Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДВУХУСТЬЕВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32, 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, отличающийся тем, что 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).

Известно устройство для осуществления данного способа, включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая снабжена погружным насосом, при этом обе скважины по всей длине снабжены кабелем с термодатчиками.

Недостатками данного способа и устройства, с помощью которого осуществляется данный способ, являются:

- во-первых, низкая надежность устройства, с помощью которого осуществляется предложенный способ, так как насосы не имеют фильтров, и в случае прорыва теплоносителя песок, шлам и т.п.попадают в насос, что ведет к быстрой поломке насоса;

- во-вторых, большие финансовые и материальные затраты на осуществление способа, связанные с тем, что термодатчики на кабеле размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;

- в-третьих, в процессе осуществления способа необходим постоянный контроль за температурным режимом в паровой камере, так как о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.

Наиболее близким по технической сущности является способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2410534, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №3 от 27.01.2011 г.). Способ включает строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, при строительстве скважин горизонтальный участок добывающей скважины оборудуют секциями фильтра с уменьшаемой по секциям пропускной способностью в зависимости от прорыва теплоносителя.

Устройство для осуществления данного способа включает двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем горизонтальный участок добывающей скважины оборудован фильтром, выполненным в виде трубы, установленной внутри вскрытого участка обсадной трубы с зазором, который разбит на секции герметичными кольцевыми вставками, причем зазоры в секциях заполнены водонабухающими гранулами.

Недостатками данного способа и устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции и дороговизна осуществления способа, связанная с наличием двух насосов, спущенных с обоих устьев в двухустьевую нагнетательную скважину, а также с необходимостью большого объема (количества) дорогостоящих водонабухающих гранул, которыми заполнено внутреннее пространство фильтра на протяжении всего горизонтального участка двухустьевой добывающей скважины;

- во-вторых, низкая надежность в работе, т.к. наличие двух работающих насосов увеличивает вероятность выхода их из строя, а водонабухающие гранулы расширяются при любом контакте с водой;

- в-третьих, пропускная способность продукции из зон отбора, поступающая на прием насоса, регулируется водонабухающими гранулами, которыми заполнены секции фильтров, при этом водонабухающие гранулы расширяются при взаимодействии с водой, например при прорыве в фильтр добывающей скважины теплоносителя или пластовой воды. В результате пропускная способность фильтра из зон отбора продукции снижается вплоть до прекращения поступления жидкости внутрь горизонтального участка двухустьевой добывающей скважины, при этом в последующем, например, при снижении объема закачки теплоносителя в нагнетательную скважину для равномерности прогрева паровой камеры в продуктивном пласте пропускная способность фильтра из этих зон отбора уже не восстанавливается, при этом нарушается равномерность прогрева паровой камеры в продуктивном пласте;

в-четвертых, сложность спуска геофизических приборов для проведения исследований в интервал фильтра горизонтального участка добывающей скважины, заполненного водонабухающими гранулами в процессе осуществления способа.

Задачами изобретения являются регулирование объема отбора продукции из зон отбора продукции в процессе эксплуатации двухустьевой добывающей скважины в зависимости от наличия температурных пиков на термограммах, снимаемых в двухустьевой добывающей скважине за счет изменения соотношения пропускной способности зон отбора продукции и исключение (уменьшение объема) попадания теплоносителя или пластовых вод из этих зон отбора на прием насоса, а также упрощение конструкции устройства, удешевление осуществления способа и повышение надежности работы устройства при осуществлении способа и беспрепятственного спуска геофизических приборов в интервал фильтра горизонтального участка добывающей скважины.

Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающим строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, оборудование их фильтрами, выполненными в виде перфорированной обсадной колонны, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, отслеживаемых по термограммам, снимаемым с термодатчиков, спущенных в горизонтальный участок двухустьевой добывающей скважины, на основании которых осуществляют равномерный прогрев паровой камеры.

