Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума Российский патент 2020 года по МПК E21B43/24 E21B7/04 C09K8/592 

Изобретение в целом относится к области горного дела, более детально к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов с нагнетанием (закачкой) теплоносителя, например, пара, при использовании паротепловых методов воздействия, в частности, с применением парогравитационного дренажа SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage).

Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу.

Парогравитационный дренаж (с англ. Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) – технология, которая требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой производится циркуляции пара в обеих скважинах. В связи с этим за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, после чего она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Преимущества технологии парогравитационного дренажа являются: высокий коэффициент извлечения нефти (КИН) — при подходящих условиях достигает 75%; процесс добычи нефти происходит непрерывно; баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат — максимальные объемы извлечения; оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент. Потери ценных компонентов не превышают 10–15% [Вяткин А. С. Обзор внедрения технологии парогравитационного способа добычи нефти // Молодой ученый. — 2017. — №4. — С. 13-15. — URL https://moluch.ru/archive/138/38618/].

Паротепловое воздействие – процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара (http://proofoil.ru/Oilproduction/Steamaction.html).

Наблюдательные скважины – скважины, предназначенные для контроля в процессе разработки в различных участках залежей пластовой температуры, положения водонефтяного, газонефтяного, газоводяного контактов, нефтегазонасыщенности, изменения пластового давления в залежах и законтурной области [ГОСТ Р 53713-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки].

Сетка скважин – в контексте настоящего описания заявитель понимает под указанным термином конфигурацию размещения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте [http://info-neft.ru/index.php?action=full_article&id=308].

Паронефтяной фактор (паронефтяной коэффициент) – количество закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой нефти за счет паротеплового воздействия [https://studbooks.net/1789797/geografiya/sravnenie_metodov_povysheniya_nefteotdachi].

Cмолисто-асфальтеновые вещества (САВ) – это сложная многокомпонентная смесь высокомолекулярных гетероатомных соединений, в составе которых одновременно присутствуют такие элементы, как: углерод, водород, сера, кислород, азот и металлы (в основном, ванадий, никель, железо и молибден). Говоря о смолисто-асфальтеновых веществах обычно подразумевают смолы и асфальтены [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].

Смолы представляют собой твердые аморфные вещества, либо малоподвижные жидкости, от темно-коричневого до черного цвета. В структуре смол присутствует полициклическая конденсированная система, состоящая из 4 - 5-ти колец, 1 - 3-х метильных групп и 1-го длинного алкильного заместителя. Кроме того, обязательным условием является наличие гетероатомов [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].

Асфальтены – аморфные твердые тела от темно-бурого до черного цвета, но обладающие кристаллоподобной структурой. Структура асфальтенов представляет собой полициклические, сильно конденсированные, по большей части ароматические системы, соединенные с пяти- и шестичленными гетероциклами. Молекулы состоят из 4 – 5-ти фрагментов, которые в свою очередь содержат несколько ароматических колец [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].

Далее заявителем представлен анализ уровня техники на дату представления заявочных материалов, при этом заявителем выявлено, что в мире существует насущная проблема по охвату продуктивного пласта паротепловым воздействием с целью снижения вязкости и повышения эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума, а также выявлены существенные сложности в транспортировке и дальнейшей переработке залежей высоковязкой нефти и природного битума, что оказывает влияние на рентабельность освоения залежей высоковязкой нефти и природного битума в целом.

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее:

- освоение альтернативных источников углеводородного сырья, среди которых в качестве наиболее перспективных рассматриваются месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, является актуальной задачей топливно-энергетической отрасли;

- подавляющее число осуществляемых проектов разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов связано с термическими методами воздействия на пласт, например, паротепловое воздействие на пласт;

- одним из перспективных направлений развития термических методов добычи природных битумов является совершенствование паротепловых методов воздействия на пласт.

Паротепловое воздействие на пласт при разработке высоковязких нефтей и природных битумов на дату представления заявочных материалов является наиболее надежным и эффективно применяемым в нефтедобыче способом освоения месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

При этом следует обратить внимание на то, что на дату представления заявочных материалов из уровня техники выявлено использование катализаторов, закачиваемых в пласт совместно с паром.

Однако такие технологии не нашли широкого применения по причине отсутствия эффективных способов для их реализации, в том числе и по причине недостаточной эффективности известных катализаторов при их использовании по назначению. При этом заявленное техническое решение обеспечивает более эффективное использование катализаторов при освоении месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

Далее заявителем представлены материалы исследования уровня техники более детально.

Из исследованного уровня техники известен ряд изобретений, принадлежащих заявителю, а именно, четыре патента по катализаторам внутрипластового гидрокрекинга тяжелого углеводородного сырья, сущность которых (известных изобретений) приведена далее.

Известно изобретение по патенту РФ № 2655391 «Способ получения наноразмерного катализатора на основе смешанного оксида железа для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья и катализатор, полученный этим способом». Сущностью известного технического решения в отношении катализатора является катализатор на основе смешанного оксида железа Fe₃O₄ для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, полученный по п. 1, представляющий собой золь магнетита с химической формулой Fe₃O₄ с размерами частиц, находящимися в диапазоне от 50 и до 165 нм и их объемной концентрацией на уровне не менее 90% от объема полученного целевого продукта.

