МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Производственное ордене Ленина объединение Татнефть

Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной проуьшенности ДатНЙПИнефть/

ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С ОДНОВРЕМЕННОЙ ОБРАБОТКОЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

РД 39-1-924-83

Б^гаЛЬМА*1983

министерство шитой прсмиивдсстй

^ утвювдаю ^га«вльяк Тьхпшщиср

^<$ЮЛиВвИдпю1

/О 1983 г.

Инструкция по технологии глунеми охванн о одновременной обработкой призабойной зоны

продуктивного пяаотв

?Д 39-1-92^-83

Настояв,ий доку «ев* разработан;

Татарский государственным научне-иссз» до ватальским к провхтнш институтом нефтяной проныюганности (ТатНИПИнефть)

Директор нпегих?*е,к*т.в. Ответственны* *ополнител»:

Зав«овктором,к.т.я.

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Управления нефтедобычи

Ганоражьвнй директор объединения Татнефть

Таблице 2

Оостав и параметры обратных эмульсий, содержащих твердый утяжелитель

Пд! Состав I м8 обратной эмульсии ]    {    Параметры    обратной    эмульсии

I Нефть Ддиотиллят id»870 гш 760 |кр/к8 | пт/ и8 _1___I..... ,1 ЭС-2,1 ПДВ» 1 |б«<950 | нгМа|кг/ Ы® | БвРит|Плотнооть, |Вязкооть, !Электроста-; I !бильность, . 1 1 т { кг/ м8 ! о 1 В - . - I_____!_____1...... •!Ствтическое напряжение !Фильтратоот-|сдвиге, мгс/ см* |двчв , ! черев 1 через 1 см9/ 30 мин 1 I мин ! 10 мин ! I. 0,245 0,245 0,010 0,500 0*1 1071 50 - 150 120-160 10-12 12-14 9-12 2. 0,245 0,245 0,010 0,500 0,2 JI46 50 - 150 12 0-160 10-12 12-14 9- 12 3. 0,244 0,244 0,012 0,500 0,3 1212 50 - 170 14 0-180 12-14 14-16 9 - ТО 4. 0,244 0,244 0,012 0,500 0,4 1276 50 - 170 140-180 12-14 14-16 В - 10 5. 0,243 0,244 0,013 0,500 0,5 1336 50 - 180 180-220 14-16 16-18 е - 50 б. 0,268 0,268 0,014 0,450 0,6 1379 50 - 180 180-250 18-20 18-20 6-8 7. 0,268 0,267 0,015 0,450 0,7 1435 50 - 200 180-250 20-22 20-24 6- е

Примечание* содержание углеводорода в фильтрате составляет 90-96%

II

4. ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ОБРАТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ, СОДЕРЖАЩИХ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ РАСТВОРИТЕЛЬ

4.1* Приготовление обратных эмульсий, содержащих углеводородный растворитель, осуществляется не специальной установке по приготовлению гидрофобно-эмульсионных растворовi принципиальная схема которой приведена на рисунке*

4.1.I. Установка строится, как правило, вблизи с установкой комплексной подготовки нефти и включает в себя резервуары для хранения готового раствора и исходных компонентов, смесительную емкость, оборудованную смешивающими устройствами, насосы, компрессор и систему трубопроводов с задвижками.

4.2. Заданные параметры обратной эмульсии могут быть получе-ны при соблюдении дозировки компонентов и технологии приготовления,

4 Л» Подготовительные работы по приготовлению эмульсии сво-дятоя к а вполне ян» соответствующих резервуаров исходными компонентами,

4.4, Технология приготовления обратных эмульсий, содержащих во внешней среде углеводородный растворитель.

4.4*1* Б смесительную емкость 9 подать расчетное количество нефти*

4.4.2* С помощь» одного нз несосов 4 установить циркуляцию нефти но схеме : емкость 9 - насос 4 - смеситель 7 - емкость 9 .

