Способ обработки пласта месторождения

009009 Настоящее изобретение относится к химическим реагентам, используемым в нефте- и газодобыче, в частности к ингибиторам образования минеральных отложений, а также к их применению. Ингибиторы образования минеральных отложений используются в производственных скважинах для предотвращения образования минеральных отложений в разрабатываемом пласте месторождения и/или в производственных линиях забоя скважины, а также на поверхности. К минеральным отложениям относятся малорастворимые неорганические соли, например сульфат бария или стронция, карбонат кальция, сульфат или фторид кальция. Отложение солей на различных поверхностях и производственном оборудовании в процессе нефте- и газодобычи из подземных месторождений является очень важной производственной проблемой. Накопление минеральных отложений ухудшает проходимость месторождения, уменьшает производительность скважины, а также сокращает время жизни производственного оборудования. С целью очистки скважины и оборудования от солевых отложений требуется проведение трудомкой и дорогостоящей процедуры остановки производства путем закрытия скважины. Для уменьшения образования минеральных отложений можно инжектировать в разрабатываемый пласт через скважину раствор ингибитора образования солей. После этого необходима остановка работы скважины на некоторое время, в течение которого ингибитор образования минеральных отложений абсорбируется внутри пласта. Затем поток через производственную скважину возобновляется, а ингибитор,медленно десорбируясь в области жидких фаз в пласте месторождения, ингибирует образование солевых отложений. Добытые образцы этих жидких фаз в дальнейшем анализируется для определения в них концентрации ингибитора. При уменьшении значения концентрации до определенного уровня необходима повторная обработка. Ингибиторы образования минеральных отложений на водной основе характеризуются непродолжительным сроком жизни порядка нескольких недель. Постоянная необходимость в повторных обработках делает производство дорогостоящим, что обусловлено не только периодическими остановками производства, но и ценой используемого химического реагента - ингибитора образования минеральных отложений. Другими водно-растворимыми или диспергированными в воде ингибиторами, применяемыми на производстве, являются ингибиторы коррозии, поглотители сероводорода, ингибиторы образования гидратов. Для использования этих химических реагентов также могут быть необходимы остановки в работе скважины. Согласно US 5547025 специалисту в данной области известно, что гелеобразные или сшитые воднорастворимые полимеры полезны в усовершенствованном способе нефтедобычи, а также в других процессах, связанных с разработкой нефтяных месторождений. В частности, они применялись для изменения проходимости подземных пластов с целью увеличения эффективности способа заводнения. В большинстве случаев полимеры вместе с подходящей сшивающей системой инжектируются в водном растворе в месторождение. Полимеры проникают внутрь пласта и переходят в гель в тех областях, которые имеют наибольшую водную проницаемость. Более подробно, способ, рассмотренный в US 5547025,включает в себя инжектирование в пласт гелеобразующего состава, состоящего из карбоксилатсодержащего полимера, сшивающего агента и жидкости, в которой гелеобразующий состав формирует гель после инжектирования в месторождение. Настоящим исследованием было установлено, что замедленный вывод химических реагентов, используемых в нефте- и газодобыче, может достигаться путем внедрения используемого реагента в гелеобразующий состав, инжектируемый в углеводородсодержащий пласт подземного месторождения, что позволяет уменьшить периодичность остановок производства и увеличить норму выработки нефти/газа. Таким образом, согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения предлагается способ внедрения химического реагента, используемого в нефте- и газодобыче, через скважину в пористый углеводородсодержащий пласт подземного месторождения, который состоит в инжектировании через скважину в пористый углеводородсодержащий пласт подземного месторождения гелеобразующего состава, состоящего из водной фазы, химического реагента, используемого в нефте- и газодобыче, а также полимера, способного к гелеобразованию, который образует гель внутри пор подземного пласта, что приводит к инкапсуляции химического реагента в геле и дальнейшему контролируемому высвобождению его из геля в жидкую фазу пласта месторождения. Контролируемое высвобождение химического реагента, используемого в нефте- и газодобыче (в дальнейшем "химического реагента"), в жидкую фазу пласта месторождения происходит в результате деградации или разрушения геля и является более перспективным, так как увеличивает срок жизни химического реагента и уменьшает число необходимых обработок. В результате этого сокращается время вынужденного простоя производства, а также уменьшаются затраты на используемые химические реагенты. Гелеобразующий состав лучше инжектировать в область вблизи ствола скважины, для того чтобы образование геля и последующий контролированный вывод химического реагента происходил в области вблизи ствола скважины. Под термином "область вблизи ствола скважины" подразумевается расстояние по радиусу менее 100 фут, предпочтительно менее 50 фут, еще лучше менее 30 фут от ствола скважины.-1 009009 Желательно, чтобы гель большей частью был неподвижен внутри пор формации. Безотносительно к какой-либо теории предполагают, что гель может действовать как модификатор относительной проницаемости. Таким образом, жидкие углеводородсодержащие фазы пласта могут диффундировать или проникать сквозь гель с большей скоростью, чем водные фазы формации. Таким образом, химический реагент высвобождается в водные фазы месторождения, в текучие углеводородсодержащие фазы пласта или в их смесь. Желательно, чтобы водная фаза месторождения являлась солевым раствором. Желательно, чтобы текучая углеводородсодержащая фаза была сырой нефтью,природным газом или газоконденсатом. Желательно, чтобы контролируемое высвобождение химического реагента осуществлялось в течение как минимум 1 месяца, лучше 3-12 месяцев. Можно предвидеть, что гелеобразующий состав, может содержать в себе примесь жидкости, химического реагента и полимера, склонного к гелеобразованию, и это именно та примесь, которая инжектируется в подземный пласт. Соответственно, химический реагент может быть растворн, диспергирован или суспендирован в жидкой фазе примеси. Соответственно, полимер, склонный к гелеобразованию,также растворяется или диспергируется в жидкой фазе