Способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, с поддержанием пластового давления
METHOD FOR OPERATING PAIRED WELLS PRODUCING HIGH-VISCOSITY OIL WITH FORMATION PRESSURE MAINTENANCE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2663528, МПК Е21В 43/24, 47/07, опубл. 07.08.2018, бюл. № 22), включающий строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы, причем в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, 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.
Недостатком способа является падение пластового давления на участке продуктивного пласта, эксплуатируемом парой скважин, характерное для залежей высоковязкой нефти с низкой пьезопроводностью пласта, вследствие создания замкнутой системы - гидродинамически ограниченной зоны в пределах паровой камеры, а также значительного уменьшения объемов закачиваемого пара при его конденсации в холодном пласте, при этом сама паровая камера опускается постепенно до добывающей скважины, вызывая перегрев глубинно-насосного оборудования, при этом приходится снижать объемы закачиваемого пара, что дополнительно снижает пластовое давление и дебиты по нефти.
Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2713277, МПК Е21В 43/24, опубл. 04.02.2020, бюл. № 4), включающий строительство на участке горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и насосно-компрессорной трубы с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны насосно-компрессорных труб, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса установление режима работы пары скважин, при котором насос работает в постоянном режиме при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы, до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, после установления режима работы пары скважин эксплуатируют пары скважин в течение 2-8 лет, при этом еженедельно определяют объем накопленной добычи нефти и объем остаточных извлекаемых запасов нефти, при объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75 % от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют соседнюю горизонтальную добывающую скважину с обводненностью более 97 %, в затрубную линию горизонтальной добывающей скважины собирают трубопровод от устья соседней на кусте добывающей скважины, постепенно увеличивают отбор пластовой воды из соседней добывающей скважины с последующим изменением режима работы горизонтальной добывающей скважины, при этом давление закачки пластовой воды из соседней добывающей скважины в затрубное пространстве на устье добывающей скважины не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора пластовой воды через добывающую скважину для увеличения дебита по нефти.
Недостатками способа является невозможность его реализации при отсутствии соседней добывающей скважины на кусте с высокой обводненностью более 97 %, а использование скважины с обводненностью ниже 97 % будет экономически неоправданно, так как добываемая нефть также будет повторно закачиваться в продуктивный пласт без разделения. Строительство протяженного трубопровода до соседних кустов также будет экономически нецелесообразно.
Техническими задачами заявляемого способа являются повышение дебита добывающей скважины за счет стабилизации пластового давления на уровне, необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, обеспечение стабильности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую за счет снижения температуры в ней, сохранение работоспособности насосного оборудования.
Технические задачи решаются способом эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть с поддержанием пластового давления, включающим разбуривание участка сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проведение комплексных геофизических исследований скважин, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получение предварительных геометрических и геолого-физических параметров залежи сверхвязкой нефти, уточнение контуров нефтеносности, определение места размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, строительство на участке горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и насосно-компрессорной трубы с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны насосно-компрессорных труб, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса установление режима работы пары скважин, при котором насос работает в постоянном режиме при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы, после установления режима работы пары скважин эксплуатацию пары скважин в течение 2-8 лет, еженедельное определение объема накопленной добычи нефти и объема остаточных извлекаемых запасов нефти.
Новым является то, что при объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75 % от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют как минимум одну соседнюю горизонтальную добывающую скважину с обводненностью не менее 60 %, на данном кусте скважин осуществляют бурение шурфа глубиной 70-80 м, шурф оборудуют устьевой арматурой и спускают две колонны насосно-компрессорной трубы - НКТ в центральную часть шурфа и на 25-30 м ниже конца первой колонны НКТ, собирают трубопровод от устья как минимум одной соседней добывающей скважины к устьевой арматуре шурфа, который соединяют с колонной НКТ, спускаемой в центральную часть шурфа, далее собирают трубопровод к затрубной линии горизонтальной добывающей скважины и трубопровод к затрубной линии устьевой арматуры шурфа, который проводят к сборному нефтепроводу, соединяют вторую колонну НКТ с трубопроводом, ведущим к затрубной линии горизонтальной добывающей скважины, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора пластовой воды через добывающую скважину для увеличения дебита по нефти.
Также новым является то, что при подключении к шурфу одной или двух добывающих скважин с обводненностью не менее 60 % применяют НКТ диаметром 60 мм, при подключении трех и более добывающих скважин с обводненностью не менее 60 % применяют НКТ диаметром 89 мм.
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, с поддержанием пластового давления осуществляют следующим образом.
