БЛОКИРУЮЩИЙ ГИДРОФОБНО-ЭМУЛЬСИОННЫЙ РАСТВОР С МРАМОРНОЙ КРОШКОЙ
BLOCKING HYDROPHOBIC-EMULSION SOLUTION WITH MARBLE CHIPS

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при заканчивании скважин, и к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов скважин на месторождениях с трещинно-поровым типом коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений и высоких температур.
Известна эмульсия для глушения скважин (Патент РФ №2168003, опубликован 27.05.2001), включающая углеводородную жидкость – газовый конденсат, эмульгатор – конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ), хлористый кальций, химически осажденный мел (ХОМ), воду, кальцинированную соду и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%: газовый конденсат от 28,0 до 35,0; КССБ от 7 до 12; хлористый кальций от 18,0 до 24,0;  кальцинированная сода от 1,0 до 3,0; карбамид от 0,5 до 1,5; ХОМ от 1 до 3; вода – остальное.
Недостатком известного состава эмульсии является ее низкая стабильность при пластовых температурах более 60-80°C, поскольку в качестве эмульгатора используется конденсированная сульфит-спиртовая барда, не обладающая высокими эмульгирующими свойствами. Кроме того, наличие в составе эмульсии химически осажденного мела приводит к необходимости проведения кислотной обработки призабойной зоны пласта после глушения скважины. Недостатком также является наличие большого количества используемых компонентов в составе эмульсии, что в промысловых условиях затрудняет процесс ее приготовления.
Известен эмульсионный состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин (Патент РФ №2213762, опубликован 10.10.2003), включающий газоконденсат, эмульгатор – эмультал, наполнитель – алюмосиликатные микросферы (АСМ), минерализованную воду, при этом в качестве термостабилизатора использована гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н при следующем соотношении компонентов, мас.%: газоконденсат от 25,0 до 30,0; эмультал от 4,5 до 5,0; АСМ от 15,0 до 20,0; ГКЖ-11Н от 2,5 до 3,0; минерализованная вода от 42,0 до 53,0.
Недостатком известного эмульсионного состава является высокая фильтрация в пластовых условиях и его низкая стабильность при пластовой температуре более 80 °C из-за повышенного отделения воды уже через сутки.
Известен инвертно-эмульсионный состав (Патент Канады № 3027510, опубликован 15.03.2018), содержащий (об.%): углеводородную фазу – нефть, керосин или дизельное топливо от 20,0 до 30,0; эмульгатор от 0,5 до 2,0; наполнитель – пропант от 10,0 до 30,0; водную фазу – пресная или минерализованная вода – остальное.
Недостатком данного состава является его низкие закупоривающие и коркообразующие свойства за счет высокой проводимости между гранулами пропанта, и, как следствие, последующая низкая эффективность глушения скважин, поскольку в условиях аномально низкого пластового давления происходит поглощение блокирующей жидкости, и в связи с этим ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.
5
20
2
n
4
22
2
4
Известен эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин (Патент РФ №2539484, опубликован 20.01.2015), содержащий (мас.%): углеводородную фазу – нефть, керосин или дизельное топливо от 2,0 до 25,0; эмульгатор – продукт взаимодействия жирных кислот типа R-COOH, где R=С-С с амином R-N-(R′-NH), где R=С-С, R′=С-С, n=0-2 и спиртовой раствор неионогенного ПАВ от 0,1 до 5,0; водную фазу – пресная или минерализованная вода – остальное.
Недостатком данного состава является его низкая стабильность при пластовой температуре более 80°C из-за повышенного отделения воды уже через сутки. Кроме того, данный состав не включает в себя минеральный наполнитель, который не позволяет блокировать фильтрацию жидкости глушения в пласт в условиях трещинно-порового коллектора и аномально низкого пластового давления.
