Способ ограничения водопритока в добывающей скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине и увеличение продуктивности добывающей скважины по нефти за счет эффективной гидрофобизации поверхности пористой среды пласта, эффективного блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и высокой способности изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти. Способ ограничения водопритока в добывающей скважине включает определение приемистости добывающей скважины, закачку в пласт инвертной эмульсии. При приемистости ниже 250 м³/сут оторочку инвертной эмульсии продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии. После закачки оторочки инвертной эмульсии производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и кубовые остатки бутиловых спиртов КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии 1:(2-3). При приемистости выше 250 м³/сут производят закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой, при следующем соотношении компонентов, мас.%: инвертная эмульсия 99,80-99,95 и древесная мука 0,05-0,20. Далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии. Затем производят закачку оторочки состава, содержащего указанный выше растворитель и КОБС при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии с древесной мукой 1:(3-4). 1 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу ограничения водопритока в добывающей скважине, как закачиваемой воды с целью поддержания пластового давления, так и поступающей воды в добывающую скважину из подошвенной части нефтенасыщенного пласта или из непосредственно прилегающего к нефтенасыщенному нижележащего водонасыщенного пласта путем гидрофобизации призабойной зоны терригенного пласта.

В процессе эксплуатации добывающей скважины пластовая вода заводняет ее и оттесняет нефть из призабойной части вглубь пласта и удерживается в порах капиллярными силами. Интенсификация притока нефти в добывающей скважине связана с удалением воды из призабойной зоны пласта.

Причинами обводнения добывающих скважин являются: закачка воды для поддержания пластового давления; геологическая неоднородность обрабатываемого пласта; наличие в разрезе нефтяного пласта высокопроницаемых интервалов, по которым происходит первоочередное продвижение фронта контурных или закачиваемых вод; образование конуса подошвенной воды; наличие межпластовых перетоков между продуктивным пластом, вскрытым эксплуатационным фильтром, и смежными обводненными или водонасыщенными пластами из-за отсутствия выдержанной по площади непроницаемой перемычки, развитой системы вертикальных трещин или наличия разломов.

Вследствие обводнения добывающих скважин изменяются фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта для нефти, при этом поверхность пористой среды пласта становится гидрофильной.

На границе контакта гидрофилизированной поверхности пористой среды пласта с добываемой нефтью выпадают асфальтено-смоло-парафиновые отложения, которые снижают фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта для нефти.

Проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах за счет частичного или полного отключения обводненных высокопроницаемых пластов, или блокирования водопроводящих трещин, а также гидрофобизации поверхности пористой среды пласта способно интенсифицировать приток нефти в добывающие скважины и как следствие продлевает рентабельную разработку месторождений.

Известен способ изоляции водопритока в добывающих скважинах (патент RU № 2471060, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.12.2012 г. в бюл. № 36), включающий закачку в пласт обратной эмульсии, включающей жидкие углеводороды, эмульгатор и воду. В качестве жидкого углеводорода используют гексановую фракцию, стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкую нефть. В качестве эмульгатора используют Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗ-ТАТ. Чередуют закачку обратной эмульсии в добывающую скважину с закачкой в нее воды с образованием в скважине нескольких чередующихся слоев обратной эмульсии и воды.

Недостатком способа является низкая эффективность ограничения водопритока, связанная с применением обратной эмульсии с низкой агрегативной устойчивостью. Обратная эмульсия под действием пластового давления легко разрушается, вследствие чего изоляционная способность способа снижается.

Способ не обладает растворяющей способностью по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым соединениям, не способен гидрофобизировать поверхность пористой среды так, как применяемая обратная эмульсия не успевает воздействовать на них. На границе контакта с водой эмульсия при достижении определенного в ней водосодержания превращается в инертную к асфальтено-смоло-парафиновым соединениям в коллекторе субстанцию.

Также известен способ ограничения водопритока в добывающей скважине (патент RU № 2175716, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.11.2001 г. в бюл. № 31), включающий закачку в пласт состава, содержащего в мас. %: жиросодержащий отход производства – 5-40, углеводородный растворитель – остальное.

