Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязкой нефти горизонтальными скважинами при тепловом воздействии на пласт. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием, повышения точности контроля равномерности прогрева паровой камеры путем регулирования режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Сущность изобретения: по способу используют пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб, что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. Согласно изобретению окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. 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. 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязкой нефти горизонтальными скважинами при тепловом воздействии на пласт.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий чередование периода закачки в пласт воды через нагнетательную скважину с одновременным отбором пластовых флюидов через добывающие скважины с периодом отбора пластовых флюидов через добывающие скважины при прекращении закачки воды через нагнетательную скважину (Патент РФ №2095549, МПК Е21В 43/22, опубл. 11.05.94). Периодически один раз в 2-3 суток, производят анализ минерализации добываемой воды, при этом закачку воды с одновременным отбором пластовых флюидов ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды. Отбор пластовых флюидов при прекращении закачки воды ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды, равной минерализации пластовой воды. Данный способ позволяет более точно определить продолжительность циклов закачки воды и отбора пластовых флюидов.

Недостатком данного способа является низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей методом паротеплового воздействия через горизонтальные скважины.

Известен способ непрерывной добычи вязких углеводородов в гравитационном режиме с нагнетанием нагретых жидкостей (Патент США №4344485, МПК Е21В 43/24; Е21В 43/26, опубл. 25.06.1980 г.). Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий пару горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, размещенных параллельно одна над другой в вертикальной плоскости, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ); осуществляют закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции и контроль технологических параметров пласта и скважины.

Процесс направлен на придание подвижности и извлечение обычно неподвижной высоковязкой нефти из залежи битуминозного песчаника, которая вскрывается добывающей и нагнетательной скважинами. Первоначально осуществляют нагнетание теплоносителя в нагнетательную скважину с высокой скоростью так, что между скважинами устанавливается тепловая связь и создается нагретая проницаемая (паровая) камера.

На границе камеры пар конденсируется, и тепло передается путем проводимости в более холодные окружающие области. Температура нефти рядом с камерой увеличивается, и она течет вниз вместе с горячим пароконденсатом. Нефть непрерывно удаляется в точке ниже паровой камеры.

Теплоноситель заставляет нагретую проницаемую камеру расширяться при непрерывном стоке нефти в добывающую скважину.

Добычу ставшей подвижной высоковязкой нефти осуществляют через добывающую скважину.

В качестве теплоносителя используется пар.

Добыча нефти регулируется так, что поддерживаются отдельные потоки нефти и воды и устраняется избыточный прорыв пара.

Используются разные конфигурации скважин для осуществления настоящего изобретения. Следующие элементы являются общими для всех конфигураций: (а) используется добывающая скважина, которая «продолжается» через пласт битуминозного песка или как горизонтальная скважина, или путем создания трещины (или сочетанием того и другого); (b) «тепловая связь» между нагнетательной и добывающей скважинами устанавливается до начала добычи нефти. Двойные концентрические колонны НКТ размещаются внутри обсадной колонны. Внутренняя колонна НКТ располагается в окружающей наружной НКТ большего диаметра.

Дебиты воды и тяжелой нефти тщательно контролируются для обеспечения оптимальной добычи нефти без избыточного прорыва пара.

Недостатком способа является низкая эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти из-за отсутствия контроля равномерности прогрева паровой камеры тепловым воздействием.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высовязкой нефти (Патент РФ №2305762, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.09.07 г.) с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины. Причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин. Устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементируют затрубное пространство, устанавливают насосно-компрессорные трубы с центраторами.

Закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину, одновременно осуществляют отбор продукции через нижнюю горизонтальную скважину.

Режим закачки выбирают в зависимости от проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин пласта по площади залежи, вязкости нефти или битума. Нагнетаемый теплоноситель стремится в верхнюю часть пласта с образованием паровой камеры. Механизм вытеснения высоковязкой нефти теплоносителем заключается в распространении зоны воздействия по всей площади.