примеси. Склонные к гелеобразованию полимеры, подходящие для использования в этом изобретении,должны быть растворимы или могут быть диспергированы в жидкой фазе с увеличением ее вязкости. Предпочтительны полимеры, способные к сшивке с подходящим сшивающим агентом посредством сшивающих групп. Таким образом, согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки пористого пласта углеводородсодержащего подземного месторождения,заключающийся в инжектировании через скважину гелеобразующего состава, состоящего из: 1) водной фазы,2) химического реагента, используемого в нефте- и газодобыче,3) полимера, склонного к гелеобразованию и содержащего сшивающие группы,4) сшивающего агента. Инжектирование данного состава должно осуществляться через скважину в пористый пласт подземного месторождения, в результате чего в порах пласта образуется гель посредством сшивки сшивающих групп полимера и сшивающего агента, что, в свою очередь, приводит к инкапсуляции химического реагента в геле и дальнейшему контролируемому высвобождению его из геля в жидкие фазы пласта месторождения. Можно предвидеть, что гелеобразующий состав может содержать в себе примесь жидкости, химического реагента, полимера, склонного к гелеобразованию и сшивающего агента. Альтернативно, полимер, склонный к гелеобразованию, может быть диспергирован или растворн в первой водной фазе (в дальнейшем "полимер-конденсат"), и сшивающий агент может быть растворен во второй водной фазе (в дальнейшем "сшивающий агент-конденсат"). Полимер-конденсат и сшивающий агент-конденсат затем последовательно инжектируются в пласт вместе с химический реагентом, растворнным, диспергированным или суспендированным в полимер-конденсате и/или сшивающем агент-конденсате. Можно предвидеть, что полимер-конденсат может быть инжектирован в пласт перед сшивающим агентконденсатом или наоборот. Необязательно, водный разделитель может быть инжектирован между полимер-конденсатом и/или сшивающим агент-конденсатом. Необязательно, подземный пласт месторождения может быть предварительно промыт водной фазой перед инжектированием полимер-конденсата и сшивающего агент-конденсата. Соответственно, химический реагент может быть растворн, диспергирован или суспендирован в одной или нескольких промывочных водных фазах, полимер-конденсате, сшивающем агент-конденсате или водном разделителе. В случае необходимости подземное месторождение может быть заводнено с помощью водной фазы. В ходе последовательного добавления гелеобразующий состав образуется внутри пласта либо посредством добавления полимера, склонного к гелеобразованию,к сшивающему агенту, либо сшивающего агента к полимеру, склонному к гелеобразованию. Если химический реагент растворен, диспергирован или суспендирован в промывочной жидкости, то необходимо затем добавить к промывочной жидкости полимер и сшивающий агент. Предпочтительно, чтобы гель, образующийся внутри пор пласта посредством сшивки сшивающих групп полимера, склонного к гелеобразованию, со сшивающим агентом, мог разрушаться, делая возможным поток углеводородов, как описано в международных заявках WO 01/49971 и WO 03/033860, которые приводятся в настоящем описании в качестве ссылок. В качестве химических реагентов, используемых в нефте- и газодобыче, могут выступать: 1) ингибиторы образования минеральных отложений,2) ингибиторы коррозии,3) поглотители сероводорода,4) ингибиторы гидратов. Ингибиторы образования минеральных отложений содержат в своем составе водно-растворимые органические молекулы, имеющие как минимум 2 карбоксильные или/и фосфониевые, или/и сульфониевые кислотные группировки, например 2-30 таких группировок. Предпочтительными ингибиторами об-2 009009 разования минеральных отложений являются олигомеры или полимеры, а также мономеры, содержащие как минимум одну гидроксильную группу или/и атом азота аминогруппы, особенно в гидроксикарбоксильных кислотах, или гидрокси- или аминофосфоновых, или сульфоновых кислотах. Ингибиторы образования минеральных отложений используются в первую очередь для ингибирования образования солей кальция или/и бария. Примерами соединений, используемых в качестве ингибиторов образования минеральных солей, являются алифатические фосфоновые кислоты, содержащие 2-50 атомов углерода, такие как гидроксиэтилдифосфоновая кислота и аминоалкилфосфоновые кислоты, например полиаминометиленфосфонаты с 2-10 атомами азота, каждый их которых, например, имеет как минимум одну метиленфосфоновую кислотную группировку; в качестве примеров последних можно привести этилендиаминтетра(метиленфосфонат), диэтилентриаминпента(метиленфосфонат), а также триамин- и тетраминполиметиленфосфонаты с 2-4 метиленовыми группами между каждыми атомами азота и как минимум 2 различными рядами метиленовых групп в каждом фосфонате (например, как описано в опубликованной заявке ЕР-А-479462, которая приводится в настоящем описании в качестве ссылки). Другими ингибиторами образования минеральных отложений являются поликарбоновые кислоты, такие как акриловая,малеиновая, молочная или винная кислоты, и полимерные анионные соединения, такие как поливинилсульфоновая и поли(мет)акриловая кислоты, которые необязательно, но могут содержать как минимум некоторые фосфонил- или фосфинилгруппы, такие как в фосфинилполиакрилатах. Ингибиторы образования минеральных солей представлены соответственно, по крайней мере, частично, в форме их солей щелочных металлов, например натриевых солей. Примерами ингибиторов коррозии являются соединения, ингибирующие коррозию стали, особенно в анаэробных условиях, и могут специально быть плнкообразователями, способными к напылению в виде плнки на поверхность металла, например на стальную поверхность стенок трубопроводов. Такими соединениями могут быть некватернизируемые алифатические длинноцепочечные гидрокарбил-Nгетероциклические соединения; предпочтительными являются моно- или диэтиленненасыщенные алифатические группировки, содержащие, например, 8-24 атомов углерода, такие, например, как олеил. При этом каждая N-гетерециклическая группа является 5-7 атомным кольцом, которое может содержать 1-3 атома азота; предпочтительны имидазоловые и имидазолиновые кольца. Кольцо также может содержать в качестве заместителя аминоалкил, например 2-аминоэтил, или гидроксиалкил, например 2 гидроксиэтил. Также может использоваться олеилимидазолин. Поскольку ингибиторы коррозии приникают в пласт способом, описанным в настоящем изобретении, данные ингибиторы эффективны в уменьшении коррозии металлических поверхностей, так как они образуются за пределами скважины. Поглотители сероводорода являются окислительными агентами, к которым относятся