СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

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

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2211318, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003 г.), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.

Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431745, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную - скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, а отбор продукции через нижнюю - добывающую - скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, причем выше нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят технологическую двухустьевую скважину, причем съем термограммы паровой камеры проводят по данным термодатчиков, которые размещают в технологической и добывающей двухустьевых горизонтальных скважинах, при этом со стороны обоих устьев технологической скважины производят геофизические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры, причем в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с обоих устьев контрольной скважины для оценки минерализации находящейся в пробах воды, исходя из минерализации этой воды сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере, причем двухустьевую технологическую скважину при необходимости можно использовать в качестве добывающей скважины.

Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.

Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2410534, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/08 опубл. в бюл. №3 от 27.01.2011 г.), включающий 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, причем при строительстве скважин горизонтальный участок добывающей скважины оборудуют секциями фильтра с уменьшаемой по секциям пропускной способностью в зависимости от прорыва теплоносителя.

Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5- 7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.

Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431746, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя, например перегретого пара, через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину, при этом в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно устье нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье, а при ухудшении коллекторских свойств и/или снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза за период не более трех месяцев одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое устье закачивают нефтесилорную эмульсию, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.

Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками (патент RU №2468194, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №33 от 27.11.2012 г.), включающий бурение скважин, оснащение каждой скважины технологической колонной труб, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, снижение вязкости сверхвязкой нефти, отбор продукции из скважины по технологической колонне труб и контроль технологических параметров продуктивного пласта и скважины, в процессе отбора продукции, периодическое определение минерализации попутно отбираемой воды, анализ влияния изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры, и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды, ведут одновременную закачку теплоносителя и отбор продукции, при этом бурят как минимум две скважины с наклонными участками в продуктивном пласте, причем наклонные участки скважин бурят в двух вертикальных плоскостях, находящихся на расстоянии 1-2 м друг от друга, и навстречу друг к другу с приближением участков к серединам каждого участка и с их последующим отдалением, при этом каждый наклонный участок разделяют на два интервала вскрытия продуктивного пласта установкой пакера, спускаемого в скважину в составе технологической колонны труб, а окончания технологических колонн труб располагают на концах наклонных участков, причем каждую технологическую колонну труб оснащают насосом для отбора разогретой вязкой нефти, при этом в верхние интервалы вскрытия продуктивного пласта периодически закачивают теплоноситель, а из нижних интервалов вскрытия продуктивного пласта производят постоянный отбор продукции.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины, что ограничивает применение данного способа в месторождениях тяжелой нефти или битума (сврехвязкой нефти), где толщина пласта составляет 5-7 м;

- во-вторых, реализация способа основана на создании паровой камеры, для чего необходима закачка теплоносителя непосредственно в пласт, а это может привести к прорыву теплоносителя в ствол добывающей скважины и повышению обводненности добываемой продукции, что снижает эффективность его реализации. Кроме того, это вызывает необходимость проведения водоизоляционных работ, а это требует дополнительных финансовых и материальных затрат на реализацию способа;

- в-третьих, пар превращается в конденсат, что способствует быстрому обводнению месторождения сверхвязкой нефти, в связи с чем нарушается равномерность выработки месторождения сверхвязкой нефти и сокращаются сроки его разработки, при этом часть сверхвязкой нефти остается невыработанной;

- в-четвертых, теплоноситель закачивают в пласт, что увеличивает затраты на теплоноситель;

- в-пятых, низкий коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти из пласта и неравномерность его выработки вследствие неравномерного вытеснения высоковязкой нефти теплоносителем в пласте, имеющем различные фильтрационно-емкостные свойства.

Технической задачей изобретения является разработка месторождения сверхвязкой нефти путем его разогрева без закачки теплоносителя (пара) в пласт, исключение обводненности отбираемой разогретой сверхвязкой нефти, сокращение затрат на теплоноситель, а также реализация способа в месторождениях сверхвязкой нефти, представленных пластами толщиной до 5-7 метров, и увеличение коэффициента вытеснения сверхвязкой нефти из пласта с его равномерной выработкой в пласте.

Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения сверхвязкой нефти, включающим строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, оснащенных фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретой сверхвязкой нефти, прогрев пласта закачкой теплоносителя в нагнетательную скважину, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта.