Периодически определяют объемы нагнетаемого пара и добываемой высоковязкой нефти, обводненность продукции, давление на обоих устьях скважин. Все вышеперечисленные показатели характеризуют работу пласта и скважины и являются технологическими параметрами пласта и скважины, соответственно. При необходимости изменяют режимы закачки пара и выбирают оптимальные режимы отбора высоковязкой нефти.

Однако при разработке залежи высоковязкой нефти происходит прорыв конденсата или пластовой воды к добывающей скважине. При этом происходит повышение или снижение температуры вблизи добывающей скважины и снижается равномерность прогрева пласта, сокращается безводный период эксплуатации скважины. Выбор режима закачки по данному способу не позволяет достаточно точно контролировать равномерность прогрева пласта. Кроме того, указанное размещение траектории ствола добывающей скважины ведет к снижению охвата пласта тепловым воздействием.

Недостатком способа является. значительная, энергоемкость,. низкий коэффициент охвата пласта воздействием, низкая эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти из-за недостаточного контроля равномерности прогрева паровой камеры.

Технической задачей способа разработки залежи высоковязкой нефти является повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием, повышения точности контроля равномерности прогрева паровой камеры путем регулирования режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Также способ позволяет расширить арсенал технологических средств разработки залежей высоковязкой нефти.

Технический результат достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины. Новым является то, что окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически (2-3 раза в неделю) определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние 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.

На фиг.1a, б представлена схема расположения скважин.

На фиг.2, 3, 4, 5 приведены примеры конкретного исполнения (график зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды).

Сущность изобретения.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений высоковязкой нефти и природных битумов. Самыми распространенными среди тепловых методов воздействия на пласт являются паротепловые и парогазовые методы. В первом случае теплоносителем является пар, во втором - парогаз.

Нефтеотдача пласта при закачке в него пара как теплоносителя возрастает за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, ее термического расширения, дистилляции остаточной нефти паром, благоприятного изменения подвижностей и фазовых проницаемостей для нефти и воды, проявления эффекта газонапорного режима.

На залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, осуществляют закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти эффективен при использовании как минимум одной пары одно- или двухустьевых горизонтальных скважин.

В случае использование двухустьевых горизонтальных скважин колонну насосно-компрессорных труб спускают с каждого устья, и концы их располагают напротив начала и окончания условно горизонтального участка скважины (фиг.1а).

В случае использования одноустьевых горизонтальных скважин спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб, концы которых также размещают напротив начала и окончания условно горизонтального участка скважины (фиг.1б). Когда технически сложно установить пару параллельно размещенных НКТ, скважины могут оснащаться вместо НКТ непрерывной (гибкой) трубой.

Схемы расположения скважин и размещения НКТ, представленные на фиг.1а и фиг.1б включают добывающую скважину 1 и нагнетательную скважину 2, вскрывающих продуктивный пласт 3 с выходом и без выхода на дневную поверхность. Скважины пробурены таким образом, что условно горизонтальный участок 4 скважины 2 находится над условно горизонтальным участком 5 скважины 1 в одной вертикальной плоскости на расстоянии друг от друга. Скважина 2 используется для закачки теплоносителя в пласт, скважина 1 - для добычи высоковязкой нефти. Скважины оснащены колоннами насосно-компрессорных труб 6, спущенных с разных устьев двухустьевой скважины (фиг.1а) и спущенных параллельно в одноустьевой скважине (фиг 1б). Концы НКТ располагают напротив начала и окончания условно горизонтального участка скважины, что позволяет вести закачку теплоносителя и отбор продукции одновременно из двух точек. Размещение НКТ предлагаемым способом обеспечивает увеличение охвата пласта тепловым воздействием. Скважина 1 включает в себя насосы 7 для подъема высоковязкой нефти на поверхность. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания теплоносителя (пара) в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Процесс паротеплового воздействия начинается со стадии предподогрева, в течение которой проводится циркуляция пара в обеих скважинах. За счет кондуктивного переноса тепла разогревается межскважинная зона пласта (зона между добывающей и нагнетательной скважинами), при этом снижается вязкость высоковязкой нефти, происходит ее термическое расширение, повышается ее подвижность. Затем в процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину закачивается пар, который из-за разности плотностей стремится к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой высоковязкой нефтью под действием силы тяжести стекает к добывающей скважине.

