СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД И СПОСОБ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ Российский патент 2006 года по МПК C09K8/42 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притока пластовых вод, а также может использоваться для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений за счет изоляции притока пластовых вод, включающий экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, хромокалиевые квасцы и воду (патент РФ № 2107811, 6, Е 21 В 43/22, опубл. 27.03.98).

Известен состав, содержащий полисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, глины и воды (патент №2128283, 6, Е 21 В 43/22, 33/138, опубл. 27.03.99).

Известен состав, содержащий полисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, пластикого наполнителя и воды (патент №2128284, 6, Е 21 В 43/22, 33/138, опубл. 27.03.99).

Недостатками вышеуказанных составов является недостаточно высокое снижение обводненности в промытых и трещинных зонах неоднородного пласта и невысокий коэффициент нефтеотдачи.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для изоляции притока пластовых вод, включающий полисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, хромокалиевые квасцы, полыгорскит и воду (патент РФ № 2203408, 7, Е 21 В 43/22, 33/138, опубл. 27.04.2003 г.).

Недостатками данного состава являются недостаточно высокое снижение обводненности нагнетательных скважин, узкая область применения состава из-за его низкой гидрофобности.

Техническим результатом является увеличение эффективности проведения изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах промытого неоднородного трещиноватого пласта, а именно снижение обводненности в высокопроницаемых интервалах, а также повышение нефтеотдачи пласта за счет изменения смачиваемости, а именно увеличения гидрофобизации состава и улучшения адгезии его к породе, что обеспечит снижение проницаемости высокообводненных пропластков и увеличит гидрофобизацию поверхности породы, а за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава увеличится относительная проницаемость пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Состав для изоляции притока пластовых вод, включающий экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, наполнитель, соль поливалентного металла и воду, содержит в качестве наполнителя водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке состава в скважину, при соотношении водопоглощающий полимер:указанный инертный носитель 1:5-1:10, при следующем соотношении компонентов, мас.%: экзополисахарид 5,0-15,0, соль поливалентного металла 0,01-0,15, водопоглощающий полимер 0,1-5,0, вода остальное.

Состав дополнительно может содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.% и поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве 0,1-3,0 мас.%.

В способе приготовления состава для изоляции притока пластовых вод, включающего экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, наполнитель, соль поливалентного металла и воду, включающем приготовление водного раствора указанного экзополисахарида, добавление к нему соли поливалентного металла, перемешивание до однородной массы, при приготовлении указанного выше состава предварительно затворяют водопоглощающий полимер в указанном инертном носителе и закачивают его перед закачкой водного раствора указанного экзополисахарида с солью поливалентного металла.

После затворения водопоглощающего полимера в него можно добавлять высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.

В водный раствор указанного экзополисахарида перед добавлением к нему соли поливалентного металла можно добавлять поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве 0,1-3,0 мас.%.

В качестве биополимера используется экзополисахарид, продуцируемый штаммом Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости (пат. РФ №2073712, С 12 N 1/20, 1993). Биополимер выпускается под маркой «Продукт БП-92» по ТУ 9199-001-17032593-98.

В качестве соли поливалентного металла используют хлориды, сульфаты, нитраты, ацетаты алюминия или хрома, хромокалиевые квасцы (хкк), алюмокалиевые квасцы (акк), а также отходы хромовых квасцов (охк).

В качестве водопоглощающего полимера используются водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820, водопоглощающий полимер марки "Аквамомент", выпускаемыем «Саратовским НИИ полимеров».

Водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляют собой порошок или гранулы, имеющие массовую долю нелетучих веществ не менее 90 мас.%, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 100-800 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л не менее 100-400 г/г, в пластовой воде - 20-50 г/г. Температура до 80°С не оказывает влияния на свойства полимеров. Полимер выпускается ФГУП «Саратовский НИИ полимеров» по ТУ 6-02-00209912-59-96, сертификат на применение в технологических процессах добычи и транспорта нефти № ТЭК RU. ХПО 3.5842.070.

Водопоглощающий полимер марки «Аквамомент» является полимером, мгновенно поглощающим воду при контакте ней. Полимер имеет размер частиц менее 0,1 мм, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 900-1000 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л до 300 г/г. Полимер выпускает ФГУП «Саратовский НИИ полимеров».

