Експериментальні і теоретичні дослідження нафтових та синтетичних акрилсульфонатів і закономірностей регулювання поверхневих та об’ємних властивостей їх розчинів для створення тривких емульсійних розчинів типу “вода в маслі” показали, що ПАР сульфонатного типу дають змогу досягти в заданих умовах гранично низьких величин міжфазного натягу. Разом з тим вивчення емульсій з варіюванням у широких межах вмісту алкілбензолсульфонатів (0,5-10%), співвідношення водної та вуглеводної фаз і концентрації електролітів (NaCl, KCl, CaCl₂) показали, що малорозчинні ПАР є поганими стабілізаторами інвертних систем. Навіть за високої концентрації ПАР і підвищеного вмісту дизельного пального системи після приготування швидко розшаровуються на три фази: вуглеводень, емульсію В/М і воду. Тільки шляхом додавання до цих систем невеликих кількостей водо- і водомаслорозчинних нейоногенних ПАР типу неонол АФ₉-6, а в разі підвищених температур (80°С) – АФ₉-10, вдається одержати стабільні емульсії. Низька стійкість обернених емульсій на основі сульфонатних ПАР зумовлена їх високою олеофільністю і недостатньою міцністю утворених ними адсорбційно-сольватних шарів на поверхні частинок дисперсної фази.

Дослідження шляхів стабілізації інвертних систем показали, що самовільне утворення просторових структур коагуляційного типу легко досягається шляхом уведення в систему твердої фази переважно колоїдних розмірів (1-100 нм), які здатні здійснювати броунівський рух. Ці частинки, утворюючи разом з водою дисперсну фазу, підвищують структурну в’язкість і міцність системи як внаслідок збільшення кількості контактів між частинками в одиниці об’єму, так і в результаті збільшення ймовірності фіксації частинок у стані ближнього потенціального мінімуму із відповідним зростанням міцності контактів.

З точки зору доступності й технологічних вимог найбільш придатним для цієї мети є хімічно осаджений карбонат кальцію (крейда). Крім високої дисперсності, він дає змогу регулювати густину цільових блокувальних систем, а завдяки відсутності нерозчинних твердих домішок і повному розчиненню в кислотах забезпечує легкість зняття блокування без забруднення прифільтрової зони свердловин.

Пошуком реальних сировинних джерел для одержання інвертних крейдових дисперсій виявлено, що практично всі вказані компоненти містяться в присадках до мастил. Останні є колоїдними дисперсіями карбонату кальцію, стабілізовані алкілбензолсульфанатами, які містять понад 20 атомів вуглецю в бічному ланцюгу. Фізико-хімічними, макроскопічними й рентгено-структурними дослідженнями окремих типів присадок доказано, що колоїдні частинки характеризуються міцелярною будовою. Міцели мають середні розміри порядка 5-10 нм і складаються в більшості випадків із сферичних ядер карбонату кальцію (4,0-6,6 нм) і адсорбційно-сольватних оболонок (2,0-2,6 нм), які утворюються молекулами ПАР і розчинника.

Хімічний аналіз різних присадок і побічних продуктів на їх основі підтвердив, що стабільні інвертні системи для конкретних умов застосування утворюються на основі водомаслорозчинних ПАР із заданим гідрофільноліофільним балансом чи шляхом комбінації масло- і водорозчинних ПАР. Сульфонатні присадки типу С-300, ПМС, що випускаються промисловістю, та їх зарубіжні аналоги типу Лубризол-72, не відповідають умові оптимального співвідношення ПАР заданої будови і тому для одержання стабільних інвертних систем потребують додаткового введення гідрофільних супровідних ПАР. Окрім того дефіцитність і висока вартість цільових присадок не дає змоги розглядати їх як перспективну основу для створення ефективних інвертних дисперсій. З іншого боку, аналіз технологічного процесу одержання присадок показав, що необхідна суміш ПАР разом з масляним розчином цільової присадки відділяється у вигляді шламу (відходу виробництва), що не знаходить кваліфікованого використання і спалюється чи викидається у відвали.

