Глава 4. Селективные методы ограничения водопритока (стр. 1 )

Глава 4. Селективные методы ограничения

водопритока

Основные месторождения России переходят на позднюю стадию разработки, характеризующуюся пассивным ростом обводненности и снижением темпов отбора нефти. Резкое понижение коэффициента нефтеизвлечения вызывается рядом основных причин:

- изменением состава и структуры нефти под воздействием закачиваемой воды, приводящее к повышению ее вязкости;

- интенсификацией выделения асфальтосмолопарафиновых отложений, вследствие снижения пластовой температуры;

- кольматацией призабойной зоны пласта, как результатом взаимодействия породы с водой и примесями в ней, приводящей к понижению проницаемости.

Остаточная нефть в пластах удерживается главным образом в виде капель, а также нефтяных микро - и макроцеликов. К настоящему моменту выяснено, что остаточная нефть в поровой части оказывается более вязкой, более насыщенной тяжелыми компонентами АСПО и для ее вытеснения требуется большая удельная работа. Увеличение нефтеотдачи связано с вовлечением в разработку неизвлеченных запасов нефти, однако на поздних стадиях разработки это сложно выполнить с помощью существующих классических технологий.

Большое число существующих и вновь разрабатываемых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) связано с многообразием физических процессов, происходящих в нефтяном пласте при его разработке, но в конечном итоге направлено на вовлечение остаточной нефти в фильтрационный поток от нагнетательных к добывающим скважинам [29 - 33].

Самым распространенным МУН является искусственное заводнение с помощью которого восполняется энергия пластов и появляется возможность регулирования охвата пластов различными гидродинамическими методами. Для того, чтобы нефтеотдача при заводнении была эффективна, приходится решать ряд задач – повышать охват пласта дренированием, выравнивать проводимость пластов за счет уменьшения фазовой проницаемости для воды, снижать межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть – вода, гидрофилизировать поровое пространство в фильтрационном потоке.

При обычном заводнении без применения дополнительных реагентов, эффективность обеспечивается применяемыми технологиями и системами заводнения, основываясь на особенностях геологического строения залежи.

Наличие зон с различной проницаемостью приводит к кратковременному положительному эффекту заводнения. Прорыв пластовых и закачиваемых вод по отдельным высокопроницаемым пластам и пропласткам ведет к быстрому обводнению добываемой продукции. В этих условиях ограничение движения вод в высокопроницаемой части коллектора становится необходимым фактором улучшения метода заводнения.

С этой целью еще в середине прошлого века начали осуществлять полимерное или щелочное заводнение. Добавки полимеров приводят к повышению вязкости воды, уменьшению соотношения подвижности воды и нефти, снижению возможности прорыва воды, обусловленной неоднородностью пласта. Растворы щелочи при взаимодействии с компонентами пластовых вод приводили к образованию водоизолирующих осадков, закупоривающих водопромытые зоны пласта.

Однако, экономическая эффективность такого ограничения водопритока оказалась невысокой, вследствие необходимости закачки больших объемов реагентов. Поэтому в настоящее время предпочтение отдается технологиям с применением малообъемных закачек (оторочек), приводящим к созданию водоизолирующей блокады в призабойной зоне добывающих скважин. Для закачек же в нагнетательные скважины используют более дешевые и доступные реагенты.

4.1. Классификация методов ограничения водопритока

Применяемые технологии ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, разделяются на селективные и неселективные [6, 9, 10, 17, 18, 19, 20, 15, 34, 35]. Такое разделение определяется физико-химическими свойствами материала.

Неселективные методы изоляции (НСМИ) – это методы, использующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой и газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ – точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщенной части пласта. Для этого в основном используются цементы, пеноцементы, полимерцементы, технические устройства типа разбуриваемых пакеров и перекрывающих устройств. В данной книге неселективные методы ограничения водопритока подробно не рассматриваются, а основное внимание будет уделено селективным методам изоляции вод.

Селективные методы изоляции (СМИ) – это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорированную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающееся вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. Селективное воздействие химпродуктов основывается на различии физико-химических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физико-геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора.

