Способ обработки подземной нефтеносной формации, имеющей область более высокой проницаемости и область более низкой проницаемости

 

Способ включает закачку в области более высокой проницаемости для снижения последней жидкости, представляющей собой пену, содержащую полимер, сшивающий агент, способный к сшиванию указанного полимера, поверхностно-активное вещество, жидкий растворитель и вспенивающий газ. 12 з.п. ф-лы.

Настоящее изобретение относится к способу добычи нефти из подземных нефтеносных формаций, и более конкретно, к способу добычи нефти с применением пены.

Хорошо известно закачивание замещающей жидкости в подземные нефтеносные формации для повышения добычи из нее углеводородов. Вода и различные газы в дополнение к более сложными жидкостям, таким как растворы поверхностно-активных агентов и растворы полимеров, являются обычными замещающими жидкостями, используемыми как в смешиваемых, так и несмешиваемых с нефтью замещающих закачиваемых составах.

Эффективность замещающих нефть жидкостей, в частности, является функцией эффективности перемещения замещающей жидкости. Эффективность перемещения в значительной степени понижается в связи с проблемами охвата напластований и низкой мобильности замещающей жидкости. Проблемы охвата обычно характеризуются наложением путей потока с низкой и высокой проницаемостью в данной формации. Проблемы охвата могут быть как типа излома, так и типа матрицы. Проблемы охвата типа излома встречаются, когда имеют место одиночные изломы или сеть изломов в связи с закачкой и/или достижением высокой проницаемости формации. Проблемы, связанные с охватом матричного типа, встречаются при наличии прилежащих слоев или участков с различной проницаемостью внутри одной формации.

Если замещаемую жидкость закачивают в формацию, в которой существуют проблемы охвата, пути с высокой проницаемостью отводят практически всю замещаемую жидкость от путей с низкой проницаемостью для потока. Поэтому замещающая жидкость заполняет пути прохождения потока с низкой проницаемостью, что ухудшает эффективность проникновения замещающей жидкости в формацию.

Проблемы охвата можно скорректировать за счет обработки, улучшающей охват (CIT), при которой эффективно блокируют или ограничивают пути потока в формации с высокой проницаемостью, и низким насыщением нефтью, соответственно, закачиваемая замещающая жидкость преимущественно проникает в пути потока с низкой проницаемостью и высоким содержанием нефти. Таким образом, способ CIT повышает эффективность проникновения замещающей жидкости, что обеспечивает контакт и вытеснение большего количества нефти и помогает повысить добычу нефти.

В настоящее время в качестве (закупоривающего) материала в способе CIT используют гели. В патенте США N 4683949 Сиданск с сотрудниками указывает, что полиакриламид, сшитый хромом III, как оказалось, образует гели, эффективные в большинстве способов CIT. В патенте N 4683949 описывается эффективное использование сшитых акриламидных гелей, специально полученных для обработки пластов с проблемами охвата типа излома и матричного типа. Было обнаружено, что в некоторых случаях способы CIT, использующие обычные гели, чрезвычайно дорогостоящие из-за относительной дороговизны химикалиев. Так например, в тех случаях, когда путь потока с высокой проницаемостью простирается в формации достаточно далеко от скважин закачки и/или добычи, путь потока может потребовать чрезвычайно большого объема геля, прежде чем удастся достичь эффективного уровня снижения проницаемости в нем. Достигается точка, в которой расходы химикалиев по способу CIT становятся столь велики, что повышение добычи нефти, достигнутое за счет такой обработки, не покрывает затрат на способ CIT. За этой гранью способы CIT, использующие такие гели, становятся бесприбыльными и неэкономичными.

В таких случаях желателен способ, который был бы более приемлем с точки зрения стоимости, нежели обычные способы CIT, в которых гели используют в качестве закупоривающего материала. Более конкретно, необходим такой CIT способ, который был бы дешевле, чем обычная обработка гелем, и который был бы по крайней мере столь же эффективен, как и обычные обработки гелем. Кроме того, необходим такой способ CIT, который был бы экономичен в таких условиях, в которых экономична обычная обработка гелями, например, тогда, когда формацию пронизывают пути потока с высокой проницаемостью.