Новым является то, что верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины выполняют двухустьевыми с горизонтальными участками, а фильтр горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины разделяют на две зоны прогрева, внутри фильтра напротив каждой из зон прогрева устанавливают заглушенные с концов хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев нагнетательной двухустьевой скважины, причем хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины, на поверхности обвязывают внутренние пространства технологических колонн труб верхней нагнетательной двухустьевой скважины трубопроводом с вентилями между собой, а также на поверхности обвязывают межколонные пространства верхней нагнетательной двухустьевой скважины всасывающим и нагнетательным трубопроводами, оснащенными вентилями с парогенераторной установкой, также гидравлическими линиями с вентилями обвязывают насосный агрегат с межколонными пространствами верхней нагнетательной двухустьевой скважины, при закрытых отверстиях фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины производят разогрев межскважинной зоны пласта, снижают вязкость сверхвязкой нефти в пласте замкнутой циркуляцией теплоносителя по межколонным и внутренним пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенераторной установки без закачки теплоносителя в пласт и производят отбор разогретой сверхвязкой нефти из нижней добывающей двухустьевой скважины, в процессе замкнутой циркуляции теплоносителя по верхней нагнетательной двухустьевой скважине при повышении температуры в зоне отбора нижней добывающей двухустьевой скважины по данным термограмм, снятых с термодатчиков, до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, отключают парогенераторную установку и прекращают циркуляцию теплоносителя, открывают отверстия фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем совмещения их с отверстиями хвостовиков, насосным агрегатом производят закачку углеводородного растворителя через межколонные пространства и фильтр в пласт с образованием в пласте камеры растворителя, причем в камере растворителя происходит разжижение разогретой сверхвязкой нефти, при этом продолжают отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти из нижней добывающей двухустьевой скважины, причем по мере отбора разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти вследствие прекращения циркуляции пара снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти в зоне отбора нижней добывающей двухустьевой скважины по данным термограмм, снятых с термодатчиков, до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, недостаточной для ее растворения углеводородным растворителем, после чего отключают насосный агрегат и закрывают отверстия фильтра верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем разобщения их с отверстиями хвостовиков, включают парогенераторную установку и возобновляют циркуляцию теплоносителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине, в дальнейшем процесс повторяется.

На фиг.1 и 2 схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения сверхвязкой нефти.

На фиг.3 изображен разрез А-А.

На фиг.4 изображен разрез Б-Б.

На фиг.5 изображен разрез В-В.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Сначала производят строительство верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 (см. фиг.1), далее, например, на расстоянии 4 м производят строительство нижней добывающей двухустьевой скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно. Горизонтальные участки 3 и 4 двухустьевых скважин 1 и 2 оборудованы фильтрами 5 и 6 с отверстиями 5' и 6' соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими пласт 7 со сверхвязкой нефтью. Фильтры 5 верхней нагнетательной двухустьевой скважин 1 и 2 разделяют на две зоны прогрева: L₁ и L₂, например, длиной по 150 м каждая зона закачки.

Внутри фильтра 5 напротив каждой из зон прогрева L₁ и L₂ устанавливают заглушенные с концов хвостовики 8 и 8' с отверстиями 9 и 9' (см. фиг.2, 4 и 5) соответственно. Заглушенные с концов хвостовики 8 и 8' (см. фиг.1) спускают на концах технологических колонн труб 10 и 10' соответственно с обоих устьев верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1. В нижнюю добывающую двухустьевую скважину 2 с обоих устьев спускают технологические колонны труб 11 и 11', которые в процессе спуска оснащают насосами 11₁ и 11₂ соответственно.

Заглушенные концы хвостовиков 8 и 8' в верхней нагнетательной двухустьевой скважине 1 обращены друг к другу, при этом сами хвостовики 8 и 8' жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб 10 и 10' (см. фиг.3) с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий 5' (см. фиг.4 и 5), выполненных в фильтре 5 горизонтального участка 3 (см. фиг.1) верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1.

Отверстия 5' (см. фиг.4, 5) в фильтре 5 выполнены, например, в виде сквозных горизонтальных пазов под углом 180° друг к другу по окружности, при этом отверстия 5' фильтра 5 верхней (см. фиг.1) двухустьевой скважины 1 в начальном положении закрыты (см. фиг.4), соответствующими хвостовиками 8 и 8' (см. фиг.1). Каждый из хвостовиков 8 и 8' оснащен отверстиями 9 и 9' (см. фиг.4 и 5) соответственно. Отверстия 9 и 9' (см. фиг.2 и 4) в хвостовиках 8 и 8' также выполнены, например, в виде сквозных горизонтальных пазов под углом 180° друг к другу по окружности.

Обвязывают на поверхности внутренние пространства 12 и 12' технологических колонн труб 10 и 10' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 трубопроводом 13 с вентилями 14 и 15 между собой, обвязывают на поверхности межколонные пространства 16 и 16' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 всасывающим 17 и нагнетательным 18 трубопроводами, оснащенными вентилями 19 и 20 соответственно, с парогенераторной установкой 21. Гидравлическими линиями 22 и 23 с соответствующими вентилями 24 и 25 обвязывают насосный агрегат 26 с межколонными пространствами 16 и 16' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1. При закрытых отверстиях 5' фильтра 5 горизонтального участка 3 верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 производят разогрев межскважинной зоны 27 пласта 7.