На фиг. представлен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть с поддержанием пластового давления, где: 1 - продуктивная залежь, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальная нагнетательная скважина, 4 – фильтровые части добывающей и нагнетательной скважин, 5 и 5' - колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины, 6 - колонна насосно-компрессорных труб добывающей скважины, 7 - насос, 8 и 8'ꞌ - соседняя/ие добывающая/ие скважина/ы, 9 - затрубное пространство добывающей скважины, 10 –шурф, 11 - устьевая арматура шурфа, 12, 13 - насосно-компрессорные трубы шурфа, 14 - трубопровод от одной - трех соседних добывающих скважин к устьевой арматуре шурфа, 15 – трубопровод от затрубного пространства 9 добывающей скважины 2 до колонны НКТ 13 устьевой арматуры 11 шурфа 10, 16 - трубопровод к затрубной линии устьевой арматуры 11 шурфа 10, который проводят к сборному нефтепроводу, 17 - затрубное пространство устьевой арматуры 11 шурфа 10, 18 - запорная арматура на линии 15.
По способу до строительства горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин (на фиг. не показано) с отбором кернов продуктивных горизонтов. Проводят комплексные геофизические исследования скважин. По результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры продуктивной залежи 1 сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют места размещения парных горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин - добывающей 2 и нагнетательной 3.
Осуществляют строительство горизонтальной добывающей 2 скважины и горизонтальной нагнетательной 3 скважины, расположенной выше и параллельно добывающей 3 скважине. Спускают в нагнетательную скважину 3 две колонны насосно-компрессорных труб 5 и 5'. В добывающей скважине 2 размещают оптоволоконный кабель (на фиг. не показан) и колонну насосно-компрессорных труб 6 с насосом 7 и датчиками температуры (на фиг. не показаны) на входе в электродвигатель насоса 7 и в насосе 7. Осуществляют регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину 3 через колонны насосно-компрессорных труб 5 и 5'. В добывающей скважине 2 проводят термобарические измерения по определению распределения давления и температуры по стволу и посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины 2 с различной температурой. Устанавливают режим работы добывающей 2 и нагнетательной 3 пары скважин изменением подачи пара через нагнетательную скважину 3 и работой насоса 7, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы, поддерживают постоянный режима работы насоса 7.
Далее после установления режима работы пары скважин осуществляют эксплуатацию добывающей 2 и нагнетательной 3 пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, в течение 2-8 лет. При эксплуатации добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин еженедельно определяют объем накопленной добычи нефти, объем остаточных извлекаемых запасов нефти. Обычно в этот период эксплуатации (2-8 лет) происходит падение пластового давления, при этом сама паровая камера (не показана) опускается постепенно до добывающей скважины 2, вызывая перегрев глубинно-насосного оборудования - колонны насосно-компрессорных труб 6 и насоса 7, при этом приходится снижать объемы закачиваемого пара, что дополнительно влияет на снижения пластового давления, охвата пласта воздействием и дебиты по нефти. Время снижения пластового давления и дебитов по нефти зависит от гидродинамических условий залежи 1, поэтому время эксплуатации, в среднем, составляет 2-8 лет.
Для поддержания пластового давления на забое добывающей скважины 2 и снижения температуры жидкости, притекающей к насосу 7, используют воду, подаваемую в затрубное пространство 9 на устье добывающей скважины 2. При объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75 % от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют как минимум одну соседнюю горизонтальную добывающую скважину 8-8’’ с обводненностью не менее 60 %.  На данном кусте скважин осуществляют бурение шурфа 10 глубиной 70-80 м. Шурф 10 оборудуют устьевой арматурой 11 и спускают две колонны - НКТ 12 в центральную часть шурфа 10 и НКТ 13 на 25-30 м ниже конца первой колонны НКТ 12. Собирают трубопровод 14 от устья как минимум одной соседней добывающей скважины 8-8’’ с обводненностью не менее 60 % к устьевой арматуре 11 шурфа 10, который соединяют с колонной НКТ 12, спускаемой в центральную часть шурфа 10. Далее собирают трубопровод 15 к затрубной линии 9 горизонтальной добывающей скважины 2 и трубопровод 16 к затрубной линии устьевой арматуры 11 шурфа 10, который проводят к сборному нефтепроводу (на фиг. не показан). Соединяют вторую колонну НКТ 13, спускаемую на 25-30 м ниже конца первой колонны НКТ 12, с трубопроводом 15, ведущим к затрубной линии 9 горизонтальной добывающей скважины 2.
При подключении к шурфу 10 одной или двух добывающих скважин 8-8’’ с обводненностью не менее 60 % применяют НКТ 12, 13 диаметром 60 мм, при подключении трех и более добывающих скважин 8-8’’ с обводненностью не менее 60 % применяют НКТ 12, 13 диаметром 89 мм.
