Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть
METHOD FOR DEVELOPMENT OF PAIRED HORIZONTAL WELLS PRODUCING HIGH-VISCOSITY OIL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU № 2340768, МПК Е21В43/24, опубл. 10.12.2008, бюл. № 34), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, 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 путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).
Недостатком этого способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU № 2663526, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 47/06 опубл. 07.08.2018, бюл. № 22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной 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, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремальными температурами, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение спускаемого на колонне НКТ электроцентробежного насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, в дальнейшем ведение закачки пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине, отличающийся тем, что осуществляют первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой расчетного объема высокотемпературного пара в добывающую скважину, а исследования добывающей скважины осуществляют после термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины ниже предельной температуры для насоса, который устанавливают в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом, в ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса, при достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара.
Недостатками способа являются отсутствие учета вязкости нефти залежи при определении планового объема пара при освоении.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU № 2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006, бюл. №32), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.
Недостатками данного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, отсутствие контроля состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины).
Наиболее близким является способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2663527, МПК Е21В43/24, 47/00, опубл. 07.08.2018, бюл. № 22), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважины, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию. В горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра – в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:
,
где V – объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;
Lф – длина фильтровой части добывающей скважины, м;
m – коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м,
после окончания закачки расчетного объема пара, скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции электроцентробежным насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на входе насоса равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.
При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины - 8,3 т/м и для добывающей скважины - 6,6 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину – 80 т/сут.
При длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м в нее спускают две колонны НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины - 8,6 т/м и для добывающей скважин - 6,4 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину – 120 т/сут.
Недостатками вышеуказанного способа являются высокие эксплуатационные затраты при освоении пары скважин закачкой пара, снижение приемистости горизонтальных скважин вследствие увеличения пластового давления залежи, вынужденное продолжительное ожидание перераспределения тепла в пласте после проведения освоения для проведения термометрии и дальнейшего спуска глубинно-насосного оборудования, отсутствие учета вязкости нефти залежи при определении планового объема пара при освоении, невозможность проведения геофизических исследований скважин и внедрения насосного оборудования вследствие повышения пластового давления и риска нефтегазоводопроявлений.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки парных горизонтальных скважин, получение дополнительной добычи нефти за счет ускорения перевода добывающих скважин на режим отбора продукции, сокращение эксплуатационных затрат при освоении пары горизонтальных скважин закачкой пара, сокращение периода ожидания для проведения исследований и внедрения глубинного оборудования, снижение риска нефтегазоводопроявлений вследствие чрезмерного роста пластового давления.
Технические задачи решаются способом разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию, в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра – в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ, в обе скважины закачивают расчетный объем пара, после окончания закачки расчетного объема пара, скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, устанавливают спускаемый на колонне НКТ насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме  насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на входе насоса равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.
Новым является то, что до строительства горизонтальных скважин бурят геолого-разведочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях, далее в зависимости от значения вязкости применяют поправочный коэффициент α к формуле расчета объема пара, при размещении в добывающей скважине одной или двух колонн НКТ смещают конец или концы по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 20 м, перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:
V=Lф*m* α,
где V – объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;
Lф – длина фильтровой части добывающей скважины, м;
m – коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м;
α – поправочный коэффициент, учитывающий вязкость нефти в пластовых условиях,
во время закачки расчетного объема пара в горизонтальные скважины два раза в неделю проводят замеры уровней жидкости и давления в затрубном пространстве, отслеживают динамику их изменения, при превышении давления в затрубном пространстве выше значения 0,666*Рдоп, где Рдоп - допустимое давление сохранения целостности покрышки нефтенасыщенной залежи, останавливают освоение горизонтальных скважин закачкой пара и переводят скважины для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам геофизических исследований дополнительно определяют распределение температур  вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, при наличии участков прогрева с температурой более 120 °С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части, при отсутствии участков прогрева с температурой более 120 °С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части  с использованием трубы-хвостовика.
На фиг. 1 показана схема расположения парных горизонтальных скважин для организации закачки теплоносителя с наличием одной колонны НКТ в добывающей скважине.
На фиг. 2 показана схема расположения парных горизонтальных скважин для организации закачки теплоносителя с наличием двух колонн НКТ в добывающей скважине (при длине горизонтальной части более 700 м).
