Способ шахтной разработки нефтяной залежи

Союз СоветсиииСоциапистичесинкреспублик ОП ИСАНИ ЕИЗОБРЕТЕН ИЯК АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ и 933957(5)М. Кл. Е 21 В 43/24 Государственный квинт СССР ио аелзи изобретений и открытий(53) УДК 622. 276 .55(088,8) Опубликовано 07.06.82, Бктллетень М 21 икованид описания 07. 06. та оп 72) Авторы изобретение В.П. Табаков и В.П. Пилатовский сесоюзный нефтегазовый науино-исслейоватйглйтйкийинститут 71) Задвител 54) СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТК НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИИзобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам термошахтной добычи нефти, и может быть использовано в нефтяной промышленности при разработке месторождений с высоковязкими неф 5 тями и подвижными (текучими) битумами.В настоящее время такие месторождения, как правило, не могут бытьто эффективно разработаны обычным способом, при котором добыча нефти осуществляется скважинами, пробуренными с поверхности земли. Достигаемая в этом случае нефтеотдача мала,Известен способ термошахтной добычи нефти, при котором иэ буровых камер, расположенных выше нефтеносного пласта, бурят вертикальные и наклонные нагнетательные и эксплуатационные скважины. Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт подают теплоноситель, который вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. С забоя эксплуатационных скважин.нефть поднимают в буровые камеры эрлифтным способом 11.Недостатками данного способа являются прорывы пара в горные выработки и, как следствие, снижение эффективности процесса термошахтной добычи нефти.Известен способ шахтной разработки нефтяной залежи, заключающийся в разогреве пласта до температуры текучести нефти закачкой теплоносителя через нагнетательные скважины с последукицим поддержанием температуры путем циклической закачки пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти через эксплуатационные скважины 2 .Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача пласта в связи с низкой эффективностью прогрева и охвата вытеснением,Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет19 9339 15 где А " расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, м; поддержанием :. пластовой, температурйпутем циклической закачки пара черезнагнетательные скважины и циклического отбора нефти через эксплуатационные скважины, о т л и ц а ю - 5щ и й с я тем, что, с целью увели- .цения нефтеотдачи пласта за счетповышения эффективности его прогресаи охвата вытеснением, для разогревапласта производят дополнительную 16закачку теплоносителя через эксплуатационные скважины, а подачу параосуществляют через нагнетательныескважины с интервалами времени(;угде С- теплоемкость нефтеносногопласта, Дж/град",6 - температуропроводность нефтеносного пласта, м /с," 20ф- удельный вес нефтеносногопласта, Н/м;Ь - линейный масштаб, м;Г- безразмерное время (ОСО ),а отбор нефти из эксплуатационных 25скважин производят с интерваламивремени, определяемыми из соотношенияАО (Р 1-ИВз- ядр30 5720,д р - перепад давления в нефтеносном пласте между нагнетательными и эксплуатационнымискважинами, Н/Ф;,Д - вязкость нефти, нс/ми - пористость нефтеносногопласта;К - проницаемость нефтеносногопласта, 0;р р- изменение насыщенности нефтеносного пласта теплоносителем за цикл",3 - безразмерный параметр, зависящий от характера Фазовыхпроницаемостей по нефти итеплоносителю,причем интервал времени 1 подачитеплоносителя в нагнетательные скважины кратен интервалу времениотбора нефти из эксплуатационныхскважин, а кратностьИ" 7 г ЬО Источники информации,принятые во внимание при экспертизе1. Мишаков В,Н, и др, Опыт применения тепловых методов при шахтнойразработке месторождений высоковязких нефтей. "Нефтяное хозяйство",1974, У 1 О, с, 31-35.2. Авторское свидетельство СССРМ 468529, кл, Е 21 В 43/24, 13,03,.72.933957 г иг,Л тавитель А. Звездинаред К.