Известно изобретение по патенту РФ №2613557 «Катализатор внутрипластового гидрокрекинга тяжелого углеводородного сырья и способ его применения». Сущностью известного технического решения является: Катализатор внутрипластового гидрокрекинга тяжелого углеводородного сырья получают реакцией взаимодействия солей органических кислот и водорастворимыми неорганическими солями металлов переменной валентности. Способ применения катализатора по п. 1, заключающийся в том, что катализатор растворяют в растворителе и вводят в пласт. Способ применения катализатора по п. 1, отличающийся тем, что для интенсификации действия катализатора его применяют в совокупности с нагревом объекта воздействия катализатора - тяжелого углеводородного сырья.

Известно изобретение по патенту РФ №2608192 «Катализатор и способ его применения». Сущностью известного технического решения является катализатор нефтеводорастворимый для повышения текучести нефти в продуктивном пласте породы получают реакцией взаимодействия при нагревании лигандообразующего компонента и каталитической основы - оксида металла группы железа, в качестве лигандообразующего компонента используют алкилбензосульфокислоту. Способ применения катализатора по п. 1, заключающийся в том, что катализатор растворяют в рабочей жидкости и вводят в пласт. Способ по п. 7, отличающийся тем, что в качестве полярного растворителя используют воду. Способ по п. 8, отличающийся тем, что в качестве неполярного растворителя используют органический растворитель.

Известно изобретение по патенту РФ №2605935 «Способ получения катализатора для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья и способ его применения». Сущностью известного технического решения является способ получения катализатора для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, заключающийся в том, что проводят реакцию взаимодействия при нагревании от 80^оС до 180^оС оксида металла переменной валентности и алкилбензолсульфокислоты. Способ по п. 1, в котором в качестве металлов переменной валентности используют молибдена (VI) Mo. Способ по п. 1, в котором в качестве металлов переменной валентности используют вольфрама (VI) W. Способ по п. 1, в котором в качестве металлов переменной валентности используют хром (VI) Cr. Способ по п. 1, отличающийся тем, что мольное соотношение оксид металла : алкилбензолсульфокислота выбирают от 1:1 до 1:10 в зависимости от особенностей характерных параметров нефти конкретных месторождений.

Общими недостатками выше указанных изобретений является то, что они разрабатывались и осуществлялись преимущественно для анализа тяжелых нефтей в условиях лаборатории Казанского федерального университета, и не могут быть эффективно использованы в полевых условиях промышленной добычи, в силу отсутствия специально разработанных под эти катализаторы способов именно в полевых условиях.

Далее заявителем приведен анализ уровня техники на дату представления заявочных материалов, которые относятся к повышению эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума без применения катализаторов в пласте.

Известно изобретение по патенту RU №2431745 «Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин», включающий строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную - скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, а отбор продукции через нижнюю - добывающую - скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры. Выше нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят технологическую двухустьевую скважину, причем съем термограммы паровой камеры проводят по данным термодатчиков, которые размещают в технологической и добывающей двухустьевых горизонтальных скважинах, при этом со стороны обоих устьев технологической скважины производят геофизические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры. В процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с обоих устьев контрольной скважины для оценки минерализации находящейся в пробах воды, исходя из минерализации этой воды сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере, причем двухустьевую технологическую скважину при необходимости можно использовать в качестве добывающей скважины.

Недостатками известного способа являются высокие затраты на теплоноситель в связи с тем, что данный способ предполагает наличие высокого паронефтяного фактора. Кроме того, к недостаткам относится ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), а также невозможность достижения необратимого снижения вязкости, плотности, высокого коэффициента нефтеизвлечения. Кроме того, строительство систем горизонтальных двухустьевых скважин при отсутствии вертикальных скважин не обеспечивает принципиальную возможность применения катализаторов как таковых и предполагает исключительно закачку только теплоносителя, например, пара, для добычи целевого продукта – нефти.

Известно изобретение по патенту РФ №2343276 «Способ разработки месторождения высоковязкой нефти», сущностью является способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение добывающих скважин и горизонтальных нагнетательных скважин, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что добывающую скважину бурят до подошвы продуктивного пласта, каждую горизонтальную нагнетательную скважину бурят с периферии участка под нисходящим углом в направлении подошвы пласта к добывающей скважине до образования между скважинами прямой гидравлической связи, после прорыва пара в добывающую скважину закачивают в нагнетательную скважину, являющуюся источником прорыва пара, изолирующий наполнитель с возможностью образования непроницаемой зоны у забоя скважины, при этом закачку изолирующего наполнителя осуществляют до создания первоначального давления нагнетания пара, цикл закачки изолирующего наполнителя в нагнетательную скважину осуществляют после каждого прорыва пара в добывающую скважину.

Основным недостатком известного способа является отсутствие наблюдательных вертикальных скважин, что исключает закачку катализаторов для воздействия на пласт. Вместе с тем, использование известного способа предполагает небольшую эффективность при разработке, ввиду высокого паро-нефтяного коэффициента и низкой рентабельности существующего способа, так как производится бурение в центре одной или куста вертикальных добывающих скважин и горизонтальных нагнетательных скважин. Кроме того, отсутствие наблюдательных вертикальных скважин увеличивают сроки ввода в эксплуатацию месторождения.

Известен патент РФ №2386800 «Способ разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти», включающий бурение вертикальных скважин и парных горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательных скважин, нагнетание теплоносителя в скважины и отбор продукции скважин из добывающей скважины. При этом выделяют пласты, разделенные глинистыми пропластками, большей и меньшей толщины, размещают парные горизонтальные скважины в пластах большей толщины, а вертикальные сообщают с соответствующими пластами меньшей толщины, причем теплоноситель закачивают в парные горизонтальные скважины, а после прогрева соответствующего пласта отбирают продукцию пласта из добывающей скважины с отделением воды, которую после предварительного подогрева закачивают в вертикальные скважины с последующим отбором из них продукции соответствующих пластов, далее цикл повторяют.

