термошахтный способ разработки залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

1. Термошахтный способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение нагнетательных скважин с поверхности и добывающих скважин из горной выработки, закачку теплоносителя и отбор нефти, отличающийся тем, что участок залежи разбивают по площади на условные элементы с высотой, соответствующей толщине нефтяного пласта, в центральную часть площади каждого условного элемента бурят нагнетательную скважину, по геолого-геофизическим данным по каждой нагнетательной скважине выделяют в нижней части пласта в каждом условном элементе наиболее проницаемый пропласток, каждый наиболее проницаемый пропласток в каждом условном элементе вскрывают добывающей скважиной, при этом предварительно намечают траекторию бурения добывающих скважин с учетом расположения по толщине пласта наиболее проницаемых пропластков в каждом условном элементе и одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток нескольких условных элементов, если наиболее проницаемый пропласток в смежных элементах расположен на одном уровне или выше, чем в ранее пройденных элементах, при этом забой добывающей скважины размещают на внешней границе условного элемента, определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе, при отсутствии гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе проводят геолого-технические мероприятия для образования такой связи, закачку теплоносителя осуществляют во все нагнетательные скважины, при этом каждую нагнетательную скважину обсаживают на глубину от устья до кровли пласта, осуществляют контроль за параметрами жидкости в каждой добывающей скважине, а при прорыве теплоносителя в добывающую скважину какого-либо условного элемента осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора и осуществляют их неоднократно при повторных прорывах теплоносителя в эту же добывающую скважину этого же условного элемента до подъема зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта, при этом закачку теплоносителя осуществляют до полной выработки запасов из данного условного элемента с последующим отключением нагнетательной скважины этого элемента.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве теплоносителя используют, например, пар.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что каждый условный элемент выполняют с шириной и длиной не более двух толщин нефтяного пласта на конкретном участке, например, в виде параллелепипеда.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе, например, по появлению жидкости на устье пробуренной добывающей скважины после пробной закачки воды в нагнетательную скважину данного условного элемента.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве геолого-технического мероприятия для установления гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе, например, проводят гидроразрыв пласта.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, например, осуществляют закачку изолирующего раствора в нагнетательную скважину.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что в качестве изолирующего раствора используют нетвердеющие растворы, например водный раствор глины, бентонита или гелеобразующий состав, например «ГАЛКА».

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

Известен способ термошахтной разработки нефтяной залежи (см. а.с. СССР № 920200 от 31.07.78, МПК: Е21В 43/24), обеспечивающий последовательную выработку отдельных участков, на которые разбивают разрабатываемую площадь залежи. Согласно способу первоначально вырабатывают подкровельные участки пласта путем проходки эксплуатационной галереи в верхней или средней части пласта, а затем вырабатывают участки в нижней части пласта путем сооружения эксплуатационной галереи у подошвы нефтяного пласта. Далее из эксплуатационных галерей бурят горизонтальные и пологовосходящие скважины, равномерно размещая их по пласту. Все скважины используют как нагнетательные для закачки пара или как добывающие для отбора жидкости поочередно или постоянно.

Основным недостатком данного способа является большой объем проходки горных выработок, а также увеличение срока разработки залежи за счет последовательной разработки отдельных участков.

Также известен способ тепловой разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ № 2343276 от 28.02.2007), в котором бурят с поверхности как добывающие вертикальные, так и нагнетательные горизонтальные скважины. Нагнетательные скважины бурят с периферии участка под нисходящим углом к добывающей скважине в области подошвы пласта до образования между скважинами гидравлической связи с последующей циклической закачкой изолирующего наполнителя в нагнетательную скважину после каждого прорыва пара в добывающую скважину.

Основным недостатком данного способа является высокая стоимость проводки горизонтальных скважин, пробуренных с поверхности, которая кратно превышает стоимость вертикальных поверхностных скважин и любых подземных скважин.

Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является термошахтный способ разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ № 2199657, Е21В 43/24 от 17.04.2001 г.), включающий бурение добывающих скважин из горной выработки и нагнетательных скважин с поверхности, закачку пара и отбор нефти. Способ предусматривает бурение дополнительной добывающей скважины, пробуренной ниже забоя поверхностных нагнетательных скважин, которую после прорыва в нее пара переводят в разряд парораспределительных скважин (патент РФ № 2114289 от 12.03.1997 г. МПК: Е21В 43/24).

