Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть Российский патент 2024 года по МПК E21B43/24 

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

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

Недостатками способа являются применение двухустьевых парных скважин, что приводит к высоким материальным и энергетическим затратам на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья. Также увеличение давления (для перехода с закачки пара высокой степени сухости на пар малой степени сухости) не всегда можно зафиксировать на устье нагнетательных скважин, так как на определенном этапе создания обширной паровой камеры с разряжением вследствие выработки запасов не происходит снижения приемистости и роста давления при закачке пара, что приводит к риску прорыва сухого пара к добывающей скважине и снижению продуктивности насоса, и срывам его работы вследствие высокой температуры.

Известен способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий бурение геологоразведочных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, опробование залежи через них и при получении притока нефти проведение ее физико-химического анализа, определение вязкости нефти в пластовых условиях, в зависимости от значения вязкости применение поправочного коэффициента α к формуле расчета объема пара, строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию (см. патент РФ № 2724707, МПК Е21В 43/24, опубл. 25.06.2020, бюл. № 18), который принят за прототип.

В известном способе, в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра – в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ. Смещают конец или концы по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 20 м. Перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле

,

где - масса закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;

- длина фильтровой части добывающей скважины, м;

- коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м;

- поправочный коэффициент, учитывающий вязкость нефти в пластовых условиях;

В процессе закачки расчетного объема пара в горизонтальные скважины два раза в неделю проводят замеры уровней жидкости и давления в затрубном пространстве, отслеживают динамику их изменения. При превышении давления в затрубном пространстве выше значения ( - допустимое давление сохранения целостности покрышки нефтенасыщенной залежи), останавливают освоение горизонтальных скважин закачкой пара и переводят скважины для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины. Далее проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам геофизических исследований дополнительно определяют распределение температур вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. При наличии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос дальше 20 м начала фильтровой части. При отсутствии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос дальше 20 м начала фильтровой части с использованием трубы-хвостовика. Возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции - насосом. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса, увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе насоса, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.

Недостатком данного способа является рассмотрение только одной пары скважин. При этом экономически целесообразным является вовлечение залежей с количеством парных скважин не менее 6 пар, со строительством необходимой инфраструктуры генерации пара и сбора продукции. Парные скважины размещают на участках пласта с нефтенасыщенной толщиной более 10 метров. При этом горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу в плане и на расстоянии 100 метров друг от друга. В данном случае, при запуске одновременно всех скважин под закачку пара, есть значительные риски снижения качества освоения скважин закачкой пара на начальном этапе эксплуатации залежи, связанной с ростом пластового давления до значения давления разрыва породы покрышки (надлежащей над продуктивным пластом) и снижения приемистости скважин при закачке пара. Все это, в свою очередь, приводит к риску создания паровой камеры недостаточного объема над добывающей скважиной для обеспечения притока сверхвязкой нефти и отсутствию термодинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами и, соответственно, к недостижению проектных дебитов по нефти.

Следующим недостатком способа является отсутствие контроля степени сухости пара при выходе из котельной, так как на этапе освоения скважин закачкой пара для создания паровой камеры и создания термодинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами важно, чтобы котельная производила пар с сухостью в диапазоне 90-100 %. Сухой пар содержит в себе меньше воды и, соответственно, меньше будет влиять на рост пластового давления при одновременном освоении нескольких парных скважин, расположенных параллельно друг другу на расстоянии 100 м между собой. Сухость пара важна ещё и потому, что непосредственно влияет на общее количество передаваемой энергии, содержащейся в паре (как правило, скрытой теплоты), которая в свою очередь определяет эффективность и качество подогрева паровой камеры. После завершения освоения парных скважин закачкой пара в обе скважины и перевода добывающей скважины в режим отбора продукции и работы в данном режиме не менее 3 месяцев, возможна закачка более влажного пара с сухостью пара 70-90 % для поддержания пластового давления и образования достаточного объема конденсата в пласте.

