Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума Российский патент 2022 года по МПК E21B43/24 E21B43/22 C09K8/592 E21B7/04 E21B49/00 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может найти применение при разработке и/или доразработке залежей высоковязкой нефти тепловыми методами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежей.

В настоящее время основной прирост запасов в структуре активов нефтегазовых компаний связан с увеличением доли месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ). Одним из перспективных направлений в освоении ТРИЗ становится вовлечение в разработку залежей высоковязкой и тяжелой нефти.

Из уровня техники известны методы увеличения нефтеотдачи для повышения эффективности разработки месторождений высоковязкой и тяжелой нефти, основными из которых являются методы закачки теплоносителя и растворителя/катализатора. Закачка теплоносителя в пласт способствует снижению вязкости нефти, тепловому расширению скелета пласта и пластовых флюидов, изменению смачиваемости горных пород и уменьшению межфазного натяжения. Циклическая закачка теплоносителя позволяет прогреть и очистить призабойную зону скважины от отложений парафина и смол, повысить дебит скважин и их продуктивность, тем самым увеличить нефтеотдачу. Закачка растворителя/катализатора ведет к снижению вязкости и повышению подвижности высоковязкой и тяжелой нефти в пластовых условиях. Совместная закачка теплоносителя с катализаторами процессов акватермолиза создает условия для подземного облагораживания тяжелой и высоковязкой нефти, увеличивая нефтеотдачу месторождений тяжелой и высоковязкой нефти.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № RU 2717849 C1 «Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза» авторов Кудряшова СИ., Афанасьева И.С., Федорченко Г.Д. Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов тепловыми методами с использованием закачки нефтерастворимого катализатора акватермолиза, растворителя и водяного пара. Особенностью заявленного способа является то, что разработку пласта ведут с использованием циклической закачки, сначала закачивают нефтерастворимый катализатор акватермолиза, который состоит из органической нефтерастворимой соли никеля - 20-50% в составе смеси алифатических и ароматических углеводородов (в том числе алициклических углеводородов) - 50-80%, далее для вымывания из скважины остатков катализатора и доставки его (катализатора) в нефтенасыщенную зону пласта закачивают органический растворитель, состоящий из смеси алифатических и ароматических углеводородов, далее скважину выдерживают для осуществления максимально эффективной пропитки пласта катализатором и растворителем, затем закачивают пар и выдерживают для прогрева пласта, после чего начинают отбор целевой продукции. При этом обеспечивается повышение эффективности добычи тяжелых нефтей и природных битумов.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № RU 2695353 C1 «Композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара». Изобретение относится к области композиций, используемых в технологических процессах в условиях пласта и предназначено для интенсификации добычи преимущественно тяжелого углеводородного сырья, в частности тяжелой нефти тепловыми методами с использованием водяного пара, наноразмерного катализатора и водород-донорного растворителя, также может найти применение в области переработки тяжелых нефтей и остаточных нефтяных фракций в условиях наземной переработки.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № RU 2339804 С1, МПК Е21В 43/24 автора Ибатуллина Р.Р., где представлен способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов, содержащий бурение по определенной сетке и подготовку к эксплуатации добывающих скважин, которые заканчивают горизонтальными участками в залежи, и нагнетательных скважин, горизонтальные участки которых заканчивают в залежи выше уровня добывающих скважин, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и одновременный отбор углеводородов из добывающих скважин.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту №2237804, МПК Е21В 43/24. Изобретение относится к разработке отложений высоковязких нефтей и битумов с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами. Способ включает бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. Бурение скважин проводят по радиальной сетке. Нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам. Добывающие скважины располагают ближе к нижней границе пласта. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

