Способ разработки пласта сверхвязкой нефти с проведением кислотных обработок Российский патент 2025 года по МПК E21B43/24 E21B43/27 

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

Известен способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2663527, МПК Е21В43/24, Е21В 47/00 опубл. 07.07.2017, Бюл. №22), 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, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию, отличающийся тем, что 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 со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле: V=Lф*m,

где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;

Lф - длина фильтровой части добывающей скважины, м;

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

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 которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции электроцентробежным насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного 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 электроцентробежного, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.

Недостатками способа являются снижение эффективности разработки в процессе эксплуатации парных горизонтальных скважин с паротепловым воздействием ввиду снижения продуктивности скважин, вызванной засорением и снижением пропускной способности фильтра-хвостовика и приемного модуля насоса отложениями карбонатных и сульфатных солей, что может приводить не только к снижению объемов добываемой жидкости, но и к повышению недогруза насоса и его выходу из строя ввиду срывов подачи и увеличением токовых характеристик работы, а также снижение приемистости в нагнетательной скважине, вызванной также отложениями карбонатных и сульфатных солей в фильтре-хвостовике и на стенках НКТ в нагнетательной скважине.

Известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU 2766283, МПК E21B 43/24, C09K 8/58, опубл. 11.03.2022, бюл. №8), включающий последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт приготовленной на устье скважины бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава, отличающийся тем, что предварительно определяют приемистость добывающей скважины, вязкость нефти в пластовых условиях и минерализацию попутно добываемой воды, в зависимости от приемистости определяют объем бинарной смеси, при приемистости от 48 до 249 м³ /сут закачивают 2-4 м³ бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, при приемистости от 250 м³/сут до 360 м³/сут закачивают 4-7 м³ бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, в качестве бинарной смеси используют раствор, содержащий 50-55%-ный водный раствор аммиачной селитры и 45-50%-ный водный раствор нитрита натрия в объемном соотношении указанных водных растворов 1:1, далее производят закачку инициатора взаимодействия, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм³ и выше в качестве инициатора взаимодействия используют реагент Жель в объеме 1-3% от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды ниже 200 г/дм³ в качестве инициатора взаимодействия используют формалин в объеме 1-3% от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях до 30 мПа·с в качестве инициатора взаимодействия используют 15%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты в объеме 3-5% от объема бинарной смеси, далее производят закачку кислотного состава в объеме, равном половине объема бинарной смеси, а в качестве кислотного состава используют 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты.

Недостатками способа является то, что закачка бинарной смеси не позволяет поддерживать необходимое пластовое давление, обеспечиваемое за счет постоянной закачки пара при разработке месторождения методом парогравитационного дренирования.

Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах (варианты) (патент RU № 2686768, МПК Е21В 43/27, Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 49/00, C09K 8/72 опубл. 30.04.2019 Бюл. №13), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, спуск колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) или безмуфтовых длинномерных труб (БДТ) колтюбинговой комбинированной установки, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колонне НКТ или БДТ и контроль технологических параметров пласта, отличающийся тем, что перед спуском колонны НКТ или БДТ определяют приемистость горизонтальной нагнетательной скважины и коэффициенты глинистости и карбонатности в породе обрабатываемого пласта, выделяют интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м³/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед., определяют длину и объем выделенного интервала, при длине интервала, равной длине горизонтальной части нагнетательной скважины, спускают колонну технологических НКТ или безмуфтовых длинномерных труб (БДТ) колтюбинговой комбинированной установки выше 3-5 м от забоя горизонтальной нагнетательной скважины, через колонну технологических НКТ или БДТ закачивают кислотный состав в горизонтальную нагнетательную скважину, причем при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту - 0,33-0,50, 70%-ную фтористоводородную кислоту - 0,04-0,07 и воду - остальное, при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту - 0,33-0,50 и воду - остальное, объем кислотного состава определяют в зависимости от объема выделенного интервала, продавливают кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в вертикальную часть скважины, закрывают горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование до 4-5 ч, спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и промывают горизонтальную нагнетательную скважину аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения водородного показателя рН выносимой жидкости, далее производят закачку теплоносителя и отбор продукции.

