо теории, полагают,что когда поверхностно-активное вещество деэмульгатора выпадает из раствора, это поверхностно-активное вещество обычно мигрирует к межфазной границе эмульсии, содействуя тем самым разрушению эмульсии. Таким образом,точка помутнения служит указателем той температуры, при которой, как полагают, деэмульгатор разрушает эмульсию. Точка помутнения зависит как от природы поверхностноактивного вещества, так и от его концентрации. Следует принять во внимание, что температура в той зоне формации, в которую предусмотрено нагнетание смеси деэмульгатора и эмульсии или в которой намечено приготовление такой смеси,для разных скважин обычно различна, вследствие чего разрушение эмульсии должно соответствовать конкретной скважине. Так, например,для одной скважины может потребоваться разрушение эмульсии при температуре 115 С, тогда как для другой скважины температура разрушения может составлять 130 или 75 С. Таким образом, деэмульгатор должен включать поверхностно-активное вещество, выбранное с тем, чтобы соответствовать конкретной скважине при концентрации, которая позволяет эмульсии разрушаться при оптимальной температуре для этой скважины. В предпочтительном варианте деэмульгатор включает поверхностноактивное вещество в такой концентрации, что точка помутнения этого деэмульгатора по меньшей мере на 15 С ниже, предпочтительно по меньшей мере на 30 С ниже, более предпочтительно по меньшей мере на 50 С ниже температуры формации. Предпочтительный деэмульгатор включает больше одного поверхностноактивного вещества. Подходящий деэмульгатор включает по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное из ряда, включающего:(а) полиаминовые соли, такие, как сложные полиэфирамины, метилированный аминополиакриламид, полидиметиламинопропилметакриламид,полидиметиламиноэтилакрилат,полиэтиленимин, поливинилпирролидон, полимеры на основе капролактама и кватернизированные варианты вышеперечисленных продуктов. Приемлемая молекулярная масса полиаминовой соли превышает 3000;(б) простые полиэфиры с большим числом функциональных групп, такие, как сульфированные триглицериды;(в) простые полиэфиры, такие, как сополимеры этиленоксида и пропиленоксида, и продукты взаимодействия таких сополимеров с двухосновными кислотами, диэпоксидами, диизоцианатами, альдегидами и диаминами. Приемлемая молекулярная масса простого полиэфира превышает 2000;и(г) п-алкилфенолоформальдегидные смолы, а также их этиленоксидные и/или пропиленоксидные производные. Целесообразный деэмульгатор представляет собой раствор поверхностно-активного вещества (веществ), растворенного в водном или органическом растворителе, таком, как моноэтиленгликоль (МЭГ), тетраэтиленгликоль (ТЭГ),бутилэтиленгликоль (БЭГ), бутилдиэтиленгликоль (БДЭГ), вода, ксилол и толуол. Деэмульгатор как правило включает небольшое количество поверхностно-активного вещества (веществ),поскольку применение чрезмерных количеств поверхностно-активного вещества (веществ) может привести к преждевременному разрушению эмульсии вследствие обратного преобразования. В предпочтительном варианте концентрация поверхностно-активного вещества (веществ) в деэмульгаторе обычно находится в интервале от 0,01 до 5 мас.%, предпочтительнее от 0,1 до 2 мас.%, например от 0,2 до 1 мас.%. Как сказано выше, точка помутнения поверхностно-активного вещества зависит от концентрации. Таким образом, температуру, при которой эмульсия разрушается, можно точно регулировать варьированием концентрации поверхностноактивного вещества (веществ) в деэмульгаторе. Смесь эмульсии с деэмульгатором можно готовить внутри формации нагнетанием эмульсии в ствол скважины перед нагнетанием деэмульгатора. Это гарантирует эмульсию от загрязнения деэмульгатором во время нагнетания в ствол скважины. Однако благодаря соответствующему выбору поверхностно-активного вещества (веществ) деэмульгатора и концентрации поверхностно-активного вещества (веществ) предусматривается возможность нагнетания деэмульгатора в ствол скважины перед нагнетанием эмульсии без преждевременного разрушения эмульсии в стволе скважины. При необходимости между эмульсией и деэмульгатором можно закачивать буферную жидкость с целью гарантировать эмульсию и деэмульгатор от их смешения до поступления в формацию. В качестве целесообразной буферной жидкости можно использовать водный