СПОСОБ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/24 E21B36/00 

Изобретение относится к горному делу и может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, а также возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды.

Известен «Способ разработки месторождения трудноизвлекаемых углеводородов» (патент RU №2395679, E21B 43/263, опубл. 27.07.2010), заключающийся в проведении газодинамического разрыва пласта путем инициирования горения горючей смеси с выделением высокотемпературных газообразных продуктов и осуществлением комплексного механического, термического и физико-химического воздействия на пласт, отличающийся тем, что используют водную горюче-окислительную смесь, которую предварительно перед инициированием ее горения закачивают в скважину, инициируют ее горение с помощью порохового генератора давления, обеспечивающего дополнительно образование в пласте сетки мелких трещин, размер которых увеличивают на этапе горения водной горюче-окислительной смеси, при этом температуру горения в зоне горения горюче-окислительной смеси обеспечивают 1100-1600 K, причем проводят газодинамический разрыв пласта, свойства которого при динамическом нагружении обеспечивают образование остаточных трещин, не требующих закрепления.

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения, связанная с обязательным наличием легко воспламеняющихся веществ и невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;

- применение взрывчатых и легко воспламеняемых веществ, что требует затрат на безопасность проводимых работ, которые должны выполняться специально обученным персоналом;

- сложный контроль за процессом внутрипластового горения (ВПГ) для исключения самовозгорания продукции пласта и за пластовым давлением, резкое снижение которого, связанное с уходом фронта горения и снижением температуры оставшихся газов, может привести к остановке и затуханию фронта горения или обрушению пласта с его полной кольматацией, исключающих его дальнейшую разработку;

- неконтролируемый процесс трещинообразования, который может связать пласт с водоносными и/или поглощающими пластами, что может обводнить продукцию пласта, изменить фронт распространения ВПГ в сторону от добывающих скважин или нарушить экологическую ситуацию в подземных источниках воды;

- невозможно проводить производить анализ параметров нагнетательной скважины без остановки ее работы;

- коэффициент извлечения нефти не превышает 40-50% из-за выгорания практически всех легких фракций и эффекта термического коксообразования на не извлеченные запасы, что исключает их дальнейшее извлечение при помощи скважин;

- сложность оснастки и высокая стоимость устьевого оборудования, которыми нужно оснастить практически все нагнетательные и добывающие скважины из-за быстроного и точно неконтролируемого перемещения фронта ВПГ;

- высокие финансовые и материальные затраты, связанные с использованием труда высокооплачиваемых специалистов, производящих работы с легко воспламеняющимися веществами и необходимостью строительства как минимум одной пары нагнетательной и добывающей скважин.

Известен «Способ обработки призабойной зоны скважины» (патент RU №2296858, E21B 43/263, 43/24, опубл. 10.04.2007), включающий воздействие на продуктивный пласт импульсами давления парогазовой смеси с амплитудой и длительностью, достаточными для создания микротрещин в пласте, и тепловую обработку парогазовой смесью продуктивного пласта после образования в нем микротрещин, отличающийся тем, что производят многократную обработку скважины серией из 5÷6 чередующихся между собой импульсов давления и тепловых импульсов парогазовой смеси, при этом длительность импульсов давления выбирают в диапазоне 1.5÷3 с при импульсной мощности 4,0-1,25 МВт, период следования импульсов выбирают в диапазоне 30-60 с, а в промежутке между импульсами давления проводят тепловую обработку пласта парогазовой смесью при температуре 200-700°C.