С учетом механизма образования водоизолирующих масс и физико-химических принципов воздействия на вмещающую среду можно выделить пять групп селективных химических реагентов и, соответственно, основанных на них методов:

1.  Отверждающиеся – химические реагенты образующие после попадания в пласт водоизолирующую массу, растворимую в нефти и нерастворимую в водной среде. Основные материалы, использующиеся при этом перечислены в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Отверждающиеся химические реагенты

Тип материала	Промышленное наименование
1. Полиуретаны 2. Синтетические смолы: фенолоформальдегидные 3. Кремнийорганические соединения: органохлорсиланы олигомерные органосилоксаны эфиры ортокремниевой кислоты	Клей КИП-Д ТСД-9 Метилхлорсилан, фенилхлорсилан Этилакрилхлорсилоксаны Полидиорганосилоксаны Тетраэтоксисилан Этилсиликат

2. Гелеобразующие – химические реагенты, приводящие к образованию пространственных гелеобразных систем с неорганической или органической твердой фазой высокой степени дисперсности с водной или неводной дисперсионной средой.

Основные химические реагенты для образования гелевых структур приведены в табл. 4.2.

В зависимости от характера образующейся пространственной структуры геля и типа химических связей различают три типа гелей [34]:

·  классические – чаще всего обладают структурой коагуляционого типа из первичных частиц или агрегатов (доменов, агломератов), связи между которыми обладают низкой энергией, легко разрушаются при механическом воздействии и восстанавливаются в покое; их изоляционные свойства основаны на высокой проникающей способности (создание протяженных экранов в тонкопористых средах) и устойчивости пространственной структуры к влиянию внешних агрессивных сред;

Таблица 4.2

Гелеобразующие химические реагенты

Наименование	Тип материала
1.Полимеры акриловых кислот и их производных: сополимеры полиакриловой кислоты и их производные сополимеры метакриловой кислоты 2. Производные целлюлозы: сложные эфиры целлюлозы (карбоксиметилцеллюлозы) простые эфиры целлюлозы 3. Предельные полимеры, полиолефины 4. Вязкие нефти, эмульсии и др. нефтепродукты 5. Нефтерастворимые смолы и латексы 6. Неорганические материалы	Полиакриламид гелеобразный или сухой, Гипан Метас, Флокулянт «Комета», МАК-ДЭА КМЦ-500, КМЦ-600 Оксиэтилированная целлюлоза, Метилцеллюлоза полиэтиленовая крошка, полиизобутилен Нафталин, парафин, НЧК (нейтрализованный черный контакт, контакт Петрова (кислый гудрон), высокоокисленный битум Х-1, СКС-30, СКС-50, СКД-1, резиновая крошка Жидкое стекло

·  частично отверждаемые – получающиеся в результате взаимодействия первичного геля с флюидами, породой, химическими реагентами, температурного превращения, введения химически активного наполнителя, в котором частично, взамен коагуляционных связей, возникли химические, причем возможно взаимопроникновение коагуляционной и конденсационно-кристаллизационной структур с широким спектром энергии связи;

·  ксерогели – отверждаемые вследствие образования химических связей гели, утратившие дисперсионную среду (растворитель).

По характеру образования различают гели: образующиеся в результате взаимодействия с поверхностью породы покрытой нефтью; основанные на свойствах высаливания полимеров при взаимодействии с солями пластовых вод.

При первом типе гелеобразования используются частично гидролизованный полиакриламид (ПАА), мономеры акриламида, гипаноформальдегидная смесь, полиоксиэтилен, темпоскрин. Механизм методов заключается в том, что при адсорбционном и механическом удерживании геля в пласте значение остаточного сопротивления зависит от минерализации воды, свойств реагента и проницаемости пористой среды. В нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и механического удерживания частиц полимера породой вследствие присутствия на поверхности раздела углеводородной жидкости. Для улучшения качества образующегося геля совместно или раздельно с ПАА закачивают катионы поливалентных металлов. В качестве наполнителей при получении полимерно-дисперсных и полимерно-гелевых систем используют бентонитовую глину, хлористый кальций, карбонат натрия, алюмохлорид и другие материалы.

Другая группа химреагентов образует гель при взаимодействии с солями пластовой воды. На осаждении и структурировании ионами поливалентных металлов Ca+2, Mg+2, Fe+2 и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. В контакте с приведенными катионами высаживается из раствора ряд сополимеров полиакриловой (гипан) и метакриловой (метас, комета и т. д.) кислот с высокой степенью гидролиза. В нефтяной среде они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтенасыщенный пласт.

3. Осадкообразующие – химические реагенты, в пластовых условиях приводящие к выпадению нерастворимого осадка в водонасыщенных зонах. Преимущественно при этом используются три механизма образования осадка.

