Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ....высокомолекулярные соединения – C09K 8/508

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции включает гидролизованный в щелочи акрилсодержащий полимер гивпан и хлористый натрий. При этом состав содержит в качестве добавки неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1, представляющий собой смесь продукта реакции ненасыщенных жирных кислот с аминами и их производными с растворителями и функциональными добавками. Состав имеет следующее соотношение компонентов: 3-10 мас.% гивпана, 1-5 мас.% гидрофобизатора НГ-1, 0-10 мас.% хлористого натрия и водно-щелочной раствор. Техническим результатом является повышение проникающей и водоизолирующей способности полимерного состава в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных пород-коллекторов. 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений заводнением. Способ получения акрилового реагента заключается в том, что гидролизуют влажные отходы волокна Нитрон в растворе натра едкого с добавлением в реакционную смесь технических лигносульфонатов в течение 2-2,5 ч при температуре 95-100°С. При этом соотношение компонентов следующее: влажные отходы волокна Нитрон, в пересчете на абсолютно сухое волокно - 7-8 мас.%, натр едкий - 6-7,5 мас.%, лигносульфонаты, в пересчете на сухое вещество - 5-6 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности ограничения притоков вод в нефтяном пласте. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к способу связывания немонолитных оксидных неорганических материалов отверждаемыми композициями, а также к отвержденным композициям, которые могут быть получены указанным способом. Способ заключается в осуществлении контакта неорганических материалов с отверждаемой композицией, содержащей, по меньшей мере, одну отверждаемую этерифицированную карбамидо-формальдегидную смолу, содержащую определенные структурные единицы, с последующим термическим отверждением смолы. Причем количество отверждаемой композиции составляет от 0,5 до 60 мас.% в пересчете на неорганические материалы и отверждение осуществляют при температуре от более 0 до 280°С. Полученные отвержденные композиции обладают улучшенными физико-механическими характеристиками. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 11 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает приготовление и закачку в пласт смеси 100 мас.ч. кремнийорганической жидкости (КЖ) и 50-100 мас.ч. 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 с армирующей добавкой в виде 0,1-1 мас.ч. фиброволокна. Техническим результатом является повышение изолирующей способности способа за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующей смеси, ее трещиностойкости и отсутствия усадки. 1 табл., 1 пр.

Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. Композиция для повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта включает, по меньшей мере, два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Содержание сшивающих агентов составляет от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Закачивают в подземный пласт указанную композицию, что позволяет повысить эффективность изоляции зон поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.

Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт заявленной композиции. Технический результат - предложенная композиция обеспечивает эффективное распространение микрочастиц в пористой структуре месторождения, повышая степень извлечения углеводородных флюидов из подземных пластов. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция расширяемых полимерных микрочастиц для изменения коэффициента проницаемости воды в подземном пласте, содержащая взаимопроникающую полимерную сетку (ВПС), включающую один или более акриламидных сополимеров. ВПС ограничивает микрочастицу до среднего размера неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Лабильные сшивки в полимерах ВПС подвергают деструкции, что приводит к освобождению расширяемой микрочастицы таким образом, что микрочастица расширяется. Предложен также способ изменения коэффициента проницаемости подземных пластов с использованием указанной композиции. Технический результат - увеличение подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 14 пр.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, которые включают гидрофобные полимеры, содержащие лабильные боковые группы, где микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, указанные гидрофобные полимеры включают сложный эфир акриловой кислоты и сомономеры, сополимеризованные со сложным эфиром акриловой кислоты и лабильные боковые группы являются гидролизуемыми. Предложен также способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт предложенной композиции. Технический результат - возможность упрощенного регулирования водопроницаемости подземного пласта за счет улучшенного распространения микрочастиц в структуре месторождения без использования флюида, иного, чем флюид месторождения. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 табл., 11 пр.

Изобретение относится к применению полимеров на основе полиамида. Предложено применение сополимеров на основе полиамида, содержащих, по меньшей мере, одну привитую боковую цепь, состоящую из этиленненасыщенных соединений, в качестве добавки для составов, содержащих гидравлические связующие средства, и в особенности в качестве удерживающих воду средств. Особое значение имеет цементирование нефтяных и газовых скважин. Типичными представителями полиамидного компонента являются природные компоненты, а именно казеины, желатины, коллагены и соевые белки. В применяемых согласно изобретению сополимерах, которые обычно имеют молярную массу г/моль, в особенности предпочтительны те представители, которые являются водорастворимыми и способными к биологическому разложению. Технический результат - возможность применения сополимеров на основе полиамида по указанному назначению даже при экстремальных условиях (высокие температура и давление, повышенная концентрация соли). 12 з.п. ф-лы, 17 пр.

