Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)

Авторы патента:

Хисамов Раис Салихович (RU)

Ибатуллин Равиль Рустамович (RU)

Ризванов Рафгат Зиннатович (RU)

Ганеева Зильфира Мунаваровна (RU)

Хисаметдинов Марат Ракипович (RU)

Усманова Марьям Сабировна (RU)

E21B43/22 - с применением химикалий или бактерий (E21B 43/27 имеет преимущество; добыча нефти из нефтеносных песков или сланцев - химическая часть C10G)

Владельцы патента RU 2547025:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Предложение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ, до закачки в пласт суспензии определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией 0,15-40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанное ПАВ 0,001-1,0, указанная вода остальное, закачку в пласт суспензии и раствора ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3):1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины - при приемистости 200-400 м³/сут - 1-2:1, 400-500 м³/сут - 2-3:1, более 500 м³/сут - 3:1, между суспензией и раствором ПАВ производят закачку воды с минерализацией 0,15-40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией 0,0001-0,1 мас. %. По другому варианту в указанном способе в воде с минерализацией 40-300 г/л в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас. %, при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанное ПАВ 0,001-1,0, указанная вода - остальное, закачку в пласт суспензии и раствора ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе - при приемистости 200-400 м³/сут - 1-2:1, 400-500 м³/сут - 2-3:1, более 500 м³/сут - 3:1, а между суспензией и раствором производят закачку воды с минерализацией 40-300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией 0,0001 0,1 мас. %. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 пр., 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, а именно повышению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии (пат.RU №2136872, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.1999, Бюл. №25). В водной дисперсии в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. Водную дисперсию закачивают оторочками. Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1-10%. В каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера. При этом общее уменьшение количества глинопорошка лежит в пределах от 15 до 0 вес. % при увеличении количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1 вес. %. В качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы.

Недостатком данного способа является низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка водной дисперсии вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ. В качестве указанного раствора используют смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе (пат.RU №2487234, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2013, Бюл. №19).

Недостатком способа является многокомпонентность раствора ПАВ, что создает трудности при использовании способа в промысловых условиях.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины полимердисперсной системы в количестве 1-25% объема пор и раствора ПАВ с последующим вытеснением водой (пат.RU №1566820, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.02.1996, Бюл. №16).

Способ малоэффективен для увеличения нефтеотдачи пластов из-за использования неионогенного ПАВ (НПАВ) с низкими нефтеотмывающими свойствами, обусловленными недостаточно низким межфазным натяжением.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий циклическую закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее воздействие на пласт водным раствором химреагента (пат.RU №2065947, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.08.1996, Бюл. №20). В качестве химреагента используют раствор, содержащий нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 580, оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и растворитель.

Недостатком способа является низкая технологичность вследствие недостаточно высоких нефтеотмывающих свойств раствора ПАВ, многокомпонентности и высокой вязкости состава, что затрудняет его приготовление в промысловых условиях и закачку в пласт и приводит к низкой нефтеотдаче пластов.

Способ также сложен в осуществлении из-за использования чередующейся закачки водного раствора частично гидродролизованного полимера и глинистой суспензии, который не обеспечивает полного блокирования высокопроницаемых обводненных зон и вовлечения в разработку ранее недренируемых пропластков продуктивного пласта за счет выравнивания фронта заводнения и увеличения охвата пластов воздействием. В результате нефтеотдача пласта остается невысокой.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта и расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ.

Новым является то, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас.%:

указанное ПАВ	- 0,001-1,0,
указанная вода	- остальное,

закачку в пласт указанных суспензии и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют в объемном соотношении (1-3):1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины - при приемистости 200-400 м³/сут - 1-2:1, 400-500 м³/сут - 2-3:1, более 500 м³/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором указанного ПАВ комплексного действия производят закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.%.

Также технические задачи решаются способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ.

Новым является то, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

указанное ПАВ	- 0,001-1,0,
указанная вода	- остальное,

закачку в пласт указанных суспензии и раствора комплексного ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе - при приемистости 200-400 м³/сут - 1-2:1, 400-500 м ³/сут - 2-3:1, более 500 м³/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором комплексного ПАВ производят закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.%.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

По первому варианту

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия.

Приготовление и закачку водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.