Однако данный способ предусматривает равномерное распределение добывающих скважин по объему пласта и равномерное распределение нагнетательных скважин вблизи границы участка, что предопределяет возможность взаимодействия, то есть возникновения гидродинамической связи (ГДС) одной нагнетательной скважины с более чем двумя добывающими скважинами или одной добывающей скважины с более чем двумя нагнетательными скважинами, то есть хаотическое распределение гидротермодинамических связей в пласте. Недостатком такого взаимодействия является невозможность регулирования процесса теплового воздействия, так как при наличии нескольких ГДС нагнетательной скважины с более чем двумя добывающими скважинами наиболее интенсивный фильтрационный поток осуществляется в направлении той скважины, с которой существуют наименьшие гидравлические сопротивления. Результатом является быстрый прогрев этой зоны и прорыв пара. Снижение темпа нагнетания пара для прекращения прорыва приводит к снижению фильтрации теплоносителя в другие скважины, что отрицательно влияет на темп отбора нефти.

Задачей изобретения является увеличение конечной нефтеотдачи пласта за счет одновременного поэлементного охвата всей площади разрабатываемого участка пласта прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной зоны.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом термошахтном способе разработки залежи высоковязкой нефти осуществляют бурение нагнетательных скважин с поверхности и добывающих скважин из горной выработки, закачку пара и отбор нефти.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- участок залежи разбивают по площади на условные элементы с высотой, соответствующей толщине нефтяного пласта;

- в центральную часть площади каждого условного элемента бурят нагнетательную скважину;

- по геолого-геофизическим данным по каждой нагнетательной скважине выделяют в нижней части пласта в каждом условном элементе наиболее проницаемый пропласток;

- каждый наиболее проницаемый пропласток в каждом условном элементе вскрывают добывающей скважиной;

- предварительно намечают траекторию бурения добывающих скважин с учетом расположения по толщине пласта наиболее проницаемых пропластков в каждом условном элементе, при этом одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток нескольких условных элементов, если наиболее проницаемый пропласток в смежных элементах расположен на одном уровне или выше, чем в ранее пройденных элементах, при этом забой добывающей скважины размещают на внешней границе условного элемента;

- определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе;

- при отсутствии гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе проводят геолого-технические мероприятия для образования такой связи;

- закачку теплоносителя осуществляют во все нагнетательные скважины, при этом каждую нагнетательную скважину обсаживают на глубину от устья до кровли пласта;

- осуществляют контроль за параметрами жидкости в каждой добывающей скважине;

- при прорыве теплоносителя в добывающую скважину какого-либо условного элемента осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора и осуществляют их неоднократно при повторных прорывах теплоносителя в эту же добывающую скважину этого же условного элемента до подъема зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта, при этом закачку теплоносителя осуществляют до полной выработки запасов из данного условного элемента с последующим отключением нагнетательной скважины этого элемента;

- в качестве теплоносителя используют, например, пар;

- выполняют каждый условный элемент с шириной и длиной не более двух толщин нефтяного пласта на конкретном участке, например, в виде параллелепипеда;

- определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе, например, по появлению жидкости на устье пробуренной добывающей скважины после пробной закачки воды в нагнетательную скважину данного условного элемента;

- в качестве геолого-технического мероприятия для установления гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе, например, проводят гидроразрыв пласта;

- в качестве мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, например, осуществляют закачку изолирующего раствора в нагнетательную скважину;

- в качестве изолирующего раствора используют нетвердеющие растворы, например водный раствор глины, бентонита или гелеобразующий состав «ГАЛКА».

Гелеобразующий состав «ГАЛКА» предназначен для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции высокопроницаемых пластов в технологиях повышения нефтеотдачи. Например, ГАЛКА-термогель НТ имеет время гелеобразования 10%-ного раствора при 90°C, час, не более 1,0 (см. ТУ 2163-015-00205067-01 «Галка-термогель» ОАО "Аурат", 125438, Москва, 4-й Лихачевский пер. д.6 и книгу Ильиной Г.Ф., Алтуниной Л.К. «Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири»: Учебное пособие. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2006. - 166 с.).

При описании способа в дальнейшем вместо термина «теплоноситель» будет использован термин «пар».