Мыцьо Коррект Редакто окша кач н ака нно етении -35, Р д. / лиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная е е 879/19 Тираж ВНИИПИ Государст по делам изоб 113035, Москва, Подокомитета СССи открытийущская наб., 933957где са отбор скважинвремениния А,о е (Р -Ра)Вэ ткдР где А- расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, м; ЭОЬр- перепад давления в нефтеносном пласте между нагнетательными и эксплуатационнымискважинами, Н/мР;- - изменение насыщенности нефтеносного пласта теплоноси 4 Я.телем за цикл;3 - безразмерный параметр, причем интервал времени С,подачи теплоносителя в нагнетательные скважины кратен интервалу времени й отбора нефти из эксплуатационных скважин, а кратность И= с 7 бО 55 повышения эффективности его проГрева и охвата вытеснением.Поставленная цель достигается тем, что для разогрева пласта производят дополнительную закачку теплоносителя через эксплуатационные скважины, подачу пара осуществляют через. нагнетательные скважины с интервалами времени теплоемкость нефтеносного пласта, Дж/град,температуропроводность нефтеносного пласта, м /сф удельный вес нефтеносного пласта, Н/мф;линейный масштаб, мф безразмерное время (0 с;Г 1), нефти из эксплуатационных производят с интервалами определяемыми из соотношеУвеличение, нефтеотдачи достигается в первую очередь в результате разогревания нефтеносного пласта и насыщающей его нефти, а следовательно, в результате снижения вязкости нефти.Необходимость выбора кратного отношения интервалов времени цикла 5 10 15 20 закачки теплоносителя (например пара) и цикла отбора нефти обосновывается тем, что геометрическая симметричность и упорядоченность элементов (участков) шахтного поля приэтом дополняется временной симметрией,в смысле кратности интервалов времен цикла закачки и отбора жидкости.В условиях кратности интерваловвремени циклов закачки и отбора воздействия на фильтрационные процессыприобретают периодический характерили будут приближаться к нему. Такие целесообразные воздействия нафильтрационные процессы создают благоприятные условия для полученияповышенных значений показателейразработки пластаНапример, нефтеотдача пласта увеличивается при дополнительном сокращении площади(обьема) застойных зон в окрестностикаждого пластового включения. Повышение эффективности процесса- прогрева пласта и уменьшение обводненности добываемой нефти осуществляется за счет регулирования работы эксплуатационных и нагнетательных скважин по описанному принципу.На Фиг, 1 изображен участок горных выработок с горизонтальными и восстающими нагнетательными и эксплуатационными скважинами, расположенными радиально, вид в плане (горные выработки условно совмещены в одной горизонтальной плоскости); на Фиг. 2 - сечение А-А на фиг. 1; на фиг, 3 - участок горных выработок с восстающими нагнетательными и эксплуатационными скважинами, расположенными параллельно друг другу, вид в плане (горные выработки условно совмещены в одной горизонтальной плоскосги); на фиг. 4 - сечение Б-Б на Фиг, 3; на фиг. 5 - временная диаграмма работы нагнетательных и эксплуатационных скважин (С 1 - работа нагнетательных скважин, 6 - работа эксплуатационных скважин); на фиг. 6 - участок нефтеносного пласта, разбуренный системой параллельных нагнетательных и эксплуатационных скважин (О- работа первой группы нагнетательных скважин, б - работа второй группы нагнетательных скважин); на фиг. 7 - временная диаграмма работы скважин, когда нагнетательные скважины разбиты на93395 Ьдве группы ( о - работа нагнетатель- ных скважин; д - работа эксплуатационных скважин); на фиг. 8 - то же, когда нагнетательные и эксплуатационные скважины разбиты на груп пы 3 - работа нагнетательных скважин; б - работа эксплуатационных скважин); на фиг. 9 - то же, когда среднее время отбора нефти из различных групп эксплуатационных сква ф жин различно ( 0- работа нагнетательных скважин; Ю - работа эксплуатационных скважин); на фиг. 1 О - то же, когда время подачи теплоносителя в различные группы нагнетательных скважин и среднее время отбора нефти из различных групп эксплуата, ционных скважин различно (О - работа нагнетательных скважин, 5 - работа эксплуатационных скважин); на 20 фиг. 11 - работа группы скважин при закацке теплоносителя и отбора нефти через