Было обнаружено, что гели не только неэкономичны в некоторых способах CIT, но было также обнаружено, что они неэффективны в некоторых других закупоривающих обработках аналогичных CIT. Так, например, гели обычно неэффективны для селективного закупоривания вертикальных разломов, которые простираются от нефтесодержащей продуктивной зоны в газовую шапку. Если не закупоривать подобный разлом, газ легко будет поступать в продуктивную зону, что может создать нежелательные условия создания газового конуса. К сожалению, из-за плотности обычных гелей и вертикальной ориентации разломов оказывается чрезвычайно трудно селективно поместить гель в верхнюю часть такого разлома, где закупоривание было бы наиболее эффективно для предотвращения образования конуса газа. Силы гравитации приведут к тому, что гели попадут в менее проблемные, хуже достижимые разломы, которые не соединяются с газовой шапкой, либо неэффективно осядут в нижних участках разломов, которые соединяются с газовой шапкой. Поэтому необходима эффективная обработка для удовлетворительного закупоривания вертикальных разломов между газовой шапкой и нефтепродуктивной зоной для предотвращения образования газового конуса у продуктивной скважины.

Кроме проблем согласования, малая подвижность замещаемой жидкости также может снизить эффективность проницаемости в формации. Такую характеристику, как малая подвижность, можно изменить, используя жидкости, регулирующие подвижность, известные специалистам, которые являются обычно более вязкими нежели замещающая жидкость. Однако, обычные регулирующие подвижность жидкости были найдены неэффективными для закачки в нефтеносные трещины и особенно, в трещины, содержащие воду и расслоенную по плотности нефть или трещины, соединяющиеся с водными горизонтами.

Обычные жидкости, регулирующие подвижность, имеют тенденцию к преимущественному вытеснению воды, расположенной ниже нефти, которая имеет более высокую плотность нежели нефть, при этом нефть остается позади. Необходим способ, который использовал бы более эффективную в плане регулирования мобильности жидкость для эффективного вытеснения нефти из подземных нефтеносных формаций, и особенно, из нефтеносных трещин, содержащих расслоенную по плотности нефть, или из нефтеносных трещин, сообщающихся с водными горизонтами.

Краткое содержание изобретения.

Настоящее изобретение представляет собой способ, использующий пенную композицию низкой плотности, для повышения эффективности проникновения в подземные нефтеносные формации. Пена содержит жидкий растворитель, полимер, сшивающий агент, поверхностно-активный агент и вспенивающий газ. Пену получают, объединяя полимер, сшивающий агент и поверхностно-активный агент в растворе с растворителем, подавая вспенивающий газ в раствор и подшивая полимер до завершения.

В соответствии с одним вариантом изобретения пеной заменяют обычный гель в CIT способе для преодоления проблем охвата, возникающих в формациях с трещинами или матричного типа. Способ настоящего изобретения особенно выгоден по сравнению со способом гелевой обработки, так как пена обеспечивает существенное снижение стоимости химикалиев по сравнению с гелями, без значительного снижения эффективности CIT. Пена может занимать такой же объем, что и гель, при гораздо меньшей стоимости, так как газ, который существенно дешевле геля, обеспечивает значительный объем пены. Тем самым пена сохраняет необходимую прочность и структуру, позволяющую ее эффективно использовать в качестве закупоривающего материала в CIT, несмотря на значительное содержание в ней газа.

В родственном варианте настоящего изобретения пену низкой плотности используют для предотвращения образования газового конуса вблизи ствола эксплуатационной скважины, образующегося за счет газа, поступающего вблизи ствола скважины через вертикальные трещины в жидкостных соединениях с газовой шапкой и продуктивной зоной. Обработка пеной оказывается эффективной в тех случаях, когда обработка гелем или обработки другими закупоривающими материалами не приводят к положительным результатам, так как пена с низкой плотностью предпочтительно заполняет и фиксируется в верхней части трещин, приводящих к образованию газовых конусов. Пена остается в верхней части трещин и практически блокирует газовый поток в зону нефтедобычи во время эксплуатации скважины.

