Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Техническим результатом является увеличение охвата тепловым воздействием всего объема пласта и активизация его прогрева, повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и срока разработки всего месторождения. Способ включает закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка. Дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и, соответственно, верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка. Бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину и соединяют ее с подземными нагнетательными скважинами. Дополнительно осуществляют закачку в них теплоносителя через пароподающую скважину, а отбор жидкости ведут одновременно из всех добывающих скважин. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
1. Комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка, отличающийся тем, что дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и соответственно верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка, бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину и соединяют ее с подземными нагнетательными скважинами, дополнительно осуществляют закачку в них теплоносителя через пароподающую скважину, а отбор жидкости ведут одновременно из всех добывающих скважин.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пароподающую скважину в начальный период разработки дополнительно соединяют с устьями парораспределительных скважин и осуществляют в них закачку теплоносителя.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что пароподающую скважину в начальный период разработки дополнительно соединяют с устьями добывающих скважин, не прореагировавших на закачку теплоносителя в пласт, и осуществляют в них циклическую закачку теплоносителя, при этом циклы закачки теплоносителя продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Известен способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, (см. патент РФ №2114289, E21B 43/24 от 12.03.97), включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, закачку теплоносителя, например пара, в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности с последующим распределением пара по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта и пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния, при этом они пробурены из горной выработки параллельно добывающим скважинам в промежутке между ними. Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между парораспределительными и добывающими скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного порового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между парораспределительными и добывающими скважинами. Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ №2199657, E21B 43/24 от 17.04.2001 г.), включающий закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, восходящие парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка параллельно парораспределительным скважинам. Способ предусматривает бурение дополнительной добывающей скважины, пробуренной ниже забоя поверхностных нагнетательных скважин, которую после прорыва в нее пара переводят в разряд парораспределительных скважин. Способ обеспечивает благоприятные условия для создания раздренированной зоны и создания большей поверхности взаимодействия теплоносителя и нефтяного пласта, охваченного пробуренными скважинами (Патент РФ №2114289 от 12.03.1997 г. МПК: E21B 43/34). Однако данный способ не предусматривает охват активным тепловым воздействием надгалерейной зоны пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами, а по высоте - кровлей пласта и верхними парораспределительными скважинами или, соответственно, верхними добывающими скважинами, а также возможность активизации прогрева остальной части пласта, в результате чего существенно увеличивается время прогрева всего пласта, снижается отбор нефти и, как результат, увеличиваются сроки вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сроки разработки всего месторождения. Задачей изобретения является увеличение охвата тепловым воздействием всего объема пласта и активизация его прогрева, повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и срока разработки всего месторождения. Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом комбинированном способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти осуществляют закачку теплоносителя, например пара, через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка. Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются: - дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и, соответственно, верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка; - бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину; - соединяют пароподающую скважину с дополнительными нагнетательными скважинами и осуществляют в них закачку теплоносителя; - ведут отбор жидкости одновременно из всех добывающих скважин; - дополнительно соединяют пароподающую скважину в начальный период разработки с устьями парораспределительных скважин и осуществляют в них закачку теплоносителя; - дополнительно соединяют пароподающую скважину в начальный период разработки с устьями добывающих скважин, не прореагировавших на закачку теплоносителя в пласт, и осуществляют в них циклическую закачку теплоносителя, при этом циклы закачки теплоносителя продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин. Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает условия для увеличения охвата тепловым воздействием всего объема разрабатываемого участка пласта как по его длине, так и по толщине пласта путем создания разветвленной системы нагнетания и распространения теплоносителя, например пара, по пласту и отбора нефти, при этом осуществляется комбинированное воздействие на пласт в зависимости от месторасположения и взаимодействия скважин. Так, тепловой прогрев зон участка, расположенных между галереей и границами участка по ширине, осуществляют в начальный период разработки одновременно с двух сторон, а именно с помощью вертикальных нагнетательных скважин, в которую закачивают теплоноситель, например пар, при этом пар первоначально прогревает прилегающую к данным скважинам область пласта, с последующим прогревом пласта через сеть парораспределительных скважин при его прорыве за исключением парораспределительных скважин, пересекающих вертикальные нагнетательные скважины, где прогрев пласта через скважины осуществляется вместе с прогревом пласта через вертикальные нагнетательные скважины, а также со стороны устьев парораспределительных скважин за счет закачки пара от пароподающей скважины. Прогрев надгалерейной зоны пласта осуществляют с помощью пароподающей скважины, напрямую связанной через паропроводы с подземными нагнетательными скважинными, пробуренными из галереи, причем у всех подземных скважин обсажены и зацементированы приустьевые зоны, что предотвращает прямой прорыв пара непосредственно в галерею. Таким образом, взаимосвязь поверхностных нагнетательных и пароподающей скважины с подземными парораспределительными и нагнетательными скважинами, а также возможность подачи теплоносителя в начальный период разработки участка от пароподающей скважины в добывающие скважины обеспечивает благоприятные условия для установления гидродинамической связи между скважинами, активизации разогрева всего объема пласта, а также регулирования его теплового режима, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки месторождения. Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме. На фиг.1 изображена схема участка разрабатываемого месторождения с одной галереей в плане; на фиг.2 - схема того же участка с галереей и скважинами, разрез А-А фиг.1; на фиг.3 изображена схема участка разрабатываемого месторождения в плане при проходке по пласту двух галерей; на фиг.4 - схема того же участка с двумя галереями и скважинами, разрез А-А фиг.3 Нефтеносный пласт 1 участка разрабатываемого месторождения вскрывают наклонными горными выработками из действующих подземных выработок (на схеме не показаны). У подошвы нефтеносного пласта или ниже пласта вблизи водонефтяного контакта (ВНК) сооружают буровую галерею 2 и соединяют ее, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным 3 и вентиляционным 4. Вблизи границы 5 участка бурят с поверхности в нефтяной пласт 1 ряд вертикальных нагнетательных скважин 6. Глубина бурения скважин зависит от условия предотвращения попадания воды в скважину. Из галереи 2 бурят восходящие с различными углами наклона добывающие скважины 7 до границы участка. Добывающие скважины 7 (фиг.2) располагают, например, параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 1 между нагнетательными скважинами 6. Забои добывающих скважин 7 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 1 на границе участка. Между добывающими скважинами 7 бурят ряды восходящих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, проводя их в зоне влияния вертикальных нагнетательных скважин 6 или пересекая их. Парораспределительная скважина 8, пересекающая призабойную зону вертикальной нагнетательной скважины 6, образует с ней единую систему нагнетания теплоносителя. Парораспределительные скважины 8 также располагают, например, параллельно рядам добывающих скважин в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 1, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 целесообразно расположить под кровлей нефтяного пласта 1 на границе участка. Дополнительно, также последовательными рядами из галереи 2 бурят ярусы восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 9 и нагнетательных скважин 10 в различных вертикальных плоскостях, равномерно располагая их в надгалерейной зоне. Надгалерейная зона пласта ограничена по ширине участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте - кровлей пласта 1 и верхними добывающими скважинами 7 или парораспределительными скважинами 8. Траектории бурения всех скважин участка предварительно определены в технологической схеме разбуривания. Все подземные добывающие, нагнетательные и парораспределительные скважины могут быть пробурены как по относительно прямой траектории, так и по изогнутой траектории. Вертикальные нагнетательные скважины 6 бурят с поверхности практически одновременно с бурением подземных добывающих скважин 7. При этом добывающие скважины 7, 9 располагают в одной вертикальной плоскости, образуя фронт отбора жидкости, а нагнетательные скважины 6, 10 расположены в другой вертикальной плоскости, образуя фронт нагнетания теплоносителя. Первоначально в каждом ярусе всех подземных скважин бурят по одной скважине. Возможен вариант бурения двух и более подземных скважин в каждом ярусе. Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11. Все подземные скважины: добывающие 7, 9, нагнетательные 10 и парораспределительные 8 обсаживают на глубину 50-100 м, цементируют и оборудуют запорной арматурой. Обсадку парораспределительных и нагнетательных скважин осуществляют для создания естественного гидравлического затвора из сконденсировавшего пара и пластовой жидкости в скважинах, который будет препятствовать прорыву пара в галереи. Обсадка добывающих скважин позволит отодвинуть момент подхода теплового фронта к галерее на конец периода разработки участка. После проходки всей галереи дополнительно бурят в галерею с поверхности пароподающую скважину 11 и соединяют ее с нагнетательными скважинами 10. При необходимости в начальный период разработки участка осуществляют соединение пароподающей скважины 11 с подземными парораспределительными 8 и добывающими скважинами 7, 9. В нижней точке галереи 2 сооружают емкость для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошве галереи сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны). Возможен вариант осуществления способа, когда у подошвы нефтеноснго пласта 1 или ниже пласта вблизи ВНК сооружают две буровые галереи 2 на расстоянии друг от друга, образованные проходкой соответственно откаточного и вентиляционного штреков и соединяют их, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным 3 и вентиляционным 4. Буровые галереи могут образовывать в плане различную форму, например в виде прямоугольника, квадрата, круга и т.д. Разбуривание участка скважинами осуществляют из боков каждой галереи аналогично вышеописанному способу. Разница заключается только в том, что дополнительные восходящие с различными углами наклона добывающие скважины 9 и нагнетательные скважины 10, расположенные в надгалерейной зоне, бурят из внутренних боков каждой галереи 2 навстречу друг другу, также равномерно располагая их в различных вертикальных плоскостях, а пароподающую скважину бурят в каждую галерею. Возможен вариант обустройства в обоих боках каждой галереи, по мере их проходки, специальных ниш, из которых бурят вышеуказанные добывающие и нагнетательные скважины. Рассмотрим вариант разбуривания участка с помощью ниш (фиг.3, 4). В этом случае буровое оборудование размещают в нишах 12. Размер ниши определяют из условия предотвращения помех для перемещения грузов по галереям при их проходке. После образования первых ниш в них устанавливают буровые станки и параллельно с работами по проходке галерей осуществляют бурение подземных скважин. Из первой пары ниш обеих галерей бурят не менее двух ярусов, восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 7, направленных в сторону границ 5 участка, равномерно распределяя их по толщине пласта, при этом забои добывающих скважин 7 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 1 на границе 5 участка. Дополнительно из ниш 12, расположенных во внутренних боках галерей, бурят навстречу друг другу не менее двух ярусов, восходящих с различными углами наклона подземных добывающих скважин 9, располагая их равномерно в надгалерейной зоне пласта. Надгалерейная зона пласта также ограничена по ширине участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, пробуренными с поверхности земли вблизи границы 5 разрабатываемого участка и ограничена по высоте кровлей пласта и верхними добывающими скважинами 7. Траектории бурения всех скважин участка предварительно определены в технологической схеме разбуривания. Все подземные добывающие, нагнетательные и парораспределительные скважины могут быть пробурены как по относительно прямой траектории, так и по изогнутой траектории. Вертикальные нагнетательные скважины 6 бурят с поверхности практически одновременно с бурением подземных добывающих скважин 7. Глубина бурения вертикальных скважин зависит от условия предотвращения попадания воды в скважину. Из следующей пары ниш 12 в направлении предварительно пробуренных вертикальных нагнетательных скважин 6 бурят не менее двух восстающих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, равномерно распределяя их по толщине пласта и проводя их в зоне влияния вертикальных нагнетательных скважин 6 или пересекая их, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 целесообразно расположить под кровлей нефтяного пласта на границе 5 участка. Из этой же пары ниш дополнительно между нишами бурят навстречу друг другу не менее двух ярусов восходящих нагнетательных скважин 10, также располагая их