Водную суспензию полимера и глинопорошка готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.

В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 0,15 до 40 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полимер в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается глинопорошок. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка закачивают через нагнетательную скважину.

Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия и их концентрации выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе (табл. 1).

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка осуществляют закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% в объеме 5-20 м³. Затем закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л.

Раствор ПАВ комплексного действия подается дозировочным насосом в нагнетательную линию перед насосом высокого давления с концентрацией от 0,001 до 1,0 мас.%.

По второму варианту

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а также добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ.

Приготовление и закачку водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.

В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 40 до 300 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полимер в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается глинопорошок. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка закачивают через нагнетательную скважину.

Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и их концентрации выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе (табл. 1).

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка осуществляют закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% в объеме 5-20 м³. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л.

Раствор комплексного ПАВ подается дозировочным насосом в нагнетательную линию перед насосом высокого давления с концентрацией от 0,001 до 1,0 мас.%.

Для приготовления водной суспензии полимера и глинопорошка используют следующие реагенты:

- в качестве полимера используют полиакриламиды (ПАА) отечественного или импортного производства с молекулярной массой не менее 5×10⁶, со степенью гидролиза в пределах от 5 до 20%, массовая доля основного вещества - не менее 90%;

- в качестве глинопорошка используют бентонитовые глинопорошки, хорошо набухающие в пресной воде.

В качестве ПАВ используют:

- ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля, плотность при 20°C 1,06-1,11 г/см³, pH 6-10 ед., внешний вид - прозрачная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета, массовая доля активного вещества не менее 30 мас.% - водно-спиртовой раствор смеси неионогенных (моноалкилфениловый эфиры полиэтиленгликоля) поверхностно-активных веществ, концентрация водно-спиртового раствора не менее 70 мас.% (для осуществления способа по первому варианту);

- комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.%, массовой долей активного вещества не менее 40 мас.% - водно-спиртовой раствор смеси неионогенных (моноалкилфениловый эфиры полиэтиленгликоля) и катионных (алкилдиметилбензиламмоний хлорид) поверхностно-активных веществ, pH 6-9 ед., внешний вид - жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, концентрацией водно-спиртового раствора - не менее 50 мас.% (для осуществления способа по второму варианту).

Для оценки нефтеотмывающих свойств раствора комплексного ПАВ использовали показатель - межфазное натяжение растворов комплексных ПАВ на границе «нефть-вытесняющая жидкость» в воде с минерализацией от 0,15 до 300 г/л. Результаты исследований приведены в табл. 2.

Анализ полученных данных показывает, что предлагаемые растворы комплексных ПАВ (опыты 1, 6, 4, 9, табл. 2) по сравнению с прототипом (опыты 11-14, табл. 2) имеют более низкие значения межфазного натяжения на границе «нефть-вытесняющая жидкость».

Кроме того, наилучшими нефтеотмывающими свойствами обладает ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л (опыты 1-3, табл. 2), а комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л (опыты 8-10, табл. 2).

Также из табл. 2 видно, что комплексные ПАВ обладают низкой вязкостью (опыты 1-10, табл. 2) по сравнению с прототипом (опыты 11, 13, табл. 2). Вследствие этого комплексные ПАВ обладают хорошей проникающей способностью в пласт.

Эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу в лабораторных условиях оценивалась по двум показателям - остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см²). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,810-0,890 г/см³. Далее проводят вытеснение нефти водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л с замером на выходе объемов нефти и воды.

В табл. 3 приведены результаты лабораторных исследований на насыпных физических моделях пласта по определению остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеизвлечения при последовательной закачке водной суспензии полимера и глинопорошка, воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% и раствора ПАВ.

Пример 1. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Затем закачивают воду с минерализацией 0,15 г/л в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт (концентрация водно-спиртового раствора 70 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 55,3, а остаточный фактор сопротивления - 13,4 (см. табл. 3, опыт 1).

Пример 2. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,005 мас.% и глинопорошка с концентрацией 8 мас.%. Затем закачивают водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,1 в объеме 10% от объема пор и после этого закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт (концентрация водно-спиртового раствора 70 мас.%) с концентрацией 0,05 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды.

Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 2:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 56,8, а остаточный фактор сопротивления - 17,4 (см. табл. 3, опыт 8).