В соответствии с другим вариантом настоящего изобретения раскрытая в нем пена используется как жидкость, регулирующая подвижность в связи с замещающей закачкой либо нефтеносных трещин, либо матриц. Пену инжектируют в подземную нефтеносную формацию, подвергающуюся замещающему заводнению, которое оказывается неэффективным из-за образования языков обводнения или других проблем заводнения, для того, чтобы сделать более однородным фронт заводнения и повысить эффективность проницаемости. Пена низкой плотности особенно эффективна для обработки нефтеносных структур, которые содержат как воду, так и расслоенную по плотности нефть, или нефтеносных структур, которые сообщаются с подземными водоносными горизонтами. Пена низкой плотности предпочтительно перемещает более легкую нефть в область над водой.

Пена низкой плотности также эффективна в качестве жидкости, регулирующей подвижность в связи с закачкой газа, включая CO₂, N₂, закачкой пара и т.п. независимо от того, являются ли углеводороды смешивающимися или не смешивающимися. Пена низкой плотности снижает чрезмерную скорость фронта потока газа в нефтеносных трещинах или матрицах, вынуждая поток вытеснять нефть в нижних участках трещин или матриц.

Пену, которую используют в способе настоящего изобретения, можно приспособить к широкому интервалу химических и физических свойств для удовлетворения требований для каждой отдельной формации. Конкретно, можно получить пену, которая имеет вязкость в широком интервале значений, как ниже вязкости воды, так и существенно выше нее. Аналогично, нетекучую пену можно получить в интервале физических характеристик от высокоэластичной до жесткой. Можно также получить пену в широком интервале значений плотности для обеспечения селективного вертикального расположения пены внутри нефтяного или газового резервуара. Предпочтительно получить пену, плотность которой меньше плотности воды, и еще более предпочтительно получить пену, плотность которой приближается к плотности нефти или газа на месте.

В первом варианте настоящее изобретение представляет усовершенствование схвата в процессе обработки с использованием пены. Во втором варианте настоящее изобретение представляет собой закупоривающую обработку во избежание образования газового конуса. А в еще одном варианте настоящее изобретение представляет способ регулирования подвижности с использованием пены. Рассматриваемый способ регулирования подвижности имеет конкретное применение для обработки нефтеносных трещин пеной низкой плотности, и более конкретно, трещин, содержащих воду и расслоенную по плотности нефть, или трещин, сообщающихся с подземными водоносными горизонтами. Контроль подвижности также имеет применение для снижения чрезмерных скоростей газового потока.

Вообще говоря, CIT и родственные методики закупоривания являются статическими применениями пены в том, что пена остается практически стационарной в формации, коль скоро она туда помещена. Регулирование же подвижности процесса является динамическим применением пены в том, что пена перемещается через формацию в соответствии с фронтом затопления. Обычно пену определяют как композицию, содержащую газовую фазу, диспергированную в окружающей среде, например, жидкости. Пена, как здесь специально раскрыто, характеризуется в общем как газовая фаза, диспергированная в окружающей гелевой среде. Термин гель в том смысле как здесь использован, относится к трехмерной сшитой полимерной сетке, содержащей жидкость внутри сетки.

Пена, используемая в настоящем изобретении, включает сшиваемый полимер, сшивающий агент, жидкий растворитель, поверхностно-активный агент и газ. Сшиваемый полимер является карбоксилатсодержащим полимером. Предпочтительным карбоксилатсодержащим полимером является полимер, содержащий акриламид. Из полимеров, содержащих акриламид, наиболее предпочтительным является полиакриламид (РА), частично гидролизованный полиакриламид (РНРА), сополимеры акриламида и акрилата, карбоксилатсодержащие термополимеры акрилата РА, используемые здесь, содержат от около 0,1% до около 3% гидролизованных амидных групп. РНРА, как здесь указано, содержит более чем около 3% гидролизованных амидных групп.

Сшивающий агент настоящего изобретения осуществляет сшивку между карбоксилатными центрами одной и той же различных полимерных молекул. Сшивание полимера создает гелевую среду, которая обеспечивает сетчатую структуру пены. Сшивающий агент представляет собой предпочтительно молекулу или комплекс, который содержит реакционно-способный катион переходного металла. Предпочтительный сшивающий агент содержит катион трехвалентного хрома, закомплексованный или связанный с анионом, кислородом или водой. Например, предпочтительными сшивающими агентами являются триацетат хрома (CrAc₃) и трихлорид хрома. Такие сшивающие агенты указаны в патенте США N 4683949, который включен сюда по ссылке. Другие катионы переходных металлов, которые, как было обнаружено, являются сшивающими агентами, также могут быть использованы в настоящем изобретении, хотя это и менее желательно, представляют собой хром VI в редоксной системе, алюминий III в цитрате алюминия или трихлориде алюминия, железо II и цирконий IV.