0
В шурфе 10 поступающая подогретая до температуры около 60-90 С жидкость с как минимум одной соседней добывающей скважины 8-8’’ на кусте, разделяется на нефть, всплывающую за счет меньшей плотности в верхнюю часть шурфа 10 и воду, которая спускается в нижнюю часть шурфа 10. Нефть через линию 16, ведущей к затрубному пространству 17 шурфа 10, отбирается в сборный нефтепровод,  а вода через колонну НКТ 13, спущенную к забою шурфа 10, закачивается в добывающую скважину 2 по трубопроводу 15 затрубной линии 9 горизонтальной добывающей скважины 2. Регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину 2, посредством запорной арматуры 18, исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса 7, повышают забойное давление, после чего постепенно повышают режим отбора пластовой жидкости через добывающую скважину 2 для увеличения дебита по нефти.
Пример практического применения 1.
-6
2
Эксплуатировали пару скважин на залежи 1 высоковязкой нефти Урмышлинского месторождения. Вязкость нефти - 13116⋅10 м/с (при 8°С).
На участке продуктивного пласта 1 до строительства горизонтальной добывающей 2 скважины и нагнетательной 3 скважины участок 1 разбурили сеткой оценочных вертикальных скважин (на фиг. не показано) с отбором кернов продуктивных горизонтов, провели комплексные геофизические исследования скважин, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получили предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи 1 сверхвязкой нефти, уточнили контуры нефтеносности, определили место размещения пары горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, равный 82145 т. Пробурили добывающую 2 скважину с горизонтальным стволом длиной 844 м на глубине 148 м долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины - на глубине 1308 м. Горизонтальный ствол добывающей скважины 2 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром 4 диаметром 168 мм. Нагнетательную 3 скважину с горизонтальным стволом длиной 847 м на глубине 143 м пробурили долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины - на глубине 1305 м. Горизонтальный ствол нагнетательной 3 скважины обсажен щелевым фильтром 4 диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между скважинами составило h=5 м.
С устья нагнетательной 3 скважины спустили две колонны НКТ 5 и 5'. Конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм спустили в эксплуатационную колонну до фильтра 4 на глубину 434 м, конец второй колонны НКТ 5' диаметром 89 мм спустили во вторую половину горизонтального ствола скважины 3 на глубину 1008 м. В добывающую 2 скважину спустили одну колонну НКТ 6 диаметром 89 мм с насосом марки ЭЦН5А-125-400 на глубину 351 м и хвостовиком до глубины 671 м с датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса 7 и в насосе 7, а также оптоволоконный кабель вдоль всего ствола.
Далее осуществили освоение добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин регулируемой закачкой пара объемом 7258 т в нагнетательную 3 скважину и 5400 т в добывающую 2 скважину. Провели в добывающей 2 скважине термобарические измерения и посредством оптоволоконного кабеля выявили зоны горизонтального ствола добывающей скважины 2 с различной температурой. Продолжили закачивать пар с расходом 56 т/сут в НКТ 89 мм и 35 т/сут в НКТ 60 мм через нагнетательную скважину 2, а пластовую продукцию из добывающей скважины 2 отобрали электроцентробежным насосом 7 с режимом отбора 97 т/сут, с дебитом по нефти 13-15 т/сут., по жидкости 95 т/сут. Замерили температуру на входе электроцентробежного насоса 7. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 7 составила 142°С. Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 7 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 7 близкой, но не более 142°С.
Еженедельно определяли объем накопленной добычи нефти и объем остаточных извлекаемых запасов нефти. Эксплуатировали пару скважин 6,5 лет. После 6,5 лет эксплуатации объем накопленной добычи нефти составил 52180 т (63,5 % от начальных извлекаемых запасов - далее НИЗ), объем остаточных извлекаемых запасов нефти – 36,5 % от начального, дебит по нефти снизился с 13-15 до 2 т/сут, дебит жидкости с 95 т/сут до 50 т/сут, пластовое давление упало с начального 4,8 до 2,2 атм.
Выделили на кусте соседние добывающие скважины 8 и 8’ с обводненностью продукции 86 % и 92 %, соответственно. На данном кусте скважин пробурили шурф 10 глубиной 70 м. Шурф 10 оборудовали двухустьевой арматурой 11 и спустили две колонны НКТ диаметром 60 мм, НКТ 12 в центральную часть на глубину 36 м и НКТ 13 на глубину 64 м. Собрали трубопровод 14 от устья скважин 8 и 8’ к устьевой арматуре 11 шурфа 10, который соединили с колонной НКТ 12, спускаемой в центральную часть шурфа 10. Далее собрали трубопровод 15 к затрубной линии 9 горизонтальной добывающей скважины 2 и трубопровод 16 к затрубному пространству 17 устьевой арматуры 11 шурфа 10, который провели к сборному нефтепроводу. Соединили вторую колонну НКТ 13, спущенную к забою шурфа 10, с трубопроводом 15 затрубной линии 9 горизонтальной добывающей скважины 2. Давление на устьевой арматуре 11, соединяющую линию 14 и НКТ 12 составило 4,3 атм, расход закачиваемой жидкости со скважин 8 и 8’ в затрубное пространство добывающей скважины 2 составил 118-125 т/сут.