Авторы патента № RU 2717849 C1 продемонстрировали расчет объемов закачки растворителя и катализатора при разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза. Объем закачки рассчитывают по формулам в зависимости от наличия или отсутствия данных по размерам паровой камеры. Закачивают пар при температуре от 200С до 350С при давлении в пласте от 3 МПа до 15 МПа, прогревают пласт и продолжают закачку пара в течение не менее пяти суток с возможностью протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте. При условии наличия данных по размерам паровой камеры объем закачки рассчитывают по формуле v_к=h_нн⋅(π⋅R_пк²)⋅ρ_п⋅W_б⋅(W_Me⋅Mr_c/Mr_Me)/(W_c⋅ρ_k), где h_нн - проходка ствола горизонтальной скважины по нефтенасыщенному коллектору, м; R_пк - радиус паровой камеры, м; ρ_п - плотность породы, т/м³; W_б - массовая доля нефти в продуктивной зоне пласта; W_Me - массовая доля переходного металла по отношению к массе битума или нефти, проявляющая оптимальную каталитическую эффективность; Мr_с - молекулярная масса органической нефтерастворимой соли переходного металла, г/моль; Мr_Mе - молекулярная масса переходного металла, г/моль; W_c - массовая доля органической нефтерастворимой соли переходного металла в закачиваемом растворе; ρ_к - плотность закачиваемого раствора катализатора, т/м³; при условии отсутствия данных по размерам паровой камеры объем закачки рассчитывают по формуле V_к=V_н⋅ρ_б⋅(W_Me⋅Mr_c/Mr_Me)/(W_c⋅ρ_k), где V_н - объем добытой нефти на предыдущем цикле закачки пара, м³; ρ_б - плотность нефти, тонн/м³; W_Me - массовая доля переходного металла по отношению к массе битума или нефти, проявляющая оптимальную каталитическую эффективность; Мr_с - молекулярная масса органической нефтерастворимой соли переходного металла, г/моль; Мr_Mе - молекулярная масса переходного металла, г/моль; W_c - массовая доля органической нефтерастворимой соли переходного металла в закачиваемом растворе; ρ_к - плотность закачиваемого раствора катализатора, т/м³. Данные формулы может быть использована для определения объемов закачки химической композиции в пласт.

Формула объема закачки растворителя для продавки катализатора в пласт имеет вид: V_р=1,5*(h_нкт*(π*R_нкт²)+(h_вдп-h_нкт)*(π*R_эк²)), где h_нкт - длина участка насосно-компрессорной трубы НКТ, по которой закачивается катализатор, м; R_нкт - радиус участка НКТ, по которой закачивается катализатор, м; h_вдп - длина скважины от устья до верхних дыр перфорации ВДП, м; R_эк - радиус эксплуатационной колонны.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено наиболее близкий аналог - изобретение по патенту № RU 2725624 C1 «Композиция реагентов для химической конверсии тяжелой нефти при закачке пара». В данной работе предложена композиция реагентов, которая включает наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Сr, Mn, Fe, Со, Ni, Сu, Zn, Mo, водород-донорный растворитель нефрас С4-155/205 и спирто-щелочной состав, который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте с концентрацией от 0,1 до 20 мас. %, где композиция реагентов содержится в соотношении: наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов: нефрас С4 - 155/205: спирто-щелочной состав = 1-30 мас. %: 98-50 мас. %: 1-20 мас. %, для химической конверсии тяжелой нефти при закачке пара для интенсификации нефтеотдачи. При паротепловом воздействии незначительная доля смоло-асфальтеновых веществ подвергается химической конверсии. Кроме того, термическое воздействие на пласт способствует образованию свободных радикальных цепей, которые практически сразу подвергаются процессу сшивания (рекомбинации или полимеризации свободных радикалов), что, в конечном счете, приводит к изменениям состава нефти и является причиной повышения вязкости при последующем снижении температуры, что затрудняет ее транспортировку и переработку. Закачка композиции реагентов совместно с теплоносителем, состоящей из нефтерастворимого катализатора, водород-донорного растворителя и спирто-щелочного раствора решает эти проблемы. В результате химической конверсии смол и асфальтенов вязкость значительно снижается. Катализатор обеспечивает повышение глубины конверсии высокомолекулярных компонентов тяжелой нефти. Использование донора водорода предотвращает рекомбинацию образующихся радикалов. Это обеспечивает необратимый характер изменений в составе нефти и стабильное значение вязкости нефти во времени.

Авторы лабораторным путем показали эффективность при использовании катализатора и растворителя на образцах нефти Майоровского месторождения. Заявленный состав композиции для подземного облагораживания тяжелой нефти при закачке пара используют следующим образом: в реактор высокого давления Parr Instrument загружают исследуемую нефть при комнатной температуре, например, 20-25°С. Затем в полученную систему нефть + катализатор + растворитель + спирто-щелочной состав добавляют воду, нагревают до заданной температуры в интервале от 200 до 350°С (например, 200, 250, 300, 350°С), при этом часть воды переходит в паровую фазу. Следует пояснить, что при достижении заданной температуры от 200 до 350°С в ходе процесса образования пара в реакторе повышается давление от 0,8 до 25,0 МПа, что необходимо для моделирования условий процесса паротеплового воздействия в пласте. Продолжительность процесса в реакторе составляет 24 часа. Затем отключают реактор, охлаждают его при комнатной температуре, стравливают давление. Полученную водонефтяную эмульсию центрифугируют с целью отделения нефти от воды. Полученную облагороженную нефть отправляют на определение: содержания смолисто-асфальтеновых веществ (CAB) и вязкость.