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает благоприятные условия для увеличения конечной нефтеотдачи пласта за счет одновременного поэлементного охвата всей площади разрабатываемого участка пласта прогревом и дренированием. Разделение всего участка разрабатываемой площади на условные элементы и вовлечение всех элементов в разработку одновременно, в каждом из которых размещены поверхностная нагнетательная скважина и подземная добывающая скважина, вскрывающая наиболее проницаемый пропласток в нижней части нефтяного пласта, и обеспечение гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами позволяет осуществлять контролируемое нагнетание пара и осуществлять контролируемый отбор нефти из каждого элемента. В результате создаются условия для образования гидротермодинамической связи между конкретными скважинами с последующим образованием в каждом условном элементе термогравитационной камеры, увеличивающейся в объеме с течением времени и охватывающей весь объем каждого элемента прогревом, то есть создаются благоприятные условия для увеличения подвижности высоковязкой нефти во всем объеме каждого отдельного элемента разрабатываемого участка и извлечения ее из пор пласта.

Таким образом, способ обеспечивает условия для управления поэлементно рассредоточенными гидротермодинамическими связями в пласте, то есть обеспечивается возможность контроля нагнетания пара в каждую конкретную зону и отбора нефти из конкретной зоны и практически не остается участков, не охваченных тепловым воздействием и дренированием, что существенно увеличивает конечную нефтеотдачу пласта.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 схематично изображен план участка с разбивкой на условные элементы, на котором указано расположение нагнетательных скважин, пробуренных с поверхности, и добывающих скважин, пробуренных из буровой галереи, расположенной в нижней части пласта; на фиг.2 схематично изображен разрез по А-А пласта с расположением горной выработки, нагнетательных и добывающих скважин, вариант, когда одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах; на фиг.3 схематично изображен разрез по Б-Б пласта с расположением горной выработки, нагнетательных и добывающих скважин, вариант, когда одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах и с повышенной отметкой по высоте в дальнем условном элементе; на фиг.4 схематично изображен разрез по В-В пласта с расположением горной выработки, нагнетательных и добывающих скважин, вариант, когда одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах и другой добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный в дальнем условном элементе с пониженной отметкой по высоте; на фиг.5 схематично изображен разрез по Г-Г пласта с расположением горной выработки, нагнетательных и добывающих скважин, вариант, когда одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах и другой добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный в ближнем условном элементе с пониженной отметкой по высоте.

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу производят в следующей последовательности. После обустройства шахтных стволов и рудничного двора проходят выработки надпластового горизонта для вскрытия отдельных участков залежи. Затем из выработок надпластового горизонта проходят наклонные горные выработки до подошвы нефтяного пласта 1. Вышеперечисленные горные выработки являются для шахт традиционными и поэтому на схеме не показаны. У подошвы нефтяного пласта 1 или ниже пласта, вблизи водонефтяного контакта (ВНК), сооружают галерею 2 для бурения добывающих скважин 3 и соединяют ее, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным и вентиляционным (на схеме не показано). Подготовленный для разбуривания участок залежи разбивают в плане на условные элементы 4 с высотой, соответствующей толщине нефтяного пласта. Указанные элементы выполняют с шириной и длиной не более двух толщин нефтяного пласта на данном участке, например, в виде параллелепипеда. Возможно выполнение условных элементов с длиной и шириной меньшего размера. В центральную часть площади каждого условного элемента с поверхности бурят нагнетательные скважины 5 до нижней части пласта. По геолого-геофизическим данным в каждой нагнетательной скважине каждого условного элемента, ориентировочно в нижней трети пласта по толщине, определяют наиболее проницаемый пропласток 6. Разбуривание участка добывающими скважинами 3 производят из галереи 2, при этом предварительно намечают траекторию бурения добывающих скважин с учетом расположения по толщине пласта наиболее проницаемых пропластков в каждом условном элементе, причем одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток нескольких условных элементов, если наиболее проницаемый пропласток в смежных элементах расположен на одном уровне или выше, чем в ранее пройденных элементах. Добывающие скважины могут быть по траектории как пологовосходящими, так и горизонтальными. Забой каждой добывающей скважины 3 размещают на внешней границе условного элемента 4 (см. фиг.1).

В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.2, одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах. В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.3, одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток 6, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах и с повышенной отметкой по высоте в дальнем условном элементе 4. В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.4, одной добывающей скважиной 3 вскрывают наиболее проницаемый пропласток 6, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах 4, и другой добывающей скважиной 3 вскрывают наиболее проницаемый пропласток 6, расположенный в дальнем условном элементе 4 с пониженной отметкой по высоте. В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.5, одной добывающей скважиной 3 вскрывают наиболее проницаемый пропласток 6, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах 4, и другой добывающей скважиной 3 вскрывают наиболее проницаемый пропласток 6, расположенный в ближнем условном элементе 4 с пониженной отметкой по высоте. Таким образом, каждый условный элемент вскрыт одной нагнетательной скважиной и одной добывающей скважиной.