Новым является то, что вовнутрь фильтра добывающей скважины с обоих устьев спускают колонны труб, причем диаметр конечного участка одной из колонн труб больше диаметра конечного участка другой колонны труб для обеспечения телескопического концентричного размещения друг в друге, в процессе спуска колонну труб с конечным участком большего диаметра снабжают насосом, а снаружи - пакером, разделяют фильтр на две зоны отбора продукции путем посадки пакера, а регулирование пропускной способности каждой из зоны отбора продукции осуществляют в зависимости от зоны прорыва теплоносителя и/или пластовых вод путем ограниченного осевого перемещения вверх-вниз колонны труб с конечным участком меньшего диаметра и ее фиксацией на устье скважины.

Поставленная задача также решается устройством для осуществления этого способа, включающим двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, горизонтальные участки нагнетательной и добывающей скважин оборудованы фильтрами, выполненными в виде перфорированной обсадной колонны, и термодатчики, спущенные в горизонтальный участок двухустьевой добывающей скважины.

Новым является то, что фильтр добывающей скважины оснащен колоннами труб, спускаемыми в него с обоих устьев, диаметр конечного участка одной из колонн труб больше диаметра конечного участка другой колонны труб для обеспечения телескопического концентричного размещения друг в друге, в исходном положении зафиксированные срезным штифтом, причем колонна труб с конечным участком большего диаметра снабжена насосом, а снаружи - пакером, разделяющим фильтр на две зоны отбора продукции, при этом на колонне труб с конечным участком большего диаметра слева и справа от пакера выполнены два отверстия, соответствующие первой и второй зонам отбора продукции и имеющие возможность сообщения с приемом насоса, причем одно отверстие сообщается непосредственно с приемом насоса, а другое отверстие через боковые каналы, выполненные в колонне труб с конечным участком меньшего диаметра, и позволяющие регулировать пропускную способность зон отбора продукции осевым ограниченным перемещением вверх-вниз колонны труб с конечным участком меньшего диаметра и размещением шайб расчетной высоты, устанавливаемых между опорным фланцем и планшайбой и фиксацией колонны труб на устье скважины.

На фиг.1 и 2 схематично представлен предлагаемый способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин.

На фиг.3 схематично изображено одно из устьев скважины с максимальным количеством шайб.

На фиг.4 изображен вид сверху шайбы.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Производят строительство верхней двухустьевой нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) и нижней двухустьевой добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом. При строительстве двухустьевой нагнетательной скважины 1 и добывающей скважины 2 их горизонтальные участки 3 и 4 оснащают соответственно фильтрами 6 и 7, которые выполняют в виде перфорированной обсадной колонны. Двухустьевую нагнетательную скважину 1 используют для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а двухустьевую добывающую скважину 2 используют для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.

Термодатчики 8 спускают в горизонтальный участок 4 двухустьевой добывающей скважины 2 для снятия термограмм с целью определения наличия температурных пиков при прорыве теплоносителя и/или пластовых вод в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 в процессе осуществления способа.

Двухустьевую нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 с пакерами 10 и 10' с горизонтальным перфорированным участком 11.

В фильтр 7 добывающей скважины 2 с обоих устьев спускают колонны труб 12 и 13 (см. фиг.1 и 2), соответственно.

Диаметр конечного участка 14 колонны труб 12 больше диаметра конечного участка 15 колонны труб 13. Конечные участки колонн труб выполнены с возможностью телескопического концентричного размещения друг в друге. Например, за счет применения конечных участков 14 и 15 (см. фиг.2) колонн труб 12 и 13, соответственно, разного диаметра, например 89 мм и 60 мм или 102 мм и 73 мм, они концентрично размещаются друг в друге. В процессе спуска колонну труб 12 снаружи снабжают пакером 16 с разделением фильтра 7 (см. фиг.1) на две зоны Q₁ и Q₂ отбора продукции справа и слева от пакера 16, соответственно, длинами L₁ и L₂. Пакер 16 сажают в неперфорированном участке 16' фильтра 7. На колонне труб 12 слева и справа от пакера 16 выполнены два отверстия 17 и 18 соответственно, например, выполненные в виде продольных пазов, пропускная способность которых определяется опытным путем и соответствует зонам отбора продукции Q₁ и Q₂, соответственно.