Снижают вязкость сверхвязкой нефти в пласте 7 замкнутой циркуляцией теплоносителя (например, водяного пара, разогретого до температуры 230-250°С, далее пар) по межколонным 16 и 16' и внутренним 12 и 12' пространствам технологических колонн труб 10 и 10' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1. Происходит это следующим образом.

При открытых вентилях 14, 15, 19 и 20 и закрытых вентилях 24 и 25 пар, нагнетаемый парогенераторной установкой 21, по нагнетательной линии 18 поступает в межколонное пространство 16' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1, а оттуда попадает во внутреннее пространство 14' технологической колонны труб 10' и через трубопровод 13 поступает во внутреннее пространство 14 технологической колонны труб 10, далее пар поступает в межколонное пространство 16 верхней нагнетательной двухустьевой скважины 2 и далее через всасывающий трубопровод 17 пар поступает обратно в парогенераторную установку 21. Таким образом осуществляется один цикл замкнутой циркуляции пара.

Разогрев стенок скважины осуществляется за счет замкнутой циркуляции пара без закачки теплоносителя в пласт.

Парогенераторная установка 21 в процессе замкнутой циркуляции обеспечивает поддержание температуры пара 230-250°С. Разогревание межскважинной зоны 27 пласта 7 происходит за счет передачи тепла непосредственно от стенок верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1, а также через фильтр 5 к пласту 7, что приводит к прогреву пласта 7 в межскважинной зоне 27 и в зоне отбора, т.е. напротив фильтра 6 нижней добывающей двухустьевой скважины, при этом пар (теплоноситель) в пласт 7 не попадает, вследствие чего исключаются нежелательные последствия, а именно: образование конденсата, прорыв теплоносителя в ствол при отборе разогретой сверхвязкой нефти и, как следствие, увеличение обводненности отбираемой разогретой сверхвязкой нефти, а также водоизоляционные работы, при этом производят отбор разогретого битума из нижней добывающей двухустьевой скважины с помощью насосов 11₁ и 11₂ по соответствующим технологическим колоннам труб 11 и 11'.

Для перетока теплоносителя или углеводородного растворителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине 1 в процессе осуществления способа в интервале жесткого соединения хвостовиков 8 и 8' (см. фиг.1 и 2) с соответствующими технологическими колоннами труб 10 и 10' выполнены технологические отверстия 28 (см. фиг.3).

Закачка пара парогенераторной установкой 21 (см. фиг.1) происходит при минимальных давлениях нагнетания (1,5-2 МПа), достаточных для преодоления гидравлических сопротивлений при циркуляции, поскольку закачку пара в пласт 7 не осуществляют и давление нагнетания не зависит от проницаемости пласта месторождения сверхвязкой нефти, а также сокращаются затраты на теплоноситель вследствие замкнутой циркуляции пара без закачки пара в пласт.

Предлагаемый способ возможно реализовать на месторождении сверхвязкой нефти, представленном пластами толщиной от 0,5 до 5-7 м, поскольку исключен прорыв теплоносителя в зоны отбора скважин, так как разработка месторождения сверхвязкой нефти производится без закачки теплоносителя в пласт.

В процессе замкнутой циркуляции теплоносителя по верхней нагнетательной двухустьевой скважине 1 повышается температура в зоне отбора нижней добывающей двухустьевой скважины, которая отслеживается по данным термограмм, снятых с термодатчиков (не показано), установленных в горизонтальном участке 4 (см. фиг.1 и 2) нижней добывающей двухустьевых скважин 2 напротив каждой из зон отбора, т.е. фильтра 6.

При повышении температуры до значения, которое соответствует вязкости сверхвязкой нефти в пласте 7, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем по данным термограмм, отключают парогенераторную установку 21 и прекращают циркуляцию теплоносителя. Например, при повышении температуры в зоне отбора сверхвязкой нефти, т.е. напротив фильтра 6 нижней добывающей двухустьевой скважины 2, до 40°С-50°С и снижении вязкости сверхвязкой нефти до величины, обеспечивающей разжижение битума в камере растворителе при последующей закачке углеводородного растворителя, например, до величины µ=150 МПа·с, отключают парогенераторную установку 21 и прекращают циркуляцию пара.

Изменение значения вязкости (µ, МПа·с) сверхвязкой нефти при нагревании или остывании, т.е. в зависимости от температуры (t, °C), определяется опытным путем до реализации способа в лабораторных условиях.