 

Неорганические соединения типа FeSO4, M2SiO3 (М – одновалентный щелочной металл) реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель.

Для изоляции водопритоков с образованием осадков в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод используют гидроксиды поливалентных и щелочноземельных металлов, растворы сложных эфиров, мыла высокомолекулярных кислот.

Третий тип образования осадков происходит в результате гидролиза при взаимодействии материалов с водой, а не с содержащимися в ней солями. К числу реагентов, которые применяются для образования осадка в водонасыщенных зонах при реакции гидролиза относятся соли некоторых металлов, сложные эфиры, органические силикаты, канифолевое мыло, изоциануровая кислота.

4. Гидрофобизаторы – реагенты, применение которых основано на гидрофобизации поверхности пород призабойной зоны, что приводит к снижению фазовой проницаемости пород для воды и, следовательно, к повышению фильтрационного сопротивления для ее движения. В этом случае применяются ПАВ, аэрированные жидкости, полиорганосилоксаны и другие химические гидрофобные продукты.

5. Пенные системы – образуются в результате взаимодействия химических реагентов, что позволяет блокировать пути продвижения воды как следствие прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений.

Помимо базовых химических реагентов, в композициях для ограничения водопритока применяют разнообразные вспомогательные реагенты - наполнители, стабилизаторы, модификаторы и катализаторы: бентонитовую глину, древесную муку, хлористый кальций, карбонат натрия, алюмохлорид, хромо-калиевые квасцы, катионы поливалентных металлов, серную кислоту и многие другие.

Подобное подразделение химических реагентов достаточно условно, поскольку многие вещества способны образовывать разные типы водоизолирующих масс в зависимости от конкретных условий, кроме того, большинство из них применяются сейчас не в чистом виде, а в составе разнообразных композиций.

Необходимо также учитывать область применимости различных реагентов в зависимости от источника поступления воды в скважину, конкретных геолого-литологических и технических параметров месторождения. В случае конусного обводнения необходимо создание экранов в области водо-нефтяного контакта. Для этого, например, возможно применение разнообразных полимерных систем. Однако при поступлении воды в скважину вследствие преждевременного прорыва по высокопроницаемым интервалам более эффективна гидрофобизация порового пространства призабойной зоны. Наличие же заколонного перетока требует применения отверждающихся реагентов, типа АКОР или синтетических смол. Блокирование высокопроницаемых интервалов пласта путем закачки реагентов в нагнетательные скважины приводящее к перераспределению фильтрационных потоков возможно на основе применения широкого круга реагентов: осадкообразующих, полимерных и пенных систем, гидрофобизаторов, резиновой крошки.

Несмотря на такое значительное количество химических реагентов, применяемых для ограничения водопритоков, реальное применение на практике получили лишь некоторые. В данной книге подробно будут рассмотрены лишь те технологии, которые получили конкретное воплощение на практике и характеризуются достаточно высокой эффективностью.

4.2. Полимерное заводнение

Полимерное заводнение – метод повышения эффективности заводнения пластов заключающийся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер, обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением [6, 14, 17, 36, 37].

Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. При концентрации полимера 0,01 – 0,1 % вязкость раствора увеличивается до 3 – 4 мПа·с. Это приводит к аналогичному уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.

Полимерное заводнение обеспечивает выравнивание профиля вытеснения нефти и контроль за его подвижностью. Чаще всего, особенно в периоды высоких цен на нефть, полимерное заводнение используется для ограничения водопритоков и в добывающие скважины.

Во всех первоначальных проектах по разработке пластов по данному методу в качестве полимерного реагента использовался частично гидролизованный полиакриламид. Средняя концентрация полиакриламида (молекулярная масса 6-20 миллионов) в закачиваемом растворе составляла 0,05-0,1 масс %. Для приготовления полимерного раствора применяется, как правило, пластовая вода, которая не оказывает влияния на эффективность нефтевытеснения. В редких случаях используется пресная вода (для снижения минерализации пластовых вод и при проведении контроля за катионным обменом). Технологический раствор закачивается оторочками % от порового объема пласта).

Селективный характер закупорки водонасыщенных пор продуктивного пласта полимерами основан на коагуляции их под действием ионов поливалентных металлов пластовой воды и сохранения жидкого состояния в углеводородной среде. Свойства образующегося при этом закупоривающего материала и характер закупорки зависят от ряда факторов: температуры, концентрации раствора полимера, концентрации и природы ионов электролита, проницаемости пород, объема закачки раствора полимера и т. д.