Колонну труб 12 снабжают насосом 19 (например, скважинный штанговый насос дифференциального типа НН-2СП для добычи вязкой нефти, поставляемый ООО ТД «Элкам-Нефтемаш» Россия, г.Пермь). Как отверстие 17, так и отверстие 18, соответствующие первой Q₁ и второй Q₂ зонам отбора продукции в добывающей скважине 2, имеют возможность сообщения с приемом насоса 19 (см. фиг.1).

Производительность насоса 19 подбирают исходя из суммарного объема отбора продукции из обеих зон отбора продукции Q₁ и Q₂.

Первое отверстие 17 (см. фиг.1) непосредственно сообщается с приемом насоса 19, а второе отверстие 18 (см. фиг.2) через боковые каналы 20, выполненные в колонне труб 13 с конечным участком 15 меньшего диаметра. Пропускная способность боковых каналов 20 должна быть не меньше пропускной способности отверстия 18, т.е. суммарная площадь поперечных сечений боковых каналов 20 должна быть больше площади поперечного сечения отверстия 18. Количество боковых каналов 20 и их размеры зависят от диаметра колонны труб 13.

Регулирование (изменение соотношений) пропускной способности каждой зоны отбора продукции Q₁ и Q₂ изменяют в зависимости от зоны прорыва теплоносителя и/или пластовых вод. С устья скважины, через которое спущена колонна труб 13 с конечным участком 15 меньшего диаметра, осуществляют ограниченное осевое перемещение колонны труб 13 вверх-вниз с регулировкой посредством размещения (установки) - снятия шайб 21', 21", 21'", 21"" (см. фиг.3) расчетной высоты и фиксацией колонны труб 13 на опорном фланце 22 при помощи планшайбы 23 на устье двухустьевой добывающей скважины 2. Опытным путем определяют необходимое количество положений для регулирования (изменения соотношений) объема (пропускной способности) продукции из обеих зон отбора продукции Q₁ и Q₂. Например, (см. фиг.3) Q₁=0 на Q₂=1; Q₁=1/4 на Q₂=3/4, Q₁=1/2 нa Q₂=1/2; Q₁=3/4 нa Q₂=1/4.

В исходном положении конечные участки 14 и 15 (см. фиг.2) колонн труб 12 и 13, соответственно, зафиксированы срезным штифтом 24, в котором пропускная способность первой Q₁ и второй Q₂ зон отбора продукции равны между собой и составляют 50% на 50%, т.е. (Q₁=1/2 на Q₂=1/2), при этом на устье (см. фиг.3), через которое спущена колонна труб 13, между опорным фланцем 22 и планшайбой 23 устанавливают две шайбы 21' и 21" расчетной высоты (определяется опытным путем исходя из длины L₁ и L₂, соответственно, отверстий 17 и 18), например, высотой по 10 мм каждая, т.е. 2×10 мм=20 мм.

Несанкционированные перетоки жидкости в процессе осуществления способа предотвращают уплотнительные кольца (на фиг.2 показаны условно).

Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (например, водяной пар) от парогенератора (на фиг.1, 2 не показано) в продуктивный пласт 5 (см. фиг.1) по колонне НКТ 9 через его горизонтальный перфорированный участок 11 и горизонтальный участок 3 двухустьевой нагнетательной скважины 1, выполненный в виде перфорированной обсадной колонны (фильтр) 6.

В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.

Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью насоса 19 (см. фиг.1), причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7 и через зоны отбора продукции (первой Q₁ и второй Q₂), разделенные пакером 16, т.е. через соответствующие этим зонам отбора отверстия 17 и 18, поступает на прием погружного насоса 19, который перекачивают тяжелую нефть или битум на дневную поверхность. Первое отверстие 17 сообщается непосредственно с приемом насоса 19, а второе отверстие 18 через боковые каналы 20, выполненные в колонне труб 13. По данным термодатчиков (на фиг.1, 2, 3 не показано), спущенных в горизонтальный участок 4 двухустьевой добывающей скважины 2, строят термограммы и определяют наличие температурных пиков при прорыве теплоносителя (пики направлены вверх) и/или пластовых вод (пики направлены вниз) в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2.

Например, при прорыве теплоносителя в первую зону отбора продукции Q₁ на термограммах появляются температурные пики, направленные вверх, поэтому с целью исключения (снижения) отбора продукции с прорвавшимся теплоносителем из зоны отбора продукции Q₁ и дальнейшего, равномерного распространения паровой камеры в продуктивном пласте с целью равномерной выработки запасов тяжелой нефти или битума, сокращают объемы отбора продукции из зоны Q₁ и увеличивают объем отбора продукции из зоны Q₂, т.е. регулируют (изменяют соотношение) объем (пропускную способность) продукции, перетекаемой через отверстия 17 и 18 (см. фиг.2) на прием насоса 19. Например, сокращают объем отбора в следующем соотношении, в котором пропускная способность первой Q₁ и второй Q₂ зон отбора продукции составляет 25% на 75%, т.е. по зонам отбора продукции Q₁=1/4 на Q₂=3/4 (см. фиг.3). Для этого на устье, через которое спущена колонна труб 13, между опорным фланцем 22 и планшайбой 23 оставляют одну шайбу 21' с расчетной высотой 10 мм, как указано выше, а вторую шайбу 21" снимают, при этом конечный участок колонны труб 13 с меньшим диаметром 15 смещается справа налево относительно конечного участка колонны труб 12 с большим диаметром 14, на котором спущен насос 19 (см. фиг.1), которая остается неподвижной благодаря фиксации пакера 16 на фильтре 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2. Продолжают отбор разогретой тяжелой нефти или битума с помощью погружного насоса 19 (см. фиг.1), причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7 и через зоны отбора продукции (Q₁ и Q₂), разделенные пакером 16 (см. фиг.2), т.е. через соответствующие этим зонам отбора отверстия 17 и 18 (в соотношении первой Q₁=1/4 и второй Q₂=3/4), поступает на прием погружного насоса 19 (см. фиг.1), который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

Таким образом, продолжают разработку месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин и при необходимости изменяют соотношение объемов отбираемой продукции между зонами отбора Q₁ и Q₂ (см. фиг.2) в зависимости от показаний термограмм, как описано выше, путем перемещения колонны труб 13 с устья скважины в необходимом осевом направлении и регулировкой необходимым количеством шайб с фиксацией колонны труб 13 на устье с помощью планшайбы 22 на опорном фланце 23.

Устройство для осуществления предлагаемого способа включает верхнюю двухустьевую нагнетательную скважину 1 (см. фиг.1) и нижнюю двухустьевую добывающую скважину 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывшими продуктивный пласт 5. Для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5 на устье нагнетательной скважины 1 размещают парогенератор (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано). Горизонтальные участки 3 и 4, соответственно, двухустьевых нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин оснащают фильтрами, которые выполняют в виде перфорированной обсадной колонны.

Термодатчики 8 (см. фиг.2) спущены в горизонтальный участок 4 (см. фиг.1) двухустьевой добывающей скважины 2 для снятия термограмм с целью определения наличия температурных пиков при прорыве теплоносителя или пластовых вод в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 в процессе осуществления способа.

Двухустьевую нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 с пакерами 10 и 10' с горизонтальным перфорированным участком 11. Внутрь фильтра 7 длиной L добывающей скважины 2 с обоих устьев спускают колонны труб 12 и 13 (см. фиг.2), соответственно. Например, в качестве колонны труб возможно применение колонн насосно-компрессорных труб.