З метою покращення якості блокувальних розчинів шляхом усунення їх фільтрації, підвищення стійкості й структурно-механічних властивостей, а також розширення сировинної бази в разі одночасного спрощення складу й технології його приготування проведено дослідження зі створення інвертних крейдових блокувальних дисперсій, у яких як вуглеводневу рідину і емульгатор-стабілізатор використовують шлам від виробництва сульфонатних присадок до масел. Останній являє собою в’язку дисперсну систему від світло-коричневого до жовто-сірого кольору, яка містить такі інгредієнти змінного складу, % мас:

вуглеводнева фаза 10-30;

сульфонат кальцію 20-30;

суміш карбонату й гідроксиду кальцію з переважним вмістом першого 15-40.

Дослідженнями шламу методами хімічного аналізу, хроматографії, ІК- і рентгенівської спектроскопії встановлено, що він є нетривкою висококонцентрованою полідисперсною системою, яка містить високоякісні водо- (1,4-2,9%), масло- (2,6-4,0%) і водомаслорозчинні (4,3-5,9%) сульфонати, воду і гідрофобізований карбонат кальцію в масляному середовищі. Внаслідок переважного (90%) вмісту грубодисперсного (100 нм) карбонату кальцію, який може призводити до абразивного зношування поршнів двигуна внутрішнього згоряння, ця частина присадок і потрапляє до розряду відходів виробництва нафтопереробних заводів. Саме тому, відповідно до всіх вимог, до інвертно-крейдових дисперсій щодо якісного складу, з причини седиментаційної нестійкості й розділення в процесі транспортування й зберігання шлам не може бути придатним для широкомасштабного використання на нафтогазовидобувних підприємствах.

З метою усунення цих недоліків для стабілізації шламу проведено розчинення частини грубодисперсного карбонату кальцію органічними кислотами і збільшення концентрації колоїдного карбонату кальцію CaCO₃ з додатковою карбонізацією. На основі цього запропоновано присадку під товарною назвою “Дисін” (дисперсія інвертна), яка відвантажується в залізничних цистернах споживачу (ТУ 38202-03-3-90). З використанням цієї присадки розроблено і широко випробувано на родовищах Західного Сибіру стабільні суміші інвертних крейдових дисперсій, що створені відповідно до конкретних фізико-геологічних умов покладів вуглеводнів.

У процесі приготування інвертно-крейдової дисперсії (ІКД) як водна фаза може бути використана вода різного ступеня мінералізації. Від вмісту води, ступеня її мінералізації і сольового складу залежать технологічні властивості ІКД. Із збільшенням водовмісту зростає в’язкість, статична напруга зсуву і дещо знижується електростабільність. Оптимальний вміст водної фази визначається складом вуглеводневої фази, об’ємним заповненням системи твердою фазою і її природою. У разі використання дизельного пального як вуглеводневої фази оптимальний водовміст знаходиться в межах 60-80 %. Із збільшенням в суміші ІКД асфальтено-смолистих компонентів водовміст знижується до 40-70 %. Сольовий склад і ступінь мінералізації водної фази визначаються конкретними умовами застосування ІКД. Оскільки для капітального ремонту свердловин, продуктивні пласти яких представлені колекторами з підвищеним вмістом глин, не допускається використання прісної води, то в цьому разі для запобігання набрякання глин водна фаза насичується солями кальцію, калію, магнію чи використовується пластова вода, яка виділяється в процесі підготовки нафти і конденсату. При цьому слід урахувати можливість вмісту в цій воді ПАР – деемульгаторів, які можуть погіршувати властивості ІКД.

Поряд з диспергованою водною фазою в складі ІКД міститься тверда фаза – карбонат кальцію і гідроксид кальцію різного ступеня дисперсності. В ІКД вони виконують роль активного наповнювача, який додатково впливає на тривкість системи, її фільтраційні й реологічні властивості.