4.4.3* Одновременно с операцией по п.4.4.2, подать в смесительную емкость 9 расчетное количество эмульгатора с помощью одного ив несосов 3 •

4*4.4* Не прекращая операнда по п. 4.4.2* подать в емкость 9

Рио. Схеме установки по приготовление жидкостей глупения не основе обратных эмульсий

I - воронке для приема эмульгаторе, 2 - воронке для приеме водного раствора CeCl^ ,

3 - несосы для пере начни и дозировки эмульгатора, 4 - насосы для перекачки исходных компонентов и приготовления эмульсии, 5 - резервуар для хранения эмульгаторе, 6 - дозировочная емкость, 7-8 - смесительные устройства, 9 - оиеоительнм емкость, 10 - резервуар для хранения готового растворе, 11-12 - у вея утяжеления,

13 - резервуар для хранения водного растворе CeCI^, 14 - резервуар для хреновая пластовой воды,

й

15

рве четкое количество дистилляте.

4.4.5.    Не прекращая операции по п. 4.4.2., подать в емкость 9 расчетное количество водной фазы (пластовая вода, водный раствор CaClg и т.п.). Подачу водной фазы осуществлять с помощь» второго насоса 4 через смеситель 7,

4.4.6.    Пооле подачи расчетного количества воды оба насоса 4 продолжают осуществлять циркуляцию эмульоии до полной готовности по схеме: смесительная емкость 9 - насосы 4 - смеситель 7 - сме-оительная емкость 9 .

4.4.7.    Готовность эмульсии определяется величиной злектроста-бильности, которая измеряется с помощь» прибора ИГЭР-1. Величина злектростабильности должна быть не менее величин нижнего предела, указанных в табл. I и 2, для скважин с забойной температурой до

40^еС и не менее 120 В - для скважин о забойной температурой до 80°С .

4.4.8.    Для эмульсий, подлежащих утяжелению твердыми утяжелителями, критерием готовности (кроме электроствбильвости ) является наличие статического напряжения сдвига, величина которого додана быть не менее 5 иге/см² за 1 минуту по СНС-2 .

5. РЕГУЛИРОВАНИЕ СВОЙСТВ ОБРАТНЫХ ШУЛЬСИЙ

5.1. Электростабильность обратных эмульсий характеризует агрегативную устойчивость системы. Чем выше величина зяектроота-бидьности, тем виде устойчивость эмульсии во времени и тем выше термостабильнссть. Для рецептур обратных эмульонй величина электростабильностд должна выдерживаться не ниже указанной (ом. табл. I и 2).

5.1.1, Повышение тяытт влеятрестабильности осуществляется добавкой (в нввлвяуящии перемешиванием) эмульгаторе-агабЮгязатор*. Незначительное невыиеяие величинн элекхростабильнсстн (it 20-30 S) может быть достигнуто увеличением времени переиавиваиия,

5.2.    Условнея вязкость обратных амудьевй измеряется с помочью воронки ВО-5. Регулирование вязкости осуществляется изменением соотвоневия водной и углеводородной фаз. Увеличение концентрации водной февы (уменьшение концентрации углеводородной среды) приводит к повышению вязкости вплоть до не те куче го состояния. Ори равных соотношениях фаз двух эмульсий условнея вязкость будет нике тем, где меньме вязкость углеводородной среды.

5.3.    Статическое напряжение сдвига (СНС) измеряется с поюшы» приборе СВС-2 стандартным методом за I и 10 минут. Эта величине характеризует величие тиксотропии эмульсии, т.е. способность системы удерживать во взвешенном состоянии твердый утяжелитель* Статическое напряжение сдвига зависит от природы используемсяо. эмульгатора. Ори использовании в качестве эмульгатора реагента ЗС-2 необходимая величина сдвига появляется при концентрации ЭС-2 от

X до 2,5 % .