неорганические пероксиды, например пероксид натрия, или диоксид хлора, или альдегиды, например, содержащие 1-10 атомов углерода, такие как формальдегид или глутаральдегид, или (мет)акролеин. Ингибиторы гидратов представляют собой соли общей формулы[R1(R2)XR3]+Y-,1 2 3 где каждый R , R и R связан непосредственно с X; каждый из R1 и R2, которые могут быть одинаковыми или разными, означает алкильную группу, содержащую как минимум 4 атома углерода;X означает S, NR4 или PR4, где каждый из R3 и R4, которые могут быть одинаковыми или разными,представляет собой водород или органическую группу с условием, что как минимум один из R3 и R4 является органической группой, содержащей минимум 4 атома углерода;Y является анионом. Эти соли могут быть использованы в сочетании с ингибитором коррозии или, необязательно, с воднорастворимым полимером полярного этиленненасыщенного соединения. Предпочтительно, чтобы полимер был гомополимером или сополимером этиленненасыщенного N-гетероциклического карбонильного соединения, например гомополимером или сополимером N-виниломегакапролактама. Такие ингибиторы гидратов описаны в заявках ЕР 0770169 и WO 96/29501, которые приводятся в настоящем описании в качестве ссылки. Химический реагент, используемый в нефте- и газодобыче (в дальнейшем "химический реагент"),должен быть водно-растворимым или водно-диспергируемым. Альтернативно, частицы химического реагента могут быть суспендированы в водной фазе, являющейся компонентом гелеобразующего состава. Размер частиц должен быть достаточно маленьким, чтобы проникать в пласт. Если частицы очень велики, они приобретают тенденцию оседать, что потенциально ведет к проблеме агломерации. Размер частиц может быть 100% меньше чем 10 мкм, предпочтительнее 100% меньше чем 7 мкм и особенно 100% меньше чем 5 мкм. Предпочтительно, чтобы размер частиц был не меньше чем 25 нм, преимущественно не меньше чем 200 нм. Средний размер частиц обычно равен 1-3 мкм. Гранулированный химический реагент может относиться к типу, описанному в заявке ЕР 0902859, которая приводится в настоящем описании в качестве ссылки. Гранулированный химический реагент может быть покрыт специальным покрывающим агентом,также описанным в заявке ЕР 0902859. Покрытый гранулированный химический реагент может быть изолирован от среды его приготовления перед диспергированием в гелеобразующий состав.-3 009009 Подходящими покрывающими агентами являются водно-растворимые или нефтерастворимые полимеры. Предпочтительными водно-растворимыми полимерами, используемыми для покрытия частиц химического реагента, являются полиакриловые кислоты; полималеиновые кислоты; полиакриламид; полиметакрилат; поливинилсульфонаты; сополимеры мономеров, выбранные из группы, состоящей из акриловой кислоты, малеиновой кислоты, акриламида, метакрилата, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, а также винилсульфоната; лигносульфонатов; гидроксиметилцеллюлозы; карбоксиметилцеллюлозы; карбоксиметилэтилцеллюлозы; гидроксимелитэтилцеллюлозы; гидроксилпропилметилцеллюлозы; метилгидроксипропилцелюлозы; альгинатов натрия; поливинилпиролидина; сополимеров поливинилпиролидонакриловой кислоты; сополимеров поливинилпиролидон капролактама; поливинилового спирта; полифосфатов, полистиренмалеинатов, полоксамеров и полаксаминов. Соответственно,полоксамеры представляют собой линейные ABA блочные сополимеры, имеющие общую структуру(EO)n-(PO)m-(EO)n,где n и m являются целыми числами,ЕО и РО означают структурные единицы, полученные из этиленоксида и пропиленоксида соответственно. Полаксамины представляют собой ABA блочные сополимеры, имеющие разветвлнную структуру с центральным этилендиаминовым мостиком([(EO)n-(PO)m]2-N-CH2-CH2-N-[(EO)n-(PO)m]2),где n, m, ЕО и РО имеют то же значение, что и для полоксамеров. Предпочтительно, чтобы водно-растворимый полимер имел молекулярную массу в интервале 1000100000, более предпочтительно 5000-30000, например 15000-25000. Предпочтительными нефтерастворимыми полимерами для покрытия частиц химического реагента являются полиэфиры, производные полиаминов или полимеры, имеющие в основе углеродную цепочку с дополнительными атомами азота или/и кислорода, как описано в заявке ЕР 0902859. Безотносительно к какой-либо теории предполагают, что полимер будет осаждаться на частицах химического реагента и, по крайней мере, частично, покрывать их. Соответственно, как минимум 75%,лучше как минимум 90%, еще лучше как минимум 95% поверхности частиц покрывается полимером. Предпочтительно, чтобы покрытие было неразрывным (покрытие 100% поверхности). Предпочтительно,чтобы толщина покрытия была меньше 30 нм, лучше меньше 20 нм. Покрытый таким образом химический реагент используется для дальнейшего контролируемого выхода химического реагента в жидкие фазы пласта или/и добываемые жидкие фазы. Полимеры, склонные к гелеобразованию, подходящие для использования в рамках данного изобретения, могут быть, но не обязательно, из числа биополисахаридов, простых эфиров целлюлозы и акриламидсодержащих полимеров. Соответственно, полимеры, склонные к гелеобразованию, должны содержать сшивающие группы, такие как карбоксилатные, фосфонатные или гидроксильные группы. Поскольку полимер содержит карбоксилатные или/и фосфонатные группы, эти группы могут быть представлены либо в форме кислот, либо их солей. Подходящими являются соли аммония, щелочных или щелочно-земельных металлов. Подходящие биополисахариды представляют собой природные и синтетические полисахариды,которые растворимы или могут быть диспергированы в водной фазе с увеличением вязкости жидкости. В качестве примеров натуральных смол можно назвать гуммиарабик, смолу готти (ghatti gum),смолу тамаринда (индийский финик), смолу тагаканта (tagacanth gum), гуаровую смолу, смолу ложноакациевых плодов, смолу карайя, ксантановую смолу, галактоманнановую смолу, а также подобные им соединения. Предпочтительно, чтобы биополисахариды имели молекулярные массы в интервале от 200 тыс. до 3 млн. Могут применяться и модифицированные смолы, такие как производные карбоксиалкилов, например карбоксиметилгуар, и гидроксиалкилпроизводные, например, гидроксиэтилгуар, гидроксипропилгуар. Также могут использоваться и двойные производные смол, такие как карбоксиметилгидроксиэтилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар. Также согласно данному изобретению могут быть использованы модифицированные целлюлозы и их производные, например простые и сложные эфиры целлюлозы, а также их аналоги. В общем случае могут применяться любые водно-растворимые простые эфиры целлюлозы. Этими эфирами целлюлозы являются среди других различные