материал (например, чистую воду, водопроводную воду, деионизированную воду, морскую воду,морскую воду с пониженным содержанием сульфатов или искусственный соляной раствор,такой, как раствор КСl) или жидкий углеводород (например, простой гликолевый эфир, такой как бутилгликолевый эфир, бутилдигликолевый эфир и этиленгликольмонобутиловый эфир, или сырую нефть, или фракцию перегонки нефти,такую, как керосин, дизельное и базовое топливо или биогенное дизельное топливо). Когда эмульсию нагнетают в ствол скважины перед нагнетанием деэмульгатора, эмульсия обычно поступает в формацию перед деэмульгатором. Не основываясь на какой-либо теории, полагают, что деэмульгатор менее вя 9 зок, чем эмульсия, и движется внутри формации с более высокой скоростью, чем эмульсия. Соответственно деэмульгатор обгоняет эмульсию в формации, первым прибывая к месту образования смеси эмульсии с деэмульгатором. Когда деэмульгатор нагнетают в ствол скважины перед нагнетанием эмульсии, деэмульгатор проникает в формацию до эмульсии. Не основываясь на какой-либо теории, полагают, что разница скоростей перемещения эмульсии и деэмульгатора внутри формации приводит к вторичному образованию над слоем эмульсии слоя деэмульгатора (после начала работы скважины в режиме добычи) в результате чего образуется смесь эмульсии и деэмульгатора. В предпочтительном варианте в ствол скважины нагнетают смесь эмульсии и деэмульгатора. Таким образом, в предпочтительном варианте выполнения настоящего изобретения предлагается способ обработки подземной формации, включающий следующие стадии:(А) приготовление смеси (а) эмульсии, обладающей дисперсной водной фазой, включающей водный раствор водорастворимого химического средства для нефтяного или газового промысла или водную дисперсию диспергируемого в воде химического средства для нефтяного или газового промысла, и дисперсионную масляную среду, включающую жидкий углеводород и маслорастворимое поверхностно-активное вещество, и (б) деэмульгатора, представляющего собой раствор поверхностно-активного вещества, точка помутнения которого превышает 40 С; и(Б) нагнетание этой смеси в ствол скважины внутри формации. В предпочтительном варианте смесь нагнетают в ствол скважины с такой скоростью,при которой время пребывания этой смеси эмульсии и деэмульгатора в стволе скважины оказывается более коротким, чем время разрушения эмульсии в условиях, существующих внутри ствола скважины. Под "временем разрушения" понимают время, которое деэмульгатору необходимо для того, чтобы вызвать обратное преобразование эмульсии в наиболее экстремальных условиях температуры и давления внутри ствола скважины, например в условиях в нижней части ствола скважины. Когда в ствол скважины необходимо нагнетать смесь эмульсии и деэмульгатора, температуру в стволе скважины и формации следует моделировать таким образом, чтобы можно было подобрать деэмульгатор, включающий по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное в соответствии с условиями в стволе скважины и формации, при концентрации, выбранной такой, чтобы избежать преждевременного разрушения эмульсии в стволе скважины и предоставить эмульсии возможность разрушиться в формации на целевом ра 003986 10 диальном расстоянии от ствола скважины. Деэмульгатор должен, в частности, включать поверхностно-активное вещество, точка помутнения которого при выбранной концентрации этого поверхностно-активного вещества существенно превышает температуру окружающей среды, что позволяет, таким образом, уменьшить опасность разрушения эмульсии при смешении с эмульсией деэмульгатора. Предусматривается возможность приготовления смеси эмульсии с деэмульгатором по ходу процесса смешением эмульсии с деэмульгатором. По другому варианту эта смесь может быть приготовлена с помощью наземного смесительного оборудования. Временной интервал между приготовлением смеси с применением наземного смесительного оборудования и нагнетанием этой смеси в ствол скважины как правило составляет меньше 12 ч, предпочтительно меньше 5 ч, более предпочтительно меньше 1 ч, а наиболее предпочтительно меньше 0,5 ч. Обычно смесь нагнетают в ствол скважины сразу же после ее приготовления с применением наземного смесительного оборудования. Сущность изобретения далее иллюстрируют следующие примеры со ссылками на фиг. с 1 по 4. Эмульсии Композиции эмульсий от А до В вместе с деталями их приготовления представлены в табл. 1. Водный раствор ингибитора образования отложений Водный раствор ингибитора образования отложений, использованный в сравнительном испытании, включал 10 мас.