Техническими задачами предлагаемого способа являются:

- повышение эффективности освоения и последующей разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, снижение риска значительного роста пластового давления до значения давления разрыва породы покрышки вследствие массового освоения скважин залежи и снижения приемистости при освоении закачкой пара горизонтальных скважин,

- контроль степени сухости закачиваемого пара в обе парные скважины с поддержанием сухости в диапазоне 90-100 % на этапе освоения скважин залежи высоковязкой нефти закачкой пара для создания проницаемой зоны между парными скважинами и паровой камеры над добывающей скважиной.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающем бурение геологоразведочных скважин до строительства горизонтальных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях, далее строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию, в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра – в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ, в обе скважины закачивают расчетный объем пара, после окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, устанавливают спускаемый на колонне НКТ насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины,

причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на входе насоса, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы, согласно техническому решению, при размещении в добывающей скважине одной или двух колонн НКТ смещают конец или концы по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, перед закачкой пара парные скважины, питаемые одним парогенератором, разбивают на 2 группы с расположением скважин одной группы между скважинами другой группы, закачку пара в скважины каждой группы осуществляют поочередно, масса закачиваемого пара в обе скважины рассчитывается по формуле

где – масса закачиваемого пара, т;

– плотность пара, кг/м³;

– средний коэффициент пористости, доли ед.;

– длина горизонтального перфорированного ствола скважины, м;

– средняя толщина нефтенасыщенного пласта, м;

объём пара по массе при соответствующем давлении и температуре в м³/кг, определяемый по стандартной таблице свойств насыщенного водяного пара,

- сухость пара на выходе из парогенератора.

после перевода добывающей скважины на отбор продукции и эксплуатации в данном режиме не менее 3-х месяцев, осуществляется контроль уровня жидкости, при снижении уровня жидкости ниже высоты от поверхности до кровли продуктивного пласта, осуществляется закачка более влажного пара с сухостью 70-90 %.

Реализация предлагаемого способа поясняется графическим материалом.

На фиг. 1 показана схема расположения парных скважин в зависимости от площади и толщины продуктивных залежей.

В зависимости от размера залежи в плане и изменения ее толщины по площади бурят парные скважины с расстоянием между парами не менее 100 м. Расстояние между парой нагнетательной и добывающей скважины составляет около 5 м.

При этом нагнетательные скважины располагаются выше и параллельно добывающим, создается проницаемая зона между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию, в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. Далее в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра – в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, в обе скважины закачивают пар, масса которого рассчитывается по формуле

(1)

где – масса закачиваемого пара в добывающую горизонтальную скважину, т;

– плотность пара, кг/м³;

– средний коэффициент пористости, доли ед.;

– длина горизонтального перфорированного ствола скважины, м;

– средняя толщина нефтенасыщенного пласта, м.

Плотность пара определяется по формуле

(2)

где - объём пара по массе при соответствующем давлении и температуре в м³/кг (по стандартной таблице свойств насыщенного водяного пара),

- сухость пара на выходе из парогенератора.

После окончания закачки расчетного объема пара, скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом. Далее на колонне НКТ спускают насос, оснащенный на приеме датчиками температуры, давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе насоса равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.

До инициации процесса освоения залежи потребное количество пара определяют по числу пар горизонтальных парных скважин (прогнозному количеству скважин на залежи). Так, необходимый суточный объем пара для закачки в нагнетательные скважины после их выхода на постоянный режим работы составляет около 90 т/сут (при этом добывающие работают на отбор продукции). Поэтому подбирают мощность котельной установки исходя из опыта эксплуатации скважин для добычи сверхвязкой нефти на уровне 90 т/сут. Как правило, одной котельной оснащаются не менее 6 пар скважин.

При этом начальный этап освоения залежи закачкой пара во все скважины одновременно несет в себе риски снижения качества освоения скважин закачкой пара, связанной с ростом пластового давления, снижения приемистости при одновременном запуске под закачку всех парных скважин на залежи. Все это может, в свою очередь привести к риску создания паровой камеры над добывающей скважиной недостаточного объема и отсутствию термодинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами, а также производительности котельного оборудования будет недостаточно для обеспечения освоения всех скважин залежи. Поэтому предлагается проводить освоение пар скважин в шахматном порядке через одну пару скважин в несколько этапов. При этом фактическая производительность пара не превышает 90% от максимальной мощности котельного оборудования.