ПАР виконують у дисперсних системах три функції: гідрофобізують поверхню твердого наповнювача СаСО₃+Са(ОН)₂ (гідрофобізатори), знижують поверхневий натяг на межі водної й вуглеводневої фаз (емульгатори). В ІКД ПАР представлено водо-, масло- і водомаслорозчинними солями алкіларилсульфокислот, які одержуються в процесі виробництва сульфонатної присадки до моторних мастил. У разі необхідності для стабілізації ІКД чи підвищенння розчинної здатності по відношенню до асфальтено-смоло-парафінових відкладів за підвищених температур до суміші додають емультал, ЕС-2, дорад, “Нафтохім”.

ІКД готують безпосередньо на свердловинах чи на базі зберігання хімреагентів з допомогою стаціонарних устатковань для приготування тампонажних розчинів чи агрегатами ЦА-320. Для одержання кращих результатів слід дотримуватися такої послідовності введення компонентів. У випадку використання мінералізованої води розрахункову кількість солей розчиняють у воді перемішуванням шляхом циркуляції розчину цементувальним агрегатом чи іншими змішувальними пристроями. Розчини готують в окремій ємності безпосередньо на місці їх використання чи централізовано і довозять автоцистернами. Приготування ІКД здійснюють шляхом поступового введення водної фази у вуглеводневу дисперсію шламу в ході інтенсивного перемішування. Зворотна послідовність не допускається. Спочатку у вуглеводневий розчин шламу вводять не більше 1/10 розрахункової кількості розсолу на основі однієї з солей чи їх суміші, далі порціями, не більше 1/4 загального об’єму, вводять решту водної фази. Поступове введення диспергованого розчину скорочує строки готування ІКД. Основною умовою одержання якісної ІКД є інтенсивне перемішування. Для його забезпечення використовують спеціальні диспергатори різних конструкцій, які монтуються на нагнітальних лініях агрегату. Концентровану високов’язку ІКД розріджують за необхідності нафтою чи іншими відповідними вуглеводневими розчинниками до заданих густин і в’язкості, перемішуючи до повної гомогенізації системи.

В умовах з підвищеними температурами (понад 60°С) для додаткової стабілізації ІКД кількість шламу збільшують до 35-50% чи додатково до її складу вводять емульгатор-стабілізатор, який створює броньовані захисні шари на межі розділу фаз. Стабілізатор вводять безпосередньо в ІКД чи попередньо розчиняють у вуглеводнях, які призначені для приготування ІКД. Для збільшення густини ІКД до 1200-1400 кг/м³ дообважнювання здійснюють хімічно осадженою крейдою.

Глушіння свердловин з використанням інвертних крейдових дисперсій здійснюють, як правило, за комбінованою схемою, до якої входить послідовне закачування у свердловину ІКД і заповнення стовбура свердловини водним розчином неорганічних солей меншої густини. Густину ІКД для блокування привибійної зони свердловини вибирають такою, щоб гідростатичний стовп рідини забезпечував протитиск на пласт, який перевищує пластовий тиск на 2-20%.

Консервація свердловини з перфорованою експлуатаційною колоною здійснюється аналогічно глушінню свердловин з двократним збільшенням об’єму ІКД, а в окремих випадках і заповненням ІКД всього об’єму свердловини.

Створені ІКД характеризуються високою седиментаційною стійкістю, нульовою фільтратовіддачею, підвищеною в’язкістю (понад 400 с) і покращеними тиксотропними властивостями.

Разом з тим, досвід використання ІКД у газових свердловинах з хорошими колекторськими властивостями і високими тисками, наприклад, сеноманського покладу Ямбурського родовища, показав, що за незадовільних реологічних показників можливі випадки розгазування ІКД з подальшою їх фільтрацією разом із протискувальною рідиною в продуктивний пласт. Це призводить до збільшення строків освоєння свердловин. У зв’язку з цим для відтиснення із стовбура свердловини використовують схему з попереднім закачуванням води чи розчину ПАР у вигляді буферної облямівки. Однак, використання відомих буферних облямівок призводить до погіршення фільтраційних характеристик пласта через недостатню ефективність ПАР і закупорювання окремих пропластків грубодисперсною фазою.

Використання міцелярного розчину на базі нафтових сульфонатів, які забезпечують низький міжфазний натяг на межі розділу з вуглеводневою рідиною, не розв’язує поставленої задачі з причин руйнування мікроемульсії під дією мінералізованої води (рідина глушіння) і пластових умов.