В качестве жидкого растворителя может быть использована любая жидкость, в которой можно растворить, смешать, суспендировать или диспергировать каким-либо способом полимер и сшивающий агент для облегчения гелеобразования. Предпочтительным растворителем является такая жидкость, как свежая вода и рассол.

Поверхностно-активным агентом может быть обычный анионный, катионный или неионный поверхностно-активный агент, который распределен в гелевой среде для снижения поверхностного натяжения между растворителем и газом. Анионные, катионные и неионные поверхностно-активные агенты хорошо известны и коммерчески доступны. В отличие от обычных пен для добычи нефти пена настоящего изобретения, которая применима в способе CIT и в процессах регулирования подвижности, как было обнаружено, относительно нечувствительна к химической природе используемых поверхностно-активных агентов. Конкретные поверхностно-активные агенты, имеющие применение в способе настоящего изобретения, включают этоксилированные сульфаты, этоксилированные спирты, нефтяные сульфонаты и сульфонаты альфаолефинов.

Газом может быть любой вспенивающий газ, который практически не реагирует с вышеуказанным полимером, сшивающим агентом и поверхностно-активным агентом и который можно диспергировать в жидкой среде. Примерами вспенивающих газов, которые можно использовать в способе настоящего изобретения, являются азот, метан, двуокись углерода, окись азота, воздух, природный газ, пар и дымовой газ. Наиболее предпочтительно использовать азот или природный газ для получения пены настоящего изобретения.

Пену по способу настоящего изобретения можно получить, смешивая компоненты практически в любом порядке и любым способом. Однако, предпочтительно получать пену, вначале приготавливая пенную композицию, в которой объединены полимер, сшивающий агент и поверхностно-активный агент в жидком растворителе. Полимер и сшивающий агент объединяют в относительных соотношениях, которые указаны, например, в патенте США N 4683949.

Концентрация полимера в растворе составляет примерно 1000 ррм до предельного значения растворимости полимера в растворителе или реологического ограничения полимерного раствора, предпочтительно от примерно 1000 до примерно 200000 ррм, наиболее предпочтительно от примерно 3000 до примерно 100000. Увеличение концентрации полимера увеличивает скорость гелеобразования и предел прочности геля при постоянном отношении полимера к сшивающему агенту.

Весовое отношение акриламидного полимера к хрому III и карбоксилатной группе составляет примерно 1:1 до примерно 500:1, предпочтительно примерно 2,5:1 до примерно 100:1, и наиболее предпочтительно примерно 5:1 до примерно 40: 1. Уменьшение отношения обычно увеличивает скорость гелеобразования и до определенной точки обычно увеличивает гелевую прочность, особенно при постоянной высокой концентрации полимера. Поверхностно-активный агент объединяют в пенной композиции в концентрации от около 10 част. на млн (рр) до около 50000 част. на млн. предпочтительно от около 100 до около 10000 част. на млн. и наиболее предпочтительно от около 200 до около 8000 част. на млн. Полимер, сшивающий агент, растворитель и поверхностно-активный агент можно объединять в любом порядке для получения пенной композиции. Обычно пенную композицию получают, смешивая отдельные растворы полимера, сшивающего агента и поверхностно-активного агента.

Получение пены завершают, добавляя газ в жидкую пенную композицию. Газ можно добавлять в пенную композицию такими обычными способами, как барботаж, высокоскоростное перемешивание или одновременная подача газа и пенной композиции через отверстия или пакет твердых частиц, например песок или гравий. Пену можно получить на поверхности, предварительно смешивая газ с пенной композицией перед инжектированием, или пену можно получить in situ последовательной инжекцией или совместной инжекцией газа и пенной композиции в формацию или совместного использования этих способов. Окончательными компонентами полученной пены являются гелевая среда и диспергированный в ней газ.