карбоксиалкильные эфиры целлюлозы, такие как карбоксиэтилцеллюлоза и карбоксиметилцеллюлоза; смешанные эфиры, такие как эфиры карбоксиалкилгидроксиалкил целлюлозы, например карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза; гидроксиалкилцеллюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза и гидроксипропилцеллюлоза; алкилгидроксиалкилцеллюлозы, такие как метилгидроксипропилцеллюлоза; алкилцеллюлозы, такие как метилцеллюлоза, этилцеллюлоза и пропилцеллюлоза; алкилкарбоксиалкилцеллюлозы, такие как этилкарбоксиметилцеллюлоза, алкилалкилцеллюлозы, такие как метилэтилцеллюлоза; гидроксиалкилалкилцеллюлозы, такие как гидроксипропилметилцеллюлоза; а также подобные им соединения. Другими подходящими полимерами, склонными к гелеобразованию, являются различные полиакриламиды и подобные им полимеры, которые частично гидролизуются и которые являются воднорастворимыми, такие, например, как описанные в US 3749172 и ЕР 0604988 (представленны в настоящем-4 009009 описании в качестве ссылки). Примерами подходящих полимеров являются гомополимеры и сополимеры акриламида и метакриламида. Также подходящими являются водно-растворимые сополимеры, получающиеся в результате полимеризации акриламида или/и метакриламида с другим этиленненасыщенным мономером, способным к сополимеризации с ними. Достаточное количество акриламида или/и метакриламида присутствует в смеси мономера для придания растворимости в воде образующемуся сополимеру. Этиленненасыщенный мономер, сополимеризующийся с акриламидом или/и метакриламидом, может быть акриловой, метакриловой, винилсульфоновой, винилбензилсульфоновой, винилбензенсульфоновой кислотами, винилацетатом, винилпиридином, стиреном, акрилонитрилом, метилакрилонитрилом, винилалкилэфиром, винилхлоридом, малеиновым ангидридом, N-винил-2-пирролидононом, 2-акриламидо-2 метилпропансульфоновой кислотой, N-винил-2-пирролидоном, N-винилформамидом, а также подобным им соединением. Особенно предпочтительными полимерами являются сополимеры N-винил-2 пирролидона и акриламида; терполимеры 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и N-винил-2-пирролидона; и сополимеры натрий-2-акриламидо-2-метилпропансульфоната и акриламида. Другие подходящие полимеры, склонные к гелеобразованию, содержат сшивающие фосфонатные группы, например полимеры, содержащие мономеры фосфоновой кислоты. Особенно предпочтительны сополимеры мономеров винилфосфоновой кислоты и акриламида, сополимеры мономеров винилфосфоновой кислоты и метакриламида или сополимеры мономеров винилфосфоновой кислоты, акриламида и метакриламида. Эти сополимеры могут также содержать один или несколько дополнительных сомономеров, которыми могут быть акриловая, метакриловая, винилсульфоновая винилбензилсульфоновая, винилбензенсульфоновая кислоты, винилацетат, винилпиридин, стирен, акрилонитрил, метилакрилонитрил, винилалкилэфир, винилхлорид, малеиновый ангидрид, N-винил-2-пирролидон, 2-акриламидо-2 метилпропансульфоновая кислота, N-винил-2-пирролидон, N-винилформамид, а также подобные им соединения. Если полимер является акрилонитрилом или родственным с ним полимером, то мольное содержание структурных единиц, содержащих карбоксилатные или/и фосфонатные группы в полимере, обычно находится в интервале 0,01-75 мол.%. Предпочтительно, чтобы значение мольного содержания структурных единиц, содержащих карбоксилатные и/или фосфонатные группы, было в интервале 0,1-45, более предпочтительно 0,1-25, наиболее предпочтительно 0,1-10 мол.%. Обычно молекулярная масса акриламида и родственного ему полимера находится в интервале 10 тыс.-50 млн, предпочтительно в интервале 100 тыс.-20 млн, еще более предпочтительно в интервале 200 тыс.-15 млн. Другими способными к гелеобразованию полимерами, которые могут быть использованы в рамках данного изобретения, являются привитые сополимеры, получаемые по реакции гидрофильных полимеров с определенным количеством аллил- или винилмономеров, имеющих способные к сшивке заместители. Например, привитые сополимеры гидрофильных полимеров и винилфосфоната описаны вUS 5701956, который приводится в настоящем описании в качестве ссылки. Гидрофильный полимер может быть полиакриламидом, полиметакриламидом, частично гидролизованным полиакриламидом, частично гидролизованным полиметакриламидом, сополимером, содержащим акриламид, сополимером,содержащим метакриламид, гидроксиалкилцеллюлозой, гуаровой смолой и их производными, а также подобными им соединениями. Привитые сополимеры производных целлюлозы описаны в US 4982793 иUS 5067565, которые в настоящем описании приводятся в качестве ссылки. Предпочтительно,чтобы производное целлюлозы было гидроксиалкилцеллюлозой, в частности гидроксиэтилцеллюлозой. Мономерами,предпочтительными для прививки,являются глицерилаллиловый эфир,2,3-дигидроксипропилметакрилат, винилфосфоновая кислота, аллилглицидил эфир и глицидилметакрилат. Концентрация полимера, способного к гелеобразованию, в гелеобразующем составе обычно находится в интервале примерно 0,01-0,5, лучше примерно 0,05-0,4, еще лучше примерно 0,05-0,35 мас.%,например 0,15-0,35 мас.% Относительно низкая концентрация способного к гелеобразованию полимера является предпочтительной, так как это уменьшает риск образования жсткого неподвижного геля в пористом пласте месторождения. Предпочтительно, чтобы гелеобразующий состав содержал буферный агент. Предпочтительно, чтобы буферный агент обладал буферной емкостью при рН вплоть примерно до 5,5, лучше при рН в интервале 4,5-5,5. Типичным буферным агентом является ацетат натрия/уксусная кислота. Если гелеобразующий состав содержит буферный агент, его концентрация будет зависеть от типа используемого буферного агента, а также буферной емкости рудного пласта. Обычно предпочтительно, чтобы концентрация буферного агента находилась в интервале 0,001-10, более предпочтительно 0,01-1 мас.