Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами
DEVELOPMENT METHOD OF SUPER-VISCOUS OIL DEPOSIT WITH WATER-OIL ZONES

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мелкозалегающей залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами.
Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU № 2578134, МПК Е21В 43/20), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%. После чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.
Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки сверхвязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU № 2522369, МПК Е21В 43/24), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.
Недостатками известного способа являются:
- узкая область применения, так как способ не предусматривает вариант расположения водонасыщенных зон в начальной части горизонтального ствола примыкающей к началу фильтра – в зоне «пятки», или же в центральной зоне горизонтального ствола, при условии отсутствия водонасыщенных зон в забойной части горизонтального ствола – в зоне «носка»;
- низкое качество водоизоляционных работ за счет образования водоизолирующего состава непосредственно в стволе скважины без ограничения проникновения в продуктивную часть пласта, разрушающегося при термическом воздействии, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С);
- отсутствие контроля за давлением закачки снижает качество выполняемых операций.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU № 2690586, МПК Е21В 43/24), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента, определение расположения водонасыщенной зоны, примыкающей к добывающей скважине, установку съемного проходного пакера на дальней границе интервала притока воды, закачку изолирующего состава с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.
В качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 м от съемного пакера. Закачку водоизолирующего состава производят по насосно-компрессорным трубам при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. После технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с насосно-компрессорными трубами, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины. После этого в добывающей скважине размещают спускаемый на насосно-компрессорных трубах насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.
Недостатками известного способа являются:
- неполная герметизация зоны за пакером, так как при закачке гелевый состав проникает в область за пакером, необходимо использование «защитного» эмульсионного состава временного действия для блокирования нефтенасыщенной зоны добывающей скважины от проникновения водоизолирующего состава;
- сложность выполнения способа и затратность, связанная с необходимостью спуска, установки в скважине и разбуривание глухого пакера вместе с водоизолирующим составом;
- снижение нефтеизвлечения за счет снижения площади нефтепродуктивной зоны, перекрываемой водоизолирующим составом и выноса водоизолирующего состава и отложения его на элементах насоса после разбуривания водоизолирующего состава, что приводит к снижению производительности насоса.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами за счет повышения нефтеизвлечения мелкозалегающих залежей, упрощения способа, снижения эксплуатационных затрат вследствие снижения спуско-подъемных операций, расширения функциональных возможностей способа, сосредоточения депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, расширения создания локальной гидродинамической связи между скважинами в средней зоне скважины и зоне «носка».
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента, определение расположения водонасыщенной зоны, примыкающей к добывающей скважине, установку съемного проходного пакера на дальней границе интервала притока воды, закачку изолирующего состава в водонасыщенную зону с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.
эм. с.
2
3
Новым является то, что при обнаружении водонасыщенной зоны, расположенной со стороны устья горизонтального участка добывающей скважины, устанавливают проходной съемный пакер ближе к забою не менее чем на 1-10 м относительно дальней границы водонасыщенной зоны, объем эмульсионного состава определяют по формуле V= l·π·D/4, где l– длина нефтенасыщенного интервала, м, D – диаметр открытого ствола горизонтальной скважины, м, затем в нефтенасыщенную зону добывающей скважины, расположенную за проходным съемным пакером, закачивают равными частями 0,2-0,5 м, в зависимости от давления закачки, эмульсионный состав - эмульсию обратного типа, в которой объемное соотношение воды к эмульгатору инвертных эмульсий постепенно увеличивают в пределах от 1:2 до 1:10, контролируя динамику давления закачки, которое не должно превышать 0,9-0,92 от допустимого значения, продавливают эмульсионный состав в пласт пресной водой, извлекают проходной съемный пакер и закачивают водоизолирующий состав в водонасыщенную зону при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта.
На фиг. 1 представлена компоновка горизонтального ствола добывающей скважины.
Одним из существенных факторов, осложняющих разработку мелкозалегающей залежи сверхвязкой нефти, является наличие вскрытых добывающей скважиной переходных водонефтяных (водонасыщенных) зон пласта.