Гелевая среда образуется из пенной композиции за счет сшивания полимера сшивающим агентом. Сшивка или желирование, в качестве альтернативного термина, инициируется, как только полимер и сшивающий агент контактируют, и протекает до тех пор, пока не израсходуется сшивающий агент или не исчерпаются центры сшивки. Сшитый полимер образует структурную сетку гелевой среды, а жидкий растворитель образует внутрисеточную жидкость среды.

Гелевая среда составляет единое целое с пеной и существенно повышает стабильность и улучшает структуру пены. Газ предпочтительно вводят в пенную композицию перед завершением сшивки, то есть до созревания гелевой среды. Однако из пенной композиции можно получить пены, которые уже сшиты до завершения, то есть поcле того, как гелевая среда достигает зрелости, до тех пор, пока гелевая среда остается текучей. Если вспенивающий газ вводят в пенную композицию, когда процесс сшивки завершается, то есть до зрелости, сшивка продолжается и после образования пены, тем самым обеспечивая фиксацию диспергированных газовых пузырьков в структуре гелевой среды.

Физические свойства пены являются функцией конкретных компонентов пены и их относительных пропорций. Пены можно изготовить, выбирая значения вышеуказанных переменных для создания либо текучих, либо нетекучих пен в интервале желательных значений вязкостей и плотностей. Текучая пена в рамках настоящего изобретения определяется как пена, которая течет в формацию под действием сил, совпадающих с направлением обычных операций, по добыче углеводорода, тогда как нетекучая пена представляет собой такую пену, которая не течет в формацию под действием таких сил. В понятие нетекучих пен входят пены от жестких пен до высокоэластичных пен. В понятие текучих пен входят пены от высоковязких до пен с вязкостью ниже, чем вязкость воды.

Как известно специалистам, приготавливают CIT или материал для регулирования подвижности с заранее определенными свойствами для того, чтобы удовлетворить требования подземных формаций, которые подвергаются обработке или затоплению, соответственно. Было обнаружено, что пены с практически такими же рабочими характеристиками, что и соответствующие гели, можно формировать независимо от относительно высокого объема газа в пенах. Более того, во многих применениях характеристики пен заметно не снижаются при возрастании объемного содержания газа в пене.

Содержание газа в пене, характеризующее качество пены, выражают в объемных процентах газа в пене. Обычно используют пены в способе настоящего изобретения с количеством от около 50% до около 99% предпочтительно между около 60% и около 98% и наиболее предпочтительно от около 75% до около 97% Так, очевидно, что пены настоящего изобретения можно подгонять к конкретным требованиям характеристик в каждом конкретном применении и для каждой конкретной формации. Пены модифицируют просто за счет выбора конкретной пенной композиции и устанавливают их относительные соотношения в указанном ранее интервале значений.

После того, как пену получают по способу настоящего изобретения, описанному ранее, ею можно заменить, а также использовать ее, как и обычные CIT тампонирующие материалы, такие как гели, цемент или т.п. Текучие пены имеют, кроме того, применение в качестве жидкостей, регулирующих подвижность, и могут заменять либо обычные жидкости, используемые для регулирования подвижности. По указанным ранее причинам характеристики пены настоящего изобретения во многих случаях превосходят характеристики обычных CIT тампонирующих материалов для жидкостей, регулирующих подвижность, которые эти пены заменяют.

В случаях использования в CIT или родственных способах тампонирования, пена является предпочтительной нетекучей пеной, обладающей достаточной прочностью, которая позволяет ей оставаться на месте под давлением инжекции или эксплуатационным давлением, обычно существующим при добыче нефти, после того, как пена становится полностью зрелой. Однако такие пены вначале существуют в текучем состоянии, пока они не сшиты для того, чтобы обеспечить возможность доставки их в нужный для обработки участок. Пены, используемые для тампонирования трещин для предотвращения образования газового конуса, также предпочтительно имеют плотность ниже, нежели плотность нефти на месте, для облегчения фиксации пены между формацией и газовой шапкой.

Если пены используют в качестве жидкости для регулирования подвижности для заполнения трещин или для снижения избыточного поступления газа, пены должны быть текучими. Такие текучие пены предпочтительно имеют вязкость больше, нежели вязкость воды, но они обладают удельной плотностью ниже, нежели плотность воды. Предпочтительный интервал значений вязкости для текучих пен в таких применениях составляет от около 1,0 сантипуаз до около 50000 сантипуаз, при этом соответствующая удельная плотность находится в интервале от около 0,5 до около 0,01. Наиболее предпочтительным интервалом значений вязкости является интервал от около 10 сантипуаз до около 500 сантипуаз, а соответствующий интервал значений удельной плотности составляет от около 0,3 до около 0,03.