% (относительно массы гелеобразующего состава). Как обсуждалось выше, водный гелеобразующий состав может содержать сшивающий агент для большего увеличения вязкости посредством сшивки сшивающих групп, склонного к гелеобразованию полимера. Сшивающий агент может быть любым широко известным соединением поливалентного металла, которое способно к образованию сшитой структуры с конкретным используемым полимером. В настоящее время предпочтительными соединениями поливалентного металла являются такие соединения-5 009009 как, например, соединения циркония, соединения титана, соединения алюминия, соединения железа, соединения хрома, соединения гафния, соединения ниобия и соединения сурьмы, из которых предпочтительными являются соединения циркония и титана. Примерами подходящих соединений мультивалентных металлов являются, но не ограничиваются ими, карбонат аммония-циркония, карбонат натрияциркония, карбонат калия-циркония, фторид аммония-циркония, хлорид аммония-циркония, цитрат циркония-аммония, хлорид циркония, тетракис(триэтаноламин)цирконат, карбонат циркония, карбонат цирконил-аммония, лактат натрия-циркония, лактат циркония, ацетилацетонат циркония, диизопропиламин циркония, 2-этилгексаноат циркония, ацетат циркония, неодеканоат циркония, комплекс циркония с гидроксиэтилглицином, малонат циркония, пропионат циркония, тартрат циркония, карбонат аммониятитана, ацетилацетонат титана, этилацетоацетат титана, триэтаноламин титана, лактат аммония-титана,хлорид титана, карбонат титана, хлорид аммония-титана, ацетилацетонат титана, триэтаноламин титана,цитрат хрома, ацетат алюминия, пироантимонат калия, а также комбинации любых двух или более указанных соединений. Данные соединения являются коммерчески доступными. Предпочтительно, чтобы сшивающий агент был лактатом циркония общей формулыm и n - целые числа, такие что m+n=4 и n находится в интервале 1-4, предпочтительно 3 или 4. Концентрация сшивающего агента в гелеобразующем составе может варьироваться в интервале 0,001-0,5 мас.%, основываясь на концентрации поливалентного металла. Предпочтительно, чтобы концентрация сшивающего агента в гелеобразующем составе была в интервале 0,01-0,25, еще более предпочтительно 0,025-0,2, наиболее предпочтительно 0,025-0,15 мас.% в расчете на концентрацию поливалентного металла. Водной средой, используемой для приготовления гелеобразующего состава, может быть чистая, водопроводная, морская или грунтовая вода, а также синтетический или добываемый солевой раствор. При типичной обработке пласта водная промывочная фаза (например, солевой раствор на основе пресной воды) может быть инжектирована в первую очередь (с использованием наземных технических приспособлений для инжектирования) через скважину в пористый пласт, после чего следует инжектирование гелеобразующего состава (инжектируемого либо в качестве примеси, либо последовательно, как обсуждалось выше) и, необязательно, дополнительной промывочной фазы. Предпочтительно, чтобы гелеобразующий состав вводился в водную зону пористого подземного пласта. Безотносительно к какойлибо теории можно полагать, что гель действует как модификатор относительной проницаемости. Таким образом, жидкие углеводородсодержащие фазы пласта могут диффундировать или проникать сквозь гель с большей скоростью, чем водные фазы пласта. После этого скважина может быть закрыта на короткий промежуток времени до 50 ч, желательно от 2 до 24 ч, например от 5 до 15 ч перед введением скважины опять в эксплуатацию. После возобновления работы скважины химический реагент контролируемо высвобождается в результате деградации геля в жидкие фазы пласта, а также в добываемые жидкие фазы. Добываемые жидкие фазы могут быть проанализированы, например, на поверхности с целью контроля концентрации химического реагента и определения необходимости последующих обработок. Количество используемого химического реагента предпочтительно должно быть в интервале 1-25,более предпочтительно 5-15, наиболее предпочтительно 6-10 мас.% гелеобразующего состава. В этих пределах количество используемого химического реагента будет зависеть от его химической природы, а также от планируемой цели использования. Если компоненты гелеобразующего состава инжектируются одновременно, гелеобразующий состав может содержать агент, замедляющий гелеобразование, с целью уменьшения риска преждевременного формирования геля, например, в скважине. Агент, замедляющий гелеобразование, в настоящем описании определяется как химический реагент или смесь химических реагентов, которые замедляют скорость образования геля. Агент, применяемый для задерживания скорости гелеобразования, обычно является карбоновой кислотой или ее солями. Широко известно, что агентом, замедляющим гелеобразование,также может быть амин, который содержит более чем одну функциональную группировку, а также один или несколько гидроксилов, и который может хелатировать часть соединения поливалентного металла,содержащую поливалентный металл. Можно предположить, что химический реагент, в частности ингибитор образования минеральных отложений, сам может выступать в роли агента, замедляющего гелеобразование. Соответственно, степень гелеобразования полимера должна быть достаточной для инкапсулирования образующимся внутри пласта гелем водного раствора или дисперсии химического реагента и/или частиц, содержащих химический реагент в своей структуре. Скорость гелеобразования обычно составляет более 1, предпочтительно более 2, еще более предпочтительно более 3, наиболее предпочтительно выше 4, например более 10 ч.-6 009009 Предпочтительно, чтобы гель, образующийся внутри пласта, был способен постепенно разрушаться и способствовать контролированному высвобождению раствора или дисперсии химического реагента или частиц, содержащих химический реагент, в жидкие фазы пласта. Гель деградирует при условиях, существующих внутри пласта. Таким образом, гель может быть термически деградируемым или биодеградируемым. Скорость деградации геля будет зависеть среди прочих параметров от температуры пласта, давления внутри пласта, содержания воды в добываемых пластовых жидких фазах, проницаемости пласта, скорости потока или глубины залегания. Соответственно, гель начинает термически деградировать при температуре в интервале 50-150, предпочтительно 50-100 С. Альтернативно, гелеобразующий состав может содержать эффективное количество гелеразрушителя, способствующего контролированному разрушению геля. Гелеразрушитель может быть выбран среди умеренных окислительных агентов, таких как персульфат аммония, дихромат калия, перманганат калия,пероксиды, хлориты щелочных металлов и гипохлориты щелочных металлов. Альтернативно, гелеразрушитель может быть боратом. Также предполагается, что химический реагент, например ингибитор образования минеральных солей, может сам действовать как изолирующий агент для поливалентного иона сшивающего агента, выступая, таким образом, в качестве гелеразрушителя. Если полимер, склонный к гелеобразованию, является полисахаридом или производным эфира целлюлозы, то в качестве гелеразрушителя могут быть использованы ферменты. Подходящими ферментами являются альфа- и бетаамилазы, амилоглюкозидаза, олигоглюкозидаза, инвертаза, мальтаза, целлюлаза и гемицеллюлаза. Кислоты (например, перкислоты) или хелаты (например, ЭДТА) также могут использоваться для разрушения геля. Количество используемого гелеразрушителя должно быть необходимым для уменьшения вязкости гелеобразующего состава до заданного низкого уровня или для достижения полного разрушения в течение желаемого периода времени. Оптимальное или эффективное количество используемого гелеразрушителя в настоящем изобретении зависит от таких факторов, как желательное время жизни геля,конкретного полимера, склонного к гелеобразованию и его концентрации, конкретного гелеразрушителя и температуры пласта, а также ряда других факторов. Типично, однако, использование примерно 0,1-10 мас.