Коэффициент нефтевытеснения в контрольном опыте, моделирующем паротепловое воздействие, составляет 13,23%. При комбинации паротеплового воздействия и закачки растворителя коэффициент нефтевытеснения возрастает до 21,64% (на 60%). Содержание асфальтенов снижается с 8,9 до 3,9%. Использование катализатора дополнительно повышает Квыт до 26,12%, т.е. на 20% относительно эксперимента с растворителем и в два раза выше относительно контрольного опыта с паром. При использовании катализатора с предварительным прогревом содержание асфальтенов снижается практически до нуля. Общее содержание CAB снижается с 31,9 мас. % в контрольном опыте до 17,4 мас. %. Эти результаты коррелируют с результатами, полученными в автоклавных экспериментах. Однако глубина конверсии гораздо выше, что объясняется более высокой степенью приближения к пластовым условиям при проведении экспериментов в установке нефтевытеснения. Указанные параметры характеризуют достижение заявленного технического результата - повышение эффективности облагораживания и степени конверсии нефти.

Исследование паротеплового воздействия на уникальной установке нефтевытеснения в условиях, приближенных к пластовым в присутствии и отсутствии катализатора на образцах керна показали, что добавление композиции реагентов для химической конверсии тяжелой нефти к теплоносителю повышает Квыт в два раза относительно опыта с закачкой пара, до 26,12%.

Данные аналоги имеют следующие недостатки: малая площадь охвата залежи добывающими горизонтальными участками и высокое значение остаточной нефти в межскважинном пространстве. Преимуществами нового изобретения в сравнении с аналогами являются использование химических реагентов вместе с пароциклическими обработками для интенсификации добычи нефти, равномерное поддержание пластового давления, благодаря площадной закачке теплоносителя, вытеснение нефти от нагнетательной скважины к забоям добывающих скважин с ее облагораживанием при фильтрации через призабойную зону, обработанную химической композицией.

Задачей и результатом заявленного технического решения является повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти путем облагораживания и конверсии тяжелых нефтей за счет совместного применения пароциклических обработок горизонтальных добывающих скважин с добавлением композиции реагентов для химической конверсии тяжелой нефти, включающей наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов и растворителя и вовлечение в разработку запасов нефти в межскважинном пространстве при осуществлении площадной закачки теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину, расположенную в центре залежи.

Сущность изобретения: Способ разработки залежей высоковязкой нефти, включающий закачку в скважины пара и композиции для химической конверсии тяжелой нефти, которая включает наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Сu, Zn, Mo, водород-донорный растворитель нефрас С4-155/205 и спирто-щелочной состав, который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте с концентрацией от 0,1 до 20 мас. %, где композиция реагентов содержится в соотношении: наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов: нефрас С4 - 155/205: спирто-щелочной состав = 1-30 мас. %: 98-50 мас. %: 1-20 мас. %, на залежи бурят или используют уже пробуренные горизонтальные добывающие скважины с расстоянием между стволами 250-350 м, все указанные скважины подвергаются пароциклической обработке (два цикла), при проведении третьего цикла пароциклической обработки к закачиваемому теплоносителю добавляют указанную выше композицию реагентов для химической конверсии тяжелой нефти и одновременно переводят горизонтальную скважину, находящуюся в центре залежи пластового-сводового типа и расположенную выше уровня остальных добывающих скважин по структуре, под нагнетание, через нее осуществляют постоянную закачку теплоносителя, а отбор пластовых флюидов осуществляют через остальные добывающие скважины, при этом используют пар при температуре до 350°С, объем закачки указанной композиции реагентов для химической конверсии тяжелой нефти рассчитывают индивидуально для каждой скважины, исходя из фильтрационно-емкостных свойств пласта и проходки скважины по нефтенасыщенному коллектору, а состав наиболее эффективного катализатора и концентраций реагентов в композиции определяют на основании лабораторных исследований нефти конкретной залежи. Данный способ повышает эффективность разработки за счет улучшения вытеснения нефти и увеличения площади охвата залежи.

Первые два цикла пароциклических обработок на всех скважинах позволяют извлечь некоторое количество высоковязкой нефти из призабойной зоны, но с каждым последующим циклом эффект от данной технологии снижается, возможно выпадение смоло-асфальтеновых веществ в призабойной зоне. Для увеличения коэффициента охвата и доизвлечения нефти необходимо снижении вязкости нефти и фильтрационного сопротивления при движении флюида в пористой среде породы-коллектора. Добавка химических композиций при третьем цикле пароциклических обработок на добывающих скважинах позволяет решить эти вопросы.