Недостатком известного технического решения также является высокий паро-нефтяной коэффициент на стадии ввода и эксплуатации в разработку месторождений высоковязких нефтей и битумов в эксплуатацию. Строительство дополнительных вертикальных скважин, которые сообщаются только с соответствующими пластами меньшей толщины, что не обеспечивает применение катализаторов для воздействия на основную залежь. Кроме того, изобретение предназначено исключительно для повышения эффективности добычи целевого продукта исключительно с использованием закачки пара.

Из исследованного уровня техники выявлено изобретение, выбранное заявителем в качестве прототипа, как совпадающее по наибольшему количеству совпадающих признаков, по патенту РФ №2471972 «Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти». Сущностью прототипа является способ разработки месторождения сверхвязкой нефти, включающий строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, отличающийся тем, что разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин, причем текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры, при этом если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки пара, а если больше, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции, причем в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива.

Недостатками прототипа является:

- использование наблюдательных скважин исключительно для контроля и регулирования текущего размера паровой камеры;

- отсутствие использования катализаторов для облагораживания природных битумов в пластовых условиях.

- недостаточный охват пласта, ограниченный объемом паровой камеры;

- обратимое снижение вязкости, то есть возрастание вязкости до первоначальной при извлечении нефти на поверхность;

- высокие паронефтяной фактор, плотность нефти и содержание серы;

- недостаточное снижение смолисто-асфальтеновых веществ, которые определяют высокую вязкость нефти

- недостаточный показатель коэффициента нефтеизвлечения

- высокие энергозатраты на добычу, подготовку, а также последующую траспортировку и переработку нефти, т.к. после остывания нефтепродукты восстанавливают прежние (исходные) параметры вязкости и их невозможно перекачивать по трубопроводам.

Следует обратить внимание на то, что выявленные технологии добычи высоковязких нефтей и природных битумов обеспечивают некоторое снижение вязкости лишь на этапе добычи нефти, которое является краткосрочным, обратимым и наблюдается только в период паротеплового воздействия и в достаточно широком для обеспечения снижение вязкости в диапазоне температур от 50 до 300°С.

По мере снижения температуры, например, в устье добывающей скважины, температура добываемого сырья составляет около 50°С, а при транспортировке по трубопроводам температура снижается до температуры окружающей среды, при этом наблюдается весьма быстрое нарастание вязкости добываемой нефти по причине её остывании – вязкость возрастает от минимальной 10 сП при 250°С в пласте, до 300 сП при 50°С, например, в устье добывающей скважины и до, например, 3000 сП при 20°С. Таким образом, при вязкости 3000 сП без катализатора продукт невозможно транспортировать по трубопроводам.

Кроме того, паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счёте, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной повышения вязкости при снижении температуры, что затрудняет дальнейший процесс транспортировки и переработки добытого тяжелого углеводородного сырья.

Основываясь на изложенном выше, представляется возможным сделать следующие логические выводы о том, что на дату представления заявочных материалов в мире существует насущная проблема освоения месторождений высоковязких нефтей и природных битумов с применением паротеплового воздействия, включающая значительные экономические затраты на подготовку теплоносителя, например, пара, а также производства его в больших количествах, так как в основном паронефтяной фактор характеризуется высокими значениями. Вместе с тем, проблема включает решение задачи по расширению охвата продуктивного пласта паротепловым воздействием с целью повышения эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума, а также по улучшению ее состава (снижение тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ) и снижению вязкости и плотности и, как следствие, по перекачке добытой продукции по трубопроводу, которые вызывают существенные сложности в транспортировке и дальнейшей переработке добытых с применением паротеплового воздействия высоковязкой нефти и природного битума вследствие того, что разогретая с использованием только паротеплового воздействия битумная нефть достаточно быстро остывает и превращается в исходное высоковязкое состояние, что оказывает негативное влияние на рентабельность освоения залежей высоковязкой нефти и природного битума в целом.

Принимая во внимание выявленные недостатки, заявителем предложено решить данную проблему с применением катализаторов для внутрипластового облагораживания природных битумов в пластовых условиях, которые, будучи поданы в пласт, обеспечивают снижение вязкости продукта до такой степени, чтобы обеспечить не только эффективную добычу, но и самое главное - обеспечить возможность транспортировки продукта по трубопроводу для подачи её в хранилище и последующую транспортировку на переработку. Потому что воздействие катализатора на высоковязкие нефти и природные битумы приводит к существенному изменению физико-химических свойств нефти, а именно – предотвращению процесса сшивания высокомолекулярных радикалов, снижению доли тяжелых фракций и увеличению доли легких фракций, необратимого снижению вязкости, за счет применения катализаторов по патенту №2655391, принадлежащего заявителю, и, как следствие, к повышению нефтеотдачи продуктивного пласта, снижению энергозатрат на транспортировку и, в целом, к снижению капитальных затрат на промышленную переработку высоковязких нефтей и природных битумов (см. патент №2655391).

Применение катализаторов согласно патенту №2655391 позволяет (см. Таблицу 1 на Фиг.1):

- повысить эффективность нефтедобычи в целом за счёт снижения доли высокомолекулярных асфальтенов на 11% по сравнению с их содержанием в исходной нефти;

- снизить долю смол на 10% по сравнению с их содержанием в исходной нефти;

- увеличить долю легких углеводородов до 20% от исходного содержания их в исходной нефти;

- достигнуть снижения вязкости высоковязких нефтей и природных битумов до 60% по сравнению с их содержанием в исходной нефти.