% ДЭТПМФ [диэтилентриамин(пентаметилен)фосфоновая кислота]. Распределение капелек по размерам Распределение капелек эмульсий от А до В по размерам определяли с применением GalaiComputerised Inspection System, CIS-1. Перед анализом эмульсии разбавляли либо в циклогексане, либо в керосине (1-2 капли эмульсии в приблизительно 5 мл разбавителя). Средние диаметры капелек водной фазы представлены в приведенной ниже табл. 2. Определения температуры стабильности Стабильность эмульсий от А до В оценивали главным образом визуально. Осуществляли также несколько ограниченных периодических определений размеров капелек. Композиции составляли с таким расчетом, чтобы в условиях окружающей среды они оказались стабильными к коалесценции и выделению объемных фаз, хотя некоторое расслаивание эмульсии и седиментация с течением времени являются неизбежными. В дополнение к наблюдениям при температуре окружающей среды осуществляли наблюдения при 80, 100 и (когда это требовалось) 120 С, для чего отбирали также аликвоты (от 10 до 20 мл) эмульсий, которые инкубировали в плотно закрытых флаконах. Таким 11 путем в виде функции по времени количественно оценивали разделение фаз и образование каких-либо средних фаз. Данные стабильноститемпературы для эмульсий сведены в представленную ниже табл. 2. Определения реологических параметров Реологические свойства эмульсий от А до В изучали с целью определить, можно ли эти эмульсии накачивать в ствол скважины в условиях "наихудшего случая" по месту добычи нефти или газа. Для определения кажущейся вязкости как функции скорости сдвига при температуре 5 С, выбранной в качестве типичной температуры окружающей среды, применяли измерительную систему С 25 капиллярного вискозиметра Bohlin VOR. Данные сведены в представленную ниже табл. 2. Результаты определения кажущейся вязкости позволили бы вводить эмульсии в действие в стволе скважины в типичных полевых условиях. Эксперименты с заводнением керна Данные экспериментов с заводнением керна использовали для сопоставления эксплуатационных свойств смесей эмульсии В и деэмульгатора (заводнения 2 и 3) с раствором ингибитора образования отложений в морской воде (заводнение 1). Эксплуатационные свойства композиций с ингибитором образования отложений оценивали путем сравнения получаемых профилей десорбции ингибитора, а также по всем изменениям проницаемости или насыщения, которые возникали после нагнетания этих композиций. В качестве кернового материала использовали обнаженную скальную породу Веrеа. Жидкие фазы включали светлый нефтепродукт (Isopar H) и стандартный солевой раствор (искусственная морская вода, приготовленная в лаборатории, перед использованием профильтрованная с применением 0,45-микрометрической мембраны). Во время испытания соблюдали приведенную ниже последовательность. Образец для исследований, вырезанный из керна, насыщали солевым раствором и определяли объем пор. Далее образец керна вводили в равновесное состояние при температуре испытания (100 С). Определяли абсолютную проницаемость образца керна по солевому раствору(Кабс.), относительную проницаемость образца керна по солевому раствору и нефтепродукту совместно с конечными уровнями состояния насыщения образца керна. Образец керна при остаточном насыщении солевым раствором охлаждали до температуры нагнетания (60 С). Далее нагнетали композицию с ингибитором образования отложений (смеси эмульсии В с 4,7 г деэмульгатора Baker Petrolite ML 3407 на 100 г эмульсии или водный раствор ингибитора образования отложений) в количестве, равном 8 объемам пор. В каждом случае нагнетаемая композиция с ингибитором образования отложений включала 10 мас.