5Л. Плотность обратной эмульсии определяется прибором АГ--ЗШ1 или другими стандартными способами. Регулирование плотности осуществляется изменением соотношения фаз, изменением' плотности- водной фазы (за очах минерализации) и добавлением' твердого утяжелителя.,

5*5. Растворяющая способность обратной эмульоии по отношению к отложениям смол, асфальтенов н парафинов обусловлена наличием фильтрации углеводородного растворив ля. Фильтрация определяется по прибору ВМ—6.

15

5*5.1* Величина фильтрации определяется количеством углеводе родного растворителя, содержащего^ дисперсионной среде эмульсии, и соотношением фаз, Чем больше углеводородной фазы в эмульсии и чем больше в ной углеводородного растворителя, тем выше величина фильтрации.

6. ОСОБЕВЮСТИ РАБОТ НА СКВАЖИНАХ,

ЗАГЛУШЕННЫХ ОБРАТНОЙ ЭШ'ЛЬСИЕЙ

6*1. Для геофизических исследований в среде обратной эмульсии следует применять виды каротажа, не требующие электропроводящей среды (ГК,НГК,ЯМК,ИЕ и др.).

6.2. Перфорация колонн производится в среде этой эмульсии.

6.3* При использовании обратных эьтульспй запрещается применение глинистых растворов на водной основе, зодных растворов солей и воды во избежании образования в скважине непрокачиваемой "пробки" и попадания воды в зону продуктивного пласта.

7. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

7.1.    Общие меры безопасности.

7.1.1.    К работам по приготовлению и применению обратных эмульсий допускаются лица, прошедшие обучение согласно "Положения о порядке обучения рабочих и инженерно-технических работников методам работы не предприятиях и организациях Миннефтепромв" и требований настоящей Инструкции, и только после проверки юс знаний комиссией, назначенной приказом по предприятию.

7.1.2.    Работники, занятые не установке приготовлением обратных эмульсий, а также глушением скважин, должны быть обеспечены комплектом спецодежды, спецобувью.

16

7.1.3. Бее работы по ремонту скважин с использованием обратных эмульсий должны производиться согласно требований раздела 5 пп.5.1. и 5.2. "Прешла безопасности > нефтегазодобывающей промышленности",И., Недра, 1975 и раздала 10 "Правша пожарной безопасности л нефтяной промышленности*, Баху, 1976 .

7.2. Пары безопасности при приготовлении обратных зкудьснй Ий установке.

7.2.1.    Установку по приготовлении обратных эмульсий считать пожароопасным объектом. На её территории а подъездных путях установить еявланги о пожароопасное» - "Огнеопаоно". Установка ооиа-цаатся первичными средствами пожаротушения - огнетушителям!, ящиками о песком, стандартным инструментом.

7.2.2.    Электродвигателя, пусковые уотройства и соединительные провода должны быть выполнены во варывозащиденном исполнении, согласно "Правил устройства электроустановок (ПУЭ)", К.,Энергия, 1968. Воздающиеся и движущиеся детали установки дслжны быть ограждены.

7.2.3.    Зое металлические конструкции и устройства, которые могут оказаться под напряжением , должны быть заземлены к контуру заземления.

7.2Л. На территории установки должна бы» предусмотрена грр-зозаЩИте в соответствии с ПУЭ.

7.2.5.    Емкость смесительная, емкости для хранения нефти, дио-тилдята и готового раотвора доливы быть оборудованы дыхательными клапанами или вертикальными вытяжными трубами с огне преградите ляни.

7.2.6.    На территории установки должен быть установлен пожарный стояк.

7.2.7.    Устранение неполадок н очистку в установка производить при полной остановке приводов к движутихоя деталей. При этой на пусковых устройствах вывосять плакат "НЕ ВКЛЮЧАТЬ, НЕС ТАЮТ ЛЮДИ".

17

7 .2.8. Вс« выкоси долга быть задниенм от попадания атмосферных осадков внутрь.

7.2.9. Транспортировано обратных эмульсий производятся ввто-цнетврнами, оборудованный для перевозки нефтей н нефтепродуктов.

7.3. Нары безопасности при ремонте и освоении скважин.