Недостатками известного способа являются:

- низкая эффективность гидрофобизации поверхности пористой среды, а также низкая способность изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти. Это происходит вследствие того, что закачиваемый состав в значительной доле взаимодействует (размывается) водой в призабойной зоне пласта и при этом не воздействует на всю поверхность порового объема пласта призабойной зоны из-за наличия высокопроницаемых интервалов, по которым происходит первоочередное продвижение фронта контурных или закачиваемых вод. Происходит не селективный расход применяемого состава;

- сложность реализация способа, связанная с недоступностью компонентов на рынке товаров. Так применяемые в качестве жиросодержащего отхода производства вторичные кубовые остатки растительных масел, кубовые остатки хлопковых соапстоков, композиции жировой, отходы производства таллового масла и их смеси не доступны на рынке товаров из-за низких объемов отходов.

Также известен способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ (патент RU № 2652236, МПК Е21В 37/06, 43/22, С09К 8/524, опубл. 25.04.2018 г. в бюл. № 12), включающий закачку в призабойную зону состава из 5,0-30,0 мас.% сорастворителя с поверхностно-активным веществом - ПАВ и 70,0-95,0 мас.%, технологическую выдержку. При этом в композиционном составе в качестве сорастворителя используют кубовые остатки бутиловых спиртов или растворитель парафиновый нефтяной, или сольвент нефтяной, в качестве поверхностно-активного вещества ПАВ используют комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ или простой полиэфир с низкой температурой застывания, в качестве растворителя используют растворитель промышленный. Причем количество ПАВ в сорастворителе составляет 0,05-0,2 мас.%. Причем для скважин с приемистостью от 0 до 1 м3/ч закачку композиционного состава проводят при постоянной работе гидравлического генератора.

Недостатками известного способа являются:

- низкая эффективность гидрофобизации поверхности пористой среды пласта, незначительная растворяющая способность по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым соединениям и низкая способность изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти. Это происходит вследствие того, что закачиваемый состав в значительной доле взаимодействует (размывается) с водой из призабойной зоны обводненного пласта и при этом не воздействует на всю поверхность порового объема пласта призабойной зоны из-за наличия высокопроницаемых интервалов пласта, по которым происходит первоочередное продвижение фронта контурных или закачиваемых вод;

- недостаточно эффективное снижение обводненности продукции скважины терригенного пласта, связанное с неспособностью применяемого состава блокировать обводненные высокопроницаемые пласты и/или водопроводящие трещины. Это связано с тем, что воздействие состава направлено только на очистку порового пространства призабойной зоны от асфальтено-смоло-парафиновым, он не способен ограничить водоприток в добывающей скважине. Вследствие чего недостаточно эффективно увеличивает продуктивность по нефти добывающей скважины;

- способ невозможен к применению на любой стадии разработки нефтяного месторождений, представленных неоднородными пo проницаемости терригенными пластами, так как состав направлен только на очистку порового пространства призабойной зоны от асфальтено-смоло-парафиновым, он не способен ограничить водоприток в добывающей скважине.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии (патент RU № 2660967, МПК Е21В 43/22, C09K 8/92, опубл. 11.07.2018 г. в бюл. № 20), полученной перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции, используют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ₉-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ₉-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39 %, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора используют минерализованную воду. Способ включает определение допустимого давления закачки и приемистости скважины, закачку инвертной эмульсии, при приемистости скважины ниже 250 м³/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м³/сут - в соотношефнии 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления.

Недостатком способа является неспособность гидрофобизировать призабойную зону добывающей скважины (пористую среду), так как закачиваемый состав при контакте с водой из добывающей скважины начинает формировать стойкие эмульсионные системы, которые образовываются на границе контакта воды с закачиваемым составом с последующим превращением в неподвижные инвертные эмульсионные системы, увеличение вязкости и устойчивости инвертных эмульсионных систем происходит по мере увеличения водосодержания в системе, которая происходит по мере продвижения состава из призабойной зоны пласта в высоко промытые и обводненные зоны пласта. Закачиваемый состав не оказывает влияние на поверхность порового пространства призабойной зоны обводненной добывающей скважины (не гидрофобизирует, не очищает от асфальтено-смоло-парафиновых отложений). Механизм действия данного состава направлен только на ограничение водопритока (связывание воды) и образование устойчивых инвертных эмульсий.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине и увеличение продуктивности добывающей скважины по нефти за счет эффективной гидрофобизации поверхности пористой среды пласта, эффективного блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и высокой способности изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти.