равномерно в надгалерейной зоне пласта, образованной вертикальными нагнетательными скважинами 6 и ограниченной по высоте для данной пары ниш верхними парораспределительными скважинами 8 и кровлей пласта. Таким образом, линии нагнетания теплоносителя и линии отбора добываемой жидкости располагают в разных вертикальных плоскостях, разнесенных на расстояние между соседними парами ниш 12 и последовательно чередуют их по длине галерей. Первоначально в каждом ярусе всех подземных скважин бурят по одной скважине из всех последовательно обустроенных ниш по мере проходки галерей. Возможен вариант бурения двух и более подземных скважин в каждом ярусе. После проходки галерей 2, образования ниш 12 и бурения подземных добывающих скважин 7 и 9, парораспределительных скважин 8 и нагнетательных скважин 6,10 в каждую галерею бурят пароподающую скважину 11 и соединяют их с подземными нагнетательными скважинами 10. При необходимости, в начальный период разработки участка осуществляют соединение пароподающих скважин 11 с подземными парораспределительными 8 и добывающими скважинами 7, 9. Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11. Приустьевые интервалы всех подземных скважин, пробуренных из галерей, крепят обсадными колоннами длиной 50-100 м, цементируют затрубное пространство и оборудуют запорной арматурой. Обсадку парораспределительных и нагнетательных скважин осуществляют для создания естественного гидравлического затвора из сконденсировавшего пара и пластовой жидкости в скважинах, который будет препятствовать прорыву пара в галереи. Обсадка добывающих скважин позволит отодвинуть момент подхода теплового фронта к галерее на конец периода разработки участка. В нижних точках галерей 2 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны). Способ осуществляют следующим образом. Стадия 1. Теплоноситель, например пар, одновременно подают в вертикальные нагнетательные скважины 6 и через пароподающую скважину 11 в нагнетательные скважины 10. Через нагнетательные скважины 10 осуществляют прогрев надгалерейной зоны пласта. На этой же стадии пароподающую скважину 11 соединяют с устьями парораспределительных скважин 8. Пар, закачанный в вертикальные нагнетательные скважины 6, первоначально прогревает окружающий их пласт до прорыва пара в парораспределительные скважины 8 за исключением парораспределительных скважин, пересекающих нагнетательные скважины 6. В парораспределительных скважинах, к забоям которых прорвался пар от вертикальных нагнетательных скважин 6, поток пара движется навстречу потоку пара от устьев парораспределительных скважин, подключенных к пароподающей скважине 11, активно прогревая околоствольное пространство этих скважин по всей длине. Нагнетаемый в пласт через скважины 6, 8 и 10 пар распространяется в первую очередь по высокопроницаемым зонам, где происходит теплообмен между паром и пластом. При этом пар конденсируется и под действием градиента давления конденсат, смешиваясь с разогретой подвижной нефтью, движется в направлении добывающих скважин. Стадия 2. Устья всех добывающих скважин открыты для отбора поступающей из пласта жидкости. Добывающие скважины, не прореагировавшие на закачку пара, то есть скважины, из которых не появился приток жидкости, подключают к пароподающей скважине 11 и осуществляют прогрев околоствольного пространства данных скважин в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней. Цикл периодической эксплуатации добывающих скважин устанавливают в зависимости от промысловых условий. Затем вновь открывают устья добывающих скважин, подключенных к пароподающим скважинам. Из добывающих скважин, прореагировавших на закачку пара, осуществляют отбор жидкости, а в остальные добывающие скважины продолжают закачку пара. Циклы закачки пара в добывающие скважины продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин. Это говорит об образовании раздренированной зоны пласта в приустьевых зонах добывающих скважин. На этой стадии разработки участка устанавливается гидродинамическая связь между скважинами: парораспределительными 8 и добывающими 7, нагнетательными 10 и добывающими 9, а также происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим скважинам 7, 9. В случае прорыва пара в добывающие скважины 7, 9 по высокопроницаемым зонам эти скважины переводят на периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней, при этом темп закачки пара во все нагнетательные скважины 6 и 10 снижают до ликвидации паропроявлений в скважинах 7, 9. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий. На этой стадии также прекращают подачу пара от пароподающей скважины 11 к парораспределительным скважинам 8. Продолжают закачку пара только в вертикальные нагнетательные скважины 6 и подземные нагнетательные скважины 10 через пароподающую скважину 11. Парораспределительные скважины 8 открывают только для спуска накопившейся в них жидкости. Для более равномерного распределения тепла по объему пласта периодически закачивают в скважины 6 и (или) 11 попутно добываемую воду, которая отбирает тепло у высокопроницаемых хорошо раздренированных и разогретых зон и переносит его в другие части пласта 1. К концу этой стадии нефтяной пласт 1 достаточно хорошо и равномерно разогрет. Стадия 3. На этой стадии пар закачивают только в нагнетательные скважины 6 и 10, которые связаны с наименее разработанными участками нефтяного пласта. Все добывающие 7, 9 и парораспределительные 8 скважины, не связанные с нагнетательными скважинами 6, 10, в которые ведется закачка пара, открыты. Их переводят по мере прорыва пара на периодическую эксплуатацию. Для лучшей отмывки нефти от пород пласта закачивают в скважины 6 и (или) 11 поверхностно-активные вещества (ПАВ) и попутно добываемую воду. Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, содержащем нефть вязкостью до 12 Па*с. Продуктивный пласт средней толщиной 26 м залегает на глубине 200 м. Рассмотрим вариант разбуривания участка с проходкой двух галерей и обустройством ниш (фиг.3, 4). У подошвы нефтеносного пласта 1 участка разрабатываемого месторождения площадью 36 га сооружают, например, прямолинейные буровые галереи 2 длиной 600 м, сечением 10 м2 с расстоянием между галереями 25 м. Ниши обустраивают в обоих боках галерей 2 по мере их проходки для установки бурового оборудования. Размер ниши определяют из условия предотвращения помех для перемещения грузов по галереям при их проходке. При использовании бурового станка ПБС-2Т глубина ниши составляет 4 м, сечение - 10 м2. После образования первых ниш 12 в них устанавливают буровые станки и параллельно с работами по проходке галерей 2 осуществляют бурение подземных скважин. Это позволяет сократить время подготовительных работ на блоке примерно на 1 год. Одновременно с этим вблизи границы 5 подготавливаемого участка с поверхности земли бурят вертикальные нагнетательные скважины 6. Забои скважин 6 располагают выше подошвы нефтяного пласта, например на 1/4 его толщины. Из ниш 12 к каждой скважине 6 бурят не менее двух восходящих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, равномерно распределяя их по пласту и проводя их в зоне влияния скважин 6 или пересекая их, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 располагают под кровлей нефтяного пласта на границе участка. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения двух ярусов парораспределительных скважин 8. Длина парораспределительных скважин 8 - до 800 м. Скважины 8 располагают в виде веера, лежащего в вертикальной плоскости, находящейся в зоне влияния или проходящей через скважину 6. Из ниш 12 также бурят ярусы восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 7, направленных к границе участка, равномерно распределяя их по толщине пласта, при этом длина добывающих скважин 7 также примерно составляет 800 м, а зенитные углы при бурении добывающих скважин 7 соответствуют зенитным углам парораспределительных скважин 8. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения трех ярусов добывающих скважин 7. Из первой пары ниш 12 по мере проходки галерей дополнительно бурят навстречу друг другу восходящие с различными углами наклона подземные добывающие скважины 9, располагая их равномерными ярусами в надгалерейной зоне пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте верхними добывающими скважинами 7 и кровлей пласта. Из следующей пары ниш по мере проходки галерей дополнительно бурят навстречу друг другу восходящие с различными углами наклона нагнетательные скважины 10, также располагая их равномерными ярусами в надгалерейной зоне пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте верхними парораспределительными скважинами 8 и кровлей пласта. Таким образом, линии нагнетания теплоносителя, например пара, и линии отбора добываемой жидкости располагают в разных вертикальных плоскостях, разнесенных на расстояние между соседними парами ниш 12, и последовательно чередуют их по длине галерей. Максимальный угол наклона добывающей скважины 9 и нагнетательной скважины 10 к горизонту в верхнем ярусе определяют возможностью бурового станка и толщиной пласта. Для бурового станка ПБС-2Т угол наклона составляет 20 После окончания обустройства участка через скважины 6 и 11 в пласт от котельной или парогенераторов подают теплоноситель, например пар, и ведут разработку участка по вышеуказанной технологии. Добываемую жидкость из подземных скважин 7, 9 транспортируют по специальной канавке в галереях 2 или по трубопроводу, проложенному галереях 2, в сборные емкости. Из сборной емкости жидкость откачивают с помощью насосов на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод. Все месторождение отрабатывается одновременно или последовательно отдельными участками. Изобретение по сравнению с прототипом благодаря взаимосвязи поверхностных нагнетательных и пароподающих скважин с подземными скважинами обеспечивает благоприятные условия для активизации разогрева всего объема пласта, более быстрого установления гидродинамической связи между скважинами, а также регулирования теплового режима пласта, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.