Перед закачкой пара парные скважины, в зависимости от мощности котельной, разбиваются как минимум на 2 группы с расположением скважин одной группы между скважинами другой группы. На фиг. 1 показан вариант разбивки парных скважин на две группы, которые выделены красным и зеленым цветами. На первом этапе закачка пара осуществляется в парные скважины 1/2, 5/6, 9/10, 13/14, 17/18, 21/22, 25/26, 30/31 (горизонтальные стволы скважин помечены красным цветом), а на втором этапе – в парные скважины 3/4, 7/8, 11/12, 15/16, 19/20, 23/24, 27/28, 32/33 (горизонтальные стволы скважин помечены зеленым цветом).

Прогнозную закачку подбирают от числа нагнетательных скважин на данной залежи умножая на среднесуточную закачку на одну скважину, как правило 90 т/сут на нагнетательную скважину. При этом загрузка котельной должна быть не более 90% от максимальной выработки (например, если установлены 4 котла производительностью по 50 т пара в час, суммарная производительность будет 200 т/час или 4800 т/сут, но для оптимальной работы котлов их загрузку нужно держать не более 90%, то-есть общая суточная выработка будет 0,9*4800 = 4320 т/сут). Например, для подбора оптимальной схемы можно выбирать котлы мощностью 12, 25, 50 т/час.

После перевода добывающей скважины на отбор продукции и эксплуатации в данном режиме не менее 3-х месяцев, осуществляется контроль уровня жидкости посредством исследования эхолотом через затрубную запорную арматуру. При снижении уровня жидкости ниже ¼ высоты от поверхности до кровли продуктивного пласта, осуществляется закачка более влажного пара с сухостью 70 - 90% для поддержания пластового давления и образования достаточного объема конденсата в пласте для обеспечения притока жидкости с верхних и периферийных областей созданной паровой камеры к насосам в добывающих скважинах. Тем самым предотвращается прорыв пара, ведущий к перегреву и снижению продуктивности насоса.

Пример конкретного выполнения способа.

Рассмотрим реализацию способа для шести пар скважин, так как при числе пар менее 6 строительство стационарной котельной экономически нецелесообразно.

Продуктивный пласт Архангельской залежи 1 сверхвязкой нефти Архангельского месторождения разбурили вертикальными оценочными скважинами в количестве 117 штук, провели отбор кернов и геофизические исследования. Произвели оконтуривание залежи 1 сверхвязкой нефти размерами 2,9 х 2,1 км, высотой от 17 до 33 м, средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта - 185 м, залежь 1 представлена песчаниками и мелко и среднезернистыми песками. Начальная пластовая температура – 8°С, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 16,4 м, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 29372*10^-6 м²/с.

На залежи сверхвязкой нефти производят строительство шести парных одноустьевых горизонтальных скважин в пределах площади, оконтуренной 10 метровой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта (рис 2). Скважины бурят парами: нижняя добывающая (1, 3, 5, 7, 9, 11) и выше на 5 метров верхняя нагнетательная (2, 4, 6, 8, 10, 12). Пары скважин бурят параллельно друг другу в плане, на расстоянии 100 метров между парами, таким образом, расстояние между смежными добывающими скважинами составляет 100 м. Горизонтальные стволы скважин пробурены долотом диаметром 244,5 мм и обсажены колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части. В нагнетательных и добывающих скважинах размещают по две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, в первой и второй половинах горизонтального ствола (описано в патенте РФ № 2663527, МПК Е21В 43/24, Е21В 47/00, опуб. 07.08.2018, бюл. № 22).