3
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн 1, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента, определение расположения водонасыщенной зоны 2, примыкающей к добывающей скважине. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, расположенных в средней части ствола или ближе к «пятке» скважины, на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 3 спускают и устанавливают проходной съемный пакер 4 ближе к забою не менее чем на 1-10 м относительно дальней границы водонасыщенной зоны. В нефтенасыщенную зону добывающей скважины, расположенную за проходным съемным пакером, закачивают термостойкий эмульсионный состав и продавливают водой в пласт, например, закачивают равными частями 0,2-0,5 м эмульсионный состав 5, полученный путем смешения эмульгатора инвертных эмульсий с водой в соотношении равном 1:(2-10), в зависимости от давления закачки. Эмульсионные составы на основе эмульгатора инвертных эмульсий образуют высоковязкие системы. Параметры эмульсионного состава регулируют соотношением концентрации эмульгатора и воды. При закачке и продавке в продуктивную зону эмульсионного состава, он блокирует ее, создавая сопротивление для движения в продуктивную зону закачиваемого за ним водоизолирующего состава. При этом водоизолирующий состав проникает в водонасыщенную зону пласта, создавая водоизоляционный барьер в интервалах притока воды, снижая тем самым обводненность и повышая продуктивность скважины. После продавки эмульсионного состава в пласт пресной водой и технологической выдержки извлекают проходной съемный пакер вместе с НКТ и закачивают водоизолирующий состав 6 в водонасыщенную зону при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта с последующей технологической выдержкой. Затем осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.
Эмульсионный состав получают путем смешения эмульгатора инвертных эмульсий и воды в соотношении равном 1:(2-10). Объем эмульсионного состава на основе эмульгатора и пресной воды определяют по формуле (1):
эм. с
2
V= l·π·D/4, (1)
где l – длина нефтенасыщенного интервала, (от 100 до 200 м), м,
D – диаметр открытого ствола горизонтальной скважины, м.
эм,
3
Необходимый объем эмульгатора Vм, для реализации способа рассчитывают по формуле (2):
эм
эм. с
V = V C/100 %, (2)
где С – концентрация эмульгатора в эмульсии, %.
Эмульсионный состав продавливают в поровое пространство нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта пресной водой, что обеспечивает временное блокирование нефтенасыщенной зоны добывающей скважины от проникновения водоизолирующего состава. Проходной съемный пакер служит дополнительным упором для эмульсионного состава, и позволяет увеличить давление при его закачке, соответственно и глубину его проникновения в пласт. Эмульсионный состав представляет собой эмульсию обратного типа, так называемый «жидкий пакер», саморазрушающийся при изменении внешних факторов (температуры, концентрации).
-1
3
Временно блокирующий эмульсионный состав адаптирован к пластовым условиям, обладает хорошими адгезионными свойствами, повышенными вязкоупругими характеристиками, тампонирующей способностью при возможно малых объемах закачки, регулируемым временем разрушения и повышенными значениями остаточного фактора сопротивления. Динамическая вязкость эмульсионного состава (эмульгатор инвертных эмульсий +пресная вода) в соотношении 1:10, при скорости сдвига 5,4 с, мПа·с, не ниже 20000. В качестве эмульгатора инвертных эмульсий используют эмульгатор обратных эмульсий, например, «ТН-ЭИЭ» производства ООО «Татнефть-Нефтехимсервис» (ТУ 2458-010-13004554-2016). Эмульгатор инвертных эмульсий «ТН-ЭИЭ» представляет собой углеводородный раствор маслорастворимых неионогенных поверхностно-активных веществ и жирных кислот. Внешний вид «ТН-ЭИЭ» - прозрачная жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета. Кислотное число, мг КОН/г не менее 10,8. Плотность при 20°С, г/см не менее 0,750. «Жидкий» пакер с регулируемым «временем жизни» на основе обратных эмульсий «ТН-ЭИЭ», обладает высокими структурно-реологическими свойствами, обеспечивающими надежную временную изоляцию нефтенасышенной зоны горизонтального ствола, который без существенного влияния на коллекторские свойства пласта выполняет функции «защитника» коллектора, от закачиваемого следом водоизолирующего состава и позволяет установить водоизолирующую «пробку» не в стволе скважины, а с выдавливанием ее из ствола в водонасыщенную зону ранее определенного интервала. Закачку осуществляют с использованием насосных агрегатов типа ЦА-320 или их аналогов.