В качестве инертного носителя используются безводные углеводородные жидкости - керосин, бензин, нефрас, дизельное топливо, диоксан, диизопропиловый эфир, а также спирты, в том числе гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, полигликоли), глицерин или отходы, их содержащие.

В качестве растворителя используют сточную или подтоварную (техническую) воду с минерализацией до 20-30 г/л.

В качестве высокодисперсного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы: тетрафторэтилен (ТФЭ), оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также оксиды кремния, например белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнезем марки Полисил.

Вышеуказанные высокодисперсные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см³, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.

В качестве Полисила используют химически модифицированные кремнеземы (SiO₂) и в зависимости от способа модификации применяют гидрофобный материал марки Полисил-П1 и дифильный материал марки Полисил-ДФ. Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO₂) (Товарный знак «Полисил», свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).

Кремнезем марки Полисил-П1 обладает сильными гидрофобными и органофильными свойствами, представляет собой мелкодисперсный порошок на основе диоксида кремния, химически модифицированный кремнийорганическим соединением, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-П1, 140-170°, диапазон рабочих температур (-60)-(+180)°С, степень гидрофобности - 99% (ТУ 2169-001-0470693-93).

Полисил-ДФ обладает свойствами твердых неионогенных ПАВ благодаря химическому строению привитого поверхностного слоя, обладает эмульгирующими свойствами, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-ДФ, 0°, диапазон рабочих температур (-60)-(+180)°С, степень гидрофобности - 100% (ТУ 2311-002-04706-93).

Модифицированные дисперсные гидрофобные материалы являются химически инертными порошками, не оказывающими вредного воздействия на человека и окружающую среду, в соответствии с «Первичным токсиколого-гигиеническим паспортом нового соединения», утвержденного Минздравом РФ, данный класс материалов относится по ГОСТ 12.007-76 к 4-тому классу малоопасных веществ. Условия хранения Полисила: сухое помещение при температуре от -50 до +50°С.

Для увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций предлагаемого состава в качестве нефтевытесняющего агента можно дополнительно использовать поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%.

В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют анионные, неионогенные или катионные ПАВ.

В качестве анионного ПАВ используют нефтяные сульфонаты, например марки НЧК с ММ=280, марки Карпатол с ММ=520 и др., а также синтетические сульфонаты, например сульфанол, выпускаемый ООО «Диамонд» г. Дзержинск по ТУ 2481-106-07510508-2000.

В качестве неионогенного ПАВ используют водорастворимый неионогенный ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена - неонол АФ9-12, либо его товарную форму СНО-3,4, выпускаемые ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть г.Бугульма по ТУ 2483-077-05766801-98 и Уруссинский опытный химический завод РТ, р.п.Уруссу по ТУ 39-5794688-001-88.

В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, выпускаемый ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» по ТУ 2482-006-48482528-99.

В качестве поверхностно-активного вещества используют также смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например моющие препараты МП-80, или МЛ-81Б (зимний вариант МП-80) содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12% мас), производимые по ТУ 2481-007-48482528-99 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М».

Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества используют поверхностно-активную композицию (патент РФ № 2176656, 7, С 09 К 3/22, Е 21 В 37/06, опубл. 10.12.2001, Бюл. N 34), содержащую смесь синтетических анионных и неионогенных ПАВ и другие компоненты.

Однако при использовании известного состава в промытых и трещиноватых зонах неоднородного пласта создаются фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточно высокими для снижения обводненности и эффективного выравнивания приемистости нагнетательных скважин, а также для повышения нефтеотдачи пласта из-за узкой области его применения в связи с низкой гидрофобностью состава.

Для увеличения снижения обводненности в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого неоднородного пласта, для повышения прочностных и упругих характеристик в состав вводится водопоглощающий полимер в количестве 0,1-5,0 мас.%. Водопоглощающие полимеры имеют свойство поглощать воду при контакте с ней и в результате этого набухать.