Целью заявленного технического решения являются повышение нефтеотдачи за счет увеличения охвата тепловым воздействием на пласт с использованием известных как таковых катализаторов, с использованием заявленной совокупности действий, по мнению заявителя, не имеющих аналогов в мире, с использованием вертикальных скважин, обеспечивающих реализацию целого комплекса задач, таких, как контроль показателей, например, температуры, обводненности, а также за счет обеспечения непрерывных геофизических исследований (проведения ГИС) с возможностью осуществления контроля в режиме реального времени за распределением теплоносителя в пласте, а также закачку известных как таковых катализаторов, которые обеспечивают улучшение химического состава нефти и тем самым способствуют снижению вязкости, плотности, паронефтяного фактора, серы. Вследствие указанного обеспечивается возможность повышения эффективности отбора нефти с одновременной экономией эксплуатационных затрат.

При этом в случае использования катализаторов нанометрового диапазона указанный процесс протекает наиболее интенсивно в силу как более высокой площади удельной поверхности указанных катализаторов, так и природных свойств указанных катализаторов.

На отбор нефти и нефтеотдачу нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти существенное влияние оказывает реализуемая система сеток скважин и использование теплоносителей при разработке нефтяного месторождения. В заявленном техническом решении система сеток как таковая в целом не претерпела изменений, однако к ней были добавлены дополнительные вертикальные скважины.

При этом общеизвестно, что наибольшее влияние на снижение вязкости нефти оказывает повышение ее температуры, а на охват - применение горизонтальных нагнетательных скважин. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать одновременно залежи вязкой, высоковязкой и сверхвязкой нефти. В заявленном техническом решении решается задача повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат при разработке месторождения с залежами вязкой, высоковязкой и сверхвязкой нефти с помощью использования заявленной совокупности признаков и применения известных как таковых катализаторов для внутрипластового облагораживания природных битумов в пластовых условиях, патентообладателем которых является заявитель, некоторые из которых приведены выше по тексту.

Техническими результатами заявленного технического решения является бурение новых, либо использование уже имеющихся наблюдательных скважин, обеспечивающих:

1 - повышение коэффициента извлечения нефти (нефтеотдачи пласта), т.е. эффективности процесса вытеснения из нефтеносного пласта породы и добычи высоковязких нефтей и битумов за счет нагнетания известных как таковых катализаторов через вертикальные наблюдательные скважины, при этом исключив недостатки известных способов;

2 - интенсификация деструкции смолисто-асфальтеновых веществ в течение всего периода освоения месторождения, снижение их содержания и увеличение легких фракций;

3 - снижение плотности нефти;

4 - достижение необратимого снижения вязкости;

5 - снижение содержания серы в нефти;

6 - снижение паронефтяного фактора до показателя менее 3 т пара/1 т добытой нефти;

8 - снижение срока ввода в эксплуатации месторождения до 60% за счет применения катализаторов;

10 - улучшение и упрощение условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума;

11 - улучшение состава, реологических и физико-химических характеристик нефти;

12 - увеличение охвата пласта за счет увеличения объема паровой камеры в результате использования катализатора.

Указанные результаты обеспечиваются за счет совокупности заявленных признаков.

Сущностью изобретения является способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума, заключающийся в строительстве горизонтальных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, либо в использовании уже имеющихся этих скважин, закачивании теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и создании паровой камеры, последующем отборе продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контролировании состояния паровой камеры, причем в качестве теплоносителя используется перегретый пар, отличающийся тем, что через вертикальные наблюдательные скважины закачивают катализатор для внутрипластового облагораживания высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях в количестве, обеспечивающем возможность снижения тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, вязкости и плотности добываемой нефти внутри пласта, при этом вертикальные наблюдательные скважины бурят к нагнетательной горизонтальной скважине на равном расстоянии друг от друга в количестве, определяемом длиной нагнетательной горизонтальной скважины и/или охватом пласта катализатором, отвечающем максимально возможным перекрытием зон распространения катализатора в пласте при его нагнетании, на расстоянии, например от 30 м до 200 м, при этом закачку катализатора осуществляют через вертикальные наблюдательные скважины в трех возможных вариантах, а именно, после полной выработки продуктивного пласта путем парогравитационного дренажа, не дожидаясь полной выработки продуктивного пласта путем парогравитационного дренажа одновременно с закачкой теплоносителя в парные горизонтальные добывающую и расположенную выше нагнетательную скважины, не дожидаясь полной выработки продуктивного пласта путем парогравитационного дренажа после прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, когда прекращают закачку теплоносителя в горизонтальную добывающую скважину и пар подают только в горизонтальную нагнетательную скважину, при этом использование заявленного способа также осуществляют уже на разрабатываемых месторождениях высоковязких нефтей и природных битумов с применением уже имеющихся горизонтальных добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин путем парогравитационного дренажа. Способ заключается также в том, что в зависимости от месторождения нефти через вертикальные наблюдательные скважины закачивают один из катализаторов из ряда:

– наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида железа Fe₃O₄, представляющий собой золь магнетита с химической формулой Fe₃O₄ с размерами частиц, находящимися в диапазоне от 50 и до 165 нм и их объемной концентрацией на уровне не менее 90% от объема полученного целевого продукта;

– катализатор, состоящий из органического агента - соли органической кислоты и каталитической основы - активных металлов переменной валентности, а именно - молибдена Mo, вольфрама W, хрома Cr, в виде водорастворимых неорганических солей;

– катализатор, состоящий из лигандообразующего компонента - алкилбензосульфокислоты и каталитической основы - оксида металла группы железа;

– катализатор, состоящий из алкилбензосульфокислоты и оксида металла переменной валентности, а именно оксидов молибдена Mo, вольфрама W, хрома Cr.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1 - Фиг.3.