одни и те же скважины (О - работа первой группы нагнетательных и второй группы эксплуатационных скважин; с - работа первой г уппы нагнетательных и первой группы рэксплуатационных скважин; 4 - работа второй группы нагнетательных и второй группы эксплуатационных Зо скважин; Ъ - работа второй группы нагнетательных и первой группы эксплуатационных скважин). Устройство для осуществления предлагаемого способа термошахтной добычи нефти включает подъемный шахтный ствол 1, вентиляционный шахтный ствол 2, рудничный двор штреки 4, наклонные горные выработки 5 и 6; нефтеносный пласт 7, рабочую галерею 8, эксплуатационные скважины 9, нагнетательные скважины 10, котельную установку 11, наземный трубопровод 12, пароподающую скважину 13, элемент (участок) 14 шахтного поля, условную границу 15 шахтного поля, горизонтальные или пологонаклонные скважины 16; трубы 17, пакеры 18 и 19, обсадную .колонну 20.Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.Создают совокупность подземных горных выработок, которая включает в себя два шахтных ствола - подъемный шахтный ствол 1 (фиг. 1 - 4) и вентиляционный шахтный ствол 2, рудничный двор 3, околоствольные 7 6выработки, в которых размещают электровозное депо, насосную станцию,склады и т.д. (не показаны), штрекинаклонные горные выработки 5 и 6.Штреки 4 сооружают выше кровли нефтеносного пласта 5. Они имеют наклонк горизонту порядка 1-3 ф .Разработка шахтного поля осуществляется поэлементно (по участкам).Все элементы (участки) идентичныдруг другу. Они могут иметь формуправильных многоугольников, например форму шестиугольников (фиг. 1)или прямоугольников (фиг. 3), атакже любую другую.Из штреков 4 сооружают наклонныегорные выработки 5 и 6 в зону нефтеносного пласта 7 и создают здесь,по меньшей мере, одну рабочую галерею 8.Рабочая галерея 8 может иметьразличную Форму: круговую (фиг. 1),квадратную, прямоугольную, эллиптическую, прямоугольную (фиг. 3), криволинейную или иную другую в зависимости от формы "элемента (участка.Из рабочей галереи 8 бурят эксплуатационные 9 и нагнетательные 10скважины. В случае круговой рабочейгалереи 8 указанные скважины бурятравномерно по площади, по радиусамокружности (фиг 1). В случае прямолинейной рабочей галереи (фиг.3эксплуатационные 9 и нагнетательные10 скважины бурятся равномерно поплощади параллельно друг другу.Теплоноситель (например пар) подают к устьям нагнетательных скважин 10 от котельной установки 11(фиг. 2 и 4) по наземному трубопроводу 12 через пароподающую скважину13 и подземные трубопроводы, расположенные в штреках 4 (не показаны).Через систему нагнетательных 1 Ои эксплуатационных 9 скважин нефтенасосный пласт 7 прогревают до температуры, при которой нефть приобретает необходимую текучесть.Для различных нефтяных месторождений эта температура может коле"баться в значительных пределах отоколо 80 до 250 С, и зависит отсвойств нефти,В результате густой сети нагнетательных скважин 1 О, имеющих большуюпротяженность по нефтеносному пласту 7, последний прогревается равномерно и быстро по всему его объему., 9339578Это достигается за счет того, что. горизонтальные и восстающие нагнетательные скважины 10, протягиваясь по нефтеносному пласту 7 на десятки и сотни метров, соединяют неоднородные его зоны, различные каналы, трещины, каверны и увеличивают степень вскрытия нефтеносного пласта.Наличие в нефтеносном пласте 7 трещин при преимущественно вертикальном их распространении, высокопроницаемых эон и каверн способствует быстрому его прогреву.При повышении температуры нефтеносного пласта 7 вязкость нефти снижается и увеличивается ее текучесть.В том случае, когда закачка теплоносителя только через нагнетательные скважины 10 приводит к длительному периоду разогрева пласта, то с целью интенсификации этого про" цесса нефтеносный пласт 7 прогревают через нагнетательные 10 и эксплу" атационные 9 скважины одним из обычных, используемых в практике термошахтной добычи нефти способов,Расстояние между эксплуатацион" ными 9 и нагнетательными. 10 скважинами выбирают в зависимости от конкретных геологических условий, они могут быть как одинаковыми, так и различными.