Способ экспресс-ремонта может быть использован при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности, для восстановления герметичности заколонных и межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - ликвидация межколонных давлений и затрубных грифонов, предотвращение насыщения газом приповерхностных околоскважинных отложений, предотвращение условий для возникновения взрывов и пожаров на прилегающей к скважинам территории. Способ включает сначала сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, затем для закупоривания макроканалов и микроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонных пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующей жидкостью на основе водного раствора смыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17%, содержащего 1-5% углеродной смеси высокой реакционной способности, путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное или межколонные пространства под давлением, при этом герметичность скважины определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюида по расходомеру из межколонных пространств скважины. 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам. Технический результат - увеличение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добываемой продукции. В способе изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам, включающем закачивание гелеобразующего состава, приготовленного путем введения карбамида в полимер-коллоидный комплекс, полученный смешением водного коллоидного раствора пентагидроксохлорида алюминия с 0,2÷0,3 мас.%-ным водным раствором полимера, при этом в качестве полимера используют слабозаряженный катионный полиэлектролит с молекулярной массой 6·10⁶-20·10⁶ и содержанием катионных групп от 1,65 до 9,20 мольных %. 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к разобщению подземных пластов и, более конкретно, к способам закупорки проницаемой зоны в стволе скважины. Способ обслуживания ствола скважины включает получение герметизирующей композиции, содержащей сшиваемый материал, сшивающий агент, добавку, препятствующую водопоглощению, воду и формиатное соединение для уменьшения времени гелеобразования сшиваемого материала или замедлитель гелеобразования, включающий химическое соединение, которое способно ацетилировать, гидролизовать, термически разлагать органический амин, отдельно или в сочетании, с получением одной или нескольких кислот в указанной композиции, доставку герметизирующей композиции в проницаемую зону ствола скважины и выдерживание герметизирующей композиции для отверждения. По второму варианту способ включает получение герметизирующей композиции путем комбинирования сшиваемого материала, сшивающего агента, добавки, препятствующей водопоглощению, воды и формиатного соединение для уменьшения времени гелеобразования сшиваемого материала или замедлителя гелеобразования, включающего химическое соединение, которое способно ацетилировать, гидролизовать, термически разлагать органический амин, отдельно или в сочетании, с получением одной или нескольких кислот в указанной композиции, и цемента, в котором количество цемента уменьшают до эффективного количества для увеличения времени гелеобразования герметизирующей композиции до превышающего или равного примерно 4 часа при воздействии на герметизирующую композицию температуры окружающей среды в стволе скважины. Далее осуществляют доставку герметизирующей композиции в проницаемую зону ствола скважины и выдерживание герметизирующей композиции до образования геля. Технический результат - повышение эффективности герметизации скважины. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Настоящее изобретение относится к герметизирующей композиции для технического обслуживания ствола скважины и к способу ее получения и может найти применение при изоляции подземных пластов. Герметизирующая композиция для технического обслуживания ствола скважины, включающая: сшиваемый материал, отвердитель, добавку, препятствующую водопоглощению, воду и цемент, где добавка, препятствующая водопоглощению, включает: полимерную добавку, препятствующую водопоглощению, в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 3% по массе герметизирующей композицией материал в форме частиц в диапазоне от более 55% до примерно 70% по массе герметизирующей композиции; и где герметизирующая композиция содержит цемент в диапазоне от примерно 0% до примерно 50% по массе герметизирующей композиции и имеет время гелеобразования в диапазоне от примерно 4 часов до примерно 12 часов. Способ получения герметизирующей композиции, включает: комбинирование сшиваемого материала, отвердителя, добавки, препятствующей водопоглощению, и воды, где добавка, препятствующая водопоглощению, включает полимерную добавку, препятствующую водопоглощению, в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 3% по массе герметизирующей композиции и материал в форме частиц в диапазоне от более 55% до примерно 70% по массе герметизирующей композиции, и контролирование количества цемента в герметизирующей композиции таким образом, чтобы герметизирующая композиция имела время гелеобразования от 4 часов до 12 часов при воздействии температуры окружающей среды в стволе скважины. Технический результат - повышение эффективности герметизации подземных пластов. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу изоляции водопритока к добывающим скважинам. Технический результат - увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов. В способе изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам, включающем закачивание гелеобразующего состава, полученного смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, в качестве соли алюминия используют твердый пентагидроксихлорид алюминия ПГХА-Т, содержащий в своем составе низкомолекулярный электролит - хлорид магния, а при смешении ПГХА-Т и карбамид в соотношении 1:0,5 до 1:4 смешивают с 0,3%-ным водным раствором полиакриламида - ПАА при содержании ПАА в составе 0,35-0,5 мас.%. 3 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам изоляции зон осложнений, и может найти применение в процессах бурения и ремонта скважин. Технический результат - повышение эффективности изоляции зоны поглощения пласта и сокращение времени проведения работ. В способе изоляции зоны поглощения пласта осуществляют последовательную закачку в нее суспензии гипса химического на водной основе с концентрацией гипса в суспензии 1-50% до снижения относительной приемистости зоны поглощения в пределах 0,05 м³/час МПа - 2,0 м ³/час МПа, а затем суспензии гипса химического в смеси формальдегидной смолы и кислотного отвердителя с концентрацией гипса химического в суспензии 0,01-65%, причем до и после закачки суспензии гипса химического на водной основе в зону поглощения при необходимости закачивают жидкое стекло натриевое в соотношении: суспензия гипса химического на водной основе - жидкое стекло натриевое 1:0,1-2, а в качестве химического гипса используют отходы производства фосфорной кислоты - фосфогипс, плавиковой кислоты - фторогипс, борной кислоты - борогипс, магния - магнезия-гипс, целлюлозы - гидролизный гипс. 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к соединению, композиции и способу модифицирования водопроницаемости подземного пласта. Способ модифицирования водопроницаемости подземного пласта включает нагнетание в подземный пласт водной композиции, включающей 0,005-2 мас.% полигидроксиэфирамина, замещенного алкиленоксидом, или его соли, где указанный полигидроксиэфирамин получают взаимодействием диэпоксида из группы, состоящей из диглицидиловых простых эфиров многоатомных фенолов, с одним или несколькими аминами, функционализированными алкиленоксидом, и одним или несколькими аминами, содержащими два реакционно-способных атома водорода и необязательно взаимодействием полученного в результате полигидроксиэфирамина с кислотой или алкилирующим агентом формулы R₁₄Х, где: R₁₄ - C₁-C₄ алкил и Х - галоген, сульфат или сульфонил с получением соли. Водная композиция содержит 0,005-2 мас.% указанного выше водорастворимого полигидроксиэфирамина или его соли и 0,005-2 мас.% перечисленных растворителей. Указанная выше соль полигидроксиэфирамина, ее варианты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение содержания воды в продукции, повышение темпов добычи нефти из пласта. 6 н. и 19 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к способу бурения скважин в подземных пластах, предназначенных для добычи углеводородов или воды. Описывается способ получения саморазрушающейся фильтрационной корки в подземном пласте, включающий введение в буровой раствор твердого полимера, способного гидролизоваться в органическую кислоту, и использование бурового раствора для бурения ствола скважины в подземном пласте с образованием фильтрационной корки; обеспечение гидролиза твердого полимера в присутствии воды и нарушение целостности фильтрационной корки. Описывается также буровой раствор для бурения скважины в подземном пласте. Предложенный способ обеспечивает образование самоочищающейся фильтрационной корки. 2 н. и 28 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах. Технический результат - повышение надежности герметизации межколонного пространства скважин. Вязкоупругий состав для ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах содержит, мас.%: полиакриламид 0,9-1,4, нитрат хрома 0,2-0,3, сульфаминовая кислота 0,2-0,4, ракушечник фракции 0,6-1 мм 0,6-1,7, торф 4-9, полимер акриламида водопоглощающий АК-639 0,9-1,7, вода - остальное.