Строят стационарную котельную, при этом мощность подбирают исходя из прогнозной закачки нагнетательных скважин на данной залежи умножая на среднесуточную закачку на одну скважину, 90 т/сут, таким образом, необходимая мощность котельной должна составить 90*6 = 540 т/сут. Данную мощность можно обеспечить наличием одного котла, вырабатывающего максимально 25 т пара в час. При этом суточная максимальная выработка составит 25 т/час*24 часа = 600 т/сут, и загрузка такой котельной (при режиме закачки пара во все 6 нагнетательных скважин и отбора продукции через 6 добывающих скважин) составит 540 т/сут / 600 т/сут * 100% = 90%. Данная загрузка является оптимальной согласно предлагаемого способа.

Далее инициируем закачку пара, но не во все 12 скважин на залежи одновременно (как указано в прототипе), а в 2 этапа - через одну пару. Таким образом в первом этапе будем закачивать пар в скважины первой группы: добывающую 1 и нагнетательную 2, добывающую 5 и нагнетательную 6, добывающую 9 и нагнетательную 10.

Рассчитывают начальную массу закачиваемого пара в каждую горизонтальную скважину по следующей формуле (1).

Далее закачивают пар расчетного объема с сухостью 97 % для освоения и создания гидродинамической связи между парами в объеме. Характеристики скважины первой группы и параметры пара приведены в таблице 1.

Таблица 1. Характеристики скважины первой группы и параметры пара

№ скв. Длина перфорированного участка ствола скважины, м Давление насыщенного пара, МПа Температура кипения (конденсации), ºС Объем по массе, м³/кг Плотность пара, кг/ м³ Коэффициент пористости, доли ед. Н-нефтенасыщенная толщина пласта, м Масса пара для добывающей скважины, тонн Масса пара для нагнетательной скважины, тонн 1/2 578 2,4 220 0,083 12,42 0,31 10,5 6022 7528 5/6 618 2,4 220 0,083 12,42 0,33 11,6 8366 10457 9/10 624 2,4 220 0,083 12,42 0,29 12,3 8346 10432

Парные скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины на 7 суток, далее размещают спускаемые на колонне НКТ электроцентробежные насосы марки ЭЦН5А-160-300 в эксплуатационных колоннах скважин, насосы оснащены на приеме датчиками температуры и давления, и прокладывают оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устья скважин. Начинают отбор из добывающих скважин 1, 5, 9 с дебитом по жидкости 1-90 т/сут, 5 -114 т/сут, 9 – 118 т/сут и возобновляют закачку пара с расходом около 60 т/сут во все три нагнетательные скважины 2, 6, 10.

После этого начинают освоение закачкой пара сухостью 96 % скважин второй группы: добывающую 3 и нагнетательную 4, добывающую 7 и нагнетательную 8, добывающую 11 и нагнетательную 12 с суточным расходом 84 т/сут в нагнетательные скважины и 68 т/сут в добывающие скважины.

Характеристики скважины второй группы и параметры пара приведены в таблице 2.

Таблица 2. Характеристики скважины второй группы и параметры пара

№ скв. Длина перфорированного участка ствола скважины, м Давление насыщенного пара, МПа Температура кипения (конденсации), ºС Объем по массе, м³/кг Плотность пара, кг/ м³ Коэффициент пористости, доли ед. Н-нефтенасыщенная толщина пласта, м Масса пара для добывающей скважины, тонн Масса пара для нагнетательной скважины, тонн 3/4 612 2,4 220 0,083 12,42 0,28 10,9 6206 7758 7/8 643 2,4 220 0,083 12,42 0,33 11,7 8855 11068 11/12 548 2,4 220 0,083 12,42 0,3 12,5 7831 9788

Парные скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины на 7 суток, далее размещают спускаемые на колонне НКТ электроцентробежные насосы марки ЭЦН5А-160-300 в эксплуатационных колоннах скважин, насосы оснащены на приеме датчиками температуры и давления, и прокладывают оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устья скважин. Начинают отбор из добывающих скважин 3, 7, 11 с дебитом по жидкости 3-112 т/сут, 7 -96 т/сут, 11 – 116 т/сут и возобновляют закачку пара с сухостью пара 96 % с расходом около 90 т/сут во все три нагнетательные скважины 4, 8, 12, также в нагнетательных скважинах 2, 6, 10 режим закачки пара устанавливают на уровне 90 т/сут.

