Склад для обмеження припливу пластових вод у свердловину

Склад для обмеження припливу пластових вод у свердловину, який містить речовину, що утворює у суміші із пластовою водою гель, який відрізняється тим, що як гелеутворюючі речовини він містить сульфатний чорний луг щільністю 1,201,28 г/см3 та мінералізовану пластову воду щільністю 1,05-1,20 г/см при такому співвідношенні компонентів, об. % : сульфатний чорний луг 35-75 пластова вода решта. Винахід відноситься до нафтовидобувної' промисловості Відомий склад для обмеження притоку пластових вод у свердловину, що містить органічну кислоту, частково пдролізовану метакриловою, і солі полівалентних металів, що дають при змішуванні гель. (Ас. СРСР №492 645, кл Е21В 43/32,1973). Недоліком відомого складу є недостатньо ефективна ізоляція водоносного пласту. Відомий також склад для ізоляції притоку пластових вод у свердловину, що містить розчин силікату натрію, який у суміші із пластовою водою утворює гель (Патент США №3136360, кл 16612,1964, прототип). Недоліком відомого складу також є недостатньо ефективна ІЗОЛЯЦІЯ водоносного пласту. Причинами, що перешкоджають одержанню очікуваного технічного результату, є недостатні закупорюючі властивості і міцність геля, який утворюється в пластових умовах, що призводить також до недостатньо ефективної ізоляції водоносного пласту Задачею, поставленою при створенні винаходу, у складі для обмеження притоку води у свердловину, шляхом якісних і кількісних змін інгредієнтів складу, є підвищення ефективності ізоляції водоносного пласту при поліпшенні закупорюючих властивостей і підвищенні міцності геля, що утворюється в пластових умовах Зазначена задача вирішується тим, що в складі для обмеження притоку пластових вод у свердловину, який містить речовину, що утворює у суміші із пластовою водою гель, згідно з винаходом, як гелеутворюючі речовини він містить сульфатний чорний щолок щільністю 1,20 - 1,28г/см3 та мінералізовану пластову воду щільністю 1,05 3 1,20г/см , при такому співвідношенні компонентів, об. % . сульфатний чорний щолок 35 - 75 пластова вода решта Сульфатний чорний щолок - побічний продукт целюлозно-паперових виробництв, рідина коричневого кольору Склад одержують шляхом закачування сульфатного чорного щолоку щільністю 1,20 - 1,28г/см3, у привибійну зону водоносного пропластка, де відбувається його реакція з мінералізованою пластовою водою, щільність якої становить 1,05 - 1,20г/см3, з утворенням геля Гель, що утворюється, характеризується високою статичною напругою зсуву Для випробувань були приготовлені склади з граничними й оптимальним вмістом компонентів. Результати випробувань наведені в таблицях 1 і 2. см О CM со 34725 Таблиця 1 № ПП 1 2. 3. 4. 5. Сульфатний чорний щолок ЩІЛЬНІСТЮ 1,20г/см3, мас % 15 25 35 50 75 Пластова вода Прилуцького Статична народовища, пруга зсуву, щільністю мг/см 3 1,05г/см 0 85 75 7,15 42,00 65 50 66,20 25 76,02 Таблиця З № пп 1 2. 3 4 5. Параметри За перший До обробітку місяць після обробітку Дебіт нафти, т/добу Дебіт рідини, т/добу Обводненість, % Коефіцієнт по нафті Продуктивність по рідині, м3/добу 7,0 5,5 380 114 98,0 96,0 0,02 0,05 0,750 1,08 Таблиця 2 Пластова вода Сульфатний Прилуцького Статична на№ чорний щелок родовища, пруга зсуву, пп ЩІЛЬНІСТЮ ЩІЛЬНІСТЮ мг/см 3 1,28г/см , мас 1,20г/см3 1 25 80 3,3 2 60,429 35 70 3 60 12,075 45 6,044 4 55 50 Приклад застосування складу. Були проведені ремонтно-ізоляційні роботи на свердловині Геолого-технічна характеристика свердловини наступна Кондуктор 299мм - 305м Експлуатаційна колона 168 - 146мм_1936м. Експлуатаційний об'єкт - горизонт П-1+2. Інтервал перфорації 1827 -1843 Штучний вибій -1859. Насос, Reda В 4 С на 2ЛА дюйма, спущений на глибину 1540м Пластовий тиск 14,7мПа Гирловий тиск 1 ,ЗмПа. Поточний дебіт рідини 379т/добу, нафти 6,9т/добу, обводненість - 98,2%. Динамічний рівень 1104м. Склад закачали у свердловину при тискові ЮмПа і продавили в пласт пластовою водою в об'ємі 5,6м3. Потім свердловину промили, закрили на дві доби для зміцнення геля, що утворився в пластових умовах, зпустили насос УЭЦН5-1301400 І ввели в експлуатацію Технологічні параметри роботи свердловини до І після обробітку наведені в таблиці 3. Технологічний ефект розраховано по залежності IQH=f(lgIQ P ). Дані по технологічному ефекту наведені в таблиці 4 Таблиця 4 Рік Місяць 7 1997 1998 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Накопичений Накопичений видобуток видобуток iglQp нафти, 7 Q H , T рідини, 7QD,T 426872 5,825 668218 5,832 427263 678508 427509 5,835 683351 427972 696046 5,843 5,850 428206 707746 428578 720146 5,857 428835 5,865 733011 5,871 429016 742322 429295 5,878 755001 429515 767241 5,885 429728 5,892 779765 430031 791003 5,898 430233 802716 5,905 430487 815148 5,911 430746 827199 5,918 430960 5,924 838132 431164 5,929 849765 431326 853843 5,931 Використання запропонованого складу для обмеження притоку води у свердловину забезпечує підвищення ефективності ізоляції водоносного пласту при поліпшенні закупорюючих властивостей і підвищенні міцності гелю, що утворюється в пластових умовах. Підписано до друку 05 06 2003 р Тираж 39 прим ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул. Артема, 77, м Київ, 04050, Україна (044)236 - 47 - 24