Состав для селективного ограничения водопритока в добывающих скважинах Российский патент 2024 года по МПК C09K8/508 E21B33/138 E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым при проведении мероприятий по ограничению водопритока в добывающих скважинах при закачке состава по всему интервалу перфорации в том числе в скважинах с открытым стволом и в скважинах с горизонтальным стволом.

Известен ряд составов для селективного ограничения водопритока как на основе полимерных реагентов, образующих гели – сшитые полимерные системы, так и на основе кремнийорганических соединений, образующих неорганические гели. При этом использование составов обоих типов подразумевают избирательное образование геля в водной среде, и отсутствие гелеобразования в порах пласта, насыщенных углеводородами (нефтью), за счет чего и достигается селективность действия данных составов. При этом селективность действия данных композиций в условиях порового пространства пласта не обоснована, поскольку в подавляющем большинстве случаев насыщение пласта не является однородным, то есть в поровом пространстве одновременно присутствуют и углеводородная и водная фазы. Данная особенность не может обеспечить селективности действия составов отверждающихся или образующих гели при взаимодействии с пластовыми водами. Селективность действия водоизоляционного состава может быть достигнута за счет сорбции компонентов состава на поверхности породы коллектора, частичного изменения её поверхностных свойств (смачиваемость) и как следствие снижения относительной фазовой проницаемости породы по воде и увеличение (или не изменение) относительной фазовой проницаемости по нефти.

Известен способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым многостадийным гидроразрывом (патент РФ № 2352765), предусматривающий использование состава для селективного ограничения водопритока, содержащего ПАВ – оксиэтилированный алкилфенол, полиакриламид - частично гидролизованный анионогенный полиакриламид, сшиватель – ацетат хрома и наполнитель – древесную муку, глинопорошок, мел, тальк, сломель. Недостатками данного состава являются преимущественное действие за счет образования геля системой полиакриламид – сшиватель, что исключает селективное действие состава поскольку данный гель может образоваться как в водонасыщенных так и в нефтенасыщенных пластах. Изобретение не описывает необходимые размеры частиц наполнителя, поэтому предполагаем, что известный состав может вызвать кольматацию низкопроницаемого нефтенасыщенного пропластка наряду с высокопроницаемым водонасыщенном, что также исключает селективное действие состава. Присутствующий в рецептуре ПАВ выступает преимущественно в качестве деэмульгатора и не регулирует поверхностные свойства самого состава, что исключает влияние состава на поверхностные свойства породы коллектора, направленное на избирательное снижение относительной фазовой проницаемости по нефти.

Известен способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта (патент РФ №2725205) предусматривающих закачку в пласт состава для селективного ограничения водопритока в виде двух оторочек (соотношение оторочка 1 : оторочка 2 = 1:(1÷5)) следующего состава:

Оторочка 1: Полиакриламид – анионогенный сополимер акриламида и акрилата натрия, ацетат хрома, оксид цинка.

Оторочка 2: Полиакриламид – (см. оторочка 1), ПАВ – амфотерные ПАВ на основе бетаина.

Недостатками данного состава является отдельное использование оторочки 1, которая образует в пласте гель (система полиакриламид – сшиватель) и может изолировать нефтенасыщенные пласты при обработке (отсутствие селективности). Отсутствие во второй оторочке реагентов – стабилизаторов снижает стабильность состава в пластовых условиях и, как следствие, продолжительного эффекта от обработки скважины. Также между закачками первой и второй оторочки необходима технологическая выдержка в течение двух-трех суток, что увеличивает стоимость обработки скважины по причине увеличения продолжительности непроизводственного времени.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является изобретение (патент РФ №2742089), предусматривающее закачку в скважину состава для селективного ограничения водопритока, содержащего высокомолекулярное ПАВ на основе оксиэтилированного аликилфенола или бетаина, гуар, полиакриламид - анионогенный сополимер акриламида и акрилата натрия, ацетат хрома и оксид магния. Недостатками данного состава являются высокие реологические свойства состава возникающие за счет использования в рецептуре двух полимерных реагентов (гуар и полиакриламид), что приводит к снижению проникающей способности состава. Принцип действия состава основан на образовании сшитых полимерных систем: полиакриламид – ацетат хрома и гуар – ацетат хрома, при этом гель может образоваться как в водонасыщенных так и в нефтенасыщенных пластах, что резко снижает селективность состава. Действие, входящего в известный состав, ПАВ направлено на снижение реологических свойств известного состава и снижение прочностных свойств получаемых гелей. Таким образом ПАВ не оказывает влияния на поверхностные свойства породы коллектора, что также не обеспечит селективности действия состава.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является обеспечение селективного действия водоизоляционного состава за счет сорбции компонентов состава на поверхности породы и изменения её поверхностных свойств без образования геля на основе системы полимер – сшиватель, при этом сохраняющего свои изолирующие свойства в течение длительного времени и увеличивающего тем самым длительность эффекта водоизоляции с сохранением термостабильности в условиях различных пластовых температур (20-80°С).