7.3.1.    В плат по ремонту скважин укавывать объем и плотность обратной эмульсии, основные операции и ответственных лиц по глу-■енив сквалн.

7.3.2.    В течение всего времени работ с применением обратных эмульсий на расстоянии менее 25 м от устья скважины в емкоетой о обратными эмульоиями запрещается:

• пользование открытым огнем (курение, электросварочные работы и др.);

-    пребывание техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубвх;

-    пребывала посторонних людей.

7.3.3.    Принять меры против загрязнения обратной эмульсией оборудования и территории, а также попадания обратной эмульсии на работе, для чего:

-    необходимо иметь на устье окважнны устройство для очистки наружной поверхности ВКТ и кабеля;

-    1 случае подъема НЕТ, заполненных жидкостью глунения или скважинной жидкостью, обязательно применение приспособления против разбрызгивания, члекы бригады должны обеспечиваться прорезиненными фартуками и рукавицами;

-    на территории окваяияы должен быть заме пакли, солярки для очистки загрязненного обору довевая, а также оыпучяй материал (пасок) для очкоткн рабочей плодадкн.

13

?.ЗД, Шрг£898 вУУЯ^ОЯЯ, Кв» И Вв$ЖЬ, ВО 09989Ш9 ШЮЙО*-ш ас а&>тя9и охшяжм х л ««oof» Цря поаддалвн аё ее шф ЙР* я j&fvm ч*иевй геле, аыульси» следу в* цтякть в помочь» »*еяв, а ввррвзившшй участок вшит, с мнлоя, (“Зрвдные веере*» я Щ»ояшж»»и8ооуй^и, г., Хюии, 1976 ₇ гЛ ; "Саннгвране дарим ajwiuffKpoaaiow йромвювйнак вредариияй®, СН-245-7,?, й,,19?2).

8 сомюамаш яногрукдаи яргоншвля у чао гае: от,научный оздрудив: Я.КДмцжп»; «я,научна оогру>;няк нд.йу сабиров», ведущая шоаявр 8.1. Сулейманов; начальник отделе разюнга вкмап я.о> tafiai» БД.Дармая ? зан, главного ивдаявра по гении беящюощветя я.о. Икмфп с Д.Ндашгаузша

19

СОДЕРЖАНИЕ

Введение    3

1.    Общие положения    5

2.    Технология глушения оквежин о одновременной

обработкой призабойной воны пласта    5

3.    Состав и свойотва обратных эмульсий    7

А. Технология приготовления обратных змульоий,

содержащих углеводородный растворитель    II

5.    Регулирование свойств обратных эмульсий    13

6.    Особенности работ на скважинах, 8агдуиенных

обратной эмульсией    15

7.    Меры безопасности    15

иксводяаий докумшт

ЙЛСТруНЦЛЯ по технологии глу иония скважнв о одновременной обработкой призабойной воны продуктивного пласта

1J 39-1-924-83

Вводнтоя впервые

Приказом производстваиного объединения Татнефть * 477

от .{§ .ЧЧЗбИ. 1395.?»... „ Срок введения установлен о 01.12.83 г.    Срок    действия    до 31.12.88 V.

В инструкции приведена технология обработки призабойной ионы продуктивного пкаота с ленью растворения парафинистых и асфаяьто-оиодистых отложений, которая осуществляется в про* цессе глуиения и подавшего ремонта скважин.

Кроме того, приведены материалы и составы хидкоотей для глумаимв скважин, порядок их приготовления и регулирования параметров, порядок технологических операций, а также норы безопасного ведения работ н охраны окружающей среды.

Инструкция разработана на основа лабораторных в промыоло-вше исследований, выполненных институтом ТатЕИПЕвефть совместно о нефтедобываодин* предприятиями объединения Татнефть, Виструк* ция предназначена для инженерно-технических работников ■ служб, ваикыаюыклРя вопрованк г дуиония и ремонта скважин,* так» обработка приаабойвой воны продуктивного пласта.