На Фиг.1 представлены результаты апробации катализатора по патенту РФ №2655391.

На Фиг.2 показана схема реализации заявленного способа, где:

1 – вертикальные скважины;

2 – горизонтальная нагнетательная скважина;

3 – горизонтальная добывающая скважина;

4 - поверхность водо-нефтяного контакта;

5 – продуктивный (нефтеносный) пласт породы;

6 – колонна труб для подачи теплоносителя;

7 – устройство контроля температуры;

8 – паровая камера;

9 – высоковязкая нефть, битум.

На Фиг.3 приведена Таблица 2, в которой приведены результаты осуществления заявленного способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта, смоделированного в лабораторных условиях, которые соответствуют условиям, имеющимся в пласте.

Заявленный способ осуществляется путем строительства (или использования существующих) добывающих горизонтальных скважин в области подошвы продуктивного пласта породы и нагнетательных горизонтальных скважин на требуемом расстоянии от добывающей скважины. Закачка теплоносителя в пласт производится посредством использования нагнетательных горизонтальных скважин, с возможностью отбора целевого продукта пласта из добывающей скважины.

Помимо горизонтальных, строят (или используют существующие) вертикальные наблюдательные скважины, обеспечивающие, кроме того, возможность закачки каталитических агентов - катализаторов внутрипластовой конверсии высоковязких нефтей и природных битумов. Дополнительное химическое воздействие на пласт с использованием катализаторов обеспечивает возможность внутрипластового облагораживания высоковязких нефтей и природных битумов, что обеспечивает улучшение химического состава нефти и тем самым приводит к необратимому снижению вязкости и плотности.

В каждой скважине периодически проводят отбор проб нефти для анализа свойств высоковязкой нефти в режиме реального времени для контролирования процесса добычи. По результатам выполненных исследований проб (по полученным показателям вязкости нефти) выбирают одну из пар добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин, анализируют влияние изменения физико-химических свойств высоковязкой нефти на предмет равномерности прогрева паровых камер что, в свою очередь, является признаком эффективности разработки пласта в режиме реального времени, регулируют режим закачки теплоносителя и отбора продукции до достижения равномерного распространения паровых камер, ведут мониторинг дебита и вязкости высоковязкой нефти. Проводят геофизические исследования, определяют нефтенасыщенность в зоне добывающей скважины.

Катализаторы для внутрипластового облагораживания природных битумов в пластовых условиях, распределившись в пласте, запускают процесс разрушения смолисто-асфальтеновых веществ, за счет чего снижается плотность, вязкость нефти, содержание в ней серы. Таким образом, удается решить сразу 2 задачи – улучшить как химический, так и качественный состав добываемой нефти. Это, в свою очередь, позволяет повысить нефтеотдачу и упростить дальнейшую транспортировку и переработку. Еще одним достоинством заявленного технического решения является то, что катализаторы способны работать практически в течение всего периода освоения месторождения.

При этом следует акцентировать внимание на том, что вертикальные скважины при необходимости обеспечивают возможность производить дополнительные геофизические и гидродинамические исследования, например, путем спуска уровнемера и/или выполнения других работ для исследования и/или контроля пласта, например, определения эффективности воздействия катализатора на те или иные участки залежи, что повышает эффективность заявленного технического решения при использовании по назначению, что, соответственно, приводит к исключению необходимости остановки добычи и/или закачки теплоносителя.

Вследствие выполнения указанных действий с использованием заявленного способа обеспечивается повышение эффективности разработки залежи в целом.

Заявленный способ осуществляется следующим путем:

1 - строят добывающие горизонтальные скважины для извлечения нефти;

2 - строят нагнетательные горизонтальные скважины для закачки пара;

3 - строят вертикальные наблюдательные скважины для контроля за состоянием углеводорода в пласте и закачки катализаторов;

4 – закачивают катализатор для внутрипластового облагораживания природных битумов в пластовых условиях.

Далее заявителем приведен Пример осуществления заявленного способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта породы месторождения (Фиг.2).

Заявленный способ состоит из 4 этапов.

Первый этап. Строительство добывающих горизонтальных скважин для извлечения нефти.

Используют уже пробуренные, или уже ранее эксплуатированные, или строят горизонтальные добывающие скважины 3 путем бурения по подошве продуктивного пласта с применением телеметрического оборудования в количестве 2-х штук для точности передачи информации и устранения помех с гидро- и электроканалом. После этого проводят комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) вдоль горизонтального участка ствола, горизонтальные добывающие скважины 3 обсаживают трубами диаметром 245 мм и 168 мм (на Фиг.2 не показаны). Трубы диаметром 245 мм цементируют термостойкими тампонажными растворами, трубы диаметром 168 мм не цементируют. Горизонтальные участки горизонтальных добывающих скважин 3 перфорированы.

Второй этап. Строительство нагнетательных горизонтальных скважин для закачки пара.

Используют уже пробуренные, или уже ранее эксплуатированные, или строят горизонтальные нагнетательные скважины 2 путем бурения на расстоянии 5 м выше горизонтальных добывающих скважин 3, с соблюдением установленного коридора (выше/ниже до 1 м и право/влево до 2 м). Бурение нагнетательных горизонтальных скважин 2 ведут так же с использованием телеметрического оборудования с гидро- и электроканалом, для точности передачи и устранение помех. Горизонтальные нагнетательные скважины 2 обсаживают трубами диаметром 245 мм и 168 мм (на Фиг.2 не показаны). Трубы диаметром 245 мм цементируют термостойкими тампонажными растворами, трубы диаметром 168 мм не цементируют. Горизонтальные участки горизонтальных нагнетательных скважин 2 перфорированы.