Недостатками известного способа являются обработка пласта, а точнее его наиболее уплотненных и заглинизированных интервалов, что эффективно для увеличения охвата пласта и выравнивания притока, но в процессе эксплуатации проблема отложения карбонатных и сульфатных солей на элементах внутрискважинного оборудования остается неизменной, также при закачке высококонцентрированных кислот возрастает вероятность возникновения коррозии внутрискважинного оборудования, что повышает вероятность выхода из строя внутрискважинного оборудования и снижает продуктивность работы добывающей скважины.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки пласта сверхвязкой нефти, увеличение продуктивности работы добывающей скважины и приемистости нагнетательной скважины за счет проведения кислотных обработок от отложений карбонатных и сульфатных солей.

Технические задачи решаются способом разработки пласта сверхвязкой нефти, с проведением кислотных обработок, включающим использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, спуск колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) или безмуфтовых длинномерных труб (БДТ) колтюбинговой комбинированной установки, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колонне НКТ или БДТ и контроль технологических параметров пласта.

Новым является то, что в добывающую и нагнетательную скважину спускают колонны НКТ или БДТ со смещенными концами по горизонтали относительно концов колонн от 25 м до 300 м, обработку призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин осуществляют через соответствующую колонну НКТ или БДТ кислотными составами 6-10% для удаления отложений с фильтра-хвостовика, колонн НКТ или БДТ и элементов насоса в добывающей скважине при открытой затрубной задвижке на устьевой арматуре добывающей или нагнетательной скважины с контролем скорости закачки кислотного состава для предотвращения возможного излива жидкости из открытой затрубной задвижки, после осуществляют подъем колонны НКТ или БДТ на 50-100 м соответствующей скважины и повторяют закачку кислотного состава при закрытой затрубной задвижке не менее 3 раз, после осуществляется продавка кислотной композиции водой через соответствующую колонну НКТ или БДТ не превышая допустимое давление разрыва покрышки пласта.

Также новым является, что при длине обрабатываемой части фильтра скважины от 300 по 700 м производят подъем колонны НКТ с поинтервальной закачкой кислотного состава в объеме 0,2-0,7 м³ каждые 50-70 м горизонтального ствола соответствующей скважины до тех пор пока забой колонны НКТ не достигнет верхней точки обработки фильтра скважины, а при длине обрабатываемой части фильтра скважины от 700 до 1300 м производят подъем колонны НКТ с поинтервальной закачкой кислотного состава по 0,8-1,1 м³ через каждые 90-100 м до тех пор, пока забой колонны НКТ не достигнет верхней точки обработки фильтра скважины.

Новым является также то, что при длине обрабатываемой части фильтра скважины от 300 м по 700 м производят подъем БДТ с поинтервальной закачкой кислотного состава в объеме 0,5-0,8 м³ каждые 70-90 м горизонтального ствола соответствующей скважины до тех пор пока забой колонны БДТ не достигнет верхней точки обработки фильтра скважины, а при длине обрабатываемой части фильтра скважины от 700 м до 1300 м производят подъем БДТ с поинтервальной закачкой кислотного состава по 1,0-1,3 м³ через каждые 100 м до тех пор пока забой колонны БДТ не достигнет верхней точки обработки фильтра скважины.

Новым является также то, что обработку насоса в добывающей скважине производят 6-10% кислотным составом в объеме 0,5-1 м³ через колонну НКТ без подъема колонны.

На фиг. 1 изображен профиль пары горизонтальных скважин, эксплуатирующих продуктивный пласт с размещением насоса в добывающей скважине.

На фиг. 2 изображен профиль пары горизонтальных скважин с размещением колонн НКТ в обеих скважинах для закачки кислотных составов.

Способ разработка пласта 1 сверхвязкой нефти с проведением кислотных обработок, включает в себя использование пары горизонтальных нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, спуск колонн насосно-компрессорных труб - НКТ или безмуфтовых длинномерных труб - БДТ колтюбинговой комбинированной установки, с фильтрами-хвостовиками 4 и 5, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колонне НКТ или БДТ и контроль технологических параметров пласта. В горизонтальных скважинах 2 и 3 проводят геофизические исследования скважин - ГИС для определения фильтрационно-емкостных показателей пласта 1, а также нефтенасыщенности вдоль горизонтальных стволов парных скважин 2 и 3. В скважины 2 и 3 спускают соответствующие колонны НКТ или БДТ 6, 7 в нагнетательной скважине и колонны НКТ 8 в добывающей скважине (фиг. 1 и 2), причем концы колонн двух колонн НКТ или БДТ 6, 7 в нагнетательной 2 скважине и колонне НКТ или БДТ 8 в добывающей 3 скважине размещают со смещением по горизонтали относительно концов колон от 25 м до 300 м.