В процессе бурения каждой добывающей скважины 3 определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной 5 и добывающей 3 скважинами в каждом условном элементе 4, например, по появлению жидкости на устье пробуренной добывающей скважины после пробной закачки воды в нагнетательную скважину данного условного элемента. Наличие гидравлической связи также можно определить, например, по изменению уровня жидкости в нагнетательной скважине при подаче воды в добывающую скважину. При отсутствии гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе проводят геолого-технические мероприятия для образования такой связи, например гидроразрыв пласта.

После подготовки условных элементов к разработке осуществляют закачку пара во все нагнетательные скважины при открытых устьях всех добывающих скважин. При вскрытии условных элементов одной нагнетательной и одной добывающей скважиной при закачке пара в нагнетательную скважину в каждом условном элементе пар движется по наиболее проницаемой зоне - зоне гидравлической связи, отдавая тепло и разогревая нефтяной пласт, образуя зону активного нефтеизвлечения, где происходит конденсация пара, смешивание конденсата с нефтью и продвижение водонефтяной эмульсии к призабойной зоне добывающей скважины. Одновременно происходит разогрев призабойной зоны добывающей и нагнетательных скважин. Таким образом, обеспечивается создание гидротермодинимической связи между нагнетательной и добывающей скважинами, при этом учитывая, что добывающими скважинами вскрыты наиболее проницаемые пропластки в нижней части пласта, а по законам физики пар поднимается вверх, то по мере разогрева нефтяного пласта наступает момент образования в каждом условном элементе термогравитационной камеры (ТГК), которая увеличивается в объеме с течением времени, при этом температура пара в ТГК становиться равной температуре закачиваемого пара и пар прорывается в добывающие скважины. Добывающие скважины закрывают и осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора по одной из известных технологий, например путем закачки изолирующего раствора в нагнетательную скважину. В качестве изолирующего раствора используют нетвердеющие растворы, например водный раствор глины, бентонита, или гелеобразующие составы, например, ГАЛКА. Возможен вариант, когда перед закачкой изолирующей жидкости в нагнетательную скважину осуществляют уменьшение темпа нагнетания пара для расширения объема термогравитационной камеры, а после прорыва пара в добывающую скважину осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора. Затем снова осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину при открытом устье добывающей скважины, вновь обеспечивая условия для расширения зоны распространения пара и накопления разогревшейся жидкости в добывающей скважине, при этом, так как нагнетательная камера размещена в центре условного элемента, термогравитационная камера равномерно расширяется в объеме по всему условному элементу, то есть происходит полный охват тепловым воздействием каждого условного элемента.

Мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора осуществляют неоднократно при повторных прорывах пара в эту же добывающую скважину этого же условного элемента до подъема зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта. На этой стадии пласт достаточно хорошо и равномерно разогрет. Происходит интенсивный отбор нефти. Закачку пара осуществляют до полной выработки запасов из данного условного элемента с последующим отключением нагнетательной скважины этого элемента. В этот период осуществляется нерегулируемое влияние на добывающую скважину других работающих нагнетательных скважин. Возможен вариант, когда при подъеме зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта при прорыве пара в добывающую скважину осуществляют уменьшение темпа нагнетания пара.

Далее добывающие скважины переводят на периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий.

В случае, если добывающей скважиной вскрывают несколько условных элементов, то при прорыве пара в такую добывающую скважину осуществляют мероприятия по установлению конкретной нагнетательной скважины, из которой прорвался пар, например, осуществляют поочередное отключение или подключение нагнетательных скважин. Возможен вариант проведения термометрических исследований в добывающей скважине, при этом в условном элементе, в котором прорвался пар, будет максимальная температура. Другим вариантом установления нагнетательной скважины, из которой прорвался пар, является сравнение расходов пара по нагнетательным скважинам. В скважине, из которой прорвался пар, будет наблюдаться резкое увеличение расхода пара. Установив нагнетательную скважину, из которой прорвался пар, скважину останавливают и, осуществив мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, как было описано ранее, в скважину вновь закачивают пар, обеспечивая условия для увеличения объема образующейся термогравитационной камеры в каждом условном элементе.