Третий этап. Строительство вертикальных наблюдательных скважин для контроля за состоянием углеводорода в пласте и закачки катализаторов.

Используют уже пробуренные, или уже ранее эксплуатированные, или строят вертикальные скважины 1 путем бурения с поверхности роторным способом до подошвы продуктивного пласта, с отбором керна для определения мощности и пространственного простирания продуктивного пласта. Далее производят обсадку вертикальных скважин трубами диаметром 245 мм и 168 мм (на Фиг. 2 не показаны) и их (вертикальных скважин 1) цементирование термостойкими тампонажными растворами, далее проводят комплекс геофизических исследований скважин (ГИС).

Вертикальные наблюдательные скважины 1 бурят по направлению к нагнетательной горизонтальной скважине 2 на равном расстоянии друг от друга в количестве, определяемым длиной нагнетательной горизонтальной скважины 2 и/или охватом пласта катализатором, отвечающим максимально возможным перекрытием зон распространения катализатора в пласте при его нагнетании, на расстоянии, например, от 30 м до 200 м, и/или на равном расстоянии друг от друга в количестве, например, трех и расположенных по одной по центру, около «носка» и «пятки» горизонтальной нагнетательной скважины 2.

Четвертый этап. Процесс осваивания и ввода месторождения в эксплуатацию.

Определяют наличие гидравлической связи между горизонтальными нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинами. При отсутствии гидравлической связи между ними эту связь обеспечивают, например, гидроразрывом пласта. Закачку теплоносителя осуществляют в горизонтальные нагнетательные скважины 2.

На этапе освоения месторождения (см. Фиг.2) в горизонтальную нагнетательную 2 и горизонтальную добывающую 3 скважины закачивают теплоноситель – водяной пар для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры 8. При этом с помощью вертикальных скважин 1 производят геофизические и гидродинамические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры, которые (исследования) проводят путем спуска приборов для геофизических и гидродинамических исследований в вертикальные скважины 1, например, проводят съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры. При этом в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с вертикальных скважин 1 для оценки минерализации находящейся в пробах воды. Далее, исходя из показателя минерализации воды, сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры. Далее при необходимости производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере.

Далее, после достижения температуры в пласте на забое скважины 250 – 300°С и паровой камеры 150 – 200°С, а также после создания проницаемой зоны, подают пар только в горизонтальную нагнетательную скважину 2, а по горизонтальной добывающей скважине 3 отбирают продукцию до полной выработки продуктивного пласта. При этом осуществляют закачку катализатора через вертикальные наблюдательные скважины 1, при этом в зависимости от месторождения нефти закачивают один из катализаторов, обеспечивающих возможность снижения тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, вязкости и плотности добываемой нефти внутри пласта, например, из ряда:

– наноразмерный катализатор по патенту №2655391 на основе смешанного оксида железа Fe₃O₄, представляющий собой золь магнетита с химической формулой Fe₃O₄ с размерами частиц, находящимися в диапазоне от 50 и до 165 нм и их объемной концентрацией на уровне не менее 90% от объема полученного целевого продукта;

– катализатор по патенту РФ №2613557, состоящий из органического агента - соли органической кислоты и каталитической основы - активных металлов переменной валентности, а именно - молибдена Mo, вольфрама W, хрома Cr, в виде водорастворимых неорганических солей;

– катализатор по патенту РФ №2608192, состоящий из лигандообразующего компонента - алкилбензосульфокислоты и каталитической основы - оксида металла группы железа;

– катализатор по патенту РФ №2605935, состоящий из алкилбензосульфокислоты и оксида металла переменной валентности, а именно оксидов молибдена Mo, вольфрама W, хрома Cr.

При этом могут использоваться не только представленные и известные как таковые катализаторы, а любые другие катализаторы, в том числе вновь разрабатываемые катализаторы, обеспечивающие возможность снижения тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, снижение вязкости и плотности добываемой нефти внутри пласта. В зависимости от месторождения используют различные катализаторы, обеспечивающие достижение заявленного технического результата при осуществлении заявленного способа.

При этом создают проницаемую зону между верхней горизонтальной нагнетательной 2 и вертикальной наблюдательной 1 скважиной после полной выработки продуктивного пласта, или, не дожидаясь полной выработки продуктивного пласта, одновременно с закачкой теплоносителя в парные горизонтальные добывающие 3 и расположенную выше нагнетательную скважины 2, или, не дожидаясь полной выработки продуктивного пласта, после прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, когда прекращают закачку теплоносителя в парные горизонтальные добывающие скважины 3 и пар подают только в горизонтальную нагнетательную скважину 2.

После снижения вязкости нефти до текучести в районе горизонтального участка добывающей скважины 3 производят отбор нагретого продукта 9, например – нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют с использованием устройства контроля температуры 7, например, оптоволоконного кабеля (Фиг.2). Контроль пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например – катализаторов, через вертикальные скважины 1.

В зависимости от месторождения нефти, используют известные как таковые катализаторы, обеспечивающие возможность снижения тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, вязкости и плотности добываемой нефти, например, по патентам заявителя №№ 2655391, 2613557, 2608192, 2605935, либо другие катализаторы, в том числе вновь разрабатываемые катализаторы, обеспечивающие возможность снижения тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, снижение вязкости и плотности добываемой нефти внутри пласта.