Для обеспечения равномерности прогрева используют в добывающей 2 скважине: одну колонну НКТ или БДТ 8 (фиг. 1) или две (не показан): если протяженность горизонтальной части добывающей скважины 2 от 300 по 700 м, то используют одну колонну НКТ или БДТ 8 в добывающей скважине 2, если от 700 по 1300 м – то две колонны НКТ или БДТ 8.

В обе скважины 2 и 3 через колонны НКТ или БДТ 6, 7 и 8, соответственно, закачивают теплоноситель – пар до создания гидродинамической связи между парами скважин 2, 3. Останавливают закачку и выдерживают скважины для распределения тепла, термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 3. В добывающей скважине 3 проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 3 (фиг. 2) размещают спускаемый на колонне НКТ или БДТ 9 насос 10 и оптоволоконный кабель (не показан) по всей длине ствола добывающей скважины 3 для контролирования процесса равномерного прогрева паровой камеры. Производят регулируемую закачку пара через колонны НКТ или БДТ 6 и 7 нагнетательной скважины 2 и регулируемый отбор продукции насосом 10 со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 3 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 10 при наличии датчика.

Спускают технологическую колонну НКТ или БДТ до нижней точки интервала обработки фильтра-хвостовика 4, 5 нагнетательной и добывающей скважин 2, 3. Осуществляют обработку обсадных колонн с фильтрами-хвостовиками 4, 5 нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин кислотными составами (например, ингибированной соляной кислотой) с целью удаления отложений карбонатных и сульфатных солей на фильтрах-хвостовиках 4, 5, насосно-компрессорных трубах 6, 7, 9, на элементах насоса 10 для повышения эффективности разработки пласта сверхвязкой нефти, увеличения (восстановления) продуктивности работы добывающей скважины и приемистости нагнетательной скважины. Производят подъем колонны НКТ с поинтервальной закачкой кислотного состава до тех пор, пока забой колонны НКТ не достигнет верхней точки интервала обработки фильтра скважины.

Примеры конкретного выполнения.

В пласте 1 (фиг. 1) Красногорского месторождения Студено-Ключевского поднятия по результатам анализа ГИС и керна ранее пробуренных поисковых и оценочных скважин, обнаружен участок продуктивного пласта 1 с высокой битумонасыщенностью (большим содержанием сверхвязкой нефти), в данном участке запроектирована пара горизонтальных скважин 2 и 3. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 23853*10-6 м2/с (при начальной пластовой температуре 8°С). Производят строительство двух одно-устьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Добывающая скважина 3 глубиной 958 м и нагнетательная скважина 2 глубиной 954 м. Добывающая скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 620 м на глубине 178 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с фильтром-хвостовиком 4. Нагнетательная скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 613 м на глубине 173 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, горизонтальный ствол нагнетательной скважины 2 обсажен колонной с фильтром-хвостовиком 5. В горизонтальных стволах нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин про-одят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола нагнетательной скважины 2, после чего размещают две колонны НКТ 6, 7 в нагнетательной скважине 2 и колонны НКТ 8 в добывающей скважине 3. В нагнетательной скважине 2, конец первой колонны НКТ 6 диаметром 60 мм устанавливают в зону с нефтенасыщенностью 64 % на глубину 383 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 68 % на глубину 766 м. В добывающей скважине 3 конец колонны НКТ 8 диаметром 60 мм спускают на глубину 489 м.

В нагнетательную 2 и добывающую 3 скважины через соответствующие колонны НКТ 6, 7, и 8 закачивают пар суммарным объемом 9060 т, 5090 т в нагнетательную скважину 3 и 3970 т в добывающую 3 и останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 3 на 13 суток, далее проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 3 размещают спускаемый на колонне НКТ 9 насос 10 на глубине 514 м, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра-хвостовика 5 горизонтального участка добывающей скважины 3. Закачку пара через нагнетательную скважину 2 через колонны НКТ 6 и 7 возобновляют в режиме 115 т/сут, а отбор продукции насосом 10 в режиме 90 т/сут проводят со съемом термограммы вдоль горизонтального участка добывающей скважины 3 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 10 для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины 3 и паровой камеры. Постепенно изменяя режим закачки – 90 т/сут и отбора – 85 т/сут достигают постоянного режима работы пары нагнетательной скважины 2 и добывающей скважины 3 при стабилизации температуры на приеме насоса на уровне 90-95 0С.