Як показали дослідно-промислові випробування, найбільш перспективною для газових і газоконденсатних покладів Західного Сибіру є технологія послідовного закачування у привибійну зону водного розчину нейоногенних ПАР (буферна рідина), фазоінверсійна температура яких у системі з пластовим флюїдом лежить на 0-10°С нижче температури привибійної зони пласта, блокувальної рідини – інвертної дисперсії з нульовою фільтратовіддачею і умовним коефіцієнтом в’язкості не нижче 400 с, і рідини глушіння – водного розчину неорганічних солей.

Використання розчинів нейоногенних ПАР, наприклад, оксиетильованих моно- і діізононілфенолів із заданим ступенем оксиетилювання в концентрації, яка перевищує критичну концентрацію міцелоутворення на величину сорбції їх пластовою породою, забезпечує низький міжфазний натяг на межі розділу з пластовим флюїдом і тим самим запобігає утворенню грубодисперсних глобул водної фази, що кольматують низькопроникну частину колектора. В області інверсії фаз змінюється і колоїдна структура системи розчин ПАР – пластовий флюїд. Інвертний міцелярний розчин, який утворюється при цьому, стає спорідненим як пластовим вуглеводням, так й інвертній блокувальній дисперсії.

Додавання ацетону і метанолу негативно впливає на стабільність ІКД. В процесі їх введення у водну і вуглеводневу фази ІКД залишалася стабільною за кімнатної температури протягом декількох днів, а після утрушування відбувалося виділення водної фази з виділенням дрібнодисперсного карбонату кальцію. Звідси їх доцільно застосовувати для ефективного деблокування продуктивного пласта після завершення ремонтних робіт.

Технологія блокування привибійної зони пласта вибирається з урахуванням індивідуальних особливостей кожної свердловини і процесу її блокування під час глушіння. Звичайно, зняття блокування пласта здійснюється очищенням прифільтрової зони конденсатом, нафтою чи нафтопродуктами. Однак, часто, особливо у тріщинуватих колекторах, видалення залишкової кількості ІКД здійснюють хімічним шляхом. У колекторах з підвищеною карбонатністю цю операцію поєднують з обробленням привибійної зони з метою покращення ємнісно-фільтраційних характеристик продуктивного пласта. Найчастіше привибійну зону обробляють розчином мінеральних чи органічних кислот, які реагують з СаСО₃. Виходячи з розчинності солей кальцію, які утворюються внаслідок реакції кислот з СаСО₃, доступності і вартості кислот, показано, що найкращі техніко-економічні результати досягаються в разі використання соляної кислоти. Разом з тим відомо, що поверхнево-активні речовини, розчинені в рідкій фазі, яка оточує тверду поверхню, різко зменшують швидкість розчинення кристалів СаСО₃ у водних розчинах кислот. Відбувається так зване адсорбційне пасевування поверхні СаСО₃ поверхнево-активними речовинами. Окрім того, зовнішня фаза в ІКД вуглеводнева, контактування молекул НСl з сульфонатом кальцію ще більше знижує швидкість розчинення СаСО₃.

Експериментально встановлено, що руйнування адсорбційно-сольватного шару і збільшення швидкості реакції у 1,5-2,9 рази забезпечується введенням у розчин НСl органічних розчинників (метанол, ацетон, етилен і діетиленгліколь). Найкращі результати одержано в процесі деблокування привибійної зони розчинами соляної кислоти в ацетоні. При цьому бажано, щоб концентрація НСl була не меншою 15 %, а її співвідношення з ацетоном було рівним 1:0,5-1,5. Час реагування кислотного розчину в залежності від карбонатності породи і пластової температури коливається від 12-24 годин для покладів з температурою 300-315 К і 1-2 години за температури 350 К. Після проходження часу реагування проводиться повна заміна рідини у свердловині на газоконденсат чи іншу зручну вуглеводневу рідину, в результаті чого відбувається вимивання розчину і продуктів його реакції на денну поверхню. В разі вдалого вибору часу реагування вуглекислий газ, який виділяється, створює додаткову енергію, яка сприяє процесу освоєння.