Под действием катализатора интенсифицируются процессы деструктивного гидрирования. Насыщенная фракция обогащается нормальными алканами С₁₀-С₁₅ – продуктами деструкции смол и асфальтенов.

В экспериментах установлено, что в результате акватермолиза содержание смол снижается, одновременно с чем наблюдают возрастание содержания ароматической фракции, которая насыщается тяжелыми ароматическими углеводородами, такими, например, как диметилфенантрен, тетрагидрофенантрен, тетраметилфенантрен – продуктами деструкции смол и асфальтенов.

Заявленное техническое решение представляет собой комбинирование метода SAGD с термохимической обработкой пластов, с применением способа закачки катализаторов через вертикальные наблюдательные скважины.

При этом эффективность заявленного технического решения в целом достигается использованием совокупности заявленных признаков, а закачка в скважину катализаторов приводит к улучшению состава, реологических и физико-химических характеристик добываемой продукции и улучшения условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума.

Использование заявленного способа способствует повышению извлечения углеводородного флюида (флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе – высоковязких нефтей, природных битумов за счет понижение их вязкости и повышение текучести.

При этом с помощью вертикальных скважин проводится последовательная, пошаговая обработка всего пласта с контролем и поддержанием необходимых условий состава, реологических и физико-химических характеристик природной высоковязкой нефти и/или битума.

Использование заявленного технического решения возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например, закачки рабочих агентов – катализаторов на вновь пробуренных вертикальных скважинах.

Пример осуществления предполагаемого изобретения показывает его эффективность даже для нерентабельных в настоящее время месторождений углеводородного сырья, которые ранее были законсервированы вследствие высокой стоимости извлечения вязкого флюида и, конечно же, для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.

На Фиг.3 заявителем приведены результаты осуществления заявленного способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта, смоделированного в лабораторных условиях, которые соответствуют условиям, имеющимся в пласте. В качестве пилотного объекта выбрано Ашальчинское месторождение с терригенным типом коллектора.

Основываясь на изложенных выше результатах, возможно констатировать, что заявленный способ (закачка катализатора через вертикальные наблюдательные скважины) позволяет достичь поставленные цели и заявленный технический результат, а именно:

- с введением катализатора коэффициент извлечения нефти увеличился на 25% (с 0,36 до 0,47)

- достигнуто снижение доли тяжелых фракций – смол (с 33,9 мас.% до 19,4 мас.%) и асфальтенов (с 5,8 мас.% до 5,2 мас.%); увеличение доли легких фракций – насыщенных (с 31,3 мас.% до 35,1 мас.%) и ароматических углеводородов (с 29,0 мас.% до 40,3 мас.%) тяжелой нефти;

- обеспечено необратимое снижение плотности (с 0,982 г/см³ до 0,905 г/см³) и вязкости тяжелой нефти и природных битумов, использование воздействия катализатора с паром приводит к снижению вязкости нефти в 2,2 раз, с 3450 мПа•с до 1780 мПа•с;

- достигнуто снижение серы в нефти с 3,1 мас.% до 2,6 мас.%;

- снижен паронефтяной фактор с 3,55 т пара/1 т до показателя 2,7 т пара/1 т добытой нефти;

- обеспечено снижение срока ввода в эксплуатации месторождения до 60% за счет использования катализаторов, которые обеспечивают улучшение состава нефти;

- достигнуто улучшение состава, реологических и физико-химических характеристик нефти;

- улучшены и упрощены условия транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума за счет снижения вязкости и улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик нефти;

- достигнуто увеличение охвата пласта за счет увеличения объема паровой камеры, а также в результате использования известных как таковых катализаторов, которые снижают температуру реакций крекинга и гидрогенолиза (деструкции) смолисто-асфальтеновых веществ в течение всего периода освоения месторождения.

Анализ результатов лабораторных исследований, приведенных в Таблице 2, подтверждает достижение всех поставленных целей и заявленных технических результатов.

Таким образом, из изложенного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнуты все поставленные цели и заявленные технические результаты:

1 - повышен коэффициент извлечения нефти (нефтеотдачи пласта) с 0,36 до 0,47, т.е. увеличена эффективность процесса вытеснения из нефтеносного пласта породы и добычи высоковязких нефтей и битумов за счет нагнетания известных как таковых катализаторов через вертикальные наблюдательные скважины, при этом исключив недостатки известных способов;

2 - достигнута интенсификация деструкции смолисто-асфальтеновых веществ в течение всего периода освоения месторождения и снижение доли смол (с 33,9 мас.% до 19,4 мас.%) и асфальтенов (с 5,8 мас.% до 5,2 мас.%) и увеличение доли легких фракций – насыщенных (с 31,3 мас.% до 35,1 мас.%) и ароматических углеводородов (с 29,0 мас.% до 40,3 мас.%) тяжелой нефти;

3 - снижена плотность нефти с 0,982 г/см³ до 0,905 г/см³;

4 - достигнуто необратимое снижение вязкости с 3450 мПа•с до 1780 мПа•с;

5 - снижено содержание серы в нефти с 3,1 мас.% до 2,7 мас.%;

6 - снижен паронефтяной фактор до показателя 2,7 т пара/1 т добытой нефти;

8 - снижен срок ввода в эксплуатации месторождения до 60% за счет применения катализаторов;

10 - улучшен состав, реологические и физико-химические характеристики нефти;

11 - улучшены и упрощены условия транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума;

12 - увеличен охват пласта за счет увеличения объема паровой камеры в результате использования катализатора.