Дополнительный технический результат – обеспечение универсальности состава за счет возможности использования в терригенных (пористых) и карбонатных (трещиноватых) коллекторах.

Указанный технический результат достигается за счет применения селективного состава для ограничения водопритока, содержащего стабилизатор - ацетат хрома, полимерный реагент - полимер акрилового ряда, регулятор поверхностных свойств - амфотерное поверхностно-активное вещество ПАВ на основе триметиламиноуксусной кислоты и воду, при этом новым является то, что в качестве полимера акрилового ряда используют анионогенный полиакриламид со степенью ионогенности в пределах 5-10 мас.% и молекулярной массой в пределах 10-15 млн а.е.м., в качестве амфотерного ПАВ используют производное триметиламиноуксусной кислоты с радикалом С₁₁-С₁₆ в смеси с этиленгликолем в соотношении 1:1÷2; состав дополнительно включает регулятор-гидрофобизатор на основе 3-аминопропилтриэтоксисилана, а также регулятор кислотности - каустическую соду, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- стабилизатор – 0,05-0,5

- регулятор кислотности – 0,01-0,05

- полимерный реагент – 0,1-0,5

- ПАВ-регулятор поверхностных свойств – 0,01-0,5

- регулятор-гидрофобизатор – 0,01-0,05

- вода – остальное.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Использование анионогенного полиакриламида с указанными свойствами (степень ионогенности в пределах 5-10 мас.%, и молекулярной массой в пределах 10-15 млн а.е.м.) совместно с ацетатом хрома и предлагаемым гидрофобизатором в указанных концентрациях не приводят к образованию геля на основе сшитой полимерной системы, а обеспечивают сорбцию молекул полиакриламида на поверхности породы коллектора со стабилизацией полученной полимерной пленки не зависимо от значений пластовых температур.

Использование предлагаемого ПАВ обеспечивает лучшую сорбцию молекул полимерного реагента к поверхности породы за счет образования дополнительного сорбционного слоя, в результате образуется система порода – ПАВ- полимер, что обеспечивает большую эффективность и продолжительность действия (стабильность) состава. Также на улучшение сорбции влияют амфотерные свойства указанного ПАВ, т.е. ПАВ может взаимодействовать как с отрицательно заряженной, так и с положительно заряженной породой, что позволяет применять заявляемый состав как в терригенных так и в карбонатных коллекторах. Таким образом, присутствие в предлагаемом составе указанных ПАВ и гидрофобизатора, видимо за счет синергетического эффекта, позволяет сохранять стабильность получаемой полимерной пленки в условиях пластовых температур в диапазоне 20-80°С.

Этиленгликоль, помимо функции растворителя, дополнительно выполняет роль криопротектора.

Регулятор кислотности в рецептуре состава обеспечивает стабильность состава в момент приготовления и прокачки по лифту НКТ, а также стабильность состава при взаимодействии с минерализованными пластовыми водами. Данный эффект достигается за счет того, что в указанных концентрациях каустическая сода обеспечивает необходимую конформацию полиионных молекул полимерного реагента в водных растворах.

Использование предлагаемого регулятора-гидрофобизатора обеспечивает частичную гидрофобизацию поверхности породы коллектора, что обеспечивает увеличение относительной фазовой проницаемости породы по нефти, и увеличивает селективность действия состава. Также данный реагент за счет наличия в составе молекулы положительно заряженного атома амидного азота и отрицательно заряженных гидроксильных групп способен облегчать сорбцию полимерных молекул на поверхности породы и обеспечивать синергетический эффект с ПАВ – регулятором поверхностных свойств.