На фиг. 3 показана схема расположения парных горизонтальных скважин для организации отбора продукции из добывающей скважины погружным насосом и закачки теплоносителя через нагнетательную скважину.
Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, осуществляют следующим образом. До строительства в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3 бурят геологоразведочные (оценочные) скважины (на фиг. 1-3 не показаны) для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи. Далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ. Определяют вязкость нефти в пластовых условиях, далее в зависимости от значения вязкости применяют поправочный коэффициент α (см. таблицу) к формуле расчета объема закачиваемого пара.
Таблица. Значения поправочного коэффициента.
Вязкость, мПа*с
Коэффициент α
более 40001
1
40000-33001
0,98
33000-26001
0,96
26000-18000
0,94
менее 18000
0,92
Осуществляют строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 2, создание проницаемой зоны между скважинами 2 и 3 за счет нагнетания водяного пара в обе скважины 2 и 3. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину 3, а из добывающей горизонтальной скважины 2 отбирают продукцию насосом 4 (фиг. 3). В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 (фиг. 1 и 2) проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 3, после чего в нагнетательной скважине 3 размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 5 и 6, при этом конец колонны меньшего диаметра 5 располагают в начале горизонтального ствола, в эксплуатационной колонне 7, а конец колонны большего диаметра 6 – в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, в фильтровой части (в зоне щелевого фильтра) 8. Для закачки пара в добывающей скважине 2 размещают одну 9 (фиг. 1) или две 10 (фиг. 2) и 11 колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ 5 и 6 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 20 м для обеспечения более равномерного прогрева пласта 1. При длине фильтровой части 12 (фиг. 1) добывающей скважины 2 менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ 9, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части 8 и 12 горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины - 8,3 т/м и для добывающей скважины - 6,6 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину – 80 т/сут. А при длине фильтровой части 12 (фиг. 2) добывающей скважины 2 более 700 м – две колонны НКТ 10 и 11, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части 8 и 12 горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины - 8,6 т/м и для добывающей скважин - 6,4 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину – 120 т/сут.
Перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин.
Далее в добывающую скважину 2 (фиг. 1 и 2) и нагнетательную скважину 3 закачивают объем пара V, рассчитываемый по формуле:
,
где V – объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину 2 или 3, т;
Lф – длина фильтровой части добывающей скважины 2, м;
m – коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части 8 и 12 горизонтальной скважины 2 или 3, т/м;
α – поправочный коэффициент, учитывающий вязкость нефти в пластовых условиях,
Во время закачки пара в горизонтальные скважины 2 и 3 (см. фиг. 1-3) два раза в неделю проводят замеры уровней жидкости и давления в затрубном пространстве, отслеживают динамику их изменения. При превышении давления в затрубном пространстве выше значения 0,666*Рдоп,
где Рдоп - допустимое давление сохранения целостности покрышки нефтенасыщенной залежи, определяемое по формуле:
Рдоп=Ргидр*0,8,
где Ргидр - гидростатическое давление столба воды, равно:
Ргидр=р*g*Н,
3
где р - плотность воды 1000 кг/м;
2
g - ускорение свободного падения 9,81м/с;
Н - глубина залегания кровли залежи,
останавливают освоение горизонтальных скважин 2 и 3 закачкой пара и переводят скважины для термокапиллярной пропитки для перераспределения энергии закачанного агента и давления и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований.
По результатам геофизических исследований дополнительно определяют распределение температур вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2.  При наличии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой части 12 (фиг. 3), в эксплуатационной колонне 13 устанавливают насос 4 за 20 м до фильтровой части 12. При отсутствии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой части 12, в эксплуатационной колонне 13 устанавливают насос 4 за 20 м до фильтровой части 12 с использованием трубы-хвостовика 14 от насоса 4 до переходной зоны, определяемой как зона с температурой между большим и меньшим прогревом вдоль горизонтального ствола скважины 2, а также прокладывают оптоволоконный кабель (на фиг. 1-3 не показан) по всей длине фильтровой части 12. Насос 4 (фиг. 3) устанавливают в эксплуатационной колонне 13 для нивелирования влияния высокой температуры на работоспособность насоса 4 и оснащают на приеме датчиками температуры и давления.
Далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину 3, а отбор продукции насосом 4 проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 4 для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины 2, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса 4 увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3, а при повышении температуры на входе насоса 4 снижают закачку пара через нагнетательную скважину 3 и/или переводят насос 4 в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе насоса 4 равной максимально допустимой по условиям работы, насос 4 переводят на постоянный режим работы.