При этом заявитель поясняет, что данные, представленные в Таблице 2 на Фиг.3, являются подтверждением доказательства достижения поставленных целей и заявленного технического результата при осуществлении заявленного способа на примере использования одного из известных как таковых катализаторов, обеспечивающих снижение тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, снижение вязкости и плотности добываемой нефти внутри пласта. При этом заявитель делает логический вывод, что при использовании в заявленном способе катализаторов по остальным представленным патентам будет достигаться тот же самый технический результат – снижение тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, снижение вязкости и плотности добываемой нефти внутри пласта, что следует из описаний известных изобретений. Исходя из изложенного выше, заявитель делает логический вывод, что в заявленном способе могут использоваться не только представленные и известные как таковые катализаторы, а любые другие катализаторы, в том числе вновь разрабатываемые катализаторы, обеспечивающие возможность снижения тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, снижение вязкости и плотности добываемой нефти внутри пласта. При этом следует подчеркнуть, что в зависимости от месторождения используют различные катализаторы, обеспечивающие достижение заявленного технического результата при осуществлении заявленного способа.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. заявленная совокупность признаков группы изобретений не выявлена из исследованного уровня техники и не известны технические результаты, которые реализованы в заявленном техническом решении, а именно - обеспечена возможность реализации двенадцати приведенных выше технических результатов. При этом повышение эффективности разработки осуществляется паротепловым способом с применением катализаторов для внутрипластового облагораживания высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на полученные технические результаты.

Заявленное техническое решение можно реализовать в промышленном производстве – для добычи полезных ископаемых – углеводородных энергоносителей. Это соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.

Изобретение в целом относится к области горного дела. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, обеспечение непрерывных геофизических исследований с возможностью осуществления контроля в режиме реального времени за распределением теплоносителя в пласте, улучшение химического состава нефти, снижение вязкости, плотности, паронефтяного фактора нефти, снижение содержания серы с одновременной экономией эксплуатационных затрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума строят горизонтальные добывающую и расположенную ниже нагнетательную скважины, а также вертикальные наблюдательные скважины, которые бурят к нагнетательной горизонтальной скважине на равном расстоянии друг от друга в количестве, определяемом длиной нагнетательной горизонтальной скважины и/или охватом пласта катализатором, отвечающем максимально возможным перекрытием зон распространения катализатора в пласте при его нагнетании, либо в используют уже имеющиеся такие скважины. Через вертикальные наблюдательные скважины закачивают катализатор для внутрипластового облагораживания высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях в количестве, обеспечивающем возможность снижения тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, вязкости и плотности добываемой нефти внутри пласта. Закачку катализатора осуществляют в трех возможных вариантах: после полной выработки продуктивного пласта путем парогравитационного дренажа, не дожидаясь полной выработки продуктивного пласта путем парогравитационного дренажа одновременно с закачкой теплоносителя в парные горизонтальные добывающую и расположенную выше нагнетательную скважины, не дожидаясь полной выработки продуктивного пласта путем парогравитационного дренажа после прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, когда прекращают закачку теплоносителя в горизонтальную добывающую скважину и пар подают только в горизонтальную нагнетательную скважину. В качестве теплоносителя используют перегретый пар. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума, заключающийся в строительстве горизонтальных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, либо в использовании уже имеющихся этих скважин, закачивании теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и создании паровой камеры, последующем отборе продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контролировании состояния паровой камеры, причем в качестве теплоносителя используют перегретый пар, отличающийся тем, что через вертикальные наблюдательные скважины закачивают катализатор для внутрипластового облагораживания высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях в количестве, обеспечивающем возможность снижения тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, вязкости и плотности добываемой нефти внутри пласта, при этом вертикальные наблюдательные скважины бурят к нагнетательной горизонтальной скважине на равном расстоянии друг от друга в количестве, определяемом длиной нагнетательной горизонтальной скважины и/или охватом пласта катализатором, отвечающем максимально возможным перекрытием зон распространения катализатора в пласте при его нагнетании, на расстоянии, например от 30 м до 200 м, при этом закачку катализатора осуществляют через вертикальные наблюдательные скважины в трех возможных вариантах, а именно, после полной выработки продуктивного пласта путем парогравитационного дренажа, не дожидаясь полной выработки продуктивного пласта путем парогравитационного дренажа одновременно с закачкой теплоносителя в парные горизонтальные добывающую и расположенную выше нагнетательную скважины, не дожидаясь полной выработки продуктивного пласта путем парогравитационного дренажа после прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, когда прекращают закачку теплоносителя в горизонтальную добывающую скважину и пар подают только в горизонтальную нагнетательную скважину, при этом использование заявленного способа также осуществляют уже на разрабатываемых месторождениях высоковязких нефтей и природных битумов с применением уже имеющихся горизонтальных добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин путем парогравитационного дренажа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в зависимости от месторождения нефти через вертикальные наблюдательные скважины закачивают один из катализаторов из ряда:

– наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида железа Fe₃O₄, представляющий собой золь магнетита с химической формулой Fe₃O₄ с размерами частиц, находящимися в диапазоне от 50 и до 165 нм и их объемной концентрацией на уровне не менее 90% от объема полученного целевого продукта;

– катализатор, состоящий из органического агента - соли органической кислоты и каталитической основы - активных металлов переменной валентности, а именно - молибдена Mo, вольфрама W, хрома Cr, в виде водорастворимых неорганических солей;

– катализатор, состоящий из лигандообразующего компонента - алкилбензосульфокислоты и каталитической основы - оксида металла группы железа;

– катализатор, состоящий из алкилбензосульфокислоты и оксида металла переменной валентности, а именно оксидов молибдена Mo, вольфрама W, хрома Cr.