Чтобы исключить набухание водопоглощающего полимера преждевременно, прежде окончания процесса доставки его в пласт в промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, а именно в место максимально эффективного его использования, водопоглощающий полимер доставляется в зону набухания в инертном носителе, который проникает в поры и трещины пласта. По окончании доставки в пласт водопоглощающий полимер после отмывки водой носителя контактирует с ней, в результате поглощения воды полимер набухает и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.

В результате проведенных исследований определено оптимальное соотношение водопоглощающего полимера к инертному носителю как 1:10 соответственно. Именно при этом соотношении водопоглощающего полимера к инертному носителю при контакте закачиваемой суспензии с водой количество используемого носителя не влияет на набухание водопоглощающего полимера и на качество получаемого состава.

Для снижения расхода инертного растворителя при большом содержании водопоглощающего полимера (более 3 г) соотношение его к инертному растворителю можно уменьшить до 1:5.

Так как набухший водопоглощающий полимер не представляет собой единую связанную структуру, поэтому его можно эффективно использовать в составах с другими реагентами.

Предлагаемый состав может дополнительно содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.

После закачки предлагаемого состава, содержащего высокодисперсный гидрофобный материал, увеличение извлечения нефти достигается за счет повышения гидрофобизации породы пласта и увеличения относительной проницаемости пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Высокодисперсный гидрофобный материал вышеуказанных модификаций, введенный в состав, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины пласта, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, так и для нефти.

Предлагаемый состав, содержащий высокодисперсный гидрофобный материал со степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы. Гидрофобизация поверхности породы происходит в результате закрепления высокодисперсного материала в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.

Так, например, при введении в предлагаемый состав модифицированного материала марки Полисил-ДФ, имеющего привитый поверхностный слой, благодаря которому он обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ.

В результате закрепления в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии Полисил-ДФ значительно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть, увеличивая фазовую проницаемость флюида.

По предлагаемому способу приготовления состава производится подготовка состава на поверхности таким образом: в одной емкости при перемешивании затворяют 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера в жидком инертном носителе в соотношении 1:10-1:5. При необходимости в суспензию добавляют 0,1-2,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала из вышеуказанных материалов. В другой емкости готовят 5,0-15,0 мас.% экзополисахарида в виде культуральной жидкости на сточной или подтоварной (технической) воде. Затем после тщательного перемешивания добавляют 0,01-0,15 мас.% соли поливалентного металла и при необходимости 0,1-3,0 мас.% поверхностно-активного вещества и перемешивают до однородной массы. Водопоглощающий полимер в инертном носителе закачивают в скважину, водный раствор экзополисахарида с сшивателем закачивают в межтрубное пространство.

Для определения снижения проницаемости коллекторов после закачки предлагаемых составов и их нефтевытесняющей способности были проведены фильтрационные исследования.

Пример 1. Предлагаемый состав готовят так: в одном стакане затворяют при перемешивании 1,0 мас.% водопоглощающего полимера марки АК-639 (В-615) в бензине в соотношении 1:10, в другом стакане готовят 10,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 0,05 мас.% ацетата хрома при тщательном перемешивании до однородной массы.

Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 80°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 0,482-0,909 мкм² (K₁). Затем предлагаемый состав фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости. Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемого состава: сначала водопоглощающий полимер, затворенный в бензине, затем водный раствор биополимера с сшивателем и три объема пор керна воды. После этого определяют проницаемость по воде (К₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: K₁/K₂-100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.

Пример 2. Состав-прототип готовят так: в стакане готовят 10,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 0,05 мас.% ацетата хрома, затем 5,0 мас.% полыгорскита при тщательном перемешивании до однородной массы.

Состав-прототип фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости (см. Пример 1). Исходную проницаемость керна определяют по пресной воде (K₁). После фильтрации состава-прототипа определяют проницаемость по воде (K₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: K₁/K₂·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.

Пример 3. Приготавливают композицию предлагаемого состава так: одном стакане затворяют при перемешивании 5,0 мас.% водопоглощающего полимера марки «Аквамомент» в полигликоле в соотношении 1:5 и добавляют 2,0 мас.% кремнезема марки Полисил-ДФ, в другом стакане готовят 15,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде минерализацией 16 г/л, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 1 мас.% сульфанола, затем 0,15 мас.% отходов хромовых квасцов (охк) при тщательном перемешивании до однородной массы.

Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали. Керн заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 80°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.

После этого в керн под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м³ и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемого состава: сначала водопоглощающий полимер, затворенный в полигликоле с добавкой Полисила-ДФ, затем водный раствор биополимера с сульфанолом и сшивателем и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации предлагаемых составов по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.2.

Пример 4. Приготавливают композицию состава-прототипа: в стакане готовят 15,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде минерализацией 16 г/л, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 0,15 мас.% отходов хромовых квасцов (охк), затем 7,5 мас.% полыгорскита при тщательном перемешивании до однородной массы.

Нефтевытесняющую способность составов-прототипов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали (см. Пример 3).

Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем состава-прототипа и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации составов-прототипов составов представлены в табл.2.

Результаты фильтрационных исследований показали, что предлагаемые составы в большей степени снижают проницаемость коллекторов при фильтрации.

Так, введение в состав водопоглощающего полимера позволило снизить проницаемость коллекторов в 1,5-2,5 раза по сравнению с составом-прототипом.

Введение в предлагаемый состав высокодисперсного материала в количестве 0,1-2,0 мас.% повышает общий коэффициент вытеснения нефти до 0,84-0,95, причем прирост коэффициента нефтевытеснения возрастает в 2 и более раз.

Применение предлагаемого состава позволит увеличить эффективность проведения изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого неоднородного пласта, а именно снизить обводненность в высокопроницаемых интервалах, а также повысить нефтеотдачу пласта за счет изменения смачиваемости, а именно увеличения гидрофобизации состава и улучшения адгезии его к породе, что обеспечит снижение проницаемости высокообводненных пропластков и увеличит гидрофобизацию поверхности породы, а за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава увеличится относительная проницаемость пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Таблица 1.
Результаты исследований фильтрации составов с целью снижения проницаемости коллектора.№ п/пСодержание компонентов, мас.%инертный носительсоотнош. в/погл пол. инерт. нос.Проницаемость, мкм²Снижение проницаемости,
K₁/К₂, %биополимерк-восоль поливалент. мет.к-вонаполнительк-воводак-водо фильтрации, K₁после фильтрации,К₂12345678910111213141БП-923,0CrCl₃0,005АК-639 (В-820)0,01подтов. 12 г/л96,945диоксан1:100,5120,4741082БП-923,0CrCl₃0,005полыгорскит2,0подтов. 12 г/л94,995--0,4820,4641063БП-925,0Cl₂(SO₄)₃0,01АК-639 (В-820)0,05подтов.
16 г/л94,96диз. топл.1:100,6050,4641204БП-925,0Cl₂(SO₄)₃0,01полыгорскит2,5подтов. 16 г/л92,49--0,6180,5611105БП-92.10,0ацетат хрома0,05АК-639 (В-615)1,0подтов. 16 г/л88,95бензин1:100,7380,3632036БП-9210,0ацетат хрома0,05полыгорскит5,0подтов. 16 г/л84,95--0,7450,6311187БП-9212,0ацетат алюминия0,10Аквамомент3,0сточная 30 г/л84,90керосин1:100,8160,3162588БП-9212,0ацетат алюминия0,10полыгорскит6,0сточная 30 г/л81,90--0,8230,6581259БП-9215,0охк0,15Аквамомент5,0подтов. 16 г/л79,85полигликоль1:50,9030,29131010БП-9215,0охк0,15полыгорскит7,5подтов. 16 г/л77,85  0,9090,60115111БП-9218,0акк0,18АК-639 (В-615)6,0сточная 30 г/л75,82диэтилен-гликоль1:50,8530,26532312БП-9218,0акк0,18полыгорскит8,0сточная 30 г/л73,82--0,8480,50416813БП-9210,0хкк0,10АК-639 (В-820)2,0подтов. 16 г/л87,90полигицерин1:100,6740,29822614БП-9210,0хкк0,10полыгорскит5,0подтов. 16 г/л84,90--0,6620,570116Примечание: Предлагаемые составы - 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13. Составы-прототипы - 2,4, 6, 8, 10, 12, 14.