3
Известна блокирующая жидкость «ЖГ-ИЭР-Т» (Патент РФ №2357997, опубликован 10.06.2009), принятая за прототип, содержащая (на 1 м жидкости): углеводородную фазу – нефть или дизельное топливо от 400 до 700 л; органофильную глину от 10 до 35 кг; эмульгатор – «МР» или нефтенол «НЗб» от 20 до 40 кг; гидрофобизатор «АБР» от 5 до 25 кг; минерализованную водную фазу от 300 до 600 л; регулятор фильтрации – мел от 25 до 60 кг.
Недостатком данного состава является низкая седиментационная устойчивость за счет выпадения мела в осадок, а также низкая эффективность последующего освоения скважины по причине кольматации призабойной зоны пласта, что приводит к необходимости проведения геолого-технических мероприятий по восстановлению продуктивности скважины.
Техническим результатом является повышение термостабильности и седиментационной устойчивости блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора при возможности регулирования его плотности и реологических свойств, сохранении фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта и предотвращении поглощения жидкости глушения.
Технический результат достигается тем, что раствор дополнительно содержит мраморную крошку фракции от 0,2 до 2 мм, при этом использован эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
углеводородная фаза – нефть или дизельное топливо
от 4,6 до 12,2
эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2
от 0,7 до 1,5
мраморная крошка фракции от 0,2 до 2 мм
от 4,0 до 14,9
минерализованная водная фаза
остальное.
В качестве минерализованной водной фазы использована вода, минерализованная хлоридом кальция. В качестве минерализованной водной фазы использована вода, минерализованная хлоридом натрия.
В соответствии с изобретением блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой представляет собой термостойкую эмульсионную систему, стабилизированную реагентом-эмульгатором. Основой блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора является минерализованная водная фаза, предназначенная для регулирования свойств раствора и активности водной фазы в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и условий залегания продуктивных пластов. В предпочтительном варианте выполнения изобретения используется пресная вода, минерализованная хлоридом кальция. В другом варианте может быть использована вода, минерализованная хлоридом натрия. Рекомендуемые максимальные концентрации солей хлорида кальция от 35 до 40 %, а хлорида натрия от 24 до 26 % при повышенных пластовых температурах от 80 до 100 ºC. Могут быть использованы соли хлорида кальция и хлорида натрия, выпускаемые, например, по ГОСТ 450-77 и ГОСТ 4233-77, соответственно.
В предложенном растворе углеводородная фаза - нефть или дизельное топливо используется в качестве дисперсионной среды. Наиболее рациональное содержание углеводородной фазы в растворе от 4,6 до 12,2 мас.%, в таком случае обеспечивается высокая стабильность раствора. При содержании углеводородной фазы в растворе менее 4,6 мас.% не происходит полное растворение эмульгатора в углеводородной фазе, а при более 12,2 мас.% стабильность раствора значительно снижается. В качестве углеводородной фазы может быть использована нефть или дизельное топливо, подготовленные, например, согласно ГОСТ Р 51858-2002 и ГОСТ 305-82, соответственно.
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – смесь продукта реакции аминов и/или аминоспиртов с жирными кислотами (выпускается по ТУ 2458-012-22657427-2000), в составе раствора обеспечивает высокую термостабильность и седиментационную устойчивость. Наиболее рациональное содержание эмульгатора «Ялан-Э-2» марки Б2 в растворе составляет от 0,7 до 1,5 мас.%, в таком случае раствор обладает высокой стабильностью. При содержании эмульгатора в растворе менее 0,7 мас.% снижается его термостабильность и седиментационная устойчивость, а при более 1,5 мас.% наблюдается рост межфазного натяжения.