% гелеразрушителя в гелеобразующем составе. Предпочтительно, чтобы количество используемого гелеразрушителя было таким, чтобы желаемое разрушение геля происходило в течение примерно 12-500 ч. Можно предположить, что гелеразрушитель может быть инкапсулирован в гелеобразующем составе. Альтернативно, гелеразрушитель может содержаться в водной промывочной жидкости и последовательно добавляться в гель. В частности, настоящее изобретение предлагает способ для увеличения эффективности действия химических реагентов, используемых в нефте- и газодобыче, посредством уменьшения числа остановок производства, необходимых для увеличения уровня добычи из скважины, проникающей в пласт нефте- и газоносного пористого подземного месторождения, где указанный способ заключается в следующем:A) инжектирование гелеобразующего состава, содержащего водную фазу, химический реагент, используемый в нефте- и газодобыче и полимер, склонный к гелеобразованию, через скважину в пласт пористого подземного месторождения, в результате чего в порах пласта полимер образует гель, что приводит к инкапсуляции химического реагента в геле; Б) после инжектирования гелеобразующего состава, необязательно, проведение дополнительной промывки пористого подземного пласта жидкой фазой или нефтью;B) последующее осуществление остановки работы скважины на некоторый период времени; Г) возобновление работы скважины и контролируемом высвобождении химического реагента из геля в жидкие фазы пласта, добываемые через скважину. Ниже изобретение иллюстрируется с помощью примеров. Примеры Приготовление гелеобразующего состава. Ксантановая смола (Barazan D, Baroid), 2,5 г, была взвешена на пластиковой лодочке для взвешивания. 497,5 г фильтрованной морской воды (размер пор фильтра 0,45 мкм), собранной в районе побережья Дорсета, было взвешено в 1-литровом стакане. Магнит для перемешивания (обычно длиной 30 мм) был помещен в стакан, который затем был поставлен на магнитную мешалку. Мешалка была включена и скорость перемешивания увеличивалась до тех пор, пока в морской воде не образовалась воронка. Порошок ксантановой смолы был постепенно добавлен в образовавшуюся воронку. Полученную смесь перемешивали до полного растворения всего добавленного порошка. Аликвоты по 50 мл этого раствора затем были отобраны и добавлены в 4-унциевые банки для порошков. 2,5 мл 20% готового раствора ингибитора образования минеральных солей (Calnox ML3263,Baker Petrolite) в морской воде было добавлено в каждую из банок. После добавления ингибитора образования минеральных солей банки закрыли крышками и встряхивали в течение 30 с. 1 мл буферного раствора прикапывали в каждую из банок, после чего банки снова закрыли крышками и встряхивали в течение 30 с. Используемый буферный раствор приготавливался по следующей-7 009009 формуле в результате смешения: 1) 20 мас.%/об. ледяной уксусной кислоты в деионизированной воде, и 2) 50 мас.%/об. ацетат-тригидрата натрия в деионизированной воде в отношении 1,262:1,86 об./об. 7% готовый раствор сшивающего агента лактата натрия-циркония был приготовлен разведением 50% готового раствора (MEL chemicals) морской водой. 1,43 мл раствора сшивающего агента было добавлено в каждую из банок, после чего банки снова встряхивали в течение 30 с. Вязкость образцов измерялась с помощью вискозиметра Brookfield (LADV1, укомплектованного шпиндельными узлами RVT и HAT) непосредственно после добавления раствора сшивающего агента. Измерения также проводились через 1 и 16 ч после добавления раствора сшивающего агента, при этом образцы в ходе дисперсионного твердения выдерживались при постоянной температуре 25 С с помощью водной бани Julabo. Результаты измерения вязкости представлены в табл. 1. Таблица 1 Измерения вязкости Тесты с песчаной набивкой. Работа гелеобразующего состава оценивалась с помощью теста с песчаной набивкой. В данном тесте колонка размером 1 м и внутренним диаметром 1,27 см набивалась песком (из песчаника Clashach,промытого кислотой и просеянного сквозь сита с размером ячеек 20/40), который затем насыщался водой, имитирующей жидкую фазу пласта. Сравнивая сухой вес колонки с мокрым весом, был определен объем жидкости в порах набивки. Затем набивка помещалась в печь и подсоединялась к системе насосов,которые давали возможность жидким фазам инжектироваться в набивку с известной объмной скоростью потока, после чего жидкие фазы выходили из набивки с помощью регулятора обратного давления. Регулятор обратного давления позволял при комнатной температуре поддерживать набивку при повышенном давлении и нагретой выше температуры кипения воды. Вытекающий поток жидкости подавался в сборник фракций образца, позволяя таким образом собирать известные объемы образцов для последующих анализов. Процедура теста. Песчаная набивка с известным объемом пор (16,5-16,9 мл) помещалась в печную установку и нагревалась до температуры 120 С с регулятором обратного давления, поддерживавшим относительное давление 80 бар. После того как песчаная набивка достигала температуры теста, в нее закачивалась под давлением жидкость для обработки объемом 0,25 объема пор (примерно 10 мл) со скоростью 60 мл/ч. В качестве жидкости для обработки использовался либо имитирующий раствор Calnox ML3263 (BakerPetrolite) в морской воде, имеющий такое же содержание активного компонента-ингибитора образования минеральных солей, как и гелеобразующий состав, полученный по методике, описанной выше (контрольный эксперимент), либо гелеобразующий состав, полученный по методике, описанной выше, и оставленный стареть в течение 1 ч, после чего к нему добавлялся раствор сшивающего агента (эксперимент согласно настоящему изобретению). Искусственная морская вода объемом 0,25 объема пор (примерно 10 мл) закачивалась затем под давлением в песчаную набивку со скоростью 60 мл/ч. После этого набивка закрывалась и выдерживалась при температуре 120 С в течение 24 ч. После периода консервации песчаная набивка физически переворачивалась в печной установке таким образом, чтобы жидкие фазы могли быть инжектированы в набивку в обратном направлении для имитации обратного потока в производственной скважине. Искусственная морская вода затем инжектировалась в набивку со скоростью 60 мл/ч в течение периода времени до 8 ч и образцы объемом 5 или 10 мл вытекающего потока жидкости собирались для анализа. Концентрация ингибитора образования минеральных солей (Calnox ML3263) в элюированном вытекающем потоке жидкости определялась путем титрования известного объема раствора хлорида бария в образцах, а также путем измерения степени мутности, образовавшейся через 3 мин, с использованием измерителя степени замутнения Hach. Показания значения мутности были преобразованы в концентрацию ингибитора образования минеральных солей с использованием полученных ранее калибровочных кривых. Результаты проведенных тестов с песчаной набивкой представлены в табл. 3.