Технические задачи решаются способом ограничения водопритока в добывающей скважине, включающим определение приемистости добывающей скважины, закачку в пласт инвертной эмульсии.

Новым является то, что при приемистости ниже 250 м³/сут оторочку инвертной эмульсии продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, после закачки оторочки инвертной эмульсии производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и кубовые остатки бутиловых спиртов – КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии 1:(2-3), при приемистости выше 250 м³/сут производят закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой, при следующем соотношении компонентов, мас.%: инвертная эмульсия 99,80-99,95 и древесная мука 0,05-0,20, далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол, при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии с древесной мукой 1:(3-4).

В качестве эмульгатора инвертных эмульсий используют эмульгатор, содержащий оксиэтилированный алкилфенол АФ₉-6 и олеиновую кислоту в соотношении 2:1 в суммарной концентрации 15-39 % и бензолсодержащую фракцию - остальное (по патенту RU № 2613975, МПК B01F 17/00, C09K 8/00, C11D 1/04, C11D 3/43, опубл. 22.03.2017 в бюл. № 9). Эмульгатор представляет собой прозрачную жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета с плотностью при 20 °С не менее 0,750 г/см³.

В качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол. Применение в качестве растворителя – растворителя промышленного или растворителя углеводородного, или толуола приводит к одинаковому техническому результату. Растворитель придает применяемому составу способность гидрофобизировать поверхность пористой среды пласта, т.е. снижать смачиваемость водой порового пространства призабойной зоны пласта.

Растворитель промышленный – однородная жидкость от слабо желтого до светло коричневого цвета при 25 °С, с содержанием механических примесей не более 0,06 %, объемная доля моноциклических ароматических соединений (в том числе бензола) не менее 16,8 (8) %, доля фракции, выкипающей до 110 °С, - не менее 90 %, массовая доля воды - не более 0,1 %, температура начала перегонки не ниже 50 °С, плотность при 20 °С в пределах 700-745кг/м³. Применяют растворитель промышленный, выпускаемый по ТУ 0258-007-60320171-2016.

Углеводородный растворитель – растворитель, получаемый прямой перегонкой нефти или из рафинатов каталитического риформинга, неэтилированный, с добавками ароматических углеводородов; однородная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета, без содержания механических примесей, объемная доля ароматических углеводородов (в том числе бензола) не менее 35 (5) %, доля фракции выкипающей до 210 °С не менее 90 %, температура начала перегонки не ниже 40 °С. Применяют углеводородный растворитель, выпускаемый по ТУ 19.20.23-030-60320171-2019.

Применяют толуол, выпускаемый по ГОСТ 5789-78.

Кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС – однородная жидкость коричневого цвета при 25 °С, плотность при 20 °С в пределах 0,84-0,88 г/см³, температура начала кипения не ниже 120 °С, выпускаемые по ТУ 2421-101-057665-2001 «Кубовые остатки бутиловых спиртов». КОБС усиливает гидрофобизирующие свойства состава, то есть, резко снижает способность порового пространства призабойной зоны пласта смачиваться водой или другими полярными средами.

Древесная мука – мелкозернистый порошок с волокнами, массовая доля влаги не более 8 %, содержание фракции с размером частиц более 0,25 мм не более 10 %, выпускаемая по ГОСТ 16361-87. Древесная мука равномерно распределяется в составе, во всем объеме создаваемой инвертной эмульсионной системы, и придает ей дополнительную прочность. Древесная мука - доступный и дешевый продукт, который получают из сырья и которым может служить щепа, опилки, стружка и т.д.

В качестве минерализованной воды используют минерализованную (сточную, пластовую) воду плотностью от 1060 до 1190 кг/м³ с минерализацией от 80 до 300 г/л.

Сущность способа заключается в следующем.

На добывающей скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют приемистость, интервал перфорации пласта, начальный дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.