Таким образом при использовании указанных реагентов в указанных концентрациях достигается максимальная сорбция полимерного реагента на поверхности породы коллектора с изменением поверхностных свойств породы и геометрии порового пространства в сторону снижения отностительной фазовой проницаемости породы по воде и увеличения (или без изменений) относительной фазовой проницаемости по нефти как в терригенных так и в карбонатных коллекторах. При этом достигается максимальная стабильность состава как в «свободном объеме» при приготовлении и закачке, так и получаемой полимерной пленки (сорбционного слоя) на поверхности породы, что обеспечивает высокую технологичность, эффективность и продолжительность эффекта от применения состава при селективном ограничении водопритока.

Для получения заявляемого состава для селективного ограничения водопритока использовали следующие реагенты:

№ Наименование реагента ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление Полимерный реагент
Анионогенный полиакриламид со степенью ионогенности 5-10 мас.% и мол. массой 10-15 млн а.е.м. AquaStop ТУ 20.16.53-118-38892610-2021 Стабилизатор
Ацетат хрома БСК-1 ТУ 20.14.32-128-38892610-2022 Дубитель ТУ 2499-001-82330939-2008 Регулятор кислотности
Каустическая сода Натр едкий марки ТР ГОСТ Р 55064-2012 ПАВ - регулятор поверхностных свойств МФП-А марка 2
(смесь кокамидопропилбетаина и этиленгликоля в пропорции 1:1÷2) ТУ 20.14.59-119-38892610-2021 5 Регулятор-гидрофобизатор МФП-А марка 1
ТУ 20.14.59-119-38892610-2021 3-аминопропилтриэтоксисилан ТУ 2437-132-40245042-3-2005
с изм. 1

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.

Пример 1. Для приготовления 500 г состава для селективного ограничения водопритока брали 499,15 г воды и при перемешивании со скоростью 400 об/мин на лабораторной мешалке последовательно добавляли полимерный реагент AquaStop в количестве 0,5 г. После добавления полимерного реагента раствор перемешивали в течение 1 часа до полного растворения реагента. Затем добавляли регулятор кислотности Натр едкий марки ТР 0,05 г, ПАВ – регулятор поверхностных свойств МФП-А марки 2 0,05 г, регулятор-гидрофобизатор МФП-А марки1 0,05 г и стабилизатор БСК-1 0,25 г. После введения каждого из перечисленных реагентов, кроме полимерного реагента, смесь перемешивали в течение 5 минут.

В результате получали состав для селективного ограничения водопритока со следующим соотношением компонентов, мас. %: полимерный реагент – 0,1; регулятор кислотности – 0,01; ПАВ - регулятор поверхностных свойств – 0,01; регулятор-гидрофобизатор – 0,01 стабилизатор – 0,05; вода -99,82.

Пример 2. Для приготовления 500 г состава для селективного ограничения водопритока брали 492,5 г. воды и при перемешивании со скоростью 400 об/мин на лабораторной мешалке последовательно добавляли полимерный реагент AquaStop в количестве 2,5 г. После добавления полимерного реагента раствор перемешивали в течение 2 часов до полного растворения реагента. Затем добавляли регулятор кислотности Натр едкий марки ТР 0,25 г, ПАВ – регулятор поверхностных свойств МФП-А марки 2 2,5 г, регулятор-гидрофобизатор 3-аминопропилтриэтоксисилан 0,1 г. и стабилизатор БСК-1 2,5 г. После введения каждого из перечисленных реагентов, кроме полимерного реагента, смесь перемешивали в течение 5 минут.

В результате получали состав для селективного ограничения водопритока со следующим соотношением компонентов, мас. %: полимерный реагент – 0,5; регулятор кислотности – 0,05; ПАВ - регулятор поверхностных свойств – 0,5; регулятор-гидрофобизатор – 0,02; стабилизатор – 0,5; вода -98,43.

Пример 3. Для приготовления 500 г состава для селективного ограничения водопритока брали 496,9 г воды и при перемешивании со скоростью 400 об/мин на лабораторной мешалке последовательно добавляли полимерный реагент AquaStop в количестве 1 г. После добавления полимерного реагента раствор перемешивали в течение 1 часа до полного растворения реагента. Затем добавляли регулятор кислотности Натр едкий марки ТР 0,1 г, ПАВ – регулятор поверхностных свойств МФП-А марки 2 1 г, регулятор-гидрофобизатор МФП-А марки 1 0,25 г и стабилизатор Дубитель 1 г. После введения каждого из перечисленных реагентов, кроме полимерного реагента, смесь перемешивали в течение 5 минут.