Диаметр конечного участка 14 колонны труб 12 выполняют больше диаметра конечного участка 15 колонны труб 13 для обеспечения телескопического концентричного размещения друг в друге.

Например, за счет того, что конечные участки 14 и 15 колонны труб 12 и 13, соответственно, разного диаметра, например 89 мм и 60 мм или 102 мм и 73 мм, они концентрично размещаются друг в друге. В процессе спуска колонну труб 12 снаружи снабжают пакером 16 с разделением фильтра 7 (см. фиг.1) на две зоны Q₁ и Q₂ отбора продукции справа и слева от пакера 16, соответственно, длинами L₁ и L₂. Пакер 16 сажают в неперфорированном участке 16' фильтра 7.

На колонне труб 12, имеющей конечный участок большего диаметра 14, справа и слева от пакера 16 выполняют два отверстия 17 и 18, например, выполненные в виде продольных пазов длиной l₁ и l₂, соответственно, пропускная способность которых определяется опытным путем и соответствует зонам отбора продукции Q₁ и Q₂, соответственно. Колонну труб 12 снабжают насосом 19 (например, скважинный штанговый насос дифференциального типа НН-2СП для добычи вязкой нефти, поставляемый ООО ТД «Элкам-Нефтемаш» Россия, г.Пермь).

Первое 17 и второе 18 отверстия, соответствующие первой Q₁ и второй Q₂ зонам отбора продукции в добывающей скважине 2, имеют возможность сообщения с приемом насоса 19. Первое отверстие 17 непосредственно сообщается с приемом насоса 19, а второе отверстие 18 - через боковые каналы 20, выполненные в колонне труб 13.

Пропускную способность отверстий 17 и 18 регулируют осевым перемещением (вверх-вниз) колонны труб 13 с устья скважины, имеющей конечный участок меньшего диаметра 15 и установкой - снятием шайб 21', 21", 21'", 21"" (см. фиг.3 и 4) расчетной высоты, устанавливаемых между опорным фланцем 22 и планшайбой 23 с фиксацией колонны труб 13. Несанкционированные перетоки жидкости в процессе осуществления способа предотвращают уплотнительные кольца (на фиг.2 показано условно).

Устройство работает следующим образом.

Осуществляют закачку теплоносителя от парогенератора в продуктивный пласт 5 (см. фиг.1) в верхнюю двухустьевую нагнетательную скважину 1 по колонне НКТ 9 через его горизонтальный перфорированный участок 11 и перфорированную обсадную колонну 6 горизонтального участка 3 двухустьевой нагнетательной скважины 1.

В исходном положении конечные участки 14 и 15 (см. фиг.2) колонн труб 12 и 13, соответственно, зафиксированы срезным штифтом 24, в котором пропускная способность первой Q₁ и второй Q₂ зон отбора продукции в равном соотношении и составляет 50% на 50%, т.е. общий объем отбора продукции осуществляется при соотношении Q₁=1/2 на Q₂=1/2. Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 19 (см. фиг.1 и 2), причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7 и через зоны отбора продукции (первой Q₁ и второй Q₂), разделенные пакером 16, т.е. через соответствующие этим зонам отбора отверстия 17 и 18 поступает на прием погружного насоса 19, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность. Причем первое отверстие 17 сообщается непосредственно с приемом насоса 19, а второе отверстие 18 через боковые каналы 20, выполненные в колонне труб 13. Пропускная способность боковых каналов 20 должна быть не менее пропускной способности отверстия 18, т.е. суммарная площадь поперечных сечений боковых каналов 20 должна быть больше площади поперечного сечения отверстия 18.

Пропускная способность каналов 20 больше, чем пропускная способность второго отверстия 18, соответствующего второй зоне отбора Q₂ продукции длиной L₁ в фильтре 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2.