Через 10 месяцев эксплуатации, добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин в вышеописанном режиме, начинает происходить снижение режима отбора жидкости в добывающей скважине 2 с 85 т/сут до 35-40 т/сут, при этом обводненность добываемой продукции повысилась с 75 % до 90-93 %. Осуществляют подъем колонны НКТ 9 и насоса 10 и обратный спуск колонны НКТ 9 для проведения обработки призабойной зоны добывающей скважины 2 кислотным составом – 8 % ингибированной соляной кислотой, с целью удаления отложений карбонатных и сульфатных солей с фильтра-хвостовика 5, с насосно-компрессорных труб 9, и элементов насоса 10 для повышения эффективности разработки пласта сверхвязкой нефти, увеличения продуктивности работы добывающей скважины 3. По колонне НКТ 9 закачивают 8% ингибированную соляную кислоту в объеме 2 м³ при открытой затрубной задвижке на устьевой арматуре добывающей скважины 3, при этом ведут визуальный мониторинг и регулируют скорость закачки кислотного состава для предотвращения возможного излива жидкости из открытой затрубной задвижки добывающей скважины 3. Повторяют закачку 8% ингибированной соляной кислоты по колонне НКТ 9 в объеме 0,5 м³ при закрытой затрубной задвижке. Далее осуществляют подъем колонны НКТ на 70 м и повторяют закачку 8% ингибированной соляной кислоты по колоннам НКТ 5 и 6 в объеме 0,5 м³ при закрытой затрубной задвижке, далее осуществляют еще 5 операций с подъемом на 50-100 м колонны НКТ 9 и закачки 8% ингибированной соляной кислоты в объеме 0,2-0,7 м³ при закрытой затрубной задвижке. Далее продавливают композицию водой (уд. вес. 1,0-1,09 г/см3) через колонну НКТ 9 в объёме 1,8 м³ не превышая допустимое давление разрыва покрышки пласта 1. Далее осуществляют подъем колонны НКТ 9 и повторный спуск насоса 10 на колонне НКТ 9. Закачку пара через нагнетательную скважину 2 через колонны НКТ 6 и 7 возобновляют в режиме 100 т/сут, и запускают отбор продукции насосом 10, при этом режим отбора достигает значений 90-95 т/сут, обводненность добываемой продукции вернулась на прежние значения 75-78 %.

Через 7 месяцев эксплуатации нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин в вышеописанном режиме начинает происходить снижение приемистости нагнетательной скважины 2 с 90 т/сут до 65 т/сут. По колонне НКТ 7 закачивают 8% ингибированную соляную кислоту в объеме 2,5 м3 при открытой затрубной задвижке на устьевой арматуре нагнетательной скважины 2, с контролем скорости закачки кислотного состава для предотвращения возможного излива жидкости из открытой затрубной задвижки. Повторяют закачку 8% ингибированной соляной кислоты по колонне НКТ 7 в объеме 0,4 м³ при закрытой затрубной задвижке. Далее осуществляют еще 6 операций с подъемом на 50-70 м колонны НКТ 7 и закачки 8% ингибированной соляной кислоты в объеме 0,2-0,5 м3 при закрытой затрубной задвижке. Далее продавливают композицию водой (уд. вес. 1,0-1,09 г/см3) через колонну НКТ 7 в объёме 1,5 м³ не превышая допустимое давление разрыва покрышки пласта 1. Далее колонну НКТ 7 спускают на глубину 790 м. Закачку пара через нагнетательную скважину 2 через колонны НКТ 6 и 7 возобновляют в режиме 100 т/сут, и запускают отбор продукции насосом 10, при этом приемистость нагнетательной скважины 2 с достигла прежних значений – 90-100 т/сут.

На второй паре скважин рассматриваемого участка при прочих равнозначных условиях не проводили обработки кислотными составами призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин. В результате после 13 месяцев эксплуатации произошло снижение режима отбора жидкости в добывающей скважине 3 с 128 т/сут до 70-75 т/сут, при этом обводненность добываемой продукции повысилась с 85 % до 95 %, приемистость нагнетательной скважины 2 также снизилась с 140 /сут до 75-80 т/сут.