Нефть, добытую из эксплуатационных скважин 9 и поступившую в рабочую галерею 8, подают в канавки,которые сооружаются в штреках 4.Вместе с подаваемой в канавкиводой нефть транспортируется самотеком за счет наклона горных выработок к горизонту порядка 1-3 коустановкам (не показаны), где онаотделяется от основной массы воды,Нефть с попутно добываемой водойможет также транспортироваться иэрабочей галереи по наклонным выработкам 5 и 6 и штрекам 4 по трубопроводам к укаэанным установкам дляотделения воды за счет перекачкиее насосами, Из этих установок нефтьперекачивается в центральные подземные нефтесборники (не показаны),откуда ее после первичной подготовки и подогрева подают по трубопроводам через специальные скважины14 или через шахтный ствол в резервуары нефтебазы, расположенные наповерхности земли, Существо способа не изменяется,если штреки .4 (фиг. 3 и 4) будутсоздавать ниже нефтеносного пласта7. Более того, при таком размещенииштреков 4 создаются лучшие условиядля подачи в них нефти иэ рабочихгалерей 8. Транспортирование нефтив этом случае может осуществлятьсясамотеком,Рабочая галерея 8 может быть создана в виде двух спаренных горныхвыработок (Фиг. 3), а также в видеодной горной выработки круговой(фиг. 2), прямолинейной или криволинейной.Во всех случаях протяженностьрабочей галереи 8 выбирается, кроме. прочих условий, из условия надежного проветривания, Система вентиляВ ции должна обеспечить соблюдениенеобходимых норм охраны труда и техники безопасности для обслуживающего персонала.После разогрева нефтеносногопласта 7фиг. 2) в него подаютчерез нагнетательные скважины 10теплоноситель с интервалами времени,определяемыми из соотношения а, Вюо (М ; УР у ц - температура на забояхнагнетательных скважин в кровельной и подошвенной частях пласта,С; где ЯиЯ ЗО =с"г ьЕ, (1)где с - теплоемкость нефтеносногопласта, Дж/град;1 - температуропроводностьнефтеносного пласта, м /с,, безразмерное время (01).Безразмерное время зависит оттолщины нефтеносного пласта 7, температуры на забоях нагнетательныхскважин 10, а также от количестваи размещения нагнетательных скважин10. Величину Я," определяют иэ уравнения, включающего указанные параметры,Дпя случая, когда нагнетательныескважины 10 располагаются в кровельной и подошвенной частях пласта, уравнение для определения безразмерноговремени имеет видИз приведенных выражений дляи 1 Э значение кратности определяютпо формуле2 1 РсУ,т ;И- У где все обозначения указаны выше.Во все нагнетательные скважины10 разрабатываемых элементов (участков) 16 (фиг. 1 и 3), отделенныхдруг от друга условными границами17, в течение определенного времениС, подают теплоноситель, а затеинагнетательные скважины 10 закрывают и держат закрытыми в течение времениВ частном случае время йподачи теплоносителя через нагнетательные скважины 10 может равнятьсявремени й их закрытия. Полный циклТ работы нагнетательных скважин 10равняется сцчме временииДобычу нефти осуществляют цикли-.чески через все эксплуатационныескважины 9 как во время закачки теплоносителя в нагнетательные скважины10, так и во время их остановки, причем интервал времени с отбора нефтииз эксплуатационных скважин 9 чередуется с интервалом времени С . их остановки.В частном случае интервал времениС может быть равен интервалу времениОписанный процесс условно показанна временной диаграмме работы нагнетательных и эксплуатационных скважин (фиг. 5).Интервал времени цикла закачкитеплоносителя в нагнетательные скважины 10 кратен интервалу времени цик 40ла отбора нефти из эксплуатационныхскважин 9.За счет кратного отношения интервалов времен цикла закачки теплоносителя и цикла отбора нефти ("временная симметрия") воздействия на фильтрационные процессы приобретают периодический характер.Такие целесообразные воздействияна фильтрационные процессы создаютблагоприятные условия для дополнительного сокращения застойных зон в окрестности каждого непроницаемого или плохо проницаемого пластового55 включения.