При приемистости ниже 250 м³/сут производят закачку оторочки инвертной эмульсии. Закачка оторочки инвертной эмульсии со ступенчатым увеличением водосодержания блокирует высокопроницаемые зоны пласта. Первоначально инвертная эмульсия имеет невысокую вязкость, далее фильтруется в высокопроницаемую обводненную часть пласта, и по мере увеличения водосодержания блокирует эту зону пласта.

Далее оторочку инвертной эмульсии продавливают минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью от 1060 до 1190 кг/м³ в объеме от 0,5 до 1 от объема оторочки инвертной эмульсии (таким образом создают буфер).

После закачки оторочки инвертной эмульсии производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС. В качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол, при следующем соотношении компонентов, мас. %: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20.

Это наиболее оптимальное соотношение состава, который позволяет достичь наибольший синергетический эффект композиции при гидрофобизации призабойной зоны пласта. Применение в способе состава с содержанием растворителя менее 80 мас. % и более 85 мас. % приводит к снижению гидрофобизирующего эффекта от композиции.

Закачка оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, селективно воздействует на пористую среду, изменяя фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта для нефти, и не размывается водой в призабойной зоне пласта. Закачиваемая оторочка гидрофобизирует поверхность пористой среды, т.е. теперь способствует вытеснению капиллярно удерживаемой воды, и порода пласта приобретает водоотталкивающие свойства. Таким образом, в пласте вода вытесняется нефтью из мелких пор в крупные, из которых она в дальнейшем при эксплуатации скважин легко может быть удалена.

Последовательная закачка двух взаимодополняющих по воздействию на пласт оторочек: оторочки инвертной эмульсии и оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, разделенных буфером минерализованной воды, приводит к увеличению охвата пласта воздействием, снижению обводненности и увеличению притока нефти.

С учетом конкретных геолого-физических условий добывающей скважины: пористости, вскрытой толщины пласта, определяют общий объем оторочки инвертной эмульсии и оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, а также концентрацию компонентов, обеспечивающих в залежи гидрофобизацию поверхности пористой среды, блокировку высокопроницаемых интервалов пласта и растворение асфальтено-смоло-парафиновые соединения.

Соотношение объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии составляет 1:(2-3).

Состав, содержащий растворитель и КОБС, готовят непосредственно на добывающей скважине следующим образом: насосным агрегатом из автоцистерны с растворителем (например, растворителем промышленным, или растворителем углеводородным, или толуолом) и автоцистерны с КОБС в емкость для приготовления рабочего раствора откачивают расчетный объем компонентов. Например, для приготовления состава объемом 134,4 м³ необходимо растворителя промышленного объемом 110,8 м³ (80 мас. %), КОБС объемом 23,6 м³ (20 мас. %). В течение 20-30 мин перемешивают на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме: емкость для приготовления рабочего раствора – насосный агрегат – емкость для приготовления рабочего раствора.

Используют насосный агрегат типа АНЦ-320, автоцистерны типа АЦ-10 или АЦН-10. По аналогичной схеме состав может быть приготовлен на производственной базе и доставлен в АЦ непосредственно на скважину.

Через насосно-компрессорные трубы расчетный объем состава, содержащего растворитель и КОБС, закачивают в добывающую скважину.

По окончанию процесса закачки расчетного объема состава, содержащего растворитель и КОБС, осуществляют продавку состава технологической жидкостью, на которой проводились подготовительные работы в объеме, на 15-20 % превышающем объем насосно-компрессорных труб и оставляют на реагирование в течение не менее 24 ч.

При приемистости выше 250 м³/сут производят одновременную закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой, при следующем соотношении компонентов в оторочке, мас. %: инвертная эмульсия 99,80-99,95 и древесная мука 0,05-0,20.

Это наиболее оптимальное соотношение инвертной эмульсии и древесной муки. Если увеличить содержание древесной муки более 0,20 мас. %, то это приведет к излишнему закупориванию пор в пласте, если уменьшить менее 0,05 мас. %, то не приведет к желаемому результату.

Далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавливают минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью от 1060 до 1190 кг/м³ в объеме от 0,5 до 1 от объема оторочки инвертной эмульсии (таким образом создают буфер).

Затем производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол, при следующем соотношении компонентов, мас. %: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20.