Наиболее рациональное содержание мраморной крошки фракции от 0,2 до 2 мм в растворе составляет от 4,0 до 14,9 мас.%, что обеспечивает создание прочных блокирующих экранов у входа в трещины, предотвращающие поглощения раствора даже при повышенных репрессиях (8 МПа и более). При содержании мраморной крошки в растворе менее 4,0 мас.% снижаются блокирующие свойства раствора, а при более 14,9 мас.% снижается седиментационная устойчивость раствора. В растворе может быть использована мраморная крошка с фракцией от 0,2 до 2 мм, выпускаемая, например, по ТУ 5716-001-56390243-2015. Выбранный диапазон фракции мраморной крошки обеспечивает устойчивую блокировку трещины с раскрытостью до 2 мм. При использовании мраморной крошки фракции менее 0,2 мм на фильтрационной поверхности коллектора (на трещинах) не создаются сводовые перемычки, соответственно, в результате не происходит эффективное закупоривание устья пор (трещин) и не происходит образование достаточно прочного слоя дисперсных частиц, который мог бы препятствовать более глубокому проникновению в пласт не только твердой фазы, но и фильтрата раствора. Использование мраморной крошки фракции более 2 мм является технологически нецелесообразным, поскольку в таком случае происходит абразивный износ оборудования, что может привести к его поломке, а также к значительному снижению эффективности проведения процесса глушения скважин.
Для трещин раскрытостью до 0,5 мм, рекомендуется использовать в блокирующем гидрофобно-эмульсионном растворе мраморную крошку с оптимальной концентрацией 4,0 мас.% и размером фракций от 0,2 до 0,5 мм.
Для трещин раскрытостью до 1,0 мм, рекомендуется использовать в блокирующем гидрофобно-эмульсионном растворе мраморную крошку с оптимальной концентрацией 5,0 мас.% и размером фракций (2,5 мас.% от 0,2 до 0,5 мм и 2,5 мас.% от 0,5 до 1,0 мм).
Для трещин раскрытостью до 1,5 мм, рекомендуется использовать в блокирующем гидрофобно-эмульсионном растворе мраморную крошку с оптимальной концентрацией 5,0 мас.% и размером фракций (2,5 мас.% от 0,2 до 0,5 мм и 2,5 мас.% от 1,0 до 1,5 мм).
Для трещин раскрытостью до 2,0 мм, рекомендуется использовать в блокирующем гидрофобно-эмульсионном растворе мраморную крошку с оптимальной концентрацией 12,0 мас.% и размером фракций (4,0 мас.% от 0,2 до 0,5 мм; 4,0 мас.% от 1,0 до 1,5 мм и 4,0 мас.% от 1,5 до 2,0 мм).
Выбранный состав блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора обеспечивает повышение термостабильности и седиментационной устойчивости раствора в течение 7 суток (средняя продолжительность глушения скважины) при пластовых температурах до 100°С, при возможности регулирования плотности и реологических свойств раствора и сохранении фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта и предотвращении поглощения жидкости глушения.
Приготовление блокирующего   гидрофобно-эмульсионного раствора в лабораторных условиях осуществляют следующим образом. В углеводородную фазу - нефть или дизельное топливо дозируют эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2, после чего полученную смесь перемешивают при помощи лабораторной верхнеприводной мешалки в течение 5 минут с частотой 1000 об/мин. Затем в полученную смесь постепенно вводят воду, минерализованную хлоридом кальция или хлоридом натрия, в объеме, равном суммарному объему нефти и эмульгатора. Время перемешивания составляет 5 минут при 1000 об/мин. По истечении указанного времени порционно вводят остальную часть объема минерализованной воды в течение 2 минут при частоте вращения мешалки 1000 об/мин, затем полученную смесь перемешивают в течение 13 минут при частоте вращения мешалки 1500 об/мин. По истечении 15 минут после начала приготовления состава порциями добавляют мраморную крошку и полученную смесь перемешивают в течение 10 минут при частоте вращения мешалки 1500 об/мин.