В качестве водоизолирующего состава применяют композиции на основе полимеров различного происхождения химического синтеза или растительного, например, полиакриламида (ТУ 2458-024-14023401-2012, с изм. 1, 2) или гуаровой камеди (ТУ2458-019-57258729-2006) и индукторов гелеобразования. Физико-химические свойства указанных полимеров приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 – Требования к физико-химическим свойствам и технологическим показателям гуаровой камеди
Наименование показателя
Значение показателя
Содержание основного вещества, %, не менее
90
Водородный показатель (рН) 1 % - ного водного раствора, в пределах
6,5–8,5
Динамическая вязкость 1 % - ного  раствора на пресной воде при скорости сдвига 27 с<sup>-1</sup>, Па·с, в пределах
1,3-3,5
Образование сшитой полимерной системы на основе 0,4 % (по массе) Гуара, 0,1 % оксида магния, в присутствии 0,05 % (по массе) ацетата хрома, на пресной воде:- начало сшивки, мин, не менее- полная сшивка, мин, не менее
30120
Период стабильного состояния геля при температуре 30 <sup>о</sup>С не менее, сут
180
Таблица 2 – Требования к физико-химическим свойствам и технологическим показателям ПАА
Наименование показателя
Значение показателя
Внешний вид
Белый гранулированныйпорошок
Массовая доля основного вещества, %, не менее
90
Содержание фракции с размером частиц менее 0,25 мм, %, не более
10
Содержание фракции с размером частиц более 1,00 мм, %, не более
10
Массовая доля нерастворимого осадка в пресной воде, %, не более
0,3
Молекулярная масса, млн., в пределах
5–12
Степень гидролиза (анионность), % по массе, в пределах
5–20
Время растворения в пресной воде (при перемешивании на магнитной мешалке), мин, не более
60
Время растворения в минерализованной воде (до 300 г/дм<sup>3</sup>) (при перемешивании на магнитной мешалке), мин, не более
240
Коэффициент солестойкости (по скрин-фактору), доли единиц, не менее
0,75
Коэффициент термоокислительной деструкции через 30 суток (по скрин-фактору), не менее
0,8
Образование сшитой полимерной системы (СПС) на основе 0,6 % (по массе) ПАА и 0,05 % (по массе) ацетата хрома на воде с плотностью 1120 кг/м<sup>3</sup>:начало гелеобразования, чвремя образования СПС, сут
8-246
Период стабильного состояния геля при температуре 30 °С, сут, не менее
270
Для снижения подверженности биологической деструкции растворов гуара предусмотрено использование эффективного бактерицида. В качестве бактерицида используют, например, бактерицид (водный раствор формальдегида – формалин по ГОСТ 1625-2016 «Формалин технический. Технические условия»).
В качестве индукторов гелеобразования используют:
- ацетат хрома (АХ) ТУ 2499-023-553733-66-2011 с изм. 1-6. Содержание основного вещества не менее 45 %;
- оксид цинка (ОЦ) или цинковые белила БЦОМ –ГОСТ 202-84;
- оксид магния (ОМ) или магнезия жженая ТУ 6-09-3023-79.
Водоизолирующий состав закачивают непосредственно в водонасыщенную зону с определенным расположением. Водоизолирующий состав представляет собой гелеобразующий раствор указанных полимеров, который под действием индукторов гелеобразования структурируется и превращается в неподвижную гелевую пробку и обладает высокой сдвиговой прочностью и способностью блокировать водопроявляющие зоны пласта, следствием чего является уменьшение притока воды в добывающую скважину.
С целью предотвращения прорыва пара, водоизолирующий состав закачивают в водонасыщенную зону добывающей скважины при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта, что сохраняет коллекторские свойства пласта.
Объем водоизолирующего состава определяют расчетным путем исходя из конкретных геолого-физических условий объекта воздействия: водонасыщенного интервала, диаметра открытого ствола горизонтальной скважины, температуры в пластовых условиях, водо-нефтенасыщенности пласта.
о
3
Расчет необходимого объема водоизолирующего состава V, м, производят по формуле (3):
о
2
2
V=L·π·m·R- L·π D/4, (3)
где L– длина водонасыщенного интервала, м,
R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана в пределах 0,5-1 м,
D – диаметр открытого ствола горизонтальной скважины, м,
m - коэфф. порист., доли единиц.
V
3
В зависимости от водо-нефтенасыщенности пласта объем состава , м, определяют по формуле (4)
о
V = к V, (4)
где к – поправочный коэффициент находится в пределах от 1,0 до 1,5.