Продолжают эксплуатацию парных скважин в данном режиме в течение 3-х месяцев, после чего периодически проводят исследования эхолотом уровня жидкости через затрубную запорную арматуру добывающих скважин, через еще 7 месяцев средний уровень жидкости по данным 6 добывающим скважинам снизился с 123 до 45 метров, при этом в добывающей скважине 7 дебит по жидкости значительно снизился вследствие увеличения температуры в зоне нахождения насоса, по прочим скважинам также зафиксированы небольшие снижения производительности насосов по жидкости. После этого увеличили влажность закачиваемого пара до 75% по сухости. После 2,5 месяцев эксплуатации в данном режиме дебиты по жидкости по всем скважинам восстановились до прежних значений и средний уровень жидкости в затрубном пространстве добывающих скважин увеличился до 95 м.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает бурение геологоразведочных скважин до строительства горизонтальных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, опробование залежи и при получении притока нефти проведение ее физико-химического анализа. Далее осуществляют строительство горизонтальных добывающих скважин и нагнетательных скважин, располагаемых выше и параллельно добывающим скважинам, и создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины каждой пары скважин. После создания проницаемой зоны подают водяного пар только в нагнетательные горизонтальные скважины, а из добывающих горизонтальных скважин отбирают продукцию. При размещении в добывающих скважинах одной или двух колонн НКТ смещают конец или концы по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательных скважин не менее чем на 10 м. Перед закачкой водяного пара парные скважины, питаемые одним парогенератором, разбивают на 2 группы с расположением скважин одной группы между скважинами другой группы, закачку водяного пара в скважины каждой группы осуществляют поочередно. После перевода добывающих скважин на отбор продукции и эксплуатацию в данном режиме не менее 3-х месяцев, осуществляют контроль уровня жидкости. При снижении уровня жидкости ниже 1/4 высоты от поверхности до кровли продуктивного пласта, осуществляют закачка более влажного водяного пара с сухостью 70-90 %. Обеспечивается повышение эффективности освоения и разработки залежи высоковязкой нефти. 1 ил., 2 табл.

Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий бурение геологоразведочных скважин до строительства горизонтальных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях, далее осуществляют строительство горизонтальных добывающих скважин и нагнетательных скважин, располагаемых выше и параллельно добывающим скважинам, перед закачкой водяного пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины каждой пары скважин, причем после создания проницаемой зоны подают водяный пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию, в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра – в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки водяного пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ, в обе скважины каждой пары скважин закачивают расчетный объем водяного пара, после окончания закачки расчетного объема водяного пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, устанавливают спускаемый на колонне НКТ насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, далее возобновляют закачку водяного пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку водяного пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку водяного пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на входе насоса, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы, отличающийся тем, что при размещении в добывающей скважине одной или двух колонн НКТ смещают конец или концы по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, перед закачкой водяного пара парные скважины, питаемые одним парогенератором, разбивают на 2 группы с расположением скважин одной группы между скважинами другой группы, закачку водяного пара в скважины каждой группы осуществляют поочередно, масса закачиваемого водяного пара в обе скважины рассчитывают по формуле:

Μ=ρ⋅m⋅(L/4)⋅π⋅(Η/4)²,

где M - масса закачиваемого пара, т;

ρ= 1/(V⋅χ) - плотность пара, кг/м³;

m - средний коэффициент пористости, доли ед.;

L - длина горизонтального перфорированного ствола скважины, м;

H - средняя толщина нефтенасыщенного пласта, м;

V - объём водяного пара по массе при соответствующем давлении и температуре, м³/кг, определяемый по стандартной таблице свойств насыщенного водяного пара,

χ - сухость пара на выходе из парогенератора,

после перевода добывающей скважины на отбор продукции и эксплуатации в данном режиме не менее 3-х месяцев осуществляют контроль уровня жидкости, при снижении уровня жидкости ниже 1/4 высоты от поверхности до кровли продуктивного пласта осуществляют закачка более влажного водяного пара с сухостью 70-90 %.