% ингибитора образования отложений в водной фазе. 12 Образец керна закрывали и температуру повышали до 100 С. Далее образец керна подвергали обратной промывке нефтепродуктом и определяли проницаемость образца керна по нефтепродукту (после достижения равновесных условий). После этого рассчитывали остаточное насыщение солевым раствором и определяли содержание ингибитора в элюированном солевом растворе. Затем образец керна подвергали обратной промывке солевым раствором (морской водой) и определяли профиль десорбции ингибитора. Устанавливали также проницаемость образа керна по солевому раствору. В дальнейшем образец керна подвергали промывке нефтепродуктом с целью достичь уровня остаточного насыщения солевым раствором и повторно определяли проницаемость образца керна по нефтепродукту. Значения проницаемости рассчитывали по линейной регрессии с по меньшей мере 4 парами данных перепада давления/скорости истечения жидкости. Результаты этих испытаний сведены в табл. 2. Эти результаты показывают, что разница между относящимися к насыщению жидкостями или обратной проницаемости данными испытаний, в которых использовали смеси эмульсии В с деэмульгатором, и испытания, в котором использовали водный раствор ингибитора образования отложений, невелика. Обе системы проявляли тенденцию к увеличению остаточного насыщения образца керна нефтепродуктом (несколько большего в случае смесей эмульсий В и деэмульгатора), что во всех случаях приводило к пониженной остаточной проницаемости по солевому раствору при Sон (остаточное насыщение нефтепродуктом). Следствием уменьшения значения Sнв (начальное насыщение водой), вызванного композициями с ингибитором, являлось несколько увеличенная проницаемость по нефтепродукту в случае водного раствора ингибитора образования отложений (заводнение 1), тогда как после обработки смесями эмульсии В с деэмульгатором (заводнения 2 и 3) наблюдали небольшое уменьшение проницаемости по нефтепродукту. Это может быть обусловлено сохранением в керне некоторого количества неразрушенной эмульсии; эмульсию элюировали во время обратной промывки нефтепродуктом, и профиль перепада давления демонстрировал пики (см. фиг. 3), которые могли соответствовать вытеснению из образца керна более высоковязкой эмульсии. На фиг. 1 сопоставляются значения давления нагнетания, отмеченные при заводнениях 1 и 2, из которых очевидно, что давление нагнетания смеси эмульсии В и деэмульгатора намного выше, чем следовало бы ожидать, исходя из разницы вязкостей у эмульсии В и водного раствора ингибитора образования отложений(12 сП в отличие от 0,82 сП). Исследование эмульсии В под микроскопом (перед нагнетанием) показало, что размер капелек составлял На фиг. 4 представлены профили десорбции ингибитора для испытаний на песчанике. Данные показывают, что в случаях заводнении керна, для которых применяли смесь эмульсии В с деэмульгатором (заводнения 2 и 3), ингибитор образования отложений элюировали из образца керна несколько быстрее, чем в эксперименте, в котором использовали водный раствор ДЭТПМФ (заводнение 1). Не основываясь на какой-либо теории, полагают, что это могло быть обусловлено действием поверхностноактивных веществ в эмульсии, способствовавшим смачиванию скальной породы нефтепродуктом и, следовательно, уменьшавшим адсорбцию ингибитора, или тем, что эмульсия не могла входить в контакт со всем тем количеством скальной породы, которое подвергали испытанию с использованием водного раствора ингибитора образования отложений. Концентрация ингибитора в фазе солевого раствора такова, что если он контактирует с образующейся в результате инжекции пробкой, скальная порода обычно насыщается, и более того, раствор ингибитора в эмульсии вдвое концентрированнее водного раствора ингибитора образования отложений, что, по-видимому, содействует адсорбции, если равновесная концентрация ниже показателя насыщения. Полагают, что диспергирование во время нагнетания и диффундирование во время закрывания протекают менее легко при повышенной вязкости и уменьшенном объеме солевого раствора смеси эмульсии В и деэмульгатора в сравнении с водным раствором ингибитора образования отложений. Однако в полевых условиях, когда добычу возобновляют после обработки эмульсией,ингибитор может адсорбироваться породой в зоне, расположенной между зоной обработки и отверстием скважины, поскольку эта часть формации во время нагнетания обычно отделена от ингибитора масляной дисперсионной средой эмульсии. Это могло бы уменьшить высокий начальный выход, как правило отмечаемый при обработках прокачкой, и увеличить срок службы прокачки. Таблица 1 Подробности состава и условия смешения эмульсионных композиций приблизительно 5 мкм, которые собираются в зоне возможного закупоривания суженных участков пор горной