Отбор продукции производят с двух противоположных концов условно горизонтального участка добывающей скважины. В отбираемой продукции кроме высоковязкой нефти и сконденсированной воды присутствует попутно отбираемая пластовая вода с высокой минерализацией. Минерализация пластовой воды при смешении с конденсатом снижается, и минерализация попутно отбираемой воды имеет промежуточное значение. Минерализация пара, и соответственно конденсата, близка к нулю, т.е. С_п<1 г/л, минерализация пластовой воды может достигать Сп.в.=100 г/л. Минерализация попутно отбираемой воды может изменяться в интервале от 1 до 100 г/л в зависимости от стадии разработки залежи высоковязкой нефти.

При постоянстве закачки и отбора устанавливается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды. Величина этой минерализации называется равновесным значением минерализации. О нарушении этого равновесия свидетельствует изменение минерализации попутно отбираемой воды. В процессе отбора продукции периодически 2-3 раза в неделю определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют изменения минерализации попутно отбираемой воды, при этом строят график зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.

Увеличение минерализации попутно отбираемой воды более чем на 10% по сравнению с равновесным значением минерализации свидетельствует об увеличении отбора пластовой воды, температура которой находится в интервале 5-15°С. Как следствие происходит снижение температуры вблизи добывающей скважины и межскважинной зоны пласта, что ведет к неравномерности прогрева паровой камеры и к уменьшению охвата пласта паротепловым воздействием. Снижение температуры вблизи добывающей скважины и межскважинной зоны ведет к увеличению вязкости добываемой высоковязкой нефти, что, в свою очередь, ведет к снижению количества добытой высоковязкой нефти и, как следствие, к снижению эффективности паротеплового воздействия в целом.

Для того чтобы снизить минерализацию попутно отбираемой воды и повысить температуру вблизи добывающей скважины и в межскважинной зоне и тем самым увеличить равномерность прогрева паровой камеры, необходимо увеличить объем закачки пара или уменьшить отбор продукции и, соответственно, уменьшается при этом и объем попутно отбираемой воды. С ростом объема закачки пара происходит увеличение стабильного прогрева всего объема паровой камеры и прекращается дальнейшее снижение температуры вблизи добывающей скважины и в межскважинной зоне. Также при этом происходит разбавление пластовой воды стекающим конденсатом и минерализация попутно отбираемой воды снижается. После восстановления равномерности прогрева паровой камеры вновь устанавливается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды, но необязательно на прежнем уровне, о чем свидетельствует график зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.

Снижение минерализации попутно отбираемой воды более чем на 10%, по сравнению с равновесным значением, также свидетельствует о неравномерности прогрева паровой камеры, т.к. при этом происходит преждевременный прорыв пара к добывающей скважине. А это ведет к непроизводительному расходу пара и, следовательно, к увеличению энергетических затрат. Прорыв пара к добывающей скважине чреват также выходом технологического оборудования из строя из-за воздействия высоких температур. Поэтому при снижении минерализации попутно отбираемой воды требуется уменьшить объем закачки пара или увеличить отбор продукции. С увеличением отбора продукции, соответственно, увеличивается объем попутно отбираемой холодной пластовой воды с повышенной минерализацией и, следовательно, увеличивается минерализация попутно отбираемой воды. Так как температура пластовой воды, как было указано ранее, порядка 5-15°С, то увеличение ее отбора приведет к снижению температуры вблизи добывающей скважины и в межскважинной зоне. Увеличение отбора продукции продолжается до установления равновесного соотношения между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды, об установлении равновесия судят по графику зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.

Известен способ контроля равномерности прогрева паровой камеры по показаниям термодатчиков, но из-за частого выхода их из строя снижается эффективность контроля за процессом.