ВВЕД2Нй8

До создания технодотан глупи «да скэваюи ?здро*обяе-*вувдово»* ввив рвстзораии глуша нио водными олстэнзий приводы» 8 ухуддовв» KOjuWKTOpOKKX озойдтв продуктивного ПЛ8СТЛ, $ ояадоватовмо * в$* рувэйии рэвивоз работы с к аджяд и omwams добнмык вовмввоетей* Праквизивв тадро^бдо-эиудъмюяянх растворов мкягашо ветром** шю вряаабойяой зояы скважин « ясз ввгвтвввме сторона таашпт, которые вабхвдавоа» вря ««оаадозавив волге омтем*

Сднако известно, что в процессе роботе «и»п *ии*трац»в-ныв характеристики призабойной зоны продуктивно го яваете ухудав'-моя я результате отяоьашя п^рвцишиотис и ееуеиьто-cMBBOtiec ве~ цвета. Для к растворения я очистки врмебойяой мм ожаоте вро-взводятся специальные обработки углеэодороджш реегмрвммм, ув«* доввост» кото рте сравнительно невысока, Сбившим* ооо тем, «о в результате аоодмродвооте лролукткзвото маете раотаармма» не-ломами шеошдгрошцаеиой часть» коллектора, о вммороаимомв остается необработанной. Крове этого, обработка оквашш у г» водородный раотвормюдон представляет собой атдмну» техшшввитео яум ооераци», требу «на® оотаиовкя сквавим. Вам ври лумам* оквавввв, выведшей в ремонт, предо «ять додхооть, обладают одве-врадовво свойствами аадзвочшзй жидкости {регулирует плотность, вязкость, отатнтеохоа наарвдоиио сдвига) я раотворявдоЯ способное-ть» в парафвввотев в асфальто-смолистым отделениям, то одорапи» обработки призабойной зовы вохно совмести» о водземигм режете* у адтызая, что в орадваы каждая ензвзява адогодво подтермам* подземному рекситу, та е арвдовэняэч такой увямрваямшй иядиватв глувааяя арваабойваи зшй пласта булат эдо годно ечмцетмм от ото» темй нарз«янов, аецмзгавяол в оизд, что, в свае очдод», *Ея*е

*

чих поддержание текущих тейпов добычи нефти.

Таной технологической жидкостью ножах служить обратная эмульсия, содержащая в дисперсионной среде необходимое количество углеводородного растворителя, способного отфильтровываться без разрушения эмульсии. Особенностью технологии глушения скважин в этом случае является обязательное да веде вив жидкости глушения да забоя.

Эффективность обработки призабойной зовы продуктивного пласта обратной эмульсией, обладающей растворяющей способностью, превышает эффективность обработки пласта чистым углеводородным растворителем. Это объясняется тем, что при использовании чистого углеводородного растворителя в скважинах с неоднородными по проницаемости пластами наблюдается поглощение растворителя высовопрсницаемой частью пласта, а ннзнопроннцаеные участки остаются необработанными. Обратная хе эмуль* сия практически ив фильтруется в пористую среду вз-зе неооизмериюл-хи глобул воды и пор породы, в фильтрующаяся внешняя среда эмульсии (растворитель) обрабатывает пласт по всей толщине равномерно.

5

I. БЩИЕ [СЛОЖЕНИЯ

1.1* Применение технологии глушевия скважин с одновременной обработкой призабойной зоны продуктивного пласте позволяет.

1.1.1.    Совместить операцию обработки призабойной зевы пласта углеводородный растворителем с операцией глушения и подземного ремонта скважин.

1.1.2.    Исключить недобор нефти 38 время простоя скважины в процессе обработки призабойной зовы пласта.

1.1.3.    Производить очистку НКТ и колонны от есфальто-оыолистых и парафинистых отложений.

1.1.4.    Исключить работы, связанные с освоением и вызовом притока нефти в послереыонтный период.

1.1.5.    Обеспечивать потенциальные добывные возможности скважин.