Пример 3. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Затем закачивают воду с минерализацией 40 г/л в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора 50 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 40 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 55,5, а остаточный фактор сопротивления - 13,6 (см. табл. 3, опыт 24).

Пример 4. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,005 мас.% и глинопорошка с концентрацией 8,0 мас.%. Затем закачивают водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,0001 в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора 50 мас.%) с концентрацией 0,1 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 300 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 57,5, а остаточный фактор сопротивления - 16,7 (см. табл. 3, опыт 26).

Как видно из приведенных данных табл. 3, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов более эффективен по сравнению с прототипом.

Примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях

По первому варианту (см. табл. 4, №1)

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м³/сут при давлении на водоводе 8,5 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 0,15 г/л. Комплексный ПАВ выбирают в зависимости от минерализации закачиваемой воды (0,15 г/л). Определяют объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и концентрации компонентов в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), которое составляет 1:1.

Общий объем водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 125 м³, объем раствора комплексного ПАВ составляет 125 м³. Допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 13,0 МПа.

Водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.% готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 0,15 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полиакриламид с концентрацией 0,0001 мас.% в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается бентонитовый глинопорошок с концентрацией 1,0 мас.%. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка в объеме 125 м³ закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка закачивают в пласт водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,0001 мас.% в объеме 10 м³. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 30°C - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.% в объеме 125 м³ и продавливают в пласт водой в объеме не менее 10 м³.

Определяют приемистость после обработки нагнетательной скважины (140 м³/сут при давлении закачки 11,0 МПа). Затем подключают скважину под закачку воды.

Аналогичные примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях по первому варианту приведены в таблице 4 (№№1-33).

По второму варианту (см. табл. 4, №42)

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м³/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 45,8 г/л. Комплексный ПАВ выбирают в зависимости от минерализации закачиваемой воды (45,8 г/л). Определяют объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и концентрации компонентов в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), которое составляет 2:1.

Общий объем водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 100 м³, объем раствора комплексного ПАВ составляет 50 м³. Допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,5 МПа.

Водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 5,0 мас.% готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 45,8 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полиакриламид с концентрацией 0,0001 мас.% в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается бентонитовый глинопорошок с концентрацией 5,0 мас.%. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка в объеме 100 м³ закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка закачивают в пласт воду с минерализацией 45,8 г/л в объеме 10 м³. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) с концентрацией 0,1 мас.% в объеме 50 м³ и продавливают в пласт водой в объеме не менее 10 м³.

Определяют приемистость после обработки нагнетательной скважины (155 м³/сут при давлении закачки 9,5 МПа). Затем подключают скважину под закачку воды.

Аналогичные примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях по второму варианту приведены в таблице 4 (№№34-66).

Результатами предлагаемого способа являются увеличение дебита нефти на 1,5 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции с 95,5 до 89,5%. Дополнительная добыча нефти по участку составила более 1500 т нефти при продолжающемся технологическом эффекте.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счет увеличения охвата пласта воздействием и улучшения нефтеотмывающих свойств растворов комплексных ПАВ. Предложение позволяет расширить технологические возможности способа.

1. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, отличающийся тем, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас. %:

указанное ПАВ	- 0,001-1,0,
указанная вода	- остальное,

закачку в пласт указанных суспензии и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины - при приемистости 200-400 м³/сут - 1-2:1, 400-500 м³/сут - 2-3:1, более 500 м³/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором указанного ПАВ комплексного действия производят закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас. %.

2. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, отличающийся тем, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас. %, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

указанное ПАВ	- 0,001-1,0,
указанная вода	- остальное,

закачку в пласт указанных суспензии и раствора комплексного ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе - при приемистости 200-400 м³/сут - 1-2:1, 400-500 м³/сут - 2-3:1, более 500 м³/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором комплексного ПАВ производят закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас. %.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Способ стимулирования процесса добычи нефти // 2546694

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи.

Способ уменьшения вязкости углеводородных текучих сред // 2545193

Настоящее изобретение относится к получению эмульсий нефть-в-воде с низкой вязкостью при выполнении операций с нефтью. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся при добыче и транспортировке нефти, включает приведение в контакт указанной углеводородной текучей среды с эффективным количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один полимер, содержащий по меньшей мере 25 мольных процентов катионных мономеров.