Таблица 2
Нефтевытесняющие свойства предлагаемых составов и составов-прототипов.№ п/пСодержание компонентов, мас.%инертный носительсоотнош. в/погл пол. инерт. нос.Начальная нефтенасыщенность, %коэффициет вытеснения нефтибиопо-лимерк-восоль поливалент. мет.к-вонаполни-тельк-вовысокодисперс. матер.к-вовода, г/лпо водеприростобщий123456789101112131415161БП-923,0CrCl₃0,005АК-639 (В-820)0,01оксид цинка0,0112,0диоксан1:1065,30,640,110,752БП-923,0CrCl₃0,005полыгорскит2,0--12,0--64,10,630,070,703БП-925,0Cr₂(SO₄)₃0,01АК-639 (В-820)0,05оксид титана0,116,0диз. топл.1:1066,50,640,200,844БП-925,0Cr₂(SO₄)₃0,01полыгорскит2,5--16,0--67,20,630,090,725БП-9210,0ацетат хрома0,05АК-639 (В-615)1,0ТФЭ0,516,0бензин1:1069,30,630,240,876БП-9210,0ацетат хрома0,05полыгорскит5,0--16,0--68,60,630,100,737БП-9212,0ацетат алюм.0,10Аквамомент3,0Полисил П-11,030,0керосин1:1072,20,640,270,918БП-9212,0ацетат алюм.0,10полыгорскит6,0--30,0--70,30,630,110,749БП-9215,0охк0,15аквамомент5,0Полисил-ДФ2,016,0полигликоль1:565,90,640,300,9410БП-9215,0охк0,15полыгорскит7,5--16,0  64,80,630,120,7511БП-9218,0акк0,18АК-639 (В-615)6,0оксид хрома2,530,0диэтилен-гликоль1:571,60,640,290,9312БП-9218,0акк0,18полыгорскит8,0--30,0--68,40,630,130,7613БП-9210,0хкк0,10АК-639 (В-820)2,0аэросил1,016,0поли-гицерин1:1067,50,650,300,9514БП-9210,0хкк0,10полыгорскит5,0--16,0--65,20,630,110,74Примечание: Предлагаемые составы - 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13. Составы-прототипы - 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14. Предлагаемые составы содержат дополнительно: 7-0,1 мас.% ИВВ-1, 9-1 мас.% сульфанола, 13-3,0 мас.% МП-80.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притока пластовых вод, а также может использоваться для регулирования разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом является увеличение эффективности проведения изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах промытого неоднородного трещиноватого пласта, а именно снижение обводненности в высокопроницаемых интервалах, повышение нефтеотдачи пласта за счет изменения смачиваемости, а именно увеличения гидрофобизации состава и улучшения адгезии его к породе, что обеспечит снижение проницаемости высокообводненных пропластков и увеличит гидрофобизацию поверхности породы, увеличение относительной проницаемости пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава. Состав для изоляции притока пластовых вод, включающий экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, наполнитель, соль поливалентного металла и воду, содержит в качестве наполнителя водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке состава в скважину, при соотношении водопоглощающий полимер:указанный инертный носитель 1:5-1:10, при следующем соотношении компонентов, мас.%: экзополисахарид 5,0-15,0, соль поливалентного металла 0,01-0,15, водопоглощающий полимер 0,1-5,0, вода остальное. Состав дополнительно может содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.% и поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве 0,1-3,0 мас.%. В способе приготовления указанного выше состава, включающем приготовление водного раствора указанного экзополисахарида, добавление к нему соли поливалентного металла, перемешивание до однородной массы, предварительно затворяют водопоглощающий полимер в указанном инертном носителе и закачивают его перед закачкой водного раствора указанного экзополисахарида с солью поливалентного металла. После затворения водопоглощающего полимера в него можно добавлять высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%. В водный раствор указанного экзополисахарида перед добавлением к нему соли поливалентного металла можно добавлять поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве 0,1-3,0 мас.%. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Состав для изоляции притока пластовых вод, включающий экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, наполнитель, соль поливалентного металла и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве наполнителя водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке состава в скважину, при соотношении водопоглощающий полимер: указанный инертный носитель 1:5-1:10, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Экзополисахарид5,0-15,0Соль поливалентного металла0,01-0,15Водопоглощающий полимер0,1-5,0ВодаОстальное