Пример конкретного выполнения.
Производят опробования через контрольные скважины (27012-27013) в нефтенасыщенном пласте 1 (фиг. 1 и 2), проводят исследования проб нефти и определяют вязкость нефти, которая составляет 27000 мПа*с  (при 8°С начальной пластовой температуры), глубина кровли нефтенасыщенного пласта 175 м, допустимое давление закачки на устье – 14 атм. На месторождении производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 893 м на глубине 184 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части 8. Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 890 м на глубине 189 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части 12. В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 3, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 5 и 6. В нагнетательной скважине 3 конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм на глубину 415 м, конец второй колонны НКТ 6 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 1180 м. В добывающей скважине 2 (фиг. 2) конец первой колонны НКТ 10 диаметром 60 мм спускают на глубину 430 м, конец второй колонны НКТ 11 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 1115 м, причем концы колонн 10 и 11 разнесены по горизонтали на 27 м и 67 м от колонн 5 и 6, соответственно. До начала освоением закачкой пара проводят замер начального уровня жидкости и давления в затрубном пространстве скважин (в нагнетательной скважине значения уровня жидкости и давления составили 75 м и 1 атм, в добывающей – 72 м и 1 атм). Далее закачивают пар расчетного объема для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3 с коэффициентом расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 для нагнетательной скважины 3 - 8,6 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,4 т/м и с суточным расходом 160 т/сут для нагнетательной скважины 3 и 120 т/сут для добывающей скважины 2, при этом по результатам исследования вязкости нефти при пластовой температуре к расчетному объему пара для освоения применяют поправочный коэффициент α, равный 0,96. Плановый объем пара для добывающей скважины составил – 5468 т, для нагнетательной – 7273 т. Вследствие ограниченной приемистости расход пара для нагнетательной скважины составил 80 т/сут, добывающей 65 т/сут. Два раза в неделю проводят замеры уровня жидкости и давления через затрубное пространство скважин, через 4 недели освоения уровень жидкости в скважинах достиг устья и избыточное давление составило 2 атм, а через 6 недель - до 9,5 атм, после чего было принято решение о прекращении освоения пары скважин и переводе на термокапиллярую пропитку, объем закачанного пара составил 2730 т пара для добывающей скважины и 3250 т для нагнетательной. Через 6 суток из добывающей скважины 2 извлекают две колонны НКТ 10 и 11 и проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 определяют распределение температур вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2. По результатам определили в пределах 300 м от начала фильтровой части 12 имелся температурный пик, равный 135°С. Таким образом, было принято решение об установке насоса 4 (фиг. 3) марки ЭЦНАИ5-125-400 в эксплуатационной колонне 13 без трубы-хвостовика 14 на глубине 415 м (за 20 м до фильтровой части) с прокладкой оптоволоконного кабеля вдоль всей длины скважины 2. При отсутствии участков прогрева с температурой более 120 °С в интервале 300 м от начала фильтровой части 12, в эксплуатационной колонне 13 устанавливают насос 4 за 20 м до фильтровой части 12 с использованием трубы-хвостовика 14 от насоса 4 до переходной зоны. Информация по кабелю передается на устье скважины 2.
Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 110 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 4 через добывающую скважину 2. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 4.
Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 4 составляет 122,7 °С. Температура на приеме электроцентробежного насоса составляет 105,9 °С. При такой температуре эксплуатируют насос 4 в постоянном режиме. Увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3 примерно на 20 %.
При температуре в районе электроцентробежного насоса 4 более 120 °С переводят насос 4 в периодический режим работы 60/20 (20 мин эксплуатации/20 мин бездействия и т.д.) и снижают закачку пара в нагнетательной скважине 3 примерно на 10 %.
Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 4 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 4 близкой, но не более 122,7 °С. Плановый дебит по нефти был получен через 2,5 месяца и достиг 15 т/сут, что соразмерно с аналогичными скважинами, где был закачан весь плановый объем пара при освоении.
Предлагаемый способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, повышает эффективность разработки парных горизонтальных скважин, позволяет получить дополнительную добычу нефти за счет ускорения перевода добывающих скважин на режим отбора продукции, сокращает эксплуатационные затраты при освоении пары горизонтальных скважин закачкой пара, сокращает период ожидания для проведения исследований и внедрения глубинного оборудования, снижает риск нефтегазоводопроявлений вследствие чрезмерного роста пластового давления.