Аналогичные мероприятия осуществляют по всем условным элементам разрабатываемого участка независимо от условия вскрытия их добывающими скважинами.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа.

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Залежь представлена терригенным неоднородным трещиновато-пористым пластом на глубине 200-220 м, толщиной 40 м, с температурой 6-8°C, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм², вязкостью нефти 12 Па*с. Месторождение отрабатывают по термошахтной технологии отдельными блоками размерами от 5 до 20 га. Для прогрева пласта используют в качестве теплоносителя водяной пар с давлением до 1,2 МПа. Рассматриваемый участок залежи длиной 320 м и шириной 300 м расположен на границе шахтного поля. Площадь участка условно разделяют на 12 элементов (квадратов) с длиной стороны, равной 80 м, учитывая, что на данном участке постоянная толщина пласта. Обустройство участка залежи осуществляют в последовательности, описанной ранее. В подошве пласта проходят галерею 2 в виде панели длиной до 320 метров. Галерею 2 располагают в 300 метрах параллельно границе шахтного поля и производят из нее бурение добывающих скважин 3. В центральную часть площади каждого условного элемента 4 с поверхности бурят нагнетательные скважины 5 до нижней части пласта и обсаживают паронагнетательными колоннами. По геолого-геофизическим данным в каждой нагнетательной скважине каждого условного элемента, ориентировочно в нижней трети пласта по толщине, определяют наиболее проницаемый пропласток 6. Каждый наиболее проницаемый пропласток в каждом условном элементе вскрывают добывающей скважиной. Учитывая, что на данном участке одинаковая толщина пласта, бурение добывающих скважин осуществляют согласно фиг.2, при этом забой каждой добывающей скважины размещают на внешней границе условного элемента.

Все добывающие скважины 3 обсаживают на глубину 60 метров от устья, а нагнетательные скважины 5 - до кровли пласта условно выделенного элемента. Учитывая то, что при такой конструкции скважин проникновение пара в пласт из паронагнетательной колонны возможно в зоне наименьшего расстояния между скважинами 3 и 5, создается наибольшая вероятность налаживания гидродинамической связи между ними именно в центре (по площади) каждого условно выделенного элемента. Пар подают во все нагнетательные скважины 5 одновременно. При этом конструкция нагнетательных скважин и место размещения нагнетательных и добывающих скважин обуславливают создание одной гидротермодинамической связи конкретной скважины 3 с конкретной скважиной 5. В месте образования гидротермодинамической связи между ними образуется термогравитационная камера, которая увеличивается в объеме с течением времени. Извлекаемая из пор пласта 3 нефть в смеси с конденсатом поступает в добывающую скважину 3 и далее в галерею 2. При образовании термогравитационной камеры в области гидротермодинамической связи создаются условия, при которых прорывается пар в добывающую скважину 6 и выходит в галерею 2. В случае дренировании добывающей скважиной нескольких элементов место прорыва пара определяют путем попеременного отключения или подключения нагнетательных скважин. При отключении нагнетательной скважины 5 элемента 4, имеющего прорыв, выход пара на устье скважины 3 прекратится в течение, примерно, суток. Кроме этого, конкретную скважину 5, от которой произошел прорыв пара, можно определить по текущему расходу пара. При прорыве пара будет наблюдаться резкое увеличение расхода. Кроме этого, для определения температуры в стволы добывающих скважин 3 может быть помещена термометрическая аппаратура. По регистрации наибольшей температуры в каком-либо интервале скважины 3 определяют конкретную скважину 5, от которой происходит прямой прорыв пара. Для ликвидации паропроявлений осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, как было указано ранее.

Для лучшего отмыва нефти от пород пласта в нагнетательные скважины также возможна закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) и(или) ПАВ с попутно добываемой водой. Добываемую жидкость из добывающих скважин транспортируют по специальной канавке в галереях 2 или по трубопроводу, проложенному галереях 2, в сборные емкости. Из сборной емкости жидкость откачивают с помощью насосов на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод.

Месторождение может отрабатываться одновременно или последовательно отдельными участками.

Таким образом, заявляемый способ обеспечивает условия для активного целенаправленного теплового воздействия на каждый условный элемент разрабатываемого участка, то есть обеспечивается возможность контроля нагнетания пара в конкретную зону и отбора нефти из конкретной зоны и охват всего нефтяного пласта тепловым воздействием, что обеспечивает существенное увеличение конечной нефтеотдачи пласта и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.