С учетом конкретных геолого-физических условий добывающей скважины: пористости, вскрытой толщины пласта определяют общий объем оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой и оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, а также концентрацию компонентов, обеспечивающих в залежи гидрофобизацию поверхности пористой среды, блокировку высокопроницаемых интервалов пласта и растворение асфальтено-смоло-парафиновые соединения.

Соотношение объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии с древесной мукой составляет 1:(3-4).

Примеры осуществления способа.

Пример 1. На добывающей скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 240 м³/сут, интервал перфорации пласта – 5 м, начальный дебит скважины по нефти –1,5 т/сут и обводненность добываемой продукции – 95 %.

Произвели закачку оторочки инвертной эмульсии общим объемом 22,5 м³.

Далее оторочку инвертной эмульсии продавливали минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью 1100 кг/м³ в объеме 22,5 м³(в объеме 1 от объема оторочки инвертной эмульсии).

Затем закачали оторочку состава, содержащего растворитель и КОБС, объемом 7,5 м³. Соотношение объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии составило 1:3.

В качестве растворителя применили растворитель промышленный, при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный 84,71 (6,5 м³) и КОБС 15,29 (1,0 м³).

После закачки запланированного объема оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, осуществляют на скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем производят освоение скважины. После выхода скважины на стабильный режим работы производят исследования по определению дебита нефти и обводненности добываемой продукции.

Результаты исследований скважины показывают, что дебит нефти составил 2,1 т/сут, прирост дебита нефти – 0,6, обводненность – 83, обводненность уменьшилась на 12 % (см. пример 1, табл.).

Пример 2. На добывающей скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 320 м³/сут, интервал перфорации пласта – 6,1, начальный дебит скважины по нефти –1,8 т/сут и обводненность добываемой продукции – 96 %.

Произвели закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой общим объемом 39,20 м³, при следующем соотношении компонентов в оторочке, мас. %: инвертная эмульсия 99,90 (38,95 м³) и древесная мука 0,10 (0,25 м³).

Далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавили минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью 1100 кг/м³ в объеме 19,6 м³(в объеме 0,5 от объема оторочки инвертной эмульсии).

Затем произвели закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС общим объемом 9,8 м³. В качестве растворителя применили растворитель промышленный, при следующем соотношении компонентов, мас. %: растворитель промышленный 81,37 (8,2 м³) и КОБС 18,63 (1,6 м³). Соотношение объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии составило 1:4.

После закачки запланированного объема оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, осуществляют на скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем производят освоение скважины. После выхода скважины на стабильный режим работы производят исследования по определению дебита нефти и обводненности добываемой продукции.

Результаты исследований скважины показывают, что дебит нефти составил 3,5 т/сут, прирост дебита нефти – 1,7, обводненность – 77 %, обводненность уменьшилась до 19 % (см. пример 17, табл.).

Остальные примеры осуществления способа ограничения водопритока в добывающей скважине выполняют аналогично, их результаты приведены в таблице.

Из таблицы видно, что после проведения предлагаемого способа происходит увеличение среднесуточного дебита нефти на одну добывающую скважину в среднем на 1,39 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 17,77 %.

Полученные результаты показывают, что способ ограничения водопритока в добывающей скважине повышает эффективность изоляции водопритока в добывающей скважине и увеличивает продуктивность добывающей скважины по нефти за счет эффективной гидрофобизации поверхности пористой среды пласта, с сохранением растворяющей способности закачиваемого состава по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым соединениям, эффективного блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и высокой способности изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти, а также применяется на любой стадии разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными пo проницаемости терригенными пластами.

Способ ограничения водопритока в добывающей скважине, включающий определение приемистости добывающей скважины, закачку в пласт инвертной эмульсии, отличающийся тем, что при приемистости ниже 250 м³/сут оторочку инвертной эмульсии продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, после закачки оторочки инвертной эмульсии производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и кубовые остатки бутиловых спиртов – КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии 1:(2-3), при приемистости выше 250 м³/сут производят закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой, при следующем соотношении компонентов, мас.%: инвертная эмульсия 99,80-99,95 и древесная мука 0,05-0,20, далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии с древесной мукой 1:(3-4).