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения, связанная с обязательным наличием легко воспламеняющихся веществ и невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;

- применение взрывчатых и легко воспламеняемых веществ, что требует затрат на безопасность проводимых работ, которые должны выполняться специально обученным персоналом;

- сложный контроль за процессом внутрипластового горения (ВПГ) для исключения самовозгорания продукции пласта и за пластовым давлением, резкое снижение которого, связанное с уходом фронта горения и снижением температуры оставшихся газов может привести к остановке и затуханию фронта горения или обрушению пласта с его полной кольматацией, исключающих его дальнейшую разработку;

- постоянный контроль за точным соблюдением всех технологических операций, которые требуют применения большого количества дорогостоящего оборудования;

- неконтролируемый процесс трещинообразования, который может связать пласт с водоносными и/или поглощающими пластами, что может обводнить продукцию пласта, изменить фронт распространения ВПГ в сторону от добывающих скважин или нарушить экологическую ситуацию в подземных источниках воды;

- коэффициент извлечения нефти (КИН) не превышает 40-50% из-за выгорания практически всех легких фракций и эффекта термического коксообразования на не извлеченные запасы, что исключает их дальнейшее извлечение при помощи скважин;

- сложность оснастки и высокая стоимость устьевого оборудования, которыми нужно оснастить практически все нагнетательные и добывающие скважины из-за быстрого и точно неконтролируемого перемещения фронта ВПГ;

- невозможно проводить производить анализ параметров нагнетательной скважины без остановки ее работы;

- высокие финансовые и материальные затраты, связанные с использованием труда высокооплачиваемых специалистов, производящих работы с легко воспламеняющимися веществами, применения дорогого оборудования и необходимостью строительства как минимум одной пары нагнетательной и добывающей скважин.

Известен «Способ разработки залежи высоковязкой нефти» (патент RU №2379494, E21B 43/24, опубл. 20.01.2010) с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, отличающийся тем, что окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.

Недостатками данного способа являются;

- узкая область применения, связанная с невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;

- сложный контроль за процессом парогравитационного воздействия (ПГВ) требующий остановки процесса отбора продукции для анализа ее минерализации;

- большие непроизводственные затраты, связанные с нагревом теплоносителя (практически не уменьшающееся с ростом температуры в прогреваемом пласте) до высоких температур для закачки в пласт, где он смешивается с продукцией пласта и вместе с которой пласт подымается на поверхность (не менее 80% теплоносителя в добываемой продукции), после чего затрачиваются большие средства на отделение теплоносителя от продукции пласта;

- высокие давления закачки теплоносителя (до 20-40 МПа) в пласт, что может вызвать прорыв теплоносителя в водоносные и/или поглощающие пласты, что может привести к невозможности использования способа или нарушить экологическую ситуацию в подземных источниках воды;

- невозможно производить анализ параметров нагнетательной скважины без остановки ее работы;

- КИН не превышает 40% из-за образования зон с малым относительно изначально пластового с низким пластовым сопротивлением и кольматацией из-за воздействия высоким давлением участков пласта, не находящихся в зонах с низким пластовым сопротивлением, что исключает их дальнейшее извлечение при помощи скважин;

- необходимость строительства дорогостоящих дополнительных пар нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, так как применение горизонтальных скважин длиной более 200-250 м и диаметром более 140 мм на эффективность прогрева не влияют из-за образования в пласте зон с низким пластовым сопротивлением;

- высокие финансовые и материальные затраты, применения дорогого оборудования, работающего при высоких давлениях, и необходимостью строительства как минимум одной пары горизонтальных участков нагнетательной и добывающей скважин.

Известен «Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей» (патент RU №2387818, E21B 43/24, опубл. 27.04.2010), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения, связанная с невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;

- сложный контроль за процессом паро-гравитационного воздействия (ПГВ) требующий остановки процесса отбора продукции для анализа ее минерализации;

- большие непроизводственные затраты, связанные с нагревом теплоносителя (практически не уменьшающееся с ростом температуры в прогреваемом пласте) до высоких температур для закачки в пласт, где он смешивается с продукцией пласта и вместе с которой пласт подымается на поверхность (не менее 80% теплоносителя в добываемой продукции), после чего затрачиваются большие средства на отделение теплоносителя от продукции пласта;

- большие затраты на использование углеводородного растворителя, так как он используется в процентном отношении к закачиваемому пару (3-20 т/ч);

- высокие давления закачки теплоносителя (до 20-40 МПа) в пласт, что может вызвать прорыв теплоносителя в водоносные и/или поглощающие пласты, что может привести к невозможности использования способа или нарушить экологическую ситуацию в подземных источниках воды;