Синергетический эффект от площадной закачки теплоносителя и пароциклических обработок скважин с добавлением катализатора и растворителя заключается в снижении вязкости нефти из-за увеличения температуры и разбавления (добавки химических композиций), поддержания пластового давления, повышения подвижности высоковязкой нефти в пластовых условиях, а также, создания условий для подземного облагораживания высоковязкой нефти, частичной переработки тяжелых фракций непосредственно в пласте, очистки призабойной зоны пласта от АСПО и вытеснения нефти от нагнетательной скважины к забоям добывающих скважин, обработанных катализатором. Так как катализатор остается в пласте, то вытесняемая к забоям добывающих скважин нефть тоже обгораживается, проходя через призабойную зону обработанных катализатором скважин. Все вышеперечисленные факторы обеспечивают интенсификацию добычи нефти и приводят к увеличению КИН.

Авторами нового изобретения для выбора наиболее эффективной нагнетательной скважины для осуществления площадного заводнения теплоносителем и анализа эффективности предварительного проведения пароциклических обработок на всех скважинах была построена секторная гидродинамическая модель выбранного объекта в ПО CMG STARS. Была проведена настройка модели на фактические данные. В модели была воспроизведена история работы скважин и 7 фактических пароциклических обработок (ПЦО). При воспроизведении проведенных ПЦО для учета эффектов, приводящих к увеличению дебитов нефти, помимо снижения вязкости за счет увеличения температуры в призабойной зоне и поддержания пластового давления в симуляторе CMG STARS было реализовано увеличение проводимости, моделирующее очистку призабойной зоны в процессе закачки теплоносителя и задание функций относительных фазовых проницаемостей, зависящих от температуры.

Для определения оценки эффективности площадной закачки теплоносителя на гидродинамической модели было рассчитано четыре прогнозных варианта с различным выбором скважины под закачку теплоносителя.

1) Базовый вариант - продолжение эксплуатации скважин на текущих режимах работы;

2) Вариант 1 - закачка теплоносителя проводится в вертикальную скважину 1, находящуюся в центре пластово-сводовой залежи;

3) Вариант 2 - закачка теплоносителя проводится в добывающую горизонтальную скважину 2Г, переведенную под нагнетание. Скважина находится в купольной части залежи, обладает значительной степенью отбора и является самой продуктивной;

4) Вариант 3 - закачка теплоносителя проводится в добывающую горизонтальную скважину 3Г, переведенную под нагнетание аналогично варианту 2. Данная скважина, также, как и 2Г, находится в центре залежи, но выше всех остальных скважин по структуре пласта и обладает меньшей продуктивностью, чем скважина 2Г.

Результаты расчетов с осуществлением закачки теплоносителя (пара) в скважины 1, 2Г и 3Г, проведенные на прогнозный период 14 лет, представлены в таблице 1.

Накопленная добыча нефти за прогнозый период (14 лет) при закачке в нагнетательную скважину ЗГ выше, чем в вариантах со скважинами 2Г и 1.

На фиг. 1 приведена динамика показателей разработки по вариантам с осуществлением закачки теплоносителя в 2027 году. Динамика обводненности объясняется тем, что к 2027 году давление в модели снижается и с началом нагнетания происходит резкий рост добычи нефти и жидкости.

В варианте с закачкой в вертикальную скважину 1 нагнетаемый агент быстро доходит до добывающей скважины 2Г и происходит рост обводненности, а в вариантах с переводом добывающих скважин 2Г и ЗГ под нагнетание вытеснение происходит более равномерно, и закачиваемый тепловой агент не так быстро достигает стволов добывающих скважин.

Эффективность технологии площадной закачки можно оценить в сравнении с базовым вариантом. В таблице 2 представлены результаты сравнения расчетов с закачкой пара в различные скважины с базовым вариантом, в таблице 3 - показатели эффективности реализации площадной закачки.

Максимальная дополнительная накопленная добыча нефти достигается в варианте с закачкой в скважину №3Г и составляет 195,2 тыс.т. Также, данный вариант характеризуется максимальной дополнительной добычей нефти на 1 тонну закачанного теплоносителя и минимальным водонефтяным отношением.

Таким образом, расчеты на гидродинамической модели показали, что горизонтальная скважина обеспечивает более равномерные восстановление давления и продвижение теплоносителя по объекту. Скважина 3Г является менее продуктивной, чем 2Г и расположена выше остальных по структуре пласта, что является одним из факторов достижения наибольшей дополнительной добычи нефти среди всех вариантов.