Предлагаемый способ разработки пласта сверхвязкой нефти с проведением кислотных обработок позволяет повысить эффективность разработки пласта сверхвязкой нефти, увеличить продуктивность работы добывающей скважины и приемистость нагнетательной скважины за счет проведения кислотных обработок от отложений карбонатных и сульфатных солей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Техническим результатом является увеличение продуктивности работы добывающей скважины и приемистости нагнетательной скважины за счет проведения кислотных обработок от отложений карбонатных и сульфатных солей. Заявлен способ разработки пласта сверхвязкой нефти с проведением кислотных обработок, включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, спуск колонн насосно-компрессорных труб - НКТ или безмуфтовых длинномерных труб - БДТ колтюбинговой комбинированной установки, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колонне НКТ или БДТ и контроль технологических параметров пласта. При этом в добывающую и нагнетательную скважины спускают колонны НКТ или БДТ со смещенными концами по горизонтали относительно друг друга от 25 м до 300 м. Обработку призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин осуществляют через соответствующую колонну НКТ или БДТ кислотным составом, в качестве которого используют 6-10% ингибированную соляную кислоту при открытой затрубной задвижке на устьевой арматуре добывающей или нагнетательной скважины с контролем скорости закачки кислотного состава для предотвращения возможного излива жидкости из открытой затрубной задвижки. После осуществляют подъем колонны НКТ или БДТ на 50-100 м соответствующей скважины и повторяют закачку кислотного состава при закрытой затрубной задвижке не менее 3 раз. После закачки кислотного раствора осуществляют продавку кислотного состава водой через соответствующую колонну НКТ или БДТ, не превышая допустимое давление разрыва покрышки пласта. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки пласта сверхвязкой нефти с проведением кислотных обработок, включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, спуск колонн насосно-компрессорных труб - НКТ или безмуфтовых длинномерных труб - БДТ колтюбинговой комбинированной установки, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колонне НКТ или БДТ и контроль технологических параметров пласта, отличающийся тем, что в добывающую и нагнетательную скважины спускают колонны НКТ или БДТ со смещенными концами по горизонтали относительно друг друга от 25 до 300 м, обработку призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин осуществляют через соответствующую колонну НКТ или БДТ кислотным составом, в качестве которого используют 6-10% ингибированную соляную кислоту, для удаления отложений с фильтра-хвостовика, НКТ или БДТ и элементов насоса в добывающей скважине при открытой затрубной задвижке на устьевой арматуре добывающей или нагнетательной скважины с контролем скорости закачки кислотного состава для предотвращения возможного излива жидкости из открытой затрубной задвижки, после осуществляют подъем колонны НКТ или БДТ на 50-100 м соответствующей скважины и повторяют закачку кислотного состава при закрытой затрубной задвижке не менее 3 раз, после осуществляют продавку кислотного состава водой через соответствующую колонну НКТ или БДТ, не превышая допустимое давление разрыва покрышки пласта.

2. Способ разработки пласта сверхвязкой нефти с проведением кислотных обработок по п.1, отличающийся тем, что при длине обрабатываемой части фильтра скважины от 300 по 700 м производят подъем колонны НКТ с поинтервальной закачкой кислотного состава в объеме 0,2-0,7 м³ каждые 50-70 м горизонтального ствола соответствующей скважины до тех пор, пока конец колонны НКТ не достигнет верхней точки обработки фильтра скважины, а при длине обрабатываемой части фильтра скважины от 700 до 1300 м производят подъем колонны НКТ с поинтервальной закачкой кислотного состава по 0,8-1,1 м³ через каждые 90-100 м до тех пор, пока конец колонны НКТ не достигнет верхней точки обработки фильтра скважины.

3. Способ разработки пласта сверхвязкой нефти с проведением кислотных обработок по п.1, отличающийся тем, что при длине обрабатываемой части фильтра скважины от 300 м по 700 м производят подъем БДТ с поинтервальной закачкой кислотного состава в объеме 0,5-0,8 м³ каждые 70-90 м горизонтального ствола соответствующей скважины до тех пор, пока конец колонны БДТ не достигнет верхней точки обработки фильтра скважины, а при длине обрабатываемой части фильтра скважины от 700 м до 1300 м производят подъем БДТ с поинтервальной закачкой кислотного состава по 1,0-1,3 м³ через каждые 100 м до тех пор, пока конец колонны БДТ не достигнет верхней точки обработки фильтра скважины.

4. Способ разработки пласта сверхвязкой нефти с проведением кислотных обработок по одному из пп. 1, 2 или 3, отличающийся тем, что обработку насоса в добывающей скважине производят 6-10% ингибированной соляной кислотой в объеме 0,5-1 м³ через НКТ без подъема колонны.