Для ограничения водопритока в раствор полимера как правило добавляют дополнительные сшивающие вещества.

Метод полимерного заводнения обычно применяется для обработки терригенных коллекторов с проницаемостью мкм2 (единица проницаемости горных пород: внесистемная – дарси, в СИ – мкм2, 1 дарси»1,019 мкм2) и пористостью 20-35 %. При пластовых температурах до 80-900С вязкость нефти изменяется от долей до 75-80 мПа×с, а плотность от 820 до 930 кг/м3.

Мировая добыча нефти с использованием полимерного заводнения достигла максимума – 2,5 млн. т. в 1987 году [37]. Затем масштабы внедрения этого способа стали снижаться, и в 1994 году в мировой практике было реализовано лишь несколько проектов, а добыча нефти по этой технологии не превышала 1 млн. т, из которых 820 тыс. т было получено на одном объекте в Канаде.

Самый крупный из действующих проектов по полимерному заводнению осуществляется на месторождении Taber Mannville, Альберта, Канада (компания «Шеврон Кэнэда»). Это неглубокое – до 1000 м месторождение тяжелой нефти (вязкость 55 мПа×с, плотность 940 кг/м3), проницаемость пласта 1100 мкм2, пористость 22 %. Проект был внедрен в 1987 г., когда обводненность добываемой продукции достигла 90 %. За счет закачки полимера компания ежегодно добывает 800-820 тыс. т нефти.

К числу успешных проектов можно отнести проект компании «Тексако», реализуемый на месторождении Ханкенсбуттель, Германия. Это месторождение имеет хорошие характеристики, однако, высокая минерализация пластовой воды (до 175 г/дм3) ставила эффективность проекта под сомнение. Фактические результаты, полученные при разработке этого месторождения, оказались выше расчетных: добыча нефти возросла в 3,5 - 4 раза по сравнению с добычей до начала процесса, обводненность продукции снизилась с 90 до 30 %, а конечная нефтеотдача возросла на 23-25 %. Эффективность проектов полимерного заводнения, реализованных в бывшем Советском Союзе, составила 160-250 т добытой нефти на 1 т вносимого полимера.

Причиной снижения интереса к масштабным закачкам полимеров явилась низкая экономическая привлекательность данного способа увеличения нефтеотдачи. При существующей цене на полиакриламид (около 4000 дол./т) затраты на реагент, необходимый для дополнительной добычи 1 т нефти, составляют около 20 долл. Поскольку время, необходимое для извлечения остаточных запасов нефти за счет создания полимерной оторочки, исчисляется десятками лет, такая обработка оказывается экономически малоэффективной. Поэтому с конца 80-х годов наметился переход от применения полномасштабного полимерного заводнения к обработкам призабойной зоны небольшими (десятки-сотни кубометров) объемами полимерных растворов для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения притока воды в добывающих, а также переход к комбинированным реагентам – полимердисперсным и полимергелевым системам. Удельная эффективность при проведении таких работ на порядок выше, чем при использовании полимерного заводнения. В отдельных экспериментах дополнительная добыча нефти на 1 т полимера превышает 10000 т. Вместе с тем, обработки призабойной зоны нагнетательных скважин могут обеспечить лишь незначительный (не более 1 %) прирост извлекаемых запасов. Многократные обработки призабойной зоны растворами полимеров из-за локализации воздействия сопровождаются снижением удельной эффективности до уровня, получаемого при полимерном заводнении, а конечная нефтеотдача при многократных обработках не превышает 1,5 %.

Кроме того, полимеры обладают рядом ограничений по применимости: по температуре пласта, вязкости нефти, минерализации пластовых вод, проницаемости коллектора. При температуре выше 130 0С происходит термическая деструкция полиакриламида. При перемешивании полимерных растворов с пластовой соленой водой происходит разрушение структуры раствора и снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды необходимо повышение концентрации раствора в 2-3 раза. Вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникновения дополнительного сопротивления пористой среды, для нагнетания полимерных растворов всегда требуется более высокое давление, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах.

