Одной из главных проблем разработки залежи при использовании метода SAGD (парогравитационного дренажа) является прорыв пара в добывающую скважину. Технологический контроль данного процесса является сложной задачей. Поэтому наиболее эффективным методом служит закачка высоковязких систем, которые блокируют поступление горячего агента в продуктивный интервал. В данной работе рассмотрена технология изоляции притока пара с помощью «жидкого» пакера и термогелевого состава. Данное решение позволило предотвратить прорыв рабочего агента, сосредоточить депрессию, созданную насосом, в добывающей скважине и увеличить время службы УЭЦН. Исходя из предварительных результатов анализа выполненных работ по установке «жидкого» пакера на скважине № 2, и по данным термометрического контроля, отмечается снижение температуры в зоне «пятки» скважины. С глубины 600 м наблюдается активный приток агента к стволу добывающей скважины, а скачок температуры на глубине 800 м указывает на увеличение зоны прогрева. Установлены следующие технологические особенности результатов геолого-технического мероприятия: 1. Эмульсионный состав жидкого пакера отсекает нефтенасыщенную зону пласта и позволяет устанавливать термогелевую композицию в заданном интервале ствола скважины. При этом созданная эмульсия полностью адаптирована к пластовым условиям. Она обладает тампонирующей способностью при малых объемах закачки, повышенными вязкоупругими характеристиками. 2. Промысловыми испытания доказана эффективность применения «жидкого» пакера. Ликвидация интервалов прорыва пара на скважинах SAGD выполнена. Это позволило не только стабилизировать и снизить температуру в зоне «пятки», но и распределить фронт прогрева по стволу скважины.
One of the main problems in reservoir development using the SAGD (Steam Gravity Drainage) method is steam breakthrough into the production well. Technological control of this process is a complex task. Therefore, the most effective method is the injection of high-viscosity systems that block the flow of hot agent into the productive interval. This paper considers the technology of steam inflow isolation using a "liquid" packer and a thermal gel composition. This decision made it possible to prevent the breakthrough of the working agent, to concentrate the drawdown created by the pump in the production well and to increase the service life of the ESP. Based on the preliminary results of the analysis of the work performed on the installation of a "liquid" packer in well No. 2, and according to the temperature control data, a decrease in temperature in the "heel" zone of the well is noted. From a depth of 600 m, an active inflow of the agent to the production wellbore is observed, and a temperature jump at a depth of 800 m indicates an increase in the heating zone. The following technological features of the results of the geological and technical measure were established: The emulsion composition of the liquid packer cuts off the oil-saturated zone of the reservoir and allows you to install the thermal gel composition in a given interval of the wellbore. At the same time, the created emulsion is fully adapted to reservoir conditions. It has a plugging ability at low injection volumes, increased viscoelastic characteristics. Field tests have proven the effectiveness of using a "liquid" packer. Elimination of steam breakthrough intervals at SAGD wells completed. This made it possible not only to stabilize and reduce the temperature in the "heel" zone, but also to distribute the heating front along the wellbore.