Исключением для вышеуказанного интервала значений удельной плотности является пена, содержащая CO₂ в качестве вспенивающего газа. Такие пены могут иметь удельную плотность, которая предпочтительно превышает 0,5.

Нижеследующие примеры демонстрируют практику настоящего изобретения, но никак не ограничивают его объем.

Пример 1. Эксперимент по заводнению осуществляют при постоянном низком давлении и окружающей температуре в тестовой упаковке песка длиной 30,5 см, 91000 md Отта Wa, которая находится при остаточном насыщении воды (существенно 100% насыщение нефтью) с сырой нефтью и синтетическим рассолом. Синтетический рассол предоставляет собой рассол из воды из нефтеносных скважин с содержанием 10300 част. на млн. растворенных веществ и 520 част. на млн. твердых частиц. Роль упаковки песка состоит как в том, что она является генератором пены, так и в том, что является тестовой упаковкой.

Азот и пенную композицию одновременно подают в упаковку с песком для получения пены. В целом около 9 объемов пены инжектируют окончательно в упаковку песка перед тем, как ее закрывают, и пене дают возможность вызреть. Пенная композиция содержит 9000 част. на млн. РА с молекулярным весом 11000000 и 2% гидролиза, концентрация 170 част. на млн. хрома (3) ионов в форме хром/карбоксилатного комплекса и 3000 част. на млн. поверхностно-активного агента, сульфоната альфа-олефина /C_12-14-C=C-SO₃Na/ в растворителе - синтетическом рассоле. Синтетический рассол имеет ту же композицию, что указанная ранее. Качество пены для первоначально полученной пены составляет 96% и его снижают до 64% перед завершением совместной инжекции. Кажущаяся вязкость in situ существенно вызреваемой пены находится в интервале значений от 230 сантипуаз при 96% качестве пены до 310 сантипуаз при 64% качестве пены.

После вызревания пены упаковку песка затопляют в течение 174 ч синтетическим рассолом при разностном (перепаде) давления 172 кПа. Измеренное снижение проницаемости составляет kf/kj 7·10^-8/kf 0,006 md/.После этого начинают инжекцию азота в упаковке песка в течение 144 ч при дифференциальном давлении 68,9 кПа. Во время инжекции азота не наблюдается образования определяемого количества жидкости или газа.

Пример 2.

Приготавливают тестовую упаковку песка длиной 122 см, 130000 md, 20/30 мешей, Отта Wa, при остаточном насыщении сырой нефтью и синтетическим рассолом примера 1. В упаковку песка инжектируют приблизительно 11 объемов пор практически такой же пены, что и в примере 1, и в таких же условиях. Во время инжектирования третьего объема пор качество пены составляет 93% а кажущаяся вязкость in situ незрелой пены составляет 190 сантипуаз. Во время инжектирования пятого объема пор пены качество пены составляет 77% а кажущаяся вязкость in situ незрелой пены составляет около 370 сантипуаз. После завершения инжекции качество пены составляет 88% Затопление заканчивают, пене дают вызреть некоторое время. После этого упаковку песка заполняют синтетическим рассолом при 172 кПа дифференциального давления в течение 120 ч. Измеренное снижение проницаемости составляет kf/kj= 8·10^-7/kf=0,10 md/. Затем азот инжектируют в течение 120 ч при дифференциальном давлении 345 кПа. За первые 4 ч инжекции образуется 1 см³ газа.

Результаты примеров 1 и 2 показывают, что характеристики вспененных гелей не очень чувствительны к качеству пены или насыщению нефти. Рассматриваемый способ имеет применение в широком интервале качества пены.

Пример 3.