Интервал температуры и, соответственно, величину вязкости сверхвязкой нефти подбирают исходя из типа углеводородного растворителя, поскольку различные углеводородные растворители имеют определенный диапазон растворения сверхвязкой нефти в зависимости от величины их вязкости.

Открывают отверстия 5' (см. фиг.5) фильтра 5 горизонтального участка 3 верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 путем совмещения их с отверстиями 9 и 9' (см. фиг.2, 4 и 5) соответствующих хвостовиков 8 и 8' (см. фиг.2). Совмещение производят любым известным способом, например вращением посредством механического ключа с обоих устьев верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 технологических колонн труб 10 и 10' (см. фиг.2), жестко соединенных с соответствующими хвостовиками 8 и 8' (см. фиг.5). В результате вращения технологических колонн труб совместно с хвостовиками на угол 90° происходит совмещение отверстий 9 (см. фиг.5) и 9' (см. фиг.2) хвостовиков 8 и 8' и отверстий 5' (см. фиг.5) фильтра 5. В итоге зоны прогрева L₁ и L₂ гидравлически сообщались с пластом 7.

Закрывают вентили 14, 15, 19 и 20 и открывают вентили 24 и 25. После чего насосным агрегатом 26 любой известной конструкции, например, цементировочным агрегатом марки ЦА-320, через гидравлические линии 22 и 23 с соответствующими вентилями 24 и 25 производят закачку углеводородного растворителя по межколонным пространствам 16 и 16' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 и отверстиям 5' фильтра 5 в пласт 7 с образованием в пласте камеры растворителя (не показано).

В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас А-130/150 (ГОСТ 10214-78).Также в качестве углеводородного растворителя может быть применен Нефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80. За счет диффузии углеводородного растворителя битум в пласте 7 стекает по границам камеры-растворителя под действием гравитационных сил и через фильтр 6 попадает в горизонтальный участок 4 нижней добывающей двухустьевой скважины 2.

Откуда насосами 11₁ и 12₁ (см. фиг.2) по технологическим колоннам труб 11 и 11' соответственно продолжают производить отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти на поверхность. Отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти на поверхность насосами 11₁ и 11₂ (см. фиг.2) по технологическим колоннам труб 11 и 11' соответственно продолжают производить постоянно в течение всего процесса реализации предлагаемого способа.

По мере отбора разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти вследствие прекращения циркуляции пара снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти в зоне отбора нижней добывающей двухустьевой скважины 2 по данным термограмм, снятых с термодатчиков, до значения, которое соответствует вязкости сверхвязкой нефти в пласте 7, недостаточной для растворения ее углеводородным растворителем, после чего отключают насосный агрегат 26. Например, при снижении температуры в зоне отбора сверхвязкой нефти, т.е. напротив фильтра 6 нижней добывающей двухустьевой скважины 2, до 20°С-30°С и снижении вязкости сверхвязкой нефти до величины, не обеспечивающей разжижение сверхвязкой нефти в камере растворителе при его закачке в пласт 7, например до величины µ=3000 МПа·с, прекращают закачку углеводородного растворителя в пласт 7 через верхнюю нагнетательную двухустьевую скважину 1.

Далее закрывают отверстия 5' (см. фиг.5) фильтра 5 горизонтального участка 3 верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 путем совмещения их с отверстиями 9 и 9' хвостовиков 8 и 8'. Для этого производят вращение технологических колонн труб 10 и 10' совместно с хвостовиками 8 и 8', при этом происходит герметичное разобщение (см. фиг.4 и 5) отверстий 5' фильтра 5 и с отверстиями 9 и 9' хвостовиков 8 и 8' соответственно. Включают парогенераторную установку 21 (см. фиг.1) и возобновляют циркуляцию теплоносителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине 2, как описано выше. В дальнейшем процесс повторяется.

Реализация предлагаемого способа позволяет производить разработку месторождения сверхвязкой нефти путем его разогрева без закачки теплоносителя (пара) в пласт, за счет чего исключаются обводненность пласта и отбираемой разогретой сверхвязкой нефти, сокращаются затраты на теплоноситель. Также возможна реализация способа на месторождении битума, представленного пластами толщиной до 5-7 м, при этом за счет чередующегося разогрева при постоянном отборе разогретой сверхвязкой нефти происходит равномерная выработка месторождения сверхвязкой нефти. Кроме того, предлагаемый способ позволяет увеличить коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти из пласта за счет чередующегося разогрева сверхвязкой нефти в пласте и его обработки углеводородным растворителем при постоянном отборе разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти, вследствие чего происходит равномерная выработка месторождения сверхвязкой нефти.