породы Вегеа , которого можно было ожидать. Накопление капелек с входного торца керна можно объяснить отмечаемым высоким давлением. Однако известно, что благодаря наличию зон насыщения жидкостью,используемой при измерениях, хорошему профилю десорбции ингибитор проникает в исследуемый образец. Таким образом, не основываясь на какой-либо теории, полагают, что либо капельки деформируются, предоставляя доступ в поры, либо разрушаются под создающимся давлением, вследствие чего система больше не является полностью эмульгированной после того, как она проникает в скальную породу. Эмульсия В, использованная в заводнении 3,подвергалась дополнительному перемешиванию, которое позволяло размерам капелек приблизиться к 1-2 мкм. Создаваемое давление нагнетания представлено на фиг. 2 вместе с давлением водного раствора ингибитора образования отложений для сравнения (заводнение 1), из чего можно видеть, что в случае смеси эмульсии В с деэмульгатором заводнения 3 перепад давления был намного более низким, чем в заводнении 2. Отмеченный перепад давления может быть обусловлен упоминаемым существованием различий вязкости и относительной проницаемости у смесей эмульсии В и водного раствора ингибитора образования отложений. Следовательно, все данные указывают на то, что во время нагнетания композиции, включающие смеси эмульсии В и деэмульгатора, остаются эмульгированными. Давление, требуемое для инициирования истечения после закрывания ингибитора, указывает на снижение, необходимое для возобновления эксплуатации скважины после обработки прокачкой. На фиг. 3 показано давление, зафиксированное во время обратной промывки нефтепродуктом в заводнениях 1 и 2, исходя из чего можно видеть, что после обработки смесью эмульсии В и деэмульгатора отмечали более низкое давление. Ингибитор Сополимер винилсульфоната и акриловой кислоты (фирмы BakerPetrolite; ML 3263) ДЭТПМФ, нейтрализованная до рН 2,3 Высокосдвиговое перемешивание при скорости 15000 об./мин, 30 с Высокосдвиговое перемешивание при скорости 15000 об./мин, 30 с Водную фазу добавляли в керосиновую фазу в течение 30 с с высокосдвиговым перемешиванием при скорости 5000 об./мин с последующим высокосдвиговым перемешиванием при скорости 20000 об./мин в течение 60 с Таблица 2 Физические характеристики эмульсий Средний Вязкость Эмульсия диаметр, при 5 С/1 с-1,мкма мПа А 7,2 210 Б 4,9 120 В 1,0-5,0 110 а сразу же после приготовления эмульсии С означает стабильность, Н означает нестабильность, Ч означает частичную стабильность, - означает полное разрушение; в условиях окружающей среды после смешения с деэмульгатором все композиции были стабильными разрушения ни одной из эмульсий не происходило даже по прошествии нескольких дней. б Таблица 3 Результаты заводнения песчаникового керна Номер заводнения 1 2 3 Ингибиторная Раствор Эмульсия Эмульсия композиция ДЭТПМФ В В Количество композиции 0,5 0,5 0,5(от объема пор) Кабс. по солевому раствору,562 665 727 мД Начальное значение Кв,58 70 72 мД Начальное значение Sон,35,7 36,6 33,2% Начальное значение Кн,411 311 451 мД Начальное значение Sнв,38,4 36,8 39,0% Постингибиторное 420 271 427 значение Кн, мД Постингибиторное 36,7 34,6 39,7 значение Sнв, % Конечное значение Кв,43 54 61 мД Конечное значение Sон,42,7 46,3 46,3% Конечное значение Кн,42,1 294 436 мД Конечное значение Sнв,36,9 29,2 37,2 Кабс. означает начальную проницаемость керна по солевому раствору в начале экспериментов с заводнением керна; Кв означает проницаемость по солевому раствору при Sон; Кн означает проницаемость по нефтепродукту при Sнв. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки подземной формации,включающий(А) нагнетание в ствол скважины в формации смеси (а) эмульсии, обладающей дисперсной водной фазой, включающей водорастворимое химическое средство для нефтяного или газового промысла или водную дисперсию диспергируемого в воде химического средства для 16 нефтяного или газового промысла и дисперсионную масляную среду, включающую жидкий углеводород и маслорастворимое поверхностноактивное вещество, и (б) деэмульгатора, представляющего собой раствор поверхностноактивного вещества, точка помутнения которого превышает 40 С; или(Б) отдельное нагнетание в ствол скважины в формации эмульсии (а) и деэмульгатора (б) и приготовление смеси эмульсии (а) и деэмульгатора (б) внутри формации. 