В результате получали состав для селективного ограничения водопритока со следующим соотношением компонентов, мас. %: полимерный реагент – 0,2; регулятор кислотности – 0,02; ПАВ - регулятор поверхностных свойств – 0,2; регулятор-гидрофобизатор – 0,05; стабилизатор – 0,2; вода -99,33.

Предлагаемые составы для селективного ограничения водопритока с другим количественным соотношением компонентов и при использовании различных торговых марок реагентов готовили аналогичным образом (таблица 1).

В качестве показателей свойств предлагаемого состава использовали следующие параметры: эффективная вязкость исходного состава и состава через 48 ч выдержки при пластовой температуре при скорости сдвига 5 с^-1, время потери текучести при воздействии пластовой температуры (для прототипа), изменение поверхностных свойств породы после воздействия составом, эффективность изоляции порового пространства породы.

Вязкость исходного состава и время потери текучести определяли на вискозиметре модели 1100 производства компании OFITE (США). Время потери текучести определяли как время, по прошествии которого эффективная вязкость состава при скорости сдвига 5 с^-1 достигала значения более 2000 мПа×с.

Изменение поверхностных свойств породы после воздействия составом определяли с помощью анализатора формы капли DSA-100E производства компании KRUSS (Германия). Для этого из предварительно дезинтегрированного и размолотого до размера частиц 0,1-0,16 мм кернового материала с помощью компактора производства компании OFITE (США) формировали таблетки. Таблетки обрабатывали составами путем нанесения состава на поверхность таблетки с помощью шприца и последующей выдержкой таблетки при комнатной температуре в течение 24 часов.

В качестве показателя поверхностных свойств породы использовали угол смачивания породы пластовой водой и нефть до и после обработки таблеток составами.

Эффективность изоляции порового пространства породы после закачки в него состава определяли с помощью лабораторной установки для определения фильтрационных и блокирующих характеристик технологических жидкостей и составов ПИК-ОФП/ЭП производства АО «ГеоЛогика» (Россия). Для приготовления моделей использовали пластовую воду (плотность ρ=1,18 г/см³, минерализация 273 000 мг/дм³, общая жесткость 1200 мг-экв/дм³, рН=3) и нефть – углеводородная фаза (УВФ) плотностью 0,83 г/см³, вязкостью 5 мПа×с, и определяли проницаемость по воде и нефти до и после закачки состава. На основании полученных результатов рассчитывали фактор остаточного сопротивления по воде как отношение проницаемости модели по воде до закачки состава к проницаемости после закачки и структурирования состава в модели. Также на представленном оборудовании определяли проникающую способность состава путем определения максимального давления закачки.

Использование в рецептуре состава реагентов в количестве превышаемом предлагаемое или с иными характеристиками приводит к увеличению реологических свойств предлагаемого состава и образованию прочных гелей (сшитых полимерных систем) как в обводненных, так и в нефтенасыщенных пластах, что исключает селективность действия состава. При использовании в рецептуре состава реагентов в количестве ниже предлагаемых не позволяет добиться заявленного технического результата.

В таблице 2 приведены свойства состава для селективного ограничения водопритока в добывающих скважинах.

На основании проведенных сопоставительных опытов (таблица 2) можно сделать вывод о том, что использование предлагаемого состава по сравнению с известным, обеспечивает более качественную селективную обработку пласта. Данный вывод подтверждается результатами изменения смачиваемости породы после обработки составом – увеличение угла смачиваемости водой и уменьшение угла смачиваемости нефтью (частичная гидрофобизация). Также вывод подтверждают результаты определения фактора остаточного сопротивления, который после обработки керновых моделей заявляемым составом составил более 5 по воде и менее 1,5 для нефти.