- невозможно проводить производить анализ параметров нагнетательной скважины без остановки ее работы;

- необходимость строительства дорогостоящих дополнительных нагнетательных горизонтальных скважин, так как применение горизонтальных скважин длиной более 200-250 м и диаметром более 140 мм на эффективность прогрева не влияют из-за образования в пласте зон с низким пластовым сопротивлением;

- КИН не превышает 45% из-за образования зон с малым относительно изначально пластового с низким пластовым сопротивлением и кольматацией из-за воздействия высоким давлением участков пласта, не находящихся в зонах с низким пластовым сопротивлением, что исключает их дальнейшее извлечение при помощи скважин;

- высокие финансовые и материальные затраты, применения дорогого оборудования, работающего при высоких давлениях и необходимость строительства как минимум одной пары горизонтальных участков нагнетательной и добывающей скважин.

Известен «Способ повышения нефтеотдачи путем воздействия на призабойную зону пласта ультразвуковым излучением (УЗИ)» (патент RU №2353760, E21B 43/16, 43/24, 28/00, опубл. 27.04.2009), заключающийся в одновременном вибрационном и тепловом воздействии, отличающийся тем, что ультразвуковое излучение направляют с наземной части скважины внутрь скважины по насосно-компрессорным трубам скважины, по штоку скважинного насоса и по погружному волноводу, размещенному в насосно-компрессорных трубах и/или в зазоре между насосно-компрессорными и обсадными трубами, воздействие осуществляют в процессе добычи нефти из скважины без ее остановки, а удельную мощность ультразвука, подаваемого в волноводы, выбирают в пределах от 0,1 до 10 кВт/см².

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения, связанная с невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;

- также узкая область применения, связанная с необходимостью подбора колонны, используемой для передачи УЗИ, с практически одинаковыми акустическими и электрическими параметрами всех ее труб и пласта с достаточно однородными параметрами по всей длине вскрытия для исключения эффекта «затухания» УЗИ при передаче по колонне труб и воздействии на пласт;

- необходимо использовать специальное дорогостоящее оборудование (кабели, датчики, реле, пульты управления, узлы соединения и т.п.), рассчитанное на высокие мощности, потребляемые генератором УЗИ;

- невозможно проводить производить анализ параметров скважины и отбор продукции без остановки работы генератора УЗИ;

- высокие затраты электроэнергии при относительно небольшом охвате пласта, что значительно увеличивает время (не менее чем в 20 раз по сравнению даже с ПГВ) до начала промышленной разработки.

Наиболее близким по технической сущности является «Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины» (патент RU №2266401, E21B 43/24, опубл. 20.12.2005), включающий заполнение части корпуса электродного нагревателя водой, его герметизацию, размещение в скважине и нагрев призабойной зоны скважины, отличающийся тем, что верхнюю часть корпуса заполняют инертным газом под начальным давлением p₁ и после размещения корпуса в призабойной зоне скважины нагревают воду до рабочей закритической температуры Т₂, при этом давление p₁ определяют из зависимости:

,

где p₂ - рабочее давление внутри корпуса нагревателя, соответствующее температуре Т₂, Па;

T₁ - начальная температура воды, K;

V - объем корпуса нагревателя, м³;

V₂ - рабочий объем воды при давлении p₂ и температуре T₂, м³;

V₁ - объем воды при давлении p₁ и температуре T₁, м³.

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения, связанная с невозможностью использования данного способа в горизонтальных скважинах из-за спуска на кабеле;

- также узкая область применения, связанная с необходимостью проведения работ вблизи с высоковольтными линиями электропередач (ЛЭП), так как для генерации 1 МВт тепла при напряжении 380 В потребуется ток 3700 А (что примерно равно одновременному использованию 180 сварочных аппаратов);

- необходимо использовать специальное дорогостоящее оборудование (кабели, датчики, реле, пульты управления, узлы соединения и т.п.), рассчитанное на высокие мощности, потребляемые нагревателем;