2.ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С ОДНОВРЕМЕННА ОБРАБОТКОЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

2*1. Данная технология предусматривает использование звдаволной жидкости, обладаэдей растворяющей способностью к асфальте-смолистым м парафинистым отложениям.*

2.2. Особенностью йогой технологии глушения является обязательное полное замещение скважинной жидкости на жидкость глушевмя (обрабатывающий раствор). При выполнении этой операция ыохут наблюдаться три варианте.

2.2.1. Продуктивный пласт обладает достаточной приемистостью. Заменить скважинную жидкость на жидкость глушения (обрабатывающий рествор) не глубину подвески НКТ, затем поднасосную жидкость продавить в пласт.

6

2.2.2.    Продуктовый пласт "на приввиаат". Величина Пластове-

гс давления позволяет доопустить НКТ до звбоя.

Спуотнть НКТ до забоя, закачать задазочяув хидкооть в меж-трубноа пространство или в трубки и промывкой заменить оквахиннув жидкость на хидкооть глунения.

2.2.3.    Продуктивный пласт "нс приникает". Величина пластового давления ‘не обеспечивает бевопаонооть онуска НКТ до вабоя.

Произвести занену сквехинной хидкости жидкостью глушения на глубину подвески НКТ. Доспуствть НКТ до забоя и заменить оквехи иную жидкость жидкостью глушения во всей объеме.

2.2.4.    Операцию замещения скважинной хидкости на жидкость глушения (обрабатывающий раствор) в скважинах, оборудованных поршневыми глубинными насосами, желательно производить по п.п.

2.2.2. и 2.2.3 , 8 в скважинах,оборудованных центробежными погружными насосами по п.2.2.1.

2.3.    Подземный ремонт сквехин производится по общепринятой технологии.

2.4.    Пуск сквехин в работу после ремонте с использованием. технологии глушения с одновременной обработкой призабойной воны пласта производится без освоения и мероприятий, связанных с вызовом притоке.

2.5.    Зедавочная жидкость (обрабатывающий раствор) пооле ремонта откачивается из скважины в систему сбора.Зедавочная жидкость, у тяжела иная баритом или другими твердыми утяжелителями,откачивается в автоцистерны и используется повторно или возвращается ва установку приготовления для регенерации, и повторного использования .

2.6.    Рекомендации но подбору скважин, на которых может быть испольвсвана данная технология.

7

2.6.1.    Технологию глушения окввжкн e одновреценной обработкой армвебойной воны пласта оладует применять пре прсизводотве подземных (текущих) ремонтов сквехин.

2.6.2.    Технология может быть использована при подземном ремонте сквехин со всеми существующими способами добычи нефти.

2.6.3.    Неибольвий эффект от использования данной технологии может быть получав в скважинах, где продуктивный пласт имеет значительную разнородность по проницаемости.

2.6.4.    Наименьиий аффект от использования данной технологии может быть получен на скважинах о обводненностью продукции выве 90%.

3. СОСТАВ И СВОЙСТВА ОБРАТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

3.1.    Обратная эмульсия, предназначенная для глумения скважин я одновременной обработки призабойной зовы продуктивного пласта,состоит ив внешней (дисперсионной) среды, внутренней (дисперсной) фазы и эмульгатора-стабилизатора. Отличительной особенностью данной эмульсии является то, что в составе дисперсионной ореды содержится углеводородный растворитель.

3.1.1.    Компоненты обратной эмульсии берутся в следующем соотношении, % объемные : нефть (товарная) - 30-10; углеводородный растворитель - 29,0-27,5; эмульгатор - 1,0-2,5; водная фаза - 40-60 .

При необходимости в состав готовой эмульсии может быть введен твердый утяжелитель (барит,сидерит, гематит) до 25% к объему.

3.1.2.    Нефть должна быть безводной и желательно ыеловязкой.

3.1.3.    В качоотэе углеводородного растворителя используется широкая фракция легких углеводородов, получаемая при подготовке нефти на УКПЯ и называемая в промысловой практике "дистиллятом". Перед вводом в эмульсию дистиллят должен бить дегазирован.