Во время подачи теплоносителя в нефтеносный пласт 7 и отбора нефти иэ эксплуатационных скважин 9 происходит гидродинамическое вытеснение нефти в пласте. Во время подачи в неФтеносный пласт 7 теплоносителя и прекращения отбора нефти из эксплуатационных скважин 9 в нефтеносном пласте 7 повышается давление и температура.За счет этого в очередном цикле отбора осуществляется вытеснение нефти от нагнетательных скважин 1 О к эксплуатационным скважинам 9.Во время остановки нагнетательных и эксплуатационных скважин про" исходит капиллярная пропитка блоков породы в трещиноватых пластах и участков с низкой проницаемостью в неоднородных пластах и перераспределение давления.При отборах нефти из эксплуатационных скважин 9 происходит изменение направлений фильтрационных по.- токов, за счет чего происходит уве" личение охвата пласта вытеснением и, как следствие, нефтеотдачи.После создания совокупности подземных горных выработок, рабочих галерей и бурения эксплуатационных и нагнетательных скважин способ осу" ществляется следующим образом.Закачкой теплоносителя (пара) через нагнетательные и эксплуатационные скважины разогревают нефтеносный пласт до средней температуры порядка 100 С, при которой вязкость нефти с 15300 сП при начальной пластовой температуре +б С снижается до вязкости порядка 30 сП. Нефть при этом приобретает необходимую текучесть в пласте.В нефтеносный пласт через нагнетательные скважины закачивается пар со степенью сухости 0,8 под давлением 2-5 ат на их устьях с интервалами времени й, определяемыми изсоотношения (1).В качестве исходных данных при" нимают следующие показатели: с = 0,2 ккал/кг/0 С 3;43,2 1 ккал/м/сут/С 3;у= 2 10 кг/м; Ь = 30 м, Безразмерное время ь определяют из эави" симости (2) при следующих данных: 6= В= 13000 С, 90 = 6 С;6 = 100 ГС 3; Ь = 18, 5 Гм.для этих показателей времяподачи теплоносителя в нефтеносный пласт составляет 14 сут. Времяостановки нагнетательных скважин вымин 30е жШ,жв е гр но 13 93395 держивают такой же продолжительности, т.е. ь = 14 сут.Одновременно с закачкой теплоносителя осуществляют циклический отбор нефти из эксплуатационных% скважин с интервалами времени 4 З, определяемыми из соотношения (3).В качестве исходных данных принимают следующие показатели: А = 20 мД; др = 2 кгс/см ,1 а ,О= 30 сПД; к = 2 ДД; гп = 0,26.Безразмерный параметр Я определяют из зависимости (4) при х = 1/40;о = 0,4. Относительные фазовые проницаемостии 1определя- М ются из известных соотношений.Для этих показателей время СЗ отбора нефти из эксплуатационных скважин составляет 2,08 ч,Из полученных значений величин ро 1, и 1 находят кратность и; - ,", =, = 161,538 =161.Из найденного значения кратности 2 уточняют значение времени отбора нефти из из эксплуатационных скважин из зависимости Время й остановки эксплуатационных скважин выдерживают такой же продолжительности, т.е. й = 2 ч 5 мин.Дпя оценки эффективности предлагаемого способа термошахтной добычи нефти проводят его сопоставление со способом, в котором закачку теплоносителя и отбор нефти осуществляют также циклически, но без соблюдения приведенных соотношений между време" нем 1 и временем йз,В качестве исходных данных для расчета и для сопоставления принимают следующую информацию:Площадь элемента разработки, га 11 59Средняя эффективнаянефтенасыщенная мощность пласта, м 18,5Пористость 0,26Нефтенасыщенность 0,89Водонасыщенность 0,11Средняя проницаемостьпласта, 0 25Начальная пластоваятемпература,С 6Температура пластапосле разогрева, С 100 7 14,Вязкость нефти при температуре разогрева, сП 30Количество нагнетательных скважин, шт 643Количество эксплуатационных скважин, штСредняя длина нагнетательных скважин, м 55Средняя длина эксплуатационных скважин, м190Показатели после 5 лет разработки приведены в таблице. При осуществлении предлагаемого способа в зонально неоднородных неФтеносных пластах все нагнетательные скважины разбивают на группы, а закачку теплоносителя в каждую группу осуществляют поочередно в зависимости от технологических условий,На Фиг. 6 схематично показан участок нефтеносного пласта 7, разбуренный из рабочей галереи 8 системой параллельных нагнетательных 10 и эксплуатационных 9 скважин. Нагнетательные скважины 10 разделены на две группы. В группы входят нагнетательные скважины, .