- увеличение длины электродного нагревателя снижает температуру на единицу его длины, что делает этот способ неэффективным в скважинах с большой длиной воздействия на пласт;

- высокие затраты электроэнергии при относительно небольшом охвате пласта, что значительно увеличивает время (примерно в 15-20 раз по сравнению даже с ПГВ) до начала промышленной разработки;

- невозможно проводить производить отбор и анализ продукции скважины без остановки работы электродного нагревателя, так как для эффективной его работы необходимо устанавливать в вертикальной скважине пакер выше пласта, на который он воздействует.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание простого, экологически безопасного способа теплового воздействия на пласт, не нарушающего структуру пласта, позволяющего работать в протяженных и горизонтальных скважинах и производить регулировку давления в скважине (закачку в пласт и отбор из пласта) без остановки работы нагревателя.

Техническая задача решается способом тепловой обработки призабойной зоны скважины, включающим заполнение герметичного нагревателя теплоносителем, размещение в скважине и нагрев призабойной зоны скважины.

Новым является то, что призабойную зону скважины строят в виде горизонтально-наклонного или горизонтального ствола, нагреватель выполняют в виде циркуляционного теплообменника, в котором производят прокачку предварительно нагретого на поверхности теплоносителя, перед размещением теплообменника производят исследование физических параметров пласта, определяют внутрипластовое давление пласта и давление образования трещин в коллекторе пласта, при нагреве призабойной зоны пласта в скважине поддерживают давление не ниже начального пластового давления пласта и не выше давления образования трещин в коллекторе за счет отбора из скважины газа и жидкости из низшего уровня.

На чертеже изображена схема для реализации скважины с горизонтальным стволом.

Способ реализуется следующим образом.

Строят скважину 1 с размещением в продуктивном пласте 2 призабойной зоны 3, в которой производят перфорацию 4 обсадной колонны 5. После чего в скважину до призабойной зоны 3 спускают герметичный нагреватель 6, например, выполненный в виде труба 7 в трубе 8, который заполняют теплоносителем и подключают к теплогенератору 9, например к теплообменнику или нагревательному котлу. Так как нагреватель 6 герметичный, то для любых видов пластов и с любой продукцией в качестве теплоносителя можно использовать любые высокотемпературные теплоносители, в том числе и синтетические масла (например, «Therminol» фирмы «Solatia Inc.» - синтетический теплоноситель, предназначенный для работы в диапазоне температур от -115°C до +400°C в жидкой и паровой фазе или аналогичные масла других производителей: ВР, "Shell" и т.д.) Нагреватель 6 соединят с тепло генератором 9 на устье скважины 1, который производит нагрев теплоносителя и из которого насосом 10 производят прокачку предварительно нагретого теплоносителя через циркуляционный нагреватель 6, например: теплоноситель закачивают насосом 10 во внутреннюю трубу 7 до заглушенного конца 11 наружной трубы 8, откуда он по межтрубному пространству этих труб 7 и 8 поднимается на поверхность и далее зацикливается в теплогенераторе 9. Для более эффективного прогрева пласта 2 его призабойную зону 3 рекомендуется строить в виде горизонтально-наклонного или горизонтального ствола, так как по горизонтали длина плата 2 обычно гораздо больше, чем его толщина, при этом нагреваемые продукты от нагревателя 6 поднимаются вверх, наиболее эффективно отдавая вверх тепло. При добыче высоковязких и битуминозных нефтей рекомендуется перед размещением нагревателя 6 производить исследование физических параметров пласта 2 для определения внутрипластового давления пласта 2 в начальном состоянии и давления образования трещин в коллекторе пласта 2. После спуска нагревателя 6 при нагреве призабойной зоны пласта 2, в скважине поддерживают давление, регистрируемое на манометре 12 (с учетом расположения на устье) не ниже начального пластового давления пласта 2, чтобы исключить нарушение целостности коллектора пласта 2 при отборе его продукции, и не выше давления образования трещин в данном коллекторе, чтобы исключить образования трещин с малым сопротивлением, по которым возможен прорыв пара или нагретой жидкости, уменьшая охват и нефтеотдачу пласта 2.