Состав может быть использован для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов заводнением и для снижения проницаемости в скважинах с терригенными и карбонатными коллекторами. Технический результат - повышение термостабильности состава. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважине, содержащий углеводородную жидкость, поверхностно-активное вещество, неорганическую соль алюминия и воду, в качестве поверхностно-активного вещества, содержит продукт, полученный путем взаимодействия при нагревании до 120-150°С и перемешивании в течение 4-6 часов при атмосферном давлении алканоламина и смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда с углеводородным радикалом C₈-C₂₄ при их мольном соотношении 1-4:1 соответственно, а в качестве неорганической соли - алюмохлорид при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный продукт 1-6, углеводородная жидкость 10-30, алюмохлорид 10-30, вода остальное. 3 табл.

Изобретение относиться к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу селективной изоляции водопритока к добывающей нефтяной скважине с использованием гелеобразующих составов. В способе селективной изоляции водопритока к добывающей нефтяной скважине закачиванием гелеобразующего состава, полученного смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, в качестве соли алюминия используют пентагидроксохлорид алюминия, а указанное смешение осуществляют путем введения карбамида в полимер-коллоидный комплекс, полученный смешением водного раствора полиакриламида с водным коллоидным раствором пентагидроксохлорида алюминия при следующем соотношении компонентов, в мас.%: пентагидроксохлорид алюминия 3-6, поли-акриламид 0,25-0,5, карбамид 7-14, вода - остальное. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта. 2 ил., 4 табл.