После закачки гелеобразующего состава выдерживают технологическую паузу продолжительностью не более двух суток для полного структурирования геля.
После окончания технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину в режиме закачки вытесняющего агента.
При прогревании межскважинной зоны пласта до температуры 50-80°С эмульсионный состав разрушается, не создавая проблем для дальнейшей эксплуатации насоса и скважины. После промывки добывающую скважину эксплуатируют в режиме отбора продукции. При этом сокращается приток воды из водонасыщенной зоны.
Предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами за счет селективной изоляции водонасыщенной зоны путем защиты нефтенасыщенной зоны пласта от проникновения водоизолирующего состава предварительной закачкой эмульсионного состава с установкой проходного пакера и сохранение коллекторских свойств пласта и сокращение материальных затрат на непроизводительную добычу воды. Технология реализуется преимущественно в добывающих скважинах (при необходимости (ликвидация интервалов прорыва пара), но возможна реализация через горизонтальные нагнетательные скважины, разрабатывающие месторождения сверхвязкой нефти с использованием технологии парогравитационного дренирования с наличием вскрытых скважиной водопроявляющих зон в средней части ствола или расположенных ближе к «пятке» скважины мелкозалегающей залежи. Предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами за счет повышения нефтеизвлечения мелкозалегающих залежей. Способ упрощает процесс, снижает эксплуатационные затраты вследствие исключения спуско-подъемных операций и дополнительного оборудования, связанных с установкой и разбуриванием непроходного пакера, способ расширяет функциональные возможности способа, сосредоточения депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, расширения создания локальной гидродинамической связи между скважинами в средней зоне скважины и зоне «носка».
Способ осуществляют в следующей последовательности.
2
3
3
3
3
3
3
3
На залежи сверхвязкой нефти с водонефтяной зоной, находящейся на глубине 125 м, пласт представлен неоднородными пластами толщиной 10-15 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,41 МПа, нефтенасыщенностью 0,72 д. ед., пористостью 29,5%, проницаемостью 0,29 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 965 кг/м, вязкостью 25895 мПа·с. Построили горизонтальную добывающую и расположенную выше нагнетательную скважины на расстоянии примерно 5 м друг от друга длиной 1062 м. Установили обсадные колонны в скважинах. После строительства скважин провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей и нагнетательной скважин, выявили потенциальные водонасыщенные зоны, примыкающие к добывающей скважине, с глубины 637 м по добывающей скважине. Провели прогрев пласта закачкой через НКТ в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды температурой 205°С. В верхнюю нагнетательную скважину закачали объем пара 5750 т со среднесуточным расходом 98 т/сут, в нижнюю добывающую скважину закачали объем пара 4148 т со среднесуточным расходом 76 т/сут. После выдержки на термокапиллярной пропитке через 12 сут провели термобарометрические измерения в добывающей скважине посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований повторно определили, что ниже глубины от 543 м до 637 м со стороны устья находится водонасыщенная зона с пониженной температурой прогрева. Рассчитали необходимый объем эмульсионного состава на основе эмульгатора инвертных эмульсий. На НКТ спустили и установили проходной съемный пакер (например, см. патенты ПМ RU №№ 164723, 130624 и т.п.) ниже 8 м дальней границы интервала притока воды – 645 м. Рассчитанный объем эмульгатора порциями перемешивают с водой, объёмное отношение воды в эмульсии постепенно увеличивают от объемного соотношения 1:2 до 1:10. Полученную эмульсионную систему закачивают равными частями от 0,2 мдо 0,5 мв зависимости от необходимого количества эмульсии для установки жидкого пакера. Приготовили эмульсионный состав на основе водного раствора эмульгатора инвертных эмульсий при увеличении соотношения воды в эмульсии, равном 1:(2-10) и закачали посредством НКТ через проходной пакер в продуктивную нефтенасыщенную зону добывающей скважины равными частями начиная с 0,2 м, 0,3 м, 0,4 м, 0,5 м при постоянном контроле за давлением закачки.