При работе во время нагрева призабойной зоны 3 при вскипании продукции пласта 2 повышается давление в скважине 1 (для наибольшей эффективности используют температуру для нагревания, превосходящую температуру кипения продукции пласта), что отмечается на манометре 12, который показывает давление в скважине 1 с учетом глубины залегания пласта 2, а по мере отбора продукции из пласта 2 давление, оцениваемое манометром 12, снижается. Оценивая показания манометра 12, принимается решение об отборе продукции пласта 2 из скважины 1 или нагнетании насосом 13 жидкости или пара в пласт 2 по скважине 1, осуществляя контроль давления в скважине 1, которое передается на пласт 2.

Отбор продукции пласта 2 осуществляют двумя способами.

При начале прогрева пласта 2 давление в скважине 1 повышается за счет вскипания и расширения жидкой продукции пласта 2 и расширения газа, нагреваясь которые поднимаются по вертикальному участку 14 скважины 1, отбираются и конденсируются, например, в сборной емкости 15. При этом легкие фракции продукции пласта 2, выделяемые при нагреве продукции, могут конденсироваться, собираться в емкости 15 для дальнейших технологических операций.

По мере прогрева и охвата температурным воздействием пласта 2, объем поступающей продукции в скважину 1 увеличивается и мощности нагревателя 6 не хватает для доведения до кипения жидкости, поступающей из пласта 2. Тогда продукцию пласта 2 отбирают при помощи погружного насоса 16 (штангового или высокотемпературного винтового), спускаемого на параллельной колонне труб 17, с использованием двуствольной устьевой арматуры 18 (показана условно), с входом 19, располагаемым в максимально низшем уровне скважины 1 для обеспечения наиболее эффективного отбора продукции пласта 2.

В результате отбора продукции пласта 2 из скважины 1 или других добывающих скважин (на чертеже не показаны), охваченных тепловым воздействием скважины 1, и увеличения охвата температурного воздействия пласт 2, внутри пластовое давление снижается. Для поддержания давления в пласте 2 в него через скважину 1 нагнетают насосом 13 жидкость, (в качестве жидкости могут использовать, например: воду, воду с растворителями, в том числе и углеводородными, нефть и т.п.), газированную жидкость и/или осушенный пар. В результате жидкость под действием нагревателя 6 доводится до кипения, а газ, образовавшийся пар и/или нагнетаемый пар дополнительно нагревается, и создает в скважине 1 необходимое для дальнейшего освоения давление, воздействующее на пласт 2. В качестве углеводородного растворителя могут использовать легкие фракции из добытой продукции пласта 2, находящиеся в емкости 15. Воду с углеводородными растворителями, нефть и газированную жидкость используют при нагнетании в пласт 2 для наиболее эффективного вытеснения с дополнительным разжижением высоковязких и битуминозных нефтей из него. Воду и пар используют в водоносных пластах или нефтеносных пластах, в которых уже образовалась паровая камера (на чертеже не показана) у кровли пласта над скважиной 1 для поддержания баланса между температурой, давлением и объемом камеры, обеспечивающим поддержание воды в ней в парообразном состоянии.

Для распределения добытой продукции пласта 2 и нагнетания жидкости или пара а регулирования объемов закачки теплоносителя в нагревателе 6 используют устьевые задвижки 20.

Использование высокотемпературных теплоносителей с температурой до 400°C позволяет в герметичных нагревателях 6 позволяет снизить вероятность аварийных ситуаций на 90% из-за работы при низких давлениях, повысить коэффициент теплоотдачи, так как в нагревателе стабильно поддерживается высокая температура жидкости без перехода жидкости в газообразное состояние и обратно, что снижает эффективность работы как нагревателя 6, так и теплогенератора 9. Причем для увеличения эффективности воздействия на пласт 2 достаточно увеличить практически неограниченно длину горизонтальной призабойной зоны 3 (линейная зависимость) или увеличить ее диаметр (квадратичная зависимость) до максимально возможного (ограничивается наличием долот большого диаметра).