расположенные через одну. На фиг. 6 О показана работа первой группы нагнетательных скважин 101, 102, 10-3, на фиг. 6 О - второй группы нагнетательных скважин 104, 10 5 на том же самом участке.На фиг 7 показана временная диаграмма.работы нагнетательных и эксплуатационных скважин. Условно показан .цикл работы Т двух различных групп нагнетательных скважин. Интервал времени подачи пара в первуюуппу - Т, во вторую -. В частм случае й 1 может быть равен йИнтервалы времени циклов закачки кратны интервалу времени цикла отбора нефти из эксплуатационных скважин.Время остановки эксплуатационных скважин зависит. от физических свойств 3 нефтеносного пласта и насыщающей его нефти. В частном случае время отбора нефти из,эксплуатационных скважин может быть равным времени их остановки.10Циклическая закачка теплоносителя через различные группы нагнетательных скважин в нефтяной пласт и циклический отбор нефти через все эксплуатационные скважины приводит к смене 1 направлений фильтрационных потоков в пласте, .вымыванию нефти, из застойных зон, участков пласта с ухудшенной проницаемостью, что приводит к повышению нефтеотдачи. 20При осуществлении предлагаемого способа в зонально и литологически неоднородных нефтеносных пластах эксплуатационные скважины 9 также разбивают на группы, а отбор нефти из каждой группы осуществляют поочередно в зависимости от технологических условий.На фиг. 8 условно показано время йзакачки теплоносителя в первую группу нагнетательных скважин 10, . время С закачки во вторую группу нагнетательных скважин 10, время й и й отбора нефти из первой и второй группы эксплуатационных скважин 9 соответственно.Циклическая закачка пара в различные группы нагнетательных скважин с циклическим отбором нефти, а также кратность интервалов времен циклов закачки и отбора позволяют повысить охват вытеснением нефтеносных пластов с высокой зональной и литологической неоднородностью и за счет этого повысить нефтеотдачу.При осуществлении предлагаемого способа в неоднородных, трещиноватых, трещиновато-пористых и трещиноватокавернозно-пористых коллекторах отбор нефти из эксплуатационных скважин 9 производят так, чтобы интервал вреЯ мени цикла закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 10 был кратен среднему времени цикла отбора нефти из одновременно работающих эксплуатационных скважин 9.На фиг. 9 показана временная диаграмма работы двух групп нагнетательных и двух групп эксплуатационных скважин, причем, время С и С- среднее время отбора нефти из различныхгрупп эксплуатационных скважин.Отбор нефти из отдельных скважинкаждой группы осуществляют в течениеразличных интервалов времени, определяемых в основном прорывами в нихпара или воды,Это позволяет создавать в пластефильтрационные потоки таким образом,чтобы достигался наиболее полный охват нефтеносного пласта 7 вытеснением,что приводит к повышению нефтеотдачии уменьшению обводненности добываемой нефти. При различных по времени отборахнефти из эксплуатационных скважин 9удается предотвратить прорывы пара вгорные выработки через эксплуатационные скважины 9, что позволяет экономнее расходовать теплоноситель.На Фиг. 1 О схематично показанобщий случай, когда интервалы временициклов закачки теплоносителя в разные группы нагнетательных скважинразличны и средние времена цикловотбора нефти из различных группэксплуатационных скважин также различны,Количество скважин в разных группах нагнетательных и эксплуатационных скважин может быть как одинаковым,так и различным,Продолжительности циклов закачкитеплоносителя (например пара) в различные группы нагнетательных скважинопределяются геолого-физическимихарактеристиками нефтеносного пластаи колеблются от 10 до 30 сут. Давление нагнетания от 1 до 20 кг/см.Продолжительности циклов отборанефти из различных групп эксплуатационных скважин колеблются от одного до нескольких часов.