3.1.4. В качества эмульгатора используется ЭС-2 - реагент, бримевяемый для стабилизация гидрофобно-эмульсионных раотворов.

3,1,5# f качества водной фазм Может быть использована пластовая

в

веда, содержащая новы кальция, водные растворы солей CaCIg , tJa Cl, U^Cl2 любой кенцантрации, а также их снеси,

3.1.6. Твердый утяжелитель (барит, сидерит, генвтит и т.д.) вводится тогда, когда требуются высокие значения плотности обратной эмульсии. Утяжелитель приненяется только кондиционный, т.е. сухой и сыпучий.

3.2.    Обратная энульоия обладает наилучшиыи технологическими параметрами при содержании водной фазы 40-50% и содержании углеводородного растворителя вс внешней среде не ниже 50%. Эти параметры могут находиться в следующих пределах: плотность, кг/К³-900-1400 ; условная вязкость, с - 50-200; статическое напряжение сдвига, иге/см² черев I мин и 10 мин - 6-15 и 8-25 ; показатель фильтрации, см⁸/30мин - не менее 3, в том числе по углеводородной вреде,% - не менее 80; электрсствбильность, В - 80-200 ; растворяющая способность - не уровне чистого дистиллята.

3.3.    Обратные эмульсии, вышеприведенного состава, обладающие растворяющей способностью в парафинистым и асфальто-смолистым отложениям, MoiyT применяться в скважинах с забойной температурой до 80°С, а утяжеленные твердым утяжелителем - в скважинах

с забойной температурой до 50°С .

* 3.4. Температура застывания обратных эмульсий определяется температурой застывания углеводородной среды.

3.5.    Сгюк хранения обратных эмульсий, содержащих углеводородный растворитель,составляет в промысловых условиях не менее 45оут.

3.6,    Составы обратных эмульсий, обладающие растворяющей способностью и свойствами аадавочных жидкостей, приведены в табл.1и2. Растворяющая способность эмульсий этих ооохавов находится на уровне растворяющей способности чистого реотворитедя, так в $м^а эмульсии, при температуре 20°С, за 24 часа растворяется около 0,03 м⁸ (30кг) парафинистых отложений.

Таблице I

Света» я юр«метры ебретнга акульей!

i ------------; *1 Сеет»» 1 яг ебратноИ аяудьеш 1 t У главе дерсдааа ф»з* | Водная фаза !Плотность {Нефть, {Дистиллят, Г ЭС-2,! ШВ !р-р С*Шу1 М-870 М=?еОкгМ М-950 »^80|jJr»a Ч |кг/М8 | jjKrAt3 |к»А<Р |крДс» $| кг/& Параметр» обрехюй эиульсиж , ЕВязкветь, ЕЭлештрееТа- {Статическое непряже-| Гбшшвасть, (вне од ваге* мге Л>я£ Т Е j---------- * I 1 черве f черев | с [ В | I ник { 10 ига - {фильтра те-ЕОТДВЧа f Г |oaV»4| I. 0,152 0,190 0*008 0,650 - Ю54 50-120 80-120 8-14 14-18 6-10 2. 0,163 0*210) 0,007 0*600 - 1037' 50 - 120 80 - 120 8- 14 14-18 6-10 3. 0,247 0*248 0*005 0*500 - 1003 50 - 100 100- Е0 8-12 10 - 16 IO- 12 4. 0,296 0,297 0,005 0,400 - 967 50 - 100 100-120 8-12 10 - 16 12-14 5* 0*150 0*190 0,010 0,650 1160 50 - 120 100- Е0 20- 24 22 - 26 8-10 б» 0*180 0,210 0,010 0,600 ИЗЗ \Л 0 1 и о 100- 120 16- 20 18 - 24 8-10 7, 0,246 0*246 0,008 0,500 1083 50 - 100 100- 130 14- 18 16 - 20 10- Е

Примечание: содержание углеводороде в фильтрате составляет 90-985J