Полимерная жидкость с инициируемым загустеванием для закачивания в пласт и способы ее применения // 2544932

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений // 2544213

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.

Способ повышения продуктивности скважин (варианты) // 2542000

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к вариантам способа повышения продуктивности скважин. Технический результат - повышение эффективности способа.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта // 2541973

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Способ выделения углеводородов // 2540733

Изобретение относится к выделению углеводородов из подземной формации. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая реликтовая вода и нефть, имеющая плотность в АНИ менее 25° и содержащая суспендированные нерастворенные твердые вещества - СНТВ, включает впрыскивание вводимой воды в породу, где вводимая вода содержит СНТВ, общее содержание растворенных твердых веществ - ОСРТ в ней составляет 30000 ч./млн или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов - МК во вводимой воде к общему содержанию МК в реликтовой воде составляет менее 0,9, и осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии вода-в-нефти, общее количество СНТВ во вводимой воде и в сырой нефти является достаточным, чтобы содержание СНТВ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% на массу эмульсии, а СНТВ во вводимой воде составляет, по меньшей мере, 0,05 кг/м3, и средний размер частиц составляет 10 мкм или менее, сырая нефть в порах породы содержит, по меньшей мере, 0,05% СНТВ с тем же средним размером, общее кислотное число - ОКЧ нефти, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, содержание асфальтенов в ней, по меньшей мере, 1-20% мас.

Способ разработки нефтяного пласта // 2539485

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с вязкой нефтью // 2539483

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью.

Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ // 2547187

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру. Система для обработки подземной скважины. Флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и указанное выше ПАВ. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности разрушения фильтрационной корки. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил., 3 табл., 2 пр.

Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти // 2547861

Группа изобретений относится к добыче тяжелых углеводородов. Технический результат - максимизация разжижения тяжелой нефти и, как следствие, максимизация ее извлечения. В способе многостадийной экстракции in situ тяжелой нефти из пластов с применением растворителя сначала удаляют жидкости и газы из зон контакта с тяжелой нефтью для увеличения поверхности раздела неизвлеченной тяжелой нефти, подлежащей контакту с растворителем. Затем закачивают растворитель в виде пара в указанные зоны для повышения давления в пласте вплоть до образования достаточного количества растворителя в виде жидкости, чтобы обеспечить контакт с увеличенной поверхностью раздела тяжелой нефти. Затем изолируют пласт на время, достаточное, чтобы обеспечить диффузию растворителя в неизвлеченную нефть через поверхность раздела на этапе созревания, для получения смеси растворителя и нефти с пониженной вязкостью. Измеряют один или более параметров пласта для определения степени разжижения растворителем неизвлеченной нефти в пласте. Начинают извлечение нефти из пласта на основе гравитационного дренажа после того, как вязкость смеси станет достаточно низкой, чтобы позволить ей протекать через пласт к эксплуатационной скважине. 2 н. и 17 з. п. ф-лы, 11 ил.

Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения // 2548266

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс. до 99,9% масс., в расчете на общую массу смеси (1), и по меньшей мере два поверхностно-активных вещества - ПАВ, обладающие различными значениями гидрофильно-липофильного баланса - ГЛБ, выбранные из неионных, анионных, полимерных ПАВ, предпочтительно неионных, указанные ПАВ присутствуют в таких количествах, чтобы сделать смесь (1) однородной, разбавление смеси (1) дисперсионной средой, состоящей из воды, к которой добавлено по меньшей мере одно ПАВ, выбранное из указанных ПАВ, количества указанной дисперсионной среды и указанного ПАВ таковы, что получают наноэмульсию типа масло-в-воде, имеющую значение ГЛБ выше, чем ГЛБ смеси (1). Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности извлечения. 33 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума // 2550635

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины. В качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ. Закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно. Пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют. 1 пр., 1 ил.

Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью // 2550636

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами. Добывают нефть или нефтесодержащую пластовую жидкость. Подают химический реагент в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку. Вводят силовой кабель в скважину через герметичный кабельный ввод. Осуществляют защиту силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами. При этом на устье скважины НКТ снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка. Удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса. Спускают НКТ в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью. При этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод. Капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины. Запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса. По окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство НКТ выше скважинного насоса. Техническим результатом является повышение производительности скважины, снижение нагрузки на скважинный насос. 1 ил.