Две упаковки песка затопляют последовательно. Длина первой упаковки 15,2 см, а второй 122 см. Вторая упаковка моделирует расклиненную трещину и находится при остаточном насыщении сырой нефтью и синтетическим рассолом. Синтетический рассол представляет собой солевую воду из нефтеносного месторождения с содержанием 5800 част. на млн. растворенных твердых веществ, 740 част. на млн. твердых частиц и 2200 част. на млн. сульфатных ионов. Вторая упаковка песка имеет эффективную проницаемость к рассолу при остаточном насыщении нефтью около 100000 md. Приготавливают пенную композицию, содержащую 9000 част. на млн. РНРА с молекулярным весом 11000000, с 30 мольными гидролизованными. Пенная композиция содержит 3000 част. на млн. поверхностно-активного агента сульфоната альфа-олефина в синтетическом рассоле, и сшивающий агент хром (3) ацетат с весовым отношением PA CrAc₃ 12:1. Вспенивающим газом является азот.

Около 6 объемов пор пены инжектируют в упаковку песка при температуре и давлении окружающей среды. Первая упаковка песка действует как генератор пены, а вторая упаковка действует как обрабатываемый участок для оценки свойств пены и эффективности тампонирования. Пене дают возможность вызреть во второй упаковки. Инжекцию азота при дифференциальном давлении 345 кПа предпринимают в течение 14 дней, причем в процессе получения пены выделения газа не наблюдалось.

Пример 4.

Приготавливают серию из двух упаковок песка так же, как в примере 3, и инжектируют примерно 4,5 объемами пор пены, композиция которой практически такая же, как и в примере 2. Затем пене дают вызреть. Инжектирование азота при дифференциальном давлении 345 кПа вначале ведут в течение 336 ч, причем не наблюдается образования газа или пены. После этого азот инжектируют при 517 кПа дифференциальном давлении в течение 216 ч, и снова не наблюдается образования газа или пены.

Вышеуказанные примеры демонстрируют эффективность закупоривания пенами настоящего изобретения для блокирования потоков рассолом или газов формаций в CIT, а также для предотвращения газового конуса. До вызревания текучие пены также демонстрируют существенные вязкости in situ, что обеспечивает возможность их использования в качестве жидкостей для регулирования подвижности для затопления трещин или предотвращения избыточного выделения газа.

Хотя были описаны вышеприведенные предпочтительные варианты изобретения, следует учитывать, что могут быть проведены модификации и альтернативы, как те, которые были предложены, так и другие, и все они попадают в объем настоящего изобретения.

Формула изобретения

1. Способ обработки подземной нефтеносной формации, имеющей область более высокой проницаемости и область более низкой проницаемости, включающий закачку жидкости в область более высокой проницаемости с целью снижения последней, отличающийся тем, что закачиваемая в область более высокой проницаемости жидкость представляет собой пену, содержащую способный к образованию поперечных связей карбоксилат, содержащий полимер, сшивающий агент, способный к сшиванию указанного полимера, поверхностно-активное вещество, жидкий растворитель и вспенивающий газ.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что способный к образованию поперечных связей полимер включает полимер акриламида.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что сшиваемый полимер содержит трехвалентный хром.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную пену получают путем смешивания указанного полимера, сшивающего агента, поверхностно-активного вещества, жидкого растворителя и газа для закачивания пены в область более высокой проницаемости и сшивания полимера и сшивающего агента до завершения sity.

5. Способ по п.2, отличающийся тем, что полимер акриламида выбирают из группы, состоящей из полиакриламида, частично гидролизованного полиакриламида, сополимеров акриламида и акрилата и карбоксилата, содержащих терполимеров акриламида.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из этоксилированных сульфатов, этоксилированных спиртов, нефтяных сульфонатов и альфа-олефинсульфонатов.

7. Способ по п.3, отличающийся тем, что сшивающий агент является хромовым карбоксилатным комплексом.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкий растворитель представляет собой водную жидкость.

9. Способ по п.8, отличающийся тем, что жидкий растворитель представляет собой промышленный рассол.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество добавляют в пену с концентрацией от примерно 10 ррм до примерно 50,000 ррм (частей на млн.), с учетом общих жидких ингредиентов указанной пены.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что сшиваемый карбоксилатсодержащий полимер добавляют в пену с концентрацией 1000 ррм до предельного значения растворимости полимера в растворителе.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что весовое отношение полимера к сшивающему агенту в пене составляет от примерно 1:1 до примерно 500:1.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержание указанного газа в пене составляет от примерно 50 об. до примерно 99 об.