Приготовление блокирующего   гидрофобно-эмульсионного раствора в промысловых условиях осуществляют следующим образом. На цементировочном агрегате ЦА-320 готовят минерализованную воду путем растворения необходимого количества хлорида кальция или хлорида натрия. Во втором цементировочном агрегате ЦА-320 готовят углеводородную фазу - нефть или дизельное топливо путем перемешивания с расчетным количеством эмульгатора «Ялан-Э-2» марки Б2. После чего производят смешение нефти с минерализованной водой и полученную смесь перемешивают в течение 30 минут. Затем в полученную эмульсию вводят необходимое количество мраморной крошки, и продолжают перемешивание до 30 минут.
Состав поясняется следующими примерами. В приведенных примерах масса каждого из приготовленных растворов составила 100 гр.
Пример 1. В углеводородную фазу - нефть (4,6 мас.%) дозировали эмульгатор «Ялан-Э-2» марки Б2 (1,3 мас.%), после чего полученную смесь перемешивали с помощью лабораторной верхнеприводной мешалки в течение 5 минут с частотой вращения мешалки 1000 об/мин. Затем в полученную смесь постепенно вводили воду, минерализованную хлоридом кальция, в объеме, равном суммарному объему нефти и эмульгатора (5,9 мас.%) и перемешивали в течение 5 минут при частоте вращения мешалки 1000 об/мин. По истечении указанного времени порционно вводили остальную часть объема минерализованной воды (73,8 мас.%)  в течение 2 минут при частоте вращения мешалки 1000 об/мин, затем полученную смесь перемешивали в течение 13 минут при 1500 об/мин. По истечении 15 минут после начала приготовления состава порциями добавляли мраморную крошку фракции от 0,2 до 2 мм (14,4 мас.%), и полученную смесь перемешивали в течение 10 минут при частоте 1500 об/мин.
В лабораторных условиях определены следующие физико-химические свойства предлагаемого состава: плотность, термостабильность, седиментационная устойчивость, эффективная вязкость и статическое напряжение сдвига.
Плотность предлагаемого состава определена пикнометрическим методом согласно ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности» и расчетным способом.
Термостабильность предлагаемого состава определена следующим образом: готовый состав помещался в термостат с установленной температурой 100°С и выдерживался в течение 7 суток, параллельно этому контрольные пробы выдерживались 7 суток при стандартных условиях. Через каждые 24 часа визуально оценивалось состояние пробы и количество выделившейся водной фазы. Если величина слоя выделившейся водной фазы равна нулю, то эмульсионная система считалась стабильной.
Седиментационная устойчивость предлагаемого состава определена согласно следующей методике: в стеклянные пробирки наливались исследуемые растворы в объеме 50 мл каждая. Затем первая половина полученных проб помещалась в термошкаф с установленной температурой 100°С, а другая – выдерживалась при стандартной температуре 20°С в течение 7 суток. Состояние пробы оценивалось визуально через 1 час, 24 часа и 7 суток.
Эффективная вязкость и статическое напряжение сдвига предлагаемого состава определялись на ротационном вискозиметре согласно РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов».
Последующие фильтрационные исследования по оценке блокирующих свойств предлагаемого состава проводились на фильтр-прессе в следующих условиях: моделируемый перепад давления – 1-8 МПа, температура – 100°С, ракрытость трещины – 0,1-2 мм, объем фильтруемого блокирующего состава – 450 см³, продолжительность эксперимента – 60 мин.
3
Фильтрационные исследования по оценке фильтрационных свойств предлагаемого состава проводились в следующих условиях: репрессия при моделировании глушения скважины – 1 МПа (5 % от пластового давления), скорость фильтрации (расход) – 10 см/мин, пластовая температура – 100°С; пластовое давление – 20 МПа. При проведении фильтрационных исследований по оценке фильтрационных свойств предлагаемого состава использовались образцы естественного кернового материала с искусственно смоделированными трещинами: длина керна – 6,45 см, диаметр керна – 3 см, жидкость насыщения керна – керосин, вязкость керосина – 0,8 мПа∙с, раскрытость трещины – 0,1-2 мм.