Получение биогенного топливного газа в геологических углеводородных залежах // 2550637

Группа изобретений относится к выработке и аккумулированию биогенного газа в анаэробной геологической формации, содержащей углеродсодержащий материал. Технический результат - повышение эффективности добычи биогенного газа. По способу увеличения выработки биогенного газа в анаэробной геологической формации с углеродсодержащим материалом обеспечивают доступ к данной анаэробной формации. Увеличивают скорость выработки биогенных газов в данной анаэробной формации, например, путем удерживания накапливаемых биогенных газов и удерживания их в анаэробной формации. Обеспечивают протекание пластовой воды внутри анаэробной формации после увеличения выработки биогенных газов. Протекание пластовой воды включает циркуляцию пластовой воды между коллектором в анаэробной формации и углеродсодержащим материалом и обратно в коллектор. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

Способ эксплуатации скважины // 2550776

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии. По способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб со штанговым глубинным насосом. Упомянутая колонна имеет также хвостовик с фильтром, нагревательный кабель на наружной поверхности от устья до штангового глубинного насоса, капиллярный скважинный трубопровод от устья до глубины ниже штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость хвостовика. При эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию по колонне насосно-компрессорных труб посредством штангового глубинного насоса. По нагревательному кабелю пропускают электрический ток. По капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод». Соотношение деэмульгатора и растворителя принимают (1:18)-(1:22). В качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°C и максимальной мощностью до 60 кВт·ч. 1 пр., 1 ил.

Гелеобразующий состав, сухая смесь и способы его приготовления // 2553816

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин. Сухая смесь содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 71,4-83,3 мас.%, параформ - 10,0-17,8 мас.% и резорцин - 6,3-11,4 мас.% или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 69,5-82,5 мас.%, параформ - 9,5-17,7 мас.%, резорцин - 6,1-10,6 мас.% и аэросил - 0,9-3,0 мас.%. Гелеобразующий состав готовят при помощи растворения любой из указанных смесей в воде. Причем гелеобразующий состав без аэросила может быть получен также внесением параформа в воду сразу после сополимера акриламида и акриловой кислоты, а резорцина - после полного растворения сополимера акриламида и акриловой кислоты. Получаемый гелеобразующий состав содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, вода - остальное или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, аэросил - 0,01-0,03 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности гелеобразующего состава за счет обеспечения растворимости в воде используемой для его приготовлении сухой смеси, упрощения приготовления состава, при высокой механической и термической стойкости. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил., 8 пр.

Способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта // 2555173

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин. Способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта, расположенного вблизи многолетнемерзлых пород, включает последовательное закачивание через колонну насосно-компрессорных труб в призабойную зону заглинизированного низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта метанола в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины, ортофосфорной кислоты 5-6%-ной концентрации с технологической выстойкой не более 0,5 ч. После закачивают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода малой концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины с продавливанием ортофосфорной кислоты в удаленную часть пласта. Затем снова закачивают и продавливают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода в пласт с помощью газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 ч. Затем производят удаление и вынос оставшейся части аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода из пласта и скважины на поверхность. Затем осуществляют освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например, азота, отрабатывают и вводят скважину в эксплуатацию. При этом закачивание аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода осуществляют импульсно-циклическим методом попеременным закачиванием водного раствора перекиси водорода и инертного газа, например, азота. 3 пр.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума // 2555713

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - возможность постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, возможность регулирования процесса закачки, равномерный прогрев пласта, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающем строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, причем в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью пакеров, а выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева подачей необходимого количества теплоносителя в соответствующую колонну труб для исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, при строительстве нагнетательной скважины с горизонтальным участком для более равномерного прогрева пласта фильтры и колонны труб выполняют с увеличением суммарной площади сечения отверстий от начала горизонтального участка в пласте к забою. При эксплуатации после увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз прекращают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и закачивают газообразный углеводородный растворитель через соответствующую колонну труб в зону прогрева с наименьшей температурой до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%. После чего циклы закачки пара в соответствующие зоны прогрева и газообразного углеводородного растворителя с отбором продукции повторяют. 1 ил.