В тех случаях, когда нефтеносныйпласт сложен крепкими (устойчивыми)породами, при осуществлении предлагаемого способа подачу теплоносителяв нефтеносный пласт производят черезпомещенные в горизонтальные или пологонаклонные скважины 18 (фиг. 11)трубы 19, снабженные одним пакером20 у забоя и другим пакером 21 по существу в средней части скважины, аотбор жидкости производят через перфорированные отверстия в обсаднойколонне 22 у устья скважин так, чтобы интервал времени подачи теплоноси933957 формлуа изобретения теля в указанные трубы был кратен времени отбора нефти через укаэанныеЪ перфорированные отверстия в обсадной колонне у устья скважин.По предлагаемому способу закачку з теплоносителя в нефтеносный пласт и отбор из него нефти осуществляют через одни и те же скважины как одновременно, так и раздельно в зависимости от установленного технологи О ческого режима работы скважин.Для предотвращения возможных прорывов нагнетаемого в нефтеносный пласт теплоносителя скважины снабжаются двумя пакерами, один из которых 5 (пакер 20) устанавливают у забоя скважин, а другой (пакер 21) по суще, ству в средней части скважины 18. Бурение скважин 18 осуществляют из рабочей галереи 8. 20Реализация этого может осуществляться аналогично описанному,В этом случае остаются справедливыми приведенные на фиг. 5, 7-9 вре" менные диаграммы работы нагнетатель ных и эксплуатационных скважин, Под нагнетательными скважинами в данном случае понимают участки скважин от их забоя до первого пакера 20, а под эксплуатационными " участки скважин 30 от их устья до второго пакера 21. Подачу теплоносителя и отбор нефтиосуществляют с помощью системы параллельных горизонтальных скважин, разделенных на группы, например черезодну,Закачку пара (фиг. 110) осуществляют через забои скважин 1, 1 И и У, аотбор нефти - через перфорированные 40отверстия в обсадной колонне скважинИ и 1 У.Закачку пара (Фиг. 11 о ) продолжают осуществлять через скважины 1, Щи У, а нефть отбирают через перфорированные отверстия тех же самых сква-жин.За счет этого происходит сменанаправления фильтрационных потоков,показанная на Фиг. 1:1 0 и 11 о стрелками. Охват пласта вытеснением уустьев скважин увеличивается. 18Закачку пара (фиг. 11 ъ) и отбор нефти осуществляют через одни и те же скважины П и 1 У, что также приводит к смене направления потоков неф" ти в пласте, к увеличению охвата и, как следствие., к увеличению нефтеотдачи.Как видно из укаэанных фигур, в нефтеносном пласте при реализации этих вариантов создаются Фильтрационные потоки с изменяющимися направле" ниями течения нефти.При кратном отношении времен циклов закачки теплоносителя и отбора нефти создаются благоприятные условия для дополнительного сокращения застойных зон в нефтеносном пласте, Подача теплоносителя в трубы 19 позволяет поддерживать температуру призабойной зоны на заданном уровне, а следовательно, поддерживать высокую текучесть нефти.Все это позволяет интенсифицировать процесс прогрева нефтеносного пласта, увеличить охват пласта вытеснением, повысить нефтеотдацу и темпы разработки.При осуществлении предлагаемого способа, когда нефтеносный пласт представлен слабосцементированными породами, кольцевое пространство между стенками скважин и помещенными в скважины трубами на участке между пакерами 20 и 21 заполняют быстро- твердеющими непроницаемыми для теплоносителя составами (например цементным раствором).В этом случае не требуется обсаживать скважину обсадной колонной на всю ее длину и устанавливать два пакера. Достаточно установить только один пакер по существу в средней части скважин, а обсадную колонну 22 опускать до места его установки. Хорошая герметизация зд" трубного пространства позволяет избежать прорывов пара в рабочую галерею. Это, в свою очередь, повышает эффективность процесса термошахтной добычи нефти.Пар (фиг. 116) закацивают через скважины П и 1 У, а нефть отбирают из скважин 1, И и У. При такой смене направления Фильтрационных потоков увеличивается охват пласта вытеснением у забоев скважин. Способ шахтной разработки нефтяной залежи, заключающийся в разогреве пласта до температуры текучести нефти закацкой теплоносителя церез нагнетательные скважины с последующим