Изобретение относится к реагентам для изоляции притока пластовых вод. Реагент для изоляции притока пластовых вод, полученный путем смешивания в пласте двух водных растворов, одного, содержащего натриевые соли многоосновной кислоты, и другого - смесь солей хлоридов. Один раствор в качестве указанных натриевых солей содержит, мас.% на сухое вещество: фосфат натрия 10-20, карбонат натрия 40-50, оксалат натрия и дополнительно полимерную добавку 10-20, - смесь в соотношении 1:1 карбоксиметилцеллюлозы и ксантановой камеди, продуцируемой путем ферментации штаммов бактерий Xanthomo и Campestrim в углеводной среде, а другой раствор в качестве солей хлоридов содержит, мас.% на сухое вещество: хлорид кальция 40-50, хлорид меди 15-25 и хлорид алюминия 30-40. Причем указанные растворы используют в соотношении 1:1 с концентрацией 1-5 мас.%. Технический результат - снижение проницаемости водопромытых интервалов пласта с целью перераспределения фильтрационных потоков и повышение эффективности изоляции притока пластовых вод с помощью осадкообразующих реагентов. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано как для ремонтно-изоляционных работ (РИР), так и для проведения изоляции водопритоков и зон поглощения в нагнетательных и добывающих скважинах. Полимерный состав содержит, мас.%: ацетоноформальдегидная смола 60-93, карбамидоформальдегидная смола 1,86-30, щелочной отвердитель 0,4-2, вода остальное, при соотношении ацетоноформальдегидной смолы к карбамидоформальдегидной смоле 1:0,02÷0,5. Технический результат - повышение эффективности и качества изоляции зон поглощения и РИР. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения притока пластовых вод в нагнетательной скважине для повышения нефтеотдачи пластов. Технический результат - повышение качества тампонирующего состава, увеличение эффективности его действия и достижение высоких блокирующих показателей. Состав для изоляции притока пластовых вод, содержащий глину, биополимер и воду, дополнительно содержит полиакриламид, модифицированный радиационно-химическим методом, а в качестве биополимера - ксантановую камедь, продуцируемую штаммом бактерий Xanthomo и Campestrim в углеводородной среде при следующем соотношении компонентов, мас.%: глина 0,1-0,6, указанный биополимер 0,1-0,25, указанный полиакриламид 0,2-0,5, вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к реагентам для стабилизации фазового состава эмульсий с высоким содержанием воды в нефтепродукте. Стабилизатор водомасляных эмульсий основан на полимерном материале, в качестве которого содержит нефтеполимерную смолу, полученную полимеризацией дициклопентадиеновой фракции продукта пиролиза прямогонного бензина. Технический результат - использование нефтеполимерной смолы для стабилизации воды в водонефтяной эмульсии, например в отработанном минеральном масле. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования проницаемости пласта в нагнетательных скважинах и селективной изоляции обводненных пропластков пласта в добывающих скважинах. Состав для регулирования проницаемости пласта, содержащий латекс стабилизированный и добавку - жидкие отходы производства цеолитов в виде растворов маточных МР-Х или MP-Y при следующем соотношении компонентов, об.%: латекс стабилизированный - 20-40, жидкие отходы производства цеолитов в виде растворов маточных МР-Х или MP-Y - 60-80. Технический результат - селективное повышение фильтрационного сопротивления движению воды в высокопроницаемых промытых зонах, что приводит к увеличению охвата пласта заводнением и увеличению нефтеотдачи пластов. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в глушении скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов в аномальных условиях, в том числе в условиях высокой проницаемости пласта в эксплуатируемом продуктивном пласте. Технический результат - повышение надежности и эффективности глушения газовых и нефтяных скважин в пластах с высокой проницаемостью коллектора. Блокирующая система для временного блокирования при глушении скважин, включающая полиакриламид ПАА, обработанный ионизирующим излучением, и воду, содержит ПАА, обработанный ионизирующим излучением с дозой 2,7-10 Мрад, и ПАА, обработанный ионизирующим излучением с дозой 0,04-0,95 Мрад, и дополнительно наполнитель - дисперсный мел или древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА, обработанный ионизирующим излучением с дозой 2,7-10 Мрад, 5,0-70,0, ПАА, обработанный ионизирующим излучением с дозой 0,04-0,95 Мрад, 10,0-65,0, указанный наполнитель 0,1-10,0, вода остальное. 1 табл.