В течение 2,5 месяцев подобной эксплуатации дебит по жидкости добывающей скважины 2 постепенно достиг значения 120 т/сут, дебит по нефти вырос до 18 т/сут. Закачку пара по нагнетательной скважине через месяц вернули на уровень 85-90 т/сут.
Пример практического применения 2.
Пример практического применения 2 осуществили аналогично примеру 1.
Начальный объем извлекаемых запасов нефти составил 76120 т. Эксплуатировали пару скважин 8 лет. После 8 лет эксплуатации объем накопленной добычи нефти составил 57090 т (75 % от НИЗ), объем остаточных извлекаемых запасов нефти - 25 % от начального, дебит по нефти снизился с 23 до 3 т/сут, дебит жидкости с 93 т/сут до 40 т/сут пластовое давление упало с 4,4 до 1,5 атм.
Выделили на кусте соседние добывающие скважины 8, 8’ и 8” с обводненностью продукции 75 %, 92 % и 96 %, соответственно. На данном кусте скважин пробурили шурф 10 глубиной 75 м. Шурф 10 оборудовали двухустьевой арматурой 11 и спустили две колонны НКТ диаметром 89 мм, НКТ 12 в центральную часть на глубину 45 м и НКТ 13 на глубину 75 м. Собрали трубопровод 14 от устья скважин 8, 8’ и 8” к устьевой арматуре 11 шурфа 10, который соединили с колонной НКТ 12, спускаемой в центральную часть шурфа 10. Далее собрали трубопровод 15 к затрубной линии 9 горизонтальной добывающей скважины 2 и трубопровод 16 к затрубному пространству 17 устьевой арматуры 11 шурфа 10, который провели к сборному нефтепроводу. Соединили вторую колонну НКТ 13, спущенную к забою шурфа 10, с трубопроводом 15 затрубной линии 9 горизонтальной добывающей скважины 2. Давление на устьевой арматуре 11, соединяющую линию 14 и НКТ 12 составило 7,2 атм, расход закачиваемой жидкости со скважин 8, 8’ и 8” в затрубное пространство добывающей скважины 2 составил 250-270 т/сут.
В течение 4 месяцев подобной эксплуатации дебит по жидкости добывающей скважины 2 постепенно достиг значения 100 т/сут, дебит по нефти вырос до 15 т/сут. Закачку пара по нагнетательной скважине через месяц вернули на прежний уровень 110 т/сут.
Пример практического применения 3.
Пример практического применения 3 осуществили аналогично примерам 1и 2.
Начальный объем извлекаемых запасов нефти составил 58740 т. Эксплуатировали пару скважин 8 лет. После 8 лет эксплуатации объем накопленной добычи нефти составил 14700 т (25 % от НИЗ), объем остаточных извлекаемых запасов нефти - 75 % от начального, дебит по нефти снизился с 15 до 2 т/сут, дебит жидкости с 85 т/сут до 30 т/сут пластовое давление упало с 4,4 до 2 атм.
Выделили на кусте соседнюю добывающюю скважину 8 с обводненностью продукции 60 %. На данном кусте скважин пробурили шурф 10 глубиной 80 м. Шурф 10 оборудовали двухустьевой арматурой 11 и спустили две колонны НКТ диаметром 60 мм, НКТ 12 в центральную часть на глубину 50 м и НКТ 13 на глубину 75 м. Собрали трубопровод 14 от устья скважины 8 к устьевой арматуре 11 шурфа 10, который соединили с колонной НКТ 12, спускаемой в центральную часть шурфа 10. Далее собрали трубопровод 15 к затрубной линии 9 горизонтальной добывающей скважины 2 и трубопровод 16 к затрубному пространству 17 устьевой арматуры 11 шурфа 10, который провели к сборному нефтепроводу. Соединили вторую колонну НКТ 13, спущенную к забою шурфа 10, с трубопроводом 15 затрубной линии 9 горизонтальной добывающей скважины 2. Давление на устьевой арматуре 11, соединяющую линию 14 и НКТ 12 составило 3,5 атм, расход закачиваемой жидкости со скважины 8 в затрубное пространство добывающей скважины 2 составил 105 т/сут.
В течение 3 месяцев подобной эксплуатации дебит по жидкости добывающей скважины 2 постепенно достиг значения 80 т/сут, дебит по нефти вырос до 17 т/сут. Закачку пара по нагнетательной скважине через месяц вернули на прежний уровень 85 т/сут.
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет повысить дебит добывающей скважины за счет стабилизации пластового давления на уровне, необходимом и достаточном для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, обеспечить стабильность работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую скважину за счет исключения потерь тепла, а также исключить выход из строя глубинно-насосного оборудования.