Таблица 1

Состав для селективного ограничения водопритока № состава (опыта) Полимер (AquaStop), мас. % Стабилизатор, мас. % Регулятор кислотности (натр едкий марки ТР), мас. % ПАВ (МФП-А марка 1), мас. % Регулятор-гидрофобизатор, мас. % Вода, мас. % 1 0,1 0,05 0,01 0,01 0,01 99,82 2 0,1 0,1 0,02 0,1 0,02 99,66 3 0,1 0,3 0,03 0,3 0,02 99,25 4 0,1 0,5 0,05 0,5 0,05 98,80 5 0,2 0,05 0,01 0,01 0,05 99,68 6 0,2 0,1 0,03 0,3 0,01 99,36 7 0,2 0,5 0,05 0,5 0,02 98,73 8 0,3 0,05 0,01 0,01 0,02 99,61 9 0,3 0,1 0,03 0,3 0,05 99,22 10 0,3 0,5 0,05 0,5 0,01 98,64 11 0,5 0,05 0,01 0,01 0,01 99,42 12 0,5 0,1 0,02 0,1 0,02 99,26 13 0,5 0,3 0,03 0,3 0,05 98,82 14 0,5 0,5 0,05 0,5 0,05 98,40 По прототипу № состава (опыта) Высокомолекулярное ПАВ, мас. % Полисахарид Гуар, мас. % Ацетат хрома, мас. % Оксид магния, мас. % Полиакриламид мас. % 15 0,2 0,20 0,02 0,02 - (по первому варианту) 16 0,2 0,20 0,02 0,02 - (по первому варианту) 17 1,0 0,25 0,02 0,02 - (по первому варианту) 18 1,0 0,25 0,02 0,02 - (по первому варианту) 19 2,0 0,30 0,02 0,02 - (по первому варианту) 20 2,0 0,30 0,02 0,02 - (по первому варианту) 21 0,2 0,20 0,02 0,02 0,20 22 1,0 0,25 0,02 0,02 0,25 23 2,0 0,30 0,02 0,02 0,30 24 2,0 0,30 0,02 0,02 0,30 Примечания:
1. Составы 15-24 – Прототип.
2. В качестве стабилизатора используется в составах 1, 2, 6, 9, 12, 13 – БСК-1; в составах 3-5, 7, 8, 10, 11, 14 – Дубитель.
3. В качестве регулятора-гидрофобизатора используется в составах 1-7 –МФП-а марка 1; в составах 8-14 – 3-аминопропилтриэтоксисилан.

Таблица 2

№ п/п Начальная вязкость, мПа⋅с Время потери текучести, ч Вязкость через 48 ч, мПа⋅с Угол смачивания водой до/после, град. Угол смачивания нефтью до/после, град. Фактор остаточного сопротивления, д. ед. Терригенная порода Карбонатная порода К_пр по воде <100 мД К_пр по воде ˃100 мД К_пр по воде <100 мД К_пр по воде ˃100 мД Вода УВФ Вода УВФ Вода УВФ Вода УВФ Температура 20°С 1 8,5 - 9,5 34,6 / 95,7 48,7 / 39,6 18,6 1,2 16,2 1,1 17,5 1,0 14,6 1,1 2 8,3 - 9,4 34,5 / 99,5 48,0 / 35,6 19,3 1,0 17,9 1,1 18,6 1,3 15,0 1,2 5 115,5 - 117,6 33,8 / 96,8 48,5 / 39,2 22,3 1,1 20,6 1,0 22,0 1,1 17,8 1,2 8 230,3 - 233,5 34,2 / 96,0 49,0 / 40,0 26,3 1,2 25,7 1,0 25,9 1,1 22,3 1,1 11 276,8 - 281,5 33,9 / 96,5 48,3 / 39,6 27,7 1,3 27,2 1,2 27,6 1,4 24,8 1,3 15 89,5 6 3378,6 33,7 / 28,7 48,9 / 56,3 38,5 27,5 34,7 24,5 37,7 34,6 34,2 29,8 17 270,6 6 4157,1 34,1 / 26,5 48,1 / 57,8 44,6 31,2 42,3 27,3 41,6 37,5 37,4 32,5 21 315,46 6 4897,9 34,0 / 27,3 48,5 / 53,2 45,4 29,8 43,1 26,7 40,8 36,8 36,5 30,7 Температура 60°С 3 8,6 - 9,8 34,3 / 105,6 48,8 / 32,5 17,4 1,4 16,0 1,0 17,0 1,2 15,4 1,4 6 117,8 - 119,2 34,0 / 106,8 48,2 / 33,0 21,3 1,3 20,8 1,0 20,2 1,3 18,6 1,3 9 229,5 - 235,7 33,8 / 105,9 48,3 / 32,2 24,2 1,3 23,4 1,1 22,8 1,1 21,8 1,2 12 280,1 - 283,4 33,9 / 99,8 48,0 / 35,2 26,3 1,2 25,5 1,2 25,7 1,2 22,6 1,2 16 90,1 3 3115,2 34,2 / 26,7 48,1 / 57,2 33,2 25,6 30,7 21,6 31,6 28,1 28,1 21,9 18 273,1 3 3985,4 34,5 / 23,1 48,6 / 55,1 46,5 33,4 42,6 28,5 43,7 36,9 37,4 32,5 22 465,3 3 5168,9 33,9 / 24,8 48,9 / 56,0 50,2 34,8 47,3 27,6 48,1 37,2 36,8 31,3 Температура 80°С 4 8,5 - 8,4 34,0 / 111,5 48,3 / 29,8 16,7 1,1 18,8 1,2 15,8 1,2 16,7 1,1 7 112,6 - 114,3 33,9 / 112,3 48,9 / 30,2 18,2 1,2 17,3 1,3 17,3 1,3 15,9 1,2 10 232,0 - 233,0 34,1 / 111,9 48,2 / 29,5 21,1 1,3 20,2 1,1 20,4 1,3 19,0 1,2 13 278,5 - 277,6 34,0 / 106,2 48,0 / 32,7 21,8 1,4 20,4 1,1 19,8 1,1 19,2 1,3 14 279,3 - 280,6 34,5 / 112,2 48,5 / 29,1 22,2 1,3 21,7 1,0 20,9 1,2 18,9 1,2 19 576,5 0,5 5971,5 33,7 / 25,2 48,7 / 57,3 53,2 45,3 49,7 40,1 49,8 44,5 44,2 39,7 20 577,2 0,5 5951,3 34,0 / 24,9 48,7 / 54,3 55,4 42,7 49,6 38,6 48,6 42,1 43,1 38,6 23 685,5 0,5 6754,3 33,9 / 26,5 48,3 / 55,0 58,9 47,6 48,5 37,7 47,8 42,8 43,5 39,2 24 675,4 0,5 6715,2 33,7 / 27,0 48,9 / 54,9 61,3 49,2 52,6 42,1 56,4 51,3 47,9 42,6