Лабораторные фильтрационные исследования проводились в три этапа: определение исходной (начальной) проницаемости керна по керосину; моделирование процесса перекрытия интервала перфорационных отверстий призабойной зоны добывающей скважины блокирующим составом жидкости глушения; моделирование процесса работы добывающей скважины после операций глушения и освоения (определение коэффициента относительного изменения начальной проницаемости образца керна по керосину).
Обработка результатов фильтрационных исследований заключалась в следующем: определялись градиенты давления до и после закачки блокирующей ЖГС в керн, на основе которых рассчитывались коэффициенты фазовой проницаемости по керосину до и после закачки исследуемого состава в керн; фиксировался начальный градиент давления сдвига блокирующей ЖГС в керне керосином при моделировании процесса освоения скважины; выполнялся расчет коэффициента относительного изменения проницаемости керна после его обработки исследуемой блокирующей ЖГС:
gradP
gradP
1
2
2
2
где  – коэффициент изменения проницаемости, %;  – градиент давления закачки керосина до процесса «глушения», м;  – градиент давления закачки керосина после процесса «глушения», м.
Примеры 2-16. Методика приготовления и испытания остальных растворов, представленных в табл.1 и 2, аналогичны.
Итоговые результаты определения физико-химических свойств блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора с мраморной крошкой представлены в таблице 1. Результаты проведенных фильтрационных исследований при моделировании процессов «глушения» и «освоения» добывающих скважин сведены в таблицу 2.
Таблица 1 – сводная таблица результатов определения физико-химических свойств блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора с мраморной крошкой
<b>№ п/п</b>
<b>Компонентный состав БГЭР-МК, мас.%</b>
<b>Плотность, г/см</b><sup><b>3</b></sup>
<b>Термостабильность в течение 7 суток</b>
<b>Седиментационная устойчивость</b>
<b>Эффектив-ная вязкость при 300 об/мин, мПа·с</b>
<b>СНС</b><b>(D=3 об/мин), Па</b>
<b>при 20 °C</b>
<b>при 100 °C</b>
<b>при 20 °C</b>
<b>при 100 °C</b>
<b>через 1 мин</b>
<b>через 10 мин</b>
1
Углеводороднаяфаза – 4,6Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,3Мраморнаякрошка – 14,4Минерализованная водная фаза – 79,7
1,438
стаб.
стаб.
устойч.
устойч.
286
26,0
45,9
2
Углеводороднаяфаза – 12,2Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,7Мраморнаякрошка – 8,0Минерализованная водная фаза – 79,1
1,305
стаб.
стаб.
устойч.
устойч.
234
21,4
38,1
3
Углеводороднаяфаза – 5,5Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,7Мраморнаякрошка – 7,8Минерализованная водная фаза – 86,0
1,330
стаб.
стаб.
устойч.
устойч.
236
21,2
38,2
4
Углеводороднаяфаза – 11,5Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,5Мраморнаякрошка – 8,0Минерализованная водная фаза – 79,0
1,306
стаб.
стаб.
устойч.
устойч.
238
22,7
37,6
5
Углеводороднаяфаза – 11,0Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,0Мраморнаякрошка – 14,9Минерализованная водная фаза – 73,1
1,421
стаб.
стаб.
устойч.
устойч.
268
24,3
42,5
6
Углеводороднаяфаза – 5,5Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1Мраморнаякрошка – 4,0Минерализованная водная фаза – 89,4
1,153
стаб.
стаб.
устойч.
устойч.
212
18,4
37,1
7
Углеводороднаяфаза – 5,2Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1Мраморнаякрошка – 7,8Минерализованная водная фаза – 85,9
1,330
стаб.
стаб.
устойч.
устойч.
227
18,7
40,6
8
Углеводороднаяфаза – 11,9Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1Мраморнаякрошка  – 8,0Минерализованная водная фаза – 79,0
1,306
стаб.