-8 009009 Состав искусственной морской воды, использовавшейся в описанной выше процедуре теста, приведен в табл. 2. Таблица 2 Эти данные демонстрируют, что длительность времени, свыше которого ингибитор выделяется из песчаной набивки, увеличивается при использовании гелеобразующего состава, предложенного настоящим изобретением. Полевое испытание. Работа гелеобразующего состава оценивалась на испытаниях в эксплуатационных условиях, проводимых на месторождении Miller в Северном море, в ходе которых конденсаты для обработки 1-5 (см. табл. 4) были последовательно инжектированы в пласт через инжектирующий канал, выходящий в производственную скважину. Конденсат для обработки 1 был приготовлен путем впрыскивания раствора ингибитора образования минеральных солей в морскую воду, протекающую по инжектирующему кана-9 009009 лу. Конденсат для обработки 2 был получен путем добавления заданных количеств порошка ксантановой смолы, ингибитора образования минеральных солей и буферного раствора в первый накопительный резервуар и доведения его объема морской водой до 95 бар. Полученную смесь затем пропускали через серию из 3 других резервуаров, что было необходимо для протекания гидратации ксантановой смолы перед инжектированием в скважину. Конденсат для обработки 3 был приготовлен посредством добавления определенных количеств порошка ксантановой смолы, ингибитора образования минеральных солей, и буферного раствора в первый накопительный резервуар и доведения его объема морской водой до 95 бар. Полученную смесь затем пропускали через серию из 11 других резервуаров, что было необходимо для протекания гидратации ксантановой смолы. Сшивающий агент впрыскивался в полученный раствор в процессе инжектирования последнего в производственную скважину. Конденсат для обработки 4 был получен добавлением заданных количеств порошка ксантановой смолы, ингибитора образования минеральных солей и буферного раствора в первый накопительный резервуар и доведения его объема морской водой до 95 бар. Полученную смесь затем пропускали через серию из 3 других резервуаров, что было необходимо для протекания гидратации ксантановой смолы перед инжектированием в скважину. Конденсат для обработки 5 был приготовлен путем впрыскивания раствора ингибитора образования минеральных солей в морскую воду, протекающую по инжектирующему каналу. После инжектирования конденсата для обработки 5 работа скважины была остановлена на 2 ч до следующего запуска. Данные, представленные в табл. 5, показывают, что ингибитор образования минеральных солей высвобождается добываемую воду из геля, который образовался внутри пласта. Представленные данные демонстрируют также, что добываемая вода не обедняется барием в результате осаждения сульфата бария. Более того, было установлено, что обработка не причиняет ущерб производственной скважине, что подтверждается уровнем добычи нефти, который в течение 5 дней после обработки в основном остался таким же, как и до обработки. Таблица 4 Инжектируемые конденсаты 1. Раствор Calnox ML 3263 поставляется компанией Baker Petrolite в двух типах резервуаров, объем раствора в которых 4546 и 2272 л соответственно. 2. Ксантан поставляется в мешках 6125 кг. 3. Буферный раствор SCW 85134 поставляется компанией Baker Petrolite в двух типах резервуаров, объем раствора в которых 4546 и 2272 л соответственно. 4. Раствор сшивающего агента лактата натрия-циркония SCW 85169 поставляется компанией Baker Petrolite в 205 литровых цилиндрических емкостях (4,5 таких емкости необходимо для конденсата 3). Таблица 5 Результаты исследования добываемого после обработки потока- 11009009 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ введения химического реагента, используемого в нефте- или газодобыче, в углеводородсодержащий пористый подземный пласт с пробуренным в него стволом скважины, включающий инжектирование гелеобразующего состава, содержащего водную жидкость, химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, и полимер, способный к гелеобразованию, через ствол скважины в пористый подземный пласт таким образом, что в порах подземного пласта полимер, способный к гелеобразованию,образует гель, инкапсулирующий в себе химический реагент и обеспечивающий замедленное высвобождение химического реагента из геля в пластовый флюид. 2. Способ повышения уровня добычи из скважины, пробуренной в углеводородсодержащий пористый подземный пласт, включающий инжектирование гелеобразующего состава, содержащего водную жидкость, химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, и полимер, способный к гелеобразованию, через ствол скважины в пористый подземный пласт таким образом, что в пласте полимер образует гель, инкапсулирующий в себе химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче; последующее закрытие скважины на период времени, составляющий до 50 ч; возобновление эксплуатации скважины при замедленном высвобождении химического реагента, используемого в нефте- или газодобыче, в пластовой флюид, добываемый из скважины. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что после инжектирования гелеобразующего состава дополнительно промывают пористый подземный пласт водным флюидом или нефтью. 4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что используют гелеобразующий состав, содержащий водную фазу, химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, полимер, способный к гелеобразованию, имеющий сшивающие группы и сшивающий агент, при этом гель образуется в порах пласта посредством сшивки сшивающих групп полимера, способного к гелеобразованию, с помощью сшивающего агента. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором замедленное высвобождение химического реагента из геля в пластовый флюид осуществляют в области пласта, близкой стволу скважины. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором пластовый флюид выбирают из группы, состоящей из солевого раствора пласта, сырой нефти, природного газа и газоконденсата месторождения. 