Изобретение относится к составам для ограничения водопритока в добывающих скважинах при закачке состава по всему интервалу перфорации, в том числе в скважинах с открытым стволом и в скважинах с горизонтальным стволом. Состав содержит 0,05-0,5 мас.% стабилизатора - ацетата хрома, 0,1-0,5 мас.% полимерного реагента - полимера акрилового ряда, 0,01-0,5 мас.% регулятора поверхностных свойств - амфотерного поверхностно-активного вещества (ПАВ) на основе триметиламиноуксусной кислоты и воду. При этом в качестве полимера акрилового ряда используют анионогенный полиакриламид со степенью ионогенности в пределах 5-10 мас.% и молекулярной массой в пределах 10-15 млн а.е.м. В качестве амфотерного ПАВ используют производное триметиламиноуксусной кислоты с радикалом С₁₁-С₁₆ в смеси с этиленгликолем в соотношении 1:1÷2. Состав дополнительно включает 0,01-0,05 мас.% регулятора-гидрофобизатора на основе 3-аминопропилтриэтоксисилана, а также регулятор кислотности - каустическую соду. Техническим результатом является обеспечение селективного действия водоизоляционного состава за счет сорбции компонентов состава на поверхности породы и изменения ее поверхностных свойств без образования геля на основе системы полимер – сшиватель, при этом сохраняющего свои изолирующие свойства в течение длительного времени и увеличивающего тем самым длительность эффекта водоизоляции с сохранением термостабильности в условиях различных пластовых температур (20-80°С). 2 табл., 3 пр.

Состав для селективного ограничения водопритока в добывающих скважинах, содержащий стабилизатор - ацетат хрома, полимерный реагент - полимер акрилового ряда, регулятор поверхностных свойств - амфотерное поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе триметиламиноуксусной кислоты и воду, отличающийся тем, что в качестве полимера акрилового ряда используют анионогенный полиакриламид со степенью ионогенности в пределах 5-10 мас.% и молекулярной массой в пределах 10-15 млн а.е.м., в качестве амфотерного ПАВ используют производное триметиламиноуксусной кислоты с радикалом С₁₁-С₁₆ в смеси с этиленгликолем в соотношении 1:1÷2; состав дополнительно включает регулятор-гидрофобизатор на основе 3-аминопропилтриэтоксисилана, а также регулятор кислотности - каустическую соду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

стабилизатор – 0,05-0,5;

регулятор кислотности – 0,01-0,05;

полимерный реагент – 0,1-0,5;

ПАВ - регулятор поверхностных свойств – 0,01-0,5;

регулятор-гидрофобизатор – 0,01-0,05;

вода – остальное.