Помимо полиакриламида для обработки скважин широко применяются и другие полимерные реагенты [6, 14, 19, 38, 39]:

Гипан (гидролизованный полиакрилонитрил) – реагент, получаемый методом статической полимеризации нитрила акриловой кислоты в среде водного конденсата с последующим гидролизом едким натром, представляет собой линейный сополимер, содержащий 63 – 80 % акрилата натрия, 10 – 27 % акриламида, и 1 – 10 % акрилонитрила с молекулярной массой 6·104 – 1·105. Вследствие наличия ионогенных групп (-СООNa, - СОNH2) он проявляет полиэлектролитные свойства. Согласно техническим условиям гипан выпускается промышленностью в виде водного раствора (10 – 18)-процентной концентрации. Успешность использования гипана в значительной степени зависят от концентрации солей в пластовой воде. При концентрации солей менее 160 г/л эффективность изоляции гипаном резко падает. Применение гипана возможно только при высокой минерализации пластовой воды.

Полиэтиленоксиды (ПЭО) – воскоподобные термопластичные гомополимеры линейного строения с высокой молекулярной массой имеющие химическую формулу (-СН2-СН2-О-)n. Это продукты полимеризации окиси этилена в присутствии различных катализаторов. ПЭО растворяются в воде и ароматических углеводородах. Основные недостатки ПЭО – их неустойчивость во времени и отсутствие эффекта дополнительного сопротивления, которым обладают полиакриламиды. Тем не менее, такие ПЭО, как метас, комета и др., при определенных условиях используются для повышения нефтеотдачи пластов.

Метас – сополимер метакриловой кислоты (около 55 %) и метакриламида (около 45 %), поставляется в виде белого кристаллического порошка. Полимер с молекулярной массой 2·106. Метас плохо растворим в нейтральной и кислой средах.

Комета - сополимер метакриловой кислоты и ее натриевой соли и выпускается промышленностью в двух видах: в кислом и в солевом. Нейтрализованная, т. е. солевая модификация полимера, хорошо растворяется в воде, образуя весьма высоковязкие растворы. При течении в пористой среде эти растворы проявляют псевдопластические свойства.

МАК-ДЭА – сополимер метакриловой кислоты с диэтиламмониевой солью. По основным свойствам схож с гипаном.

В основном эти полимерные реагенты нашли применение в различных полимердисперсных и полимергелевых композициях.

Успехи биотехнологии последних лет обеспечили появление на мировом рынке группы водорастворимых полимеров – микробных полисахаридов, физико-химические и реологические свойства растворов которых не уступают свойствам растворов полиакриламида, а устойчивость к температурным и сдвиговым нагрузкам выше, чем у полиакриламида. Более высокая, по сравнению с полиакриламидом, стоимость микробных полисахаридов не снизила экономическую эффективность при применении новых полимеров вследствие более высокой технологической эффективности их использования [40 - 45].

Недавно и в России выделен штамм-продуцент микробных полисахаридов и отработана технология его производства. Отличительной особенностью отечественного биополимера является экспериментально подтвержденная возможность его использования в виде ферментационной жидкости, что имеет принципиальное значение. Исключение стадий выделения и сушки при производстве биополимера обеспечивает многократное снижение себестоимости и позволяет сохранить полезные свойства раствора, необратимо утрачиваемые при традиционных способах выделения сухого биополимера из постферментационной жидкости. Результаты лабораторных исследований нефтевытесняющих свойств растворов отечественного биополимера, свидетельствует о высоких потенциальных возможностях его использования в качестве заменителя дорогого полиакриламида в процессах повышения нефтеотдачи и ограничения притоков воды. Низкая его стоимость (250-300 долл./т.), потенциально высокая технологическая эффективность применения (не ниже 100 т/т.) для ограничения притока воды, с одной стороны, и отсутствие ресурсных ограничений, с другой, позволяют в настоящее время вернуться к обсуждению вопроса о целесообразности биополимерного заводнения. Однако пока говорить о реальных успехах по внедрению данной технологии в производство рано.

4.3. Полимердисперсные системы

Принцип действия полимердисперсных систем (ПДС), основан на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон пласта образующимися полиминеральными комплексами [10, 19, 20, 35,]. Это снижает степень неоднородности пласта и повышает его охват заводнением. Под действием ПДС в продуктивном пласте перераспределяются фильтрационные потоки, как по разрезу, так и по площади залежи, подключаются неработающие прослои и увеличивается продуктивность скважин, а в итоге и конечная нефтеотдача.