7. Способ по любому из пп.3-6, в котором полимер, способный к гелеобразованию, диспергируют или растворяют в первом водном флюиде с образованием полимерной порции, сшивающий агент растворяют во втором водном флюиде с образованием порции сшивающего агента, химический реагент растворяют, диспергируют или суспендируют в полимерной порции и/или порции сшивающего агента, причем гелеобразующий состав образуется внутри пор пласта либо (а) посредством инжектирования полимерной порции в пористый подземный пласт перед инжектированием порции сшивающего агента и последующего добавления полимерной порции к порции сшивающего агента, либо (б) посредством инжектирования порции сшивающего агента в пористый подземный пласт перед инжектированием полимерной порции и последующего добавления порции сшивающего агента к полимерной порции. 8. Способ по п.7, в котором водный разделитель инжектируют между полимерной порцией и порцией сшивающего агента и, необязательно, инжектируют предпромывочный водный флюид в пористый подземный пласт перед инжектированием полимерной порции, порции сшивающего агента и водного разделителя. 9. Способ по п.8, в котором химический реагент растворяют, диспергируют или суспендируют в одном или нескольких предпромывочных водных флюидах, полимерной порции, порции сшивающего агента или водном разделителе. 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, выбирают из группы, содержащей ингибиторы образования минеральных отложений, ингибиторы коррозии, поглотители сероводорода, а также ингибиторы гидратов. 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором химический реагент суспендируют в водной жидкости в виде частиц, 100% которых имеют размер меньше 10 мкм. 12. Способ по п.11, в котором частицы химического реагента покрыты покрывающим агентом, выбранным из водно-растворимых и нефтерастворимых полимеров. 13. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором полимер, способный к гелеобразованию, выбирают из группы, состоящей из биополисахаридов, простых эфиров целлюлозы и акриламидсодержащих полимеров. 14. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором концентрация способного к гелеобразованию полимера в гелеобразующем составе находится в интервале примерно 0,01-0,5 мас.%. 15. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором гелеобразующий состав дополнительно содержит буферный агент, обладающий буферной емкостью при рН вплоть до примерно 5,5. 16. Способ по п.15, в котором концентрация буферного агента в гелеобразующем составе находится в интервале 0,001-10 мас.%, в расчете на массу гелеобразующего состава. 17. Способ по любому из пп.4-16, в котором сшивающий агент представляет собой соединение по- 12009009 ливалентного металла, которое выбирают из группы, состоящей из соединений поливалентных металлов,таких как цирконий, титан, алюминий, железо, хром, гафний, ниобий и сурьма. 18. Способ по п.17, в котором концентрация сшивающего агента в гелеобразующем составе находится в интервале 0,001-0,5 мас.%, в расчете на концентрацию поливалентного металла. 19. Способ по любому из пп.2-18, в котором скважину закрывают на период времени от 2 до 24 ч перед возобновлением эксплуатации. 20. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором количество используемого химического реагента в гелеобразующем составе составляет 1-25 мас.%. 21. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором химический реагент высвобождают в пластовый флюид посредством термической и/или биодеградации геля в условиях, в которых он находится внутри пласта. 22. Способ по п.21, в котором гель начинает термически деградировать при температуре в интервале от 50 до 150 С. 23. Способ по любому из пп.1-20, в котором гелеобразующий состав содержит эффективное количество гелеразрушителя, способствующего контролированному разрушению геля. 24. Способ по п.23, в котором гелеобразующий состав содержит от 0,1 до примерно 10 мас.% гелеразрушителя. 25. Гелеобразующий состав с замедленным высвобождением, включающий водную жидкость, химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, и полимер, способный к гелеобразованию и обеспечивающий образование геля в течение времени, превышающего 1 ч. 26. Состав по п.25, в котором полимер, способный к гелеобразованию, содержит сшивающие группы, а состав дополнительно содержит сшивающий агент. 27. Состав по п.25 или 26, в котором химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче,выбран из группы, содержащей ингибиторы образования минеральных отложений, ингибиторы коррозии, поглотители сероводорода, а также ингибиторы гидратов. 28. Состав по любому из пп.25-27, в котором химический реагент суспендирован в водной жидкости с образованием частиц, 100% которых имеют размер меньше 10 мкм. 29. Состав по п.28, в котором частицы химического реагента покрыты покрывающим агентом, выбранным из водно-растворимых и нефтерастворимых полимеров. 30. Состав по любому из пп.25-29, в котором полимер, способный к гелеобразованию, выбран из группы, содержащей биополисахариды, простые эфиры целлюлозы и акриламидсодержащие полимеры. 31. Состав по любому из пп.25-30, в котором концентрация способного к гелеобразованию полимера находится в интервале примерно 0,01-0,5 мас.% 32. Состав по любому из пп.25-30, который дополнительно содержит буферный агент, обладающий буферной емкостью при рН вплоть до примерно 5,5. 33. Состав по п.32, в котором концентрация буферного агента находится в интервале 0,001-10 мас.%, в расчете на массу гелеобразующего состава. 34. Состав по любому из пп.26-33, в котором сшивающий агент представляет собой соединение поливалентного металла, выбранное из группы, состоящей из соединений поливалентных металлов, таких как цирконий, титан, алюминий, железо, хром, гафний, ниобий и сурьма. 35. Состав по п.34, в котором концентрация сшивающего агента составляет 0,001-0,5 мас.%, в расчете на концентрацию поливалентного металла. 36. Состав по любому из пп.25-35, в котором количество используемого химического реагента составляет 1-25 мас.%. 37. Состав по любому из пп.25-36, содержащий эффективное количество гелеразрушителя, способствующего контролированному разрушению геля. 38. Состав по п.37, который содержит от 0,1 до примерно 10 мас.% гелеразрушителя. 39. Применение гелеобразующего состава по любому из пп.25-38 для обработки углеводородсодержащего пористого подземного пласта посредством инжектирования гелеобразующего состава в пористый подземный пласт и формирования внутри пор пласта геля, инкапсулирующего в себе химический реагент.