Спосіб водоізоляції і обмеження водоприпливів у нафтовій і газовій свердловинах

Спосіб водоізоляції і обмеження водоприпливів у нафтову і газову свердловини, що включає нагнітання тампонуючого складу, який відрізняється тим, що як тампонуючий склад використовують глинистий розчин, який закачують почергово, каустичну соду, розчинену у воді, продавлювальну воду з поверхнево-активною речовиною (ПАР), буферний шар нафти, причому глинистий розчин має щільність 1,12-1,16 г/cм3 та в'язкість 55-60 с. (19) (21) u200905052 (22) 22.05.2009 (24) 10.07.2009 (46) 10.07.2009, Бюл.№ 13, 2009 р. (72) БУРКИНСЬКИЙ ІГОР БОРИСОВИЧ, БАЛАКІРОВ ЮРІЙ АЙРАПЕТОВИЧ, БРОВЧУК ВІКТОР МИКОЛАЙОВИЧ, ЛАПТЄВА ЛЮДМИЛА СЕМЕНІВНА (73) БУРКИНСЬКИЙ ІГОР БОРИСОВИЧ, БАЛАКІРОВ ЮРІЙ АЙРАПЕТОВИЧ, БРОВЧУК ВІКТОР МИКОЛАЙОВИЧ, ЛАПТЄВА ЛЮДМИЛА СЕМЕНІВНА 3 42706 зміни технологічного процесу досягається зниження обводненості видобутої продукції та збільшення нафтогазовіддачі пластів. Для вирішення поставленого завдання запропоновано спосіб водоізоляції і обмеження водоприпливів у нафтову і газову свердловини, що включає нагнітання тампонуючого складу, у якому згідно з корисною моделлю, як тампонуючий склад використовують глинистий розчин, який закачують почергово, каустичну соду, розчинену у воді, продавлювальну воду з поверхнево-активною речовиною (ПАР), буферний шар нафти, причому глинистий розчин має щільність 1,12-1,16г/см3 та в'язкість 55-60с. Стендовими та лабораторними дослідженнями встановлено, що глинистий розчин при змішанні з каустичною содою утворює колоїдну основу безпосередньо у вибої свердловини, що стійка у часі до високих температур. Глибину ізоляції обирають, виходячи з геологічних параметрів пласта та технологічних умов експлуатації свердловини. Гіпотетичний приклад виконання способу. Обрана свердловина: Глибина - 2800м; інтервал перфорації - 27902795м; глибина спуску насосно-компресорних труб - 2795м; товщина пласта - 5м; дебіт нафти Комп’ютерна верстка А. Крижанівський 4 2т/доб.; дебіт води - 28м3/доб.; пластова температура – 80°С; проникність колектора - 0,3млд.; пористість 16-20%; пласт гранульований; кількість піску та ін. механічних домішок у видобувній рідині – 25%. Для обробки свердловини з заданими показниками був проведений розрахунок необхідних хімічних матеріалів та реагентів і було взято каустичну соду, розчинену у воді 800кг - 1м3 ; буферний шар нафти - 2т.; глинистий розчин щільністю 1,15г/см3 - 40м3, продавлювальна вода з ПАР 40м3, як ПАР використовують лігносульфонат. Спочатку нагнітають глинистий розчин у кількості, що дорівнює 3/4 від загального об'єму глинистого розчину, потім нагнітають каустичну соду, розчинену у воді у повному об'ємі, знову нагнітають глинистий розчин, що залишився, після чого закачують продавлювальну воду з поверхневоактивною речовиною, наприклад, лігносульфонатом. Свердловину витримують до формування водоблокуючого ефекту - 24 год. Таким чином, в привибійній зоні свердловини утворилась тампонуюча суміш, що ліквідувала приплив води у свердловину та надходження піску і обломкового матеріалу із пластової системи у свердловину. Підписне Тираж 28 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601