Работа в вышеописанном диапазоне давлений позволяет увеличить эффективность нагрева призабойной зоны 3 пласта 2, так как теплообменные процессы происходят аналогично ПГВ (то есть равномерно во все стороны от стенок скважины 1 в пласт 2), а конвекционные процессы, связанные массообменном нагреваемой жидкости из скважины 1 и продукцией в пласте 2 через перфорацию 4 призабойной зоны 3, за счет направления вектора нагрева от стенок скважины 1 практически полностью вверх из-за относительно невысокого давления воздействия на пласт 2, а не равномерно от стенок скважины 1 как при ПГВ. При этом анализ и расчеты показали, что чем больше площадь призабойной зоны 3 пласта спроецированная на горизонтальную плоскость, тем выше эффективность используемого метода. При прочих равных условия при использовании призабойной зоны 3 пласта 2 скважины 1 в виде горизонтально-наклонного или горизонтального ствола по отношению к 111 В позволяет увеличить эффективность теплового воздействия в 2-3 раза из-за меньшего рассеивания высоким давлением тепла по пласту 2.

Наибольшую эффективность предлагаемый способ дает на начальных этапах разработки пласта 2, так как нет необходимости строить дополнительные добывающие скважины (на чертеже не показаны), а продукцию пласта добывают из этой же скважины. При этом за счет более эффективного прогрева призабойной зоны 3 пласта 2, промышленная добыча продукции пласта даже высоковязких и битуминозных нефтей начинается через 3-5 месяцев, а не через 2-5 лет - как при ПГВ.

Благодаря естественным конвекционным эффектам при использовании способа в пласте 2 КИН составляет не менее 75%, что значительно превышает используемые способы добычи высоковязкой и битуминозной нефти.

Причем низкая вероятность аварий нагревателя 6, который герметичен и работает при невысоких давлениях, а также относительно невысокие давления, поддерживаемые в скважине 1 для воздействия на пласт 2, позволяют использовать способ и в водоносных пластах. При этом эти давления исключает создание гидродинамических связей с другими пластами (на чертеже не показаны), которые могут быть неодинаковыми по составу продукции, и подземными резервуарами питьевой воды, то есть способ экологически безопасен.

Предлагаемый способ теплового воздействия на пласт прост и эффективен в использовании, экологически безопасен, не нарушает структуру пласта, позволяет работать в протяженных и горизонтальных скважинах и производить регулировку давления в скважине (закачку в пласт и отбор из пласта) без остановки работы нагревателя.

Изобретение относится к горному делу и может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин. Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины заключается в заполнении герметичного нагревателя теплоносителем, размещении его в скважине и нагреве призабойной зоны скважины. Призабойную зону скважины строят в виде горизонтально-наклонного или горизонтального ствола. Нагреватель выполняют в виде циркуляционного теплообменника, в котором производят прокачку предварительно нагретого на поверхности теплоносителя. Перед размещением теплообменника производят исследование физических параметров пласта. Определяют внутрипластовое давление пласта и давление образования трещин в коллекторе пласта. При нагреве призабойной зоны пласта в скважине поддерживают давление не ниже начального пластового давления пласта и не выше давления образования трещин в коллекторе за счет отбора из скважины газа и жидкости из низшего уровня. Техническим результатом является простота и эффективность использования способа, экологическая безопасность. 1 ил.

Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины, включающий заполнение герметичного нагревателя теплоносителем, размещение в скважине и нагрев призабойной зоны скважины, отличающийся тем, что призабойную зону скважины строят в виде горизонтально-наклонного или горизонтального ствола, нагреватель выполняют в виде циркуляционного теплообменника, в котором производят прокачку предварительно нагретого на поверхности теплоносителя, перед размещением теплообменника производят исследование физических параметров пласта, определяют внутрипластовое давление пласта и давление образования трещин в коллекторе пласта, при нагреве призабойной зоны пласта в скважине поддерживают давление не ниже начального пластового давления пласта и не выше давления образования трещин в коллекторе за счет отбора из скважины газа и жидкости из низшего уровня.