Каждое дальнейшее увеличение соотношения эмульгатор : вода происходит исходя из текущей динамики давления во время закачки. В случае невозможности дальнейшего увеличения объёмного отношения воды в эмульсии (ограничением увеличения соотношения эмульгатор: вода (водосодержания в эмульсионной системе) является текущее давление закачки, которое не должно превышать значения 0,9-0,92 от допустимого давления, установленного геологической службой, оставшийся объем композиции закачивают в соответствии с текущим или сниженным водосодержанием. Продавливают в поровое пространство продуктивного пласта пресной водой в объеме насосно-компрессорных труб. После технологической выдержки извлекают НКТ вместе с проходным съемным пакером.
3
Водоизолирующий состав закачивают через НКТ. Готовят и закачивают термогелевую композицию на основе полимера и индуктора гелеобразования и продавливают в водонасыщенную зону пресной водой или эмульсионным составом на основе водного раствора эмульгатора инвертных эмульсий. Для приготовления гелеобразующей композиции применяют воду плотностью в интервале от 1000 до 1190 кг/м.Оптимальная температура воды находится в диапазоне от 5 °С до 80 °С для гелебразующей композиции. В зависимости от геолого-геофизических условий реализуют следующую концентрацию реагентов в мас.%: полиакриламид – 0,3-0,7, (гуар – 0,3-0,7), оксид цинка (цинковые белила) или оксид магния – 0,05-0,06, ацетат хрома – 0,05-0,06 (по объему) к основному веществу. Для снижения подверженности биологической деструкции растворов гуара, возможно использование бактерицида, например, водного раствора формальдегида – формалина с концентрацией от 0,2 % до 0,3 % (по объему).
3
3
Смесь полиакриламида (гуара), оксида магния или оксида цинка засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос, где смешивают с водой и в виде суспензии подают в смесительную емкость. Одновременно из емкости для жидких реагентов в емкость смешения насосами дозируют ацетат хрома и формалин с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации компонентов в рабочем растворе. Объем гелеобразующей композиции составил V = 12 м, термогелевой композиции V = 8 м.
Процесс осуществляют непрерывно, в одной емкости происходит перемешивание, из другой откачка готовой композиции в скважину. Режим работы насосного агрегата для каждой скважины подбирают индивидуально таким образом, чтобы обеспечить качественное приготовление (перемешивание) композиции, непрерывность процессов перемешивания и закачки готовой композиции в скважину. После чего композицию насосным агрегатом закачивают в водонасыщенную зону добывающей скважины и оставляют на технологическую паузу. Закачанный в нефтенасыщенную зону эмульсионный состав на основе водного раствора эмульгатора инвертных эмульсий блокирует эту зону от проникновения водоизолирующего состава.
После окончания технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину в режиме закачки вытесняющего агента со среднесуточным расходом 90-110 т/сут.
При прогревании межскважинной зоны пласта до температуры 50-90°С эмульсионный состав разрушается, не создавая проблем для дальнейшей эксплуатации скважин. После промывки добывающую скважину эксплуатируют в режиме отбора продукции погружным насосом.
После установления устойчивой термогидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости обводненность составила 85%, дебит по нефти - 14,3 т/сут. После 4 месяцев эксплуатации провели обработку добывающей скважины 12 %-ной соляной кислотой для разрушения водоизолирующего состава. Повторный запуск добывающей и нагнетательной скважин в работу в обычном режиме показал, что дебит по нефти изначально снизился до 7,5 т/сут, но далее в течении двух месяцев, по мере возобновления термогидродинамической связи между парными скважинами и расширения паровой камеры и подключения новых зон дренирования, увеличился до 23 т/сут. В ходе технического обслуживания погружного насоса, на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава не обнаружено. После чего скважины продолжают эксплуатировать в прежнем режиме расширяя паровую камеру и вовлекая в разработку ранее не дренируемые участки продуктивного пласта.
Предлагаемый способ обеспечил повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами, увеличил нефтеизвлечение мелкозалегающих залежей, разрабатываемых с использованием технологии парогравитационного дренирования. Применение способа упрощает процесс, снижает эксплуатационные затраты вследствие непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта за счет их отсечения, снижения спуско-подъемных операций, расширяет функциональные возможности способа за счет приготовления и последовательности закачки жидкого пакера с регулируемым временем жизни и термогелевой композиции, сосредотачивает депрессию, созданную насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, сокращает время создания локальной гидродинамической связи между скважинами в средней зоне скважины и зоне «носка» и расширяет ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин.