Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №29 от 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, при этом прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м³ на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.

Недостатками способа являются отсутствие контроля равномерности прогрева межскважинного пространства на всех этапах эксплуатации пары скважин, что может привести к прорывам пара и выходу из строя насосного оборудования, а также к общему замедлению освоения залежи. Также после начала отбора продукции добывающей скважиной и достижения паронефтяного отношения 2,2-3,8 м³/т, то есть фактического получения растущего дебита по нефти, нецелесообразно останавливать отбор, переводить пару скважин на циклический режим работы, включающий период 48-72 суток без закачки пара, что приведет к остыванию паровой камеры и необходимости повторного освоения паром обеих скважин и создания паровой камеры.

Известен способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов (патент RU №2604073, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №34 от 10.12.2016), включающий бурение добывающих горизонтальных скважин, бурение над ними нагнетательных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины, отличающийся тем, что добывающую и нагнетательную скважины выполняют многоствольными с одинаковым количеством стволов в соответствии с количеством разрабатываемых продуктивных пластов, причем стволы выполняют с горизонтальными участками в продуктивных пластах, расположенными параллельно друг другу в одном направлении, горизонтальные стволы скважин равномерно перфорируют, скважины оснащают устройствами контроля температуры и давления, стволы нагнетательной скважины оборудуют пакерами, через межпакерный участок ствола нагнетательной скважины производят закачку инертного нагретого рабочего агента в продуктивные пласты, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, закачивая который поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения в продуктивном пласте, прогревают ограниченный пакерами участок пласта до состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, а поддержание пластовой температуры в обеспечивающих текучесть флюида пределах осуществляют путем изменения объема закачки кислородосодержащего рабочего агента, после полной выработки зоны продуктивного пласта в межпакерном участке закачку кислородосодержащего рабочего агента временно прекращают, колонну труб с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами передвигают в направлении устья нагнетательной скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины.

Недостатками данного способа являются отсутствие надежных технических средств контроля за распространением фронта горения, образование очень стойких нефтеводогазовых эмульсии, осложняющие промысловую подготовку нефти, учитывая небольшие глубины залегания битумных залежей (до 400 м) могут возникать поверхностные утечки газа (азот, углекислый газ, кислород), повышенная коррозия оборудования, экологические проблемы (выделение токсичных продуктов H₂S, SO₂, NO₂).

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.

Недостатками данного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, отсутствие контроля состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, а также к общему замедлению освоения залежи, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины).

Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент № RU 2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2014), 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, при этом 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, с учетом того что водоизолирующий состав разрушается при термическом воздействии превышающим температуру стабильности данного состава, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С), также во время эксплуатации погружным насосом происходит частичный вынос некоторого количества водоизолирующего состава ввиду его нестабильности при термическом воздействии и отложение на элементах насоса, в результате снижается эффективность водоизоляционных работ, также снижается производительность насоса вплоть до полного отказа. Также возможны значительные энергетические потери в нагнетательной скважине, так как не достигается избирательность воздействия именно ограниченной водоизолирующим составом зоны добывающей скважины, так как необходимо прогревать горизонтальный ствол нагнетательной скважины по всей длине и есть вероятность неконтролируемых прорывов пара в участке установки водоизолирующего состава.

Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта, исключение возможности саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса, создание избирательного воздействия на определенную зону залежи, ограниченную пакерами и водоизолирующим составом, все это приведет к снижению обводненности продукции, увеличению дебита скважины, снижению энергетических затрат, повышению коэффициента извлечения нефти.

Технические задачи решаются способом разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим 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, определение необходимых для перекрытия интервалов добывающей скважины, перекрытие определенных интервалов этой скважины заполнением от забоя к устью изолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой.

Новым является то, что перед закачкой вытесняющего агента в виде перегретого пара добывающую скважину оснащают разбуриваемым проходным пакером на расстоянии 1/5-4/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья, через который закачивают термостойкий кислоторазрушаемый изолирующий состав, заполняющий пространство скважины до забоя, после чего пакер заглушают, в интервале установки проходного пакера в нагнетательной скважине устанавливают разбуриваемый глухой пакер, до начала отбора из добывающей скважины создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания пара в обе скважины, закачку пара и отбор продукции продолжают до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, затем оба пакера разбуривают, а водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора, а нагнетательную в режиме закачки пара.

На фиг. 1 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе циркуляции пара в обе скважины.

На фиг. 2 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе создания термогидродинамической связи.

На фиг. 3 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе расширения паровой камеры.

Способ осуществляется следующим образом.

Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 2, создание проницаемой зоны между скважинами 2 и 3 за счет нагнетания водяного пара в обе скважины 2 и 3. В обе скважины устанавливают разбуриваемые пакеры 4 и 4' (фиг. 1) (например, см. патент RU №2483092) на одинаковом расстоянии 1/5-4/5 длины горизонтальной фильтровой части скважин 2 и 3 от начала (со стороны устья) фильтра 5, отсекающие область пласта 1, примыкающую к забойной части скважин 2 и 3, для создания избирательного воздействия на залежь высоковязкой нефти в пределах интервала от начала фильтра 5 до пакеров 4, при этом в добывающей скважине 2 устанавливают проходной пакер 4', через который закачивают термостойкий водоизолирующий состав 6 (например, см. патенты ПМ RU №№164723, 130624 и т.п.), заполняющий пространство скважины от пакера 4' до забоя скважины 2, после чего пакер 4' заглушают.

Как показывает практика: в случае выбора расстояния от начала (со стороны устья) фильтра 5 для установки пакеров менее 1/5 и более 4/5 длины горизонтальной фильтровой части скважин 2 и 3 не достигается эффективность избирательного воздействия на залежь, так как в данных случаях мы либо отсекаем почти всю, либо оставляем почти всю фильтровую горизонтальную часть скважин.

Далее в нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) размещают одну или две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 7, при этом при использовании двух НКТ 7 конец НКТ 7 меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец НКТ 7 большего диаметра во второй половине ствола скважины 3, но на расстоянии не менее 50 м от пакера 4, а для закачки пара в добывающей скважине 2 размещают одну колонну НКТ 8 со смещением конца по горизонтали относительно концов НКТ 7 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 10 м. На расположения НКТ 7 и 8 в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют. В обе скважины 2 и 3 закачивают высокотемпературный пар, далее скважины 2 и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют зону с наибольшей температурой прогрева, в которой размещают оптоволоконный кабель (не показан) и спускаемый на колонне НКТ 8 (фиг. 2) насос 9. Закачку пара через нагнетательную скважину 3 по НКТ 7 возобновляют, а отбор продукции насосом 9 проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 3 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 9 (при наличии температурного датчика), для контролирования процесса прогрева добывающей скважины 3. При эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости насосом 9, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины 3, это характеризует создание устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3. После этого оба пакера 4 и 4 разбуривают, а водоизолирующий состав 6 разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину 2 (фиг. 3) опять эксплуатируют в режиме отбора, а нагнетательную 3 в режиме закачки пара. Используя такой вид поэтапного прогрева и подачи пара в нагнетательной скважине 3 и отбора в добывающей скважине 2, добиваются расширения паровой камеры (не показан) по всей длине скважин 2 и 3 для полного вовлечения извлекаемых запасов в разработку и до полной выработки продуктивного пласта 1.

Пример конкретного выполнения.

Пример 1. В пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) вязкость нефти составляет 27350*10^-6 м²/с (при 8°С). На месторождении производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 822 м на глубине 93 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 815 м на глубине 98 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). В добывающей скважине 2 на глубине 532 м установили проходной пакер 4', и через него закачали кислоторазрушаемый изолирующий состав 6 (гелевый состав на водной основе с добавлением гуаровой камеди и полиакриламида) в объеме 10 м³, заполняющий пространство фильтра от забоя до пакера 5, после чего пакер заглушили. В нагнетательной скважине 3 на глубине 531 м установили разбуриваемый пакер 4. В нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 7, конец первой колонны НКТ 7 диаметром 60 мм на глубину 250 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают на глубину 418 м. В добывающей скважине 2 конец колонны НКТ 8 диаметром 60 мм спускают на глубину 302 м. Далее закачивают пар расчетного объема для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3 с коэффициентом расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части для нагнетательной скважины 3-8,6 т/м и для добывающей скважины 2-6,4 т/м и с суточным расходом 160 т/сут для нагнетательной скважины и 120 т/сут для добывающей скважины 2. После окончания закачки расчетного объема пара, скважины 2 и 3 останавливают на выдержку на 20 дней для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения колонны НКТ 8 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют зону с наибольшей температурой прогрева, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 8 (фиг. 2) электроцентробежный насос (ЭЦН) 9 марки ЭЦН5А-160-300 на глубине 315 м, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель (не показан) по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2. Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 130 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 9 через добывающую скважину 2 в режиме 110 т/сут. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 9. В течение первых 27 дней эксплуатации температура продукции на устье снизилась с 92 до 55°С, и термограмма вдоль ствола снизилась в среднем на 27°С, дебит по нефти при этом составлял 4-5 т/сут. С 28 суток температура как на устье, так и вдоль ствола скважины 2 начала постепенно подниматься, достигнув на 73 сутки эксплуатации значений 103°С на устье и 115°С на приеме насоса и около 105-107°С вдоль горизонтального ствола скважины 2, дебит по нефти при этом достиг значения 24 т/сут, в течении следующих 1,5 месяцев эксплуатации показатели температуры и дебита сохраняли достигнутые значения характеризуя установление стабильной термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3 и увеличившуюся в объеме паровую камеру (не показан) над парой скважин 2 и 3. После этого в обеих скважинах 2 и 3 извлекли глубинно-насосное оборудование 7, 8 и 9 и разрушили пакеры 4 и 4' разбуриванием и водоизолирующий состав 6 обработкой соляной кислотой. Далее спускают в нагнетательную скважину 3 (фиг. 3) две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 7, конец первой колонны НКТ 7 диаметром 60 мм на глубину 350 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают на глубину 723 м, в добывающей скважине 2 устанавливают ЭЦН 9 на глубине 556 м спускаемый на колонне НКТ 8. Возобновляют эксплуатацию скважин в режиме закачки пара через нагнетательную скважину 3 примерно 160 т/сут и отбора пластовой продукции посредством ЭЦН 9 через добывающую скважину 2 с режимом 140 т/сут. В течение двух месяцев эксплуатации добиваются постоянных показателей работы скважин снизив отбор до 120 т/сут, с температурой на устье 110°С, на приеме насоса около 115-120°С, и дебите по нефти 35-40 т/сут. В ходе технического обслуживания ЭЦН на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава не обнаружено.

Для соседних скважин данного поднятия при эксплуатации скважин в режиме закачки пара через нагнетательную скважину и отбора пластовой продукции посредством ЭЦН через добывающую скважину (без использования пакеров и водоизолирующего состава), в среднем, прогрев после 3 месяцев эксплуатации достегал значений около 50-60°С на приеме насоса и 45-55°С на устье, при этом дебит по нефти не превышал 15 т/сут при постепенном снижении обводненности со 100% до 88-90%.

Пример 2. В пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) вязкость нефти составляет 27350*10^-6 м²/с (при 8°С). На месторождении производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 923 м на глубине 113 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 928 м на глубине 117 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). В добывающей скважине 2 на глубине 826 м установили проходной пакер 4', и через него закачали кислоторазрушаемый изолирующий состав 6 (гелевый состав на водной основе с добавлением гуаровой камеди и полиакриламида) в объеме 8 м³, заполняющий пространство фильтра от забоя до пакера 5, после чего пакер заглушили. В нагнетательной скважине 3 на глубине 830 м установили разбуриваемый пакер 4. В нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 7, конец первой колонны НКТ 7 диаметром 60 мм на глубину 412 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают на глубину 755 м. В добывающей скважине 2 конец колонны НКТ 8 диаметром 60 мм спускают на глубину 586 м. Далее закачивают пар расчетного объема для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3 с коэффициентом расхода пара (т) на один погонный метр фильтровой части для нагнетательной скважины 3-7,3 т/м и для добывающей скважины 2-6,2 т/м и с суточным расходом 148 т/сут для нагнетательной скважины и 118 т/сут для добывающей скважины 2. После окончания закачки расчетного объема пара, скважины 2 и 3 останавливают на выдержку на 17 дней для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения колонны НКТ 8 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют зону с наибольшей температурой прогрева, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 8 (фиг. 2) электроцентробежный насос (ЭЦН) 9 марки ЭЦН5А-160-300 на глубине 425 м, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель (не показан) по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2. Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 140 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 9 через добывающую скважину 2 в режиме 150 т/сут. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 9. После 2,5 месяцев эксплуатации в данном режиме, температура достигла значений 93°С на устье и 100°С на приеме насоса и около 95°С вдоль горизонтального ствола скважины 2, дебит по нефти при этом достиг значения 18 т/сут, в течении следующих 1,5 месяцев эксплуатации показатели температуры и дебита сохраняли достигнутые значения характеризуя установление стабильной термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3 и увеличившуюся в объеме паровую камеру (не показан) над парой скважин 2 и 3. После этого в обеих скважинах 2 и 3 извлекают глубинно-насосное оборудование 7, 8 и 9 и разрушают пакеры 4 и 4' разбуриванием и водоизолирующий состав 6 обработкой соляной кислотой. Далее спускают в нагнетательную скважину 3 (фиг. 3) две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 7, конец первой колонны НКТ 7 диаметром 60 мм на глубину 412 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают на глубину 868 м, в добывающей скважине 2 устанавливают ЭЦН 9 на глубине 771 м спускаемый на колонне НКТ 8. Возобновляют эксплуатацию скважин в режиме закачки пара через нагнетательную скважину 3 примерно 160 т/сут и отбора пластовой продукции посредством ЭЦН 9 через добывающую скважину 2 с режимом 150 т/сут. В течение двух месяцев эксплуатации добиваются постоянных показателей работы скважин увеличив отбор до 180 т/сут, с температурой на устье 97°С, на приеме насоса около 105°С, и дебите по нефти 25-30 т/сут. В ходе технического обслуживания ЭЦН на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава не обнаружено.

Для соседних скважин данного поднятия при эксплуатации скважин в режиме закачки пара через нагнетательную скважину и отбора пластовой продукции посредством ЭЦН через добывающую скважину (без использования пакеров и водоизолирующего состава), в среднем, прогрев после 3 месяцев эксплуатации достигал значений около 50°С на приеме насоса и 45°С на устье, при этом дебит по нефти не превышал 8 т/сут при постепенном снижении обводненности со 100% до 95%.

Предлагаемый способ разработки сверхвязкой нефти позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами (не менее 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта, исключить возможности саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличить эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса, создать избирательное воздействие на определенную зону залежи, ограниченную пакерами и водоизолирующим составом, все это в совокупности приводит к снижению обводненности продукции, увеличению дебита скважины, снижению энергетических затрат, повышению коэффициента извлечения нефти.