стаб.
устойч.
устойч.
241
23,4
38,1
9
Углеводороднаяфаза – 4,9Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,0Мраморнаякрошка – 14,4Минерализованная водная фаза – 79,7
1,440
стаб.
стаб.
устойч.
устойч.
284
25,9
45,7
10
Углеводороднаяфаза – 2,1Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,0Мраморнаякрошка – 7,7Минерализованная водная фаза – 89,2
1,341
нестаб.
нестаб.
неустойч.
неустойч.
‒
‒
‒
11
Углеводороднаяфаза – 18,9Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1Мраморнаякрошка – 8,3Минерализованная водная фаза – 71,7
1,280
нестаб.
нестаб.
неустойч.
неустойч.
‒
‒
‒
12
Углеводороднаяфаза – 5,7Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,5Мраморнаякрошка – 7,8Минерализованная водная фаза – 86,0
1,329
нестаб.
нестаб.
неустойч.
неустойч.
‒
‒
‒
13
Углеводороднаяфаза – 4,7Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,6Мраморнаякрошка – 7,8Минерализованная водная фаза – 85,9
1,331
стаб.
нестаб.
устойч.
неустойч.
‒
‒
‒
14
Углеводороднаяфаза – 4,5Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,9Мраморнаякрошка – 20,2Минерализованная водная фаза – 74,4
1,535
стаб.
нестаб.
устойч.
неустойч.
‒
‒
‒
15
Углеводороднаяфаза – 12,7Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,2Мраморнаякрошка – 0,9Минерализованная водная фаза – 85,2
1,184
стаб.
нестаб.
устойч.
неустойч.
‒
‒
‒
16
Углеводороднаяфаза – 5,7Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1Мраморнаякрошка – 0,8Минерализованная водная фаза – 92,4
1,191
нестаб.
нестаб.
неустойч.
неустойч.
‒
‒
‒
Примечание:1. БГЭР-МК – блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой.2. В качестве углеводородной фазы в опытах 1-5, 10, 13-14, 16 использовали нефть, в опытах 6-9, 11-12, 15 – дизельное топливо.3. В качестве минерализованной водной фазы в опытах 1-3, 6-7, 10-12 использовали воду, минерализованную хлоридом кальция,  в опытах 4-5, 8-9, 13-16 – минерализованную хлоридом натрия.4. В опытак 1-14 использована мраморная крошка фракции от 0,2 до 2 мм, в опытах 15-16 использована мраморная крошка фракции менее 0,2.
Таблица 2 – результаты фильтрационных исследований по оценке блокирующих и фильтрационных свойств блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора с мраморной крошкой
<b>№ п/п</b>
<b>Компонентный состав БГЭР-МК, мас.%</b>
<b>Фильтрационные исследования по оценке блокиющих свойств  БГЭР- МК</b>
<b>Фильтрационные исследования по оценке фильтрационных свойств БГЭР-МК</b>
<b>Профильтрованный объем эмульсионного раствора через трещину при препаде давления 8 МПа, см</b><sup><b>3</b></sup>
<b>Коэффициент относительного изменения проницаемости керна, %</b>
<b>Количество проникшего в трещину блокирующего состава, см</b><sup><b>3</b></sup>
<b>0,1</b>
<b>0,5</b>
<b>1</b>
<b>1,5</b>
<b>2</b>
<b>0,1</b>
<b>0,5</b>
<b>1</b>
<b>0,1</b>
<b>0,5</b>
<b>1</b>
1
Углеводороднаяфаза – 4,6Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,3Мраморнаякрошка – 14,4Минерализованная водная фаза – 79,7
7
14
28
51
82
0
0
0
<0,1
< 0,1
< 0,1
2
Углеводороднаяфаза – 12,2Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,7Мраморнаякрошка – 8,0Минерализованная водная фаза – 79,1
13
18
43
81
106
0
0
-2
< 0,3
< 0,3
< 0,3
3
Углеводороднаяфаза – 5,5Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,7Мраморнаякрошка – 7,8Минерализованная водная фаза – 86,0
15
19
44
82
109
-1
-1
-2
< 0,2
< 0,2
< 0,3
4
Углеводороднаяфаза – 11,5Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,5Мраморнаякрошка – 8,0Минерализованная водная фаза – 79,0
12
16
37
67
93
0
0
-2
< 0,2
< 0,2
< 0,3
5
Углеводороднаяфаза – 11,0Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,0Мраморнаякрошка – 14,9Минерализованная водная фаза – 73,1
2
11
26
49
80
0
0
0
0
< 0,1
< 0,1
6
Углеводороднаяфаза – 5,5Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1Мраморнаякрошка – 4,0Минерализованная водная фаза – 89,4
18
23
114
203
247
0
-1
-4
< 0,3
< 0,5
< 0,5
7
Углеводороднаяфаза – 5,2Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1Мраморнаякрошка – 7,8Минерализованная водная фаза – 85,9
15
17
41
84
108
0
-1
-1
< 0,1
< 0,2
< 0,3
8
Углеводороднаяфаза – 11,9Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1Мраморнаякрошка  – 8,0Минерализованная водная фаза – 79,0
14
17
40
77
102
0
0
-2
< 0,1
< 0,2
< 0,3
9
Углеводороднаяфаза – 4,9Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,0Мраморнаякрошка – 14,4Минерализованная водная фаза – 79,7
3
14
31
55
84
0
0
-1
< 0,2
< 0,2
< 0,2
Примечание:1. БГЭР-МК – блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой.2. В подзаголовке графы указана раскрытость трещины от 0,1 до 2 мм.3. В качестве углеводородной фазы в опытах 1-5 использовали нефть, в опытах 6-9 – дизельное топливо.4. В качестве минерализованной водной фазы в опытах 1-3, 6-7 использовали воду, минерализованную хлоридом кальция,  в опытах 4-5, 8-9 – минерализованную хлоридом натрия.5. В опытак 1-9 использована мраморная крошка фракции от 0,2 до 2 мм. Для трещин до 0,5 мм фракция от 0,2 до 0,5 мм; для трещин до 1,0 мм фракции от 0,2 до 1,0 мм; для трещин до 1,5 мм фракция от 0,2 до 1,5 мм; для трещин до 2,0 мм фракция от 0,2 до 2,0 мм.
Из примеров 1-9, представленных в таблицах 1-2, можно сделать вывод, что заявляемый блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор, в заданных диапазонах содержания углеводородной фазы – нефть или дизельное топливо от 4,6 до 12,2 мас.%, эмульгатора «Ялан-Э-2» марка Б2 от 0,7 до 1,5 мас.%, мраморной крошки фракции от 0,2 до 2 мм                                        от 4,0 до 14,9 мас.% и минерализованной водной фазы обладает повышенной термостабильностью и седиментационной устойчивостью в течение 7 суток при пластовых температурах до 100 ºС c возможностью регулирования плотности и реологических свойств раствора, а также позволяет в большей степени сохранить фильтрационные характеристики керна за счет образования на его входе мелкодисперсной перемычки из мраморной крошки, препятствующей дальнейшей фильтрации в трещину раствора.
Составы раствора, представленные в примерах 10-16, показанные в таблице 1, с содержанием компонентов, с массовым соотношением вне заданных диапазонов, не удовлетворяют требованиям по термостабильности и седиментационной устойчивости (поэтому не проводились последующие фильтрационные исследования), следовательно, вне завяленных диапазонов технический результат не достигается.
Таким образом, как показано в вышеприведённом описании изобретения, достигается технический результат, заключающийся в повышении термостабильности и седиментационной устойчивости блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора при возможности регулирования его плотности и реологических свойств, сохранении фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта и предотвращении поглощения жидкости глушения.