Наиболее простые полимердисперсные системы (ПДС) представляют собой комбинации из ПАА с бентонитовой глиной. Бентонитовая глина в этом случае выступает в роли наполнителя что приводит к снижению количества закачиваемого полимера при сохранении размеров образующегося гелевого экрана. Уменьшение количества закачиваемого ПАА, по сравнению с полимерным заводнением, делает этот способ увеличения нефтеотдачи экономически более привлекательным.

Для улучшения функционирования ПДС в различных геологических условиях, повышения вытесняющих свойств ПДС, регулирования реологических свойств, увеличения охвата пласта заводнением разрабатывались модифицированные системы с введением дополнительных реагентов: ПДС-ПАВ, ПДС с хлористым кальцием, ПДС с карбонатом натрия, ПДС-СТА (стабилизированный тощий адсорбент), ПДС-алюмохлорид и т. п.

Обработку обводненных пластов можно проводить как через добывающие так и нагнетательные скважины. В табл. 4.3 приведены результаты применения ПДС для ограничения водопритоков.

Таблица 4.3

Результаты применения ПДС

Показатели	Технология применения модифицированных ПДС в нагнетательных скважинах
ПДС с алюмохлоридом	ПДС с ПАВ	ПДС со стабилизирующими добавками	ПДС с СаСl2	ПДС с Na2CO3
Число участков	33	11	15	14	6
Дополнительная добыча нефти, тыс. т.: всего на один участок	93,989 2,848	131,2 11,92	13,217 0,880	27,856 1,990	10,080 1,680
Длительность эффекта (в среднем), мес	4-48	15,5	3-11	4-36	2-14

4.4. Полимергелевые системы

Еще одной разновидностью химических композиций для ограничения водопритока, основанных на использовании в качестве основного компонента полимеров, являются полимергелевые системы. Достоинством таких систем является то, что основным ингредиентом гелевых систем является вода, находящаяся после сшивки полимера в связанном состоянии и занимающая промежутки пространственной структуры, образованной макромолекулами полимера. Благодаря этому стоимость тампонажного раствора в целом оказывается невелика, несмотря на высокую стоимость полимера. Это особенно важно при установке большеобъемных водоизолирующих экранов [10, 19, 35,].

Как правило, полимергелевые системы готовят на основе полиакриламида, гипана, реже карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ).

Основными примерами таких систем являются ВУС, ГОС, реагент «Темпоскрин» [10, 19].

ВУС (вязко-упругая система) – тампонажный состав, разработанный во ВНИИнефть и состоящий из смеси 1 % водного раствора ПАА, 2% водного раствора гексарезорциновой смолы (ГРС) и формалина 40 % концентрации в соотношении объемов соответственно (1:0,1:0,02). Такой состав закачивается в интервал установки изолирующего экрана с образованием в пласте гелеобразной массы. В последующем состав упростили, используя вместо ГРС формальдегидную или резорцино-формальдегидную смолу. Позже были испытаны ВУС-2, включающий водный рапствор ПАА и хром-калиевые квасцы (ХКК), а также ВУС-3, состоящий из ПАА, смолы ТСД-9 или СА-28, формалина и воды. Удельный объем ВУС-2 и ВУС-3, приходящийся на 1 м эффективной толщины пласта, составил 3-4 м3. Успешность операций составила 40-60 % при дополнительной добыче 1,3 – 3 тыс. т [10].

Иной разновидностью вязкоупругих систем является состав разработанный «Гипровостокнефть» и представляющий из себя водный раствор высокомолекулярного гидролизованного полиакриламида и сшивателя – ацетата хрома.

ГОС (гелеобразующий состав) – тампонажный состав, разработанный во ВНИИКрнефти на основе ПАА и КМЦ и включающий в себя водный раствор ПАА, лигносульфат и бихромат калия. В результате окислительно-восстановительной реакции лигносульфатов с бихроматом образуются ионы трехвалентного хрома, которые, сшивая макромолекулы КМЦ и ПАА, переводят исходный раствор в гель. На начало гелеобразования влияют концентрация реагентов, температура и рН среды. Для выбранной скважины состав раствора уточняется с учетом пластовой температуры, приемистости скважины, продолжительности процесса закачки и т. д. Время начала гелеобразования в зависимости от температуры колеблется в пределах от 1 до 48 часов. ГОС применяются на многих месторождениях и показали достаточную эффективность.

Другим вариантом этого тампонажного состава является композиция на основе гипана, гелеобразователя, кислот и воды. В качестве гелеобразователя использован карбамидный олигомер, содержащий свыше 30 % метанольных групп по сухому веществу.