По данным термодатчиков (см. фиг.1), спущенных в горизонтальный участок 4 двухустьевой добывающей скважины 2, строят термограммы и определяют наличие температурных пиков при прорыве теплоносителя (пики направлены вверх) или пластовых вод (пики направлены вниз) в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2. Например, при прорыве теплоносителя в первую зону отбора продукции Q₁ (см. фиг.1 и 3) на термограммах появляются температурные пики, направленные вверх, поэтому с целью исключения (снижения) отбора продукции с прорвавшимся теплоносителем из зоны отбора продукции Q₁ и дальнейшего равномерного распространения паровой камеры в продуктивном пласте с целью равномерной выработки запасов тяжелой нефти или битума сокращают объемы отбора продукции из зоны Q₁ и увеличивают объем отбора продукции из зоны Q₂, т.е. регулируют (изменяют соотношение) объем (пропускную способность) продукции, перетекаемый через отверстия 17 (см фиг.1 и 2) и 18 на прием насоса 19.

Например, сокращают объем отбора в следующем соотношении, в котором пропускная способность первой Q₁ и второй Q₂ зон отбора продукции составляет 25% на 75%, т.е. по зонам отбора продукции: Q₁=1/4 на Q₂=3/4 (см. фиг.2 и 3), при этом на устье добывающей скважины 2 между опорным фланцем 22 (см. фиг.3) и планшайбой 23 оставляют одну шайбу 21' с расчетной высотой 10 мм, как указано выше, а вторую шайбу 21" снимают (приподнимают планшайбу 23 и снимают с колонны труб 13 шайбу 21' (см. фиг.3 и 4), при этом конечный участок 15 колонны труб 13 (см. фиг.2) перемещается справа налево относительно конечного участка 14 колонны труб 12, на котором спущен насос 19, при этом колонна труб 12 остается неподвижной благодаря фиксации пакера 16 на фильтре 7 (см. фиг.1) горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, а колонна труб 13 перемещается сверху вниз и фиксируют колонну труб 13 планшайбой 23 на опорном фланце 22. Продолжают отбор разогретой тяжелой нефти или битума с помощью погружного насоса 19 (см. фиг.1 и 2), причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7 и через зоны отбора продукции, разделенные пакером 16, т.е. через соответствующие этим зонам отбора отверстия 17 и 18 (в соотношении первой Q₁=1/4 и второй Q₂=3/4) поступает на прием погружного насоса 19, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

В процессе эксплуатации двухустьевой добывающей скважины в интервал фильтра 7 по внутреннему пространству колонны труб 13 спускают геофизические приборы для проведения необходимых исследований. Таким образом, продолжают разработку месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин и при необходимости изменяют соотношение объемов отбираемой продукции между зонами отбора Q₁ и Q₂ в зависимости от показаний термограмм, как описано выше, путем перемещения колонны труб 13 с устья скважины в необходимом осевом направлении и регулировкой необходимым количеством шайб с фиксацией колонны труб 13 на устье с помощью планшайбы 22 (см. фиг.3) на опорном фланце 23.

Предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин позволяет регулировать (изменять соотношения) объемы (пропускную способность) продукции из зон отбора продукции в процессе эксплуатации двухустьевой добывающей скважины в зависимости от наличия температурных пиков на термограммах, и на основании этого увеличивать или уменьшать пропускную способность этих зон отбора, что позволяет добиться равномерности прогрева паровой камеры в продуктивном пласте и исключить (сократить объем) попадание теплоносителя и/или пластовых вод из этих зон отбора на прием насоса, а также осуществлять спуск геофизических приборов с целью исследования добываемой продукции в интервале фильтра горизонтального участка добывающей скважины.

Устройство, с помощью которого осуществляют данный способ, имеет простую конструкцию, так как используют только один погружной насос и в фильтре отсутствуют водонабухающие гранулы, в связи с чем повышается надежность работы устройства, при этом оно дешевле в применении, так как нет необходимости применять дорогостоящие водонабухающие гранулы по всей длине горизонтального участка двухустьевой добывающей скважины при осуществлении способа.