Для оценки эффективности проведения дополнительных ПЦО до начала площадной закачки на базе Варианта 3 был выполнен расчет с осуществлением ПЦО на добывающих скважиных в период 2020-2027 гг. Дополнительная добыча нефти в данном варианте выросла на 8,23 тыс.т и составила 203,5 тыс.т, что подтверждает эфффективность проведения дополнительных ПЦО. Результаты расчетов на ГДМ подтверждают, что предварительное проведение пароциклических обработок приводит к увеличению дополнительной добычи нефти. Результаты сравнения вариантов приведены на фиг. 2.

Таким образом, из изложенного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнуты поставленные задачи и заявленный технический результат, рассчитанный на гидродинамических моделях, а именно, доказано, что совместное использование пароциклических обработок с добавлением химических композиций и площадная закачка приводят к интенсификации добычи нефти, а также увеличению коэффициента охвата и вытеснения, что приводит к увеличению КИН.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как из исследованного уровня техники не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью признаков, приведенных в независимом пункте формулы, обеспечивающих достижение заявленных результатов.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как, по мнению заявителя, разработан принципиально новый способ разработки залежей высоковязкой нефти с проведением пароциклических обработок скважин, добавлением на третьем цикле тепловых обработок композиции реагентов с одновременной организацией постоянной закачки теплоносителя в скважину, находящуюся в центральной части залежи.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, так как его можно реализовать в промышленном производстве для добычи высоковязкой и тяжелой нефти с использованием известных средств и материалов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи за счет улучшения вытеснения нефти и увеличения площади охвата залежи. Способ разработки залежей высоковязкой нефти включает закачку в скважины пара и композиции реагентов для химической конверсии тяжелой нефти и отбор пластовых флюидов. Композиция реагентов для химической конверсии тяжелой нефти включает наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo, водород-донорный растворитель нефрас С4-155/205 и спиртощелочной состав, который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте с концентрацией от 0,1 до 20 мас.%. В указанной композиции реагенты содержатся в соотношении наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов : нефрас С4 - 155/205 : спиртощелочной состав 1-30 мас.% : 98-50 мас.% : 1-20 мас.%. На залежи бурят или используют уже пробуренные горизонтальные добывающие скважины с расстоянием между стволами 250-350 м. Все указанные скважины подвергают пароциклической обработке два цикла, при проведении третьего цикла пароциклической обработки к закачиваемому теплоносителю добавляют указанную выше композицию реагентов для химической конверсии тяжелой нефти и одновременно переводят горизонтальную скважину, находящуюся в центре залежи пластового-сводового типа и расположенную выше уровня остальных добывающих скважин по структуре, под нагнетание. Через нее осуществляют постоянную закачку теплоносителя, а отбор пластовых флюидов осуществляют через остальные добывающие скважины. При этом используют пар при температуре до 350°С, объем закачки указанной композиции реагентов для химической конверсии тяжелой нефти рассчитывают индивидуально для каждой скважины исходя из фильтрационно-емкостных свойств пласта и проходки скважины по нефтенасыщенному коллектору, а состав наиболее эффективного катализатора и концентрации реагентов в композиции определяют на основании лабораторных исследований нефти конкретной залежи. 2 ил., 3 табл.

Способ разработки залежей высоковязкой нефти, включающий закачку в скважины пара и композиции реагентов для химической конверсии тяжелой нефти, которая включает наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo, водород-донорный растворитель нефрас С4-155/205 и спиртощелочной состав, который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте с концентрацией от 0,1 до 20 мас.%, где в композиции реагенты содержатся в соотношении наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов : нефрас С4 - 155/205 : спиртощелочной состав 1-30 мас.% : 98-50 мас.% : 1-20 мас.%, отличающийся тем, что на залежи бурят или используют уже пробуренные горизонтальные добывающие скважины с расстоянием между стволами 250-350 м, все указанные скважины подвергают пароциклической обработке два цикла, при проведении третьего цикла пароциклической обработки к закачиваемому теплоносителю добавляют указанную выше композицию реагентов для химической конверсии тяжелой нефти и одновременно переводят горизонтальную скважину, находящуюся в центре залежи пластового-сводового типа и расположенную выше уровня остальных добывающих скважин по структуре, под нагнетание, через нее осуществляют постоянную закачку теплоносителя, а отбор пластовых флюидов осуществляют через остальные добывающие скважины, при этом используют пар при температуре до 350°С, объем закачки указанной композиции реагентов для химической конверсии тяжелой нефти рассчитывают индивидуально для каждой скважины, исходя из фильтрационно-емкостных свойств пласта и проходки скважины по нефтенасыщенному коллектору, а состав наиболее эффективного катализатора и концентрации реагентов в композиции определяют на основании лабораторных исследований нефти конкретной залежи.