2. Способ по п.1, в котором смесь эмульсии и деэмульгатора готовят внутри формации нагнетанием эмульсии в ствол скважины перед нагнетанием деэмульгатора. 3. Способ по п.1, в котором смесь эмульсии и деэмульгатора готовят внутри формации нагнетанием деэмульгатора в ствол скважины перед нагнетанием эмульсии и до повторного образования слоя эмульгатора над слоем эмульсии. 4. Способ по п.2 или 3, в котором в ствол скважины между эмульсией и деэмульгатором нагнетают буферную жидкость. 5. Способ по п.1, включающий следующие стадии:(А) приготовление смеси эмульсии и деэмульгатора и(Б) нагнетание этой смеси в ствол скважины внутри формации. 6. Способ по п.5, в котором временной интервал между приготовлением смеси и нагнетанием этой смеси в ствол скважины составляет меньше 5 ч. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором водорастворимое или диспергируемое в воде химическое средство для нефтяного или газового промысла выбирают из ряда,включающего (I) ингибиторы образования отложений, (II) антикоррозийные добавки, (III) ингибиторы отложений асфальтенов, (IV) устранители сульфида водорода или (V) ингибиторы гидратообразования. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором химическое средство для нефтяного или газового промысла растворяют или диспергируют в дисперсной водной фазе эмульсии в количестве, находящемся в интервале от 5 до 30 мас.%. 9. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором значение гидрофильно/липофильного баланса (ГЛБ) маслорастворимого поверхностно-активного вещества эмульсии находится в интервале от 4 до 6. 10. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором эмульсия включает капельки дисперсной водной фазы, средний диаметр которых составляет от 0,1 до 10 мкм. 11. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором доля дисперсной водной фазы эмульсии составляет от 30 до 60% от общего объема эмульсии. 12. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором деэмульгатор представляет собой раствор поверхностно-активного вещества, точка помутнения которого равна по меньшей мере 60 С. 13. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором точку помутнения деэмульгатора регулируют варьированием концентрации поверхностно-активного вещества в деэмульгаторе таким образом, чтобы она была по меньшей мере на 50 С ниже температуры формации. 14. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором деэмульгатор включает по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное из ряда, включающего(а) полиаминовые соли, такие как сложные полиэфирамины, метилированный аминополиакриламид, полидиметиламинопропилметакриламид, полидиметиламиноэтилакрилат, полиэтиленимин, поливинилпирролидон, полимеры на основе капролактама и их кватернизированные варианты;(б) простые полиэфиры с большим числом функциональных групп, такие как сульфированные триглицериды;(в) простые полиэфиры, такие как сополимеры этиленоксида и пропиленоксида, и продукты взаимодействия таких сополимеров с двухосновными кислотами, диэпоксидами, диизоцианатами, альдегидами и диаминами; и(г) п-алкилфенолоформальдегидные смолы,а также их этиленоксидные и/или пропиленоксидные производные. 15. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором деэмульгатор представляет собой раствор по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества, растворенного в растворителе, выбранном из ряда, включающего моноэтиленгликоль (МЭГ), тетраэтиленгликоль(ТЭГ), бутилэтиленгликоль (БЭГ), бутилдиэтиленгликоль (БДЭГ), вода, ксилол и толуол. 16. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором концентрация поверхностно-активного вещества в деэмульгаторе находится в интервале от 0,1 до 2 мас.%. 17. Применение смеси эмульсии с деэмульгатором по любому из предыдущих пунктов для обработки нефтяной или газовой скважины. Перепад давления, зафиксированный во время обратной промывки нефтепродуктом после нагнетания и закрывания кернов Перепад давления, возникающий при осуществлении стадий нагнетания ингибитора образования отложений при заводнениях керна 1 и 2 Фиг. 3 Профили элюирования ингибитора образования отложений во время стадии постпромывки кернов морской водой Фиг. 1 Перепад давления, возникающий при осуществлении стадий нагнетания ингибитора образования отложений при заводнениях керна 1 и 3