Из всего вышесказанного следует, что способ разработки залежей высоковязкой нефти позволяет осуществить регулирование режимов закачки теплоносителя и отбора продукции на основе анализа минерализации попутно отбираемой воды, является очень простым и эффективным способом контроля равномерности прогрева паровой камеры и повышения эффективности нефтеизвлечения месторождения высоковязкой нефти.

Пример конкретного выполнения.

Пример 1. На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м³ и вязкость 22000 мПа·с, пробурена пара горизонтальных двухустьевых скважин (фиг.1а), которая состоит из нагнетательной скважины и добывающей скважины, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции. До начала освоения добывающей горизонтальной скважины осуществлен прогрев межскважинной зоны путем одновременной циркуляции пара в каждой из указанных скважин. В процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину закачивается пар, который, распространяясь вверх, создает увеличивающуюся в размерах паровую камеру. В процессе отбора продукции периодически (2-3 раза в неделю) определяют минерализацию попутно отбираемой воды и стоят график зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды (фиг.2). На начальном этапе разработки залежи высоковязкой нефти в период с 15.03.07 по 20.03.07 наблюдается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды, что свидетельствует о равномерности прогрева паровой камеры. Дебит высоковязкой нефти составляет 12 м³ /сут, минерализация колеблется в интервале 2,15-2,3 г/л. Равновесная (средняя) величина минерализации равна 2,2 г/л. Анализ минерализации попутно отбираемой воды, проведенный 25.03.07, показал, что наблюдается рост минерализации от 2,3 г/л (от 20.03.07) до 3,1 г/л или на 34,8%, при этом снизилась добыча высоковязкой нефти с 12 м³/сут до 6 м³/сут. Это говорит о том, что увеличился приток холодной пластовой воды, который способствовал снижению температуры и подвижности высоковязкой нефти и снижению равномерности прогрева паровой камеры. Объем закачки пара на этот момент составлял 44 м³/сут На основе проведенного анализа было принято решение - увеличить объем закачки пара. С 25.03.07 до 30.03.07 объем закачиваемого пара увеличился до 60 м³/сут (фиг.2).

После этого минерализация попутно отбираемой воды начала снижаться и достигла 30.03.07 значения 2,28 г/л и добыча высоковязкой нефти тоже возросла до 11,3 м³/сут. В дальнейшем наблюдалась стабилизация добычи высоковязкой нефти на уровне 11 м³/сут, и минерализация менялась незначительно в интервале 2,28-2,4 г/л.

На фиг.4 представлен график изменения минерализации попутно отбираемой воды и добычи высоковязкой нефти во времени. В период времени с 24.08.07 по 04.09.07 минерализация попутно отбираемой воды увеличилась от 3,7 г/л до 4,5 г/л, прирост составил 22%. Среднесуточная добыча высоковязкой нефти снизилась с 12,7 м³/сут до 10,5 м³/сут, что свидетельствует об охлаждении паровой камеры. Чтобы выровнять равномерность прогрева паровой камеры, уменьшили отбор попутно отбираемой воды с 99 м³/сут до 86 м³/сут. После этого минерализация попутно отбираемой воды стала вновь постепенно снижаться и достигла величины 3,8 г/л, добыча высоковязкой нефти при этом стала расти и стабилизировалась на отметке 12,9 м³/сут.

Пример 2. На опытном участке месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м³ и вязкость 22000 мПа·с, пробурена пара горизонтальных одноустьевых скважин (фиг.1б).

В период с 07.06.07 по 22.06.07 наблюдается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти (12-12,8 м³/сут) и минерализацией попутно отбираемой воды (3,58-3,45 г/л). Равновесная (средняя) величина минерализации равна 3,52 г/л. Анализ следующей пробы попутно отбираемой воды показал, что к 27.06.07 минерализация резко снизилась и достигла величины 2,2 г/л, изменение минерализации составило 37% от равновесной величины. Это свидетельствует о том, что произошел преждевременный прорыв пара к добывающей скважине, что привело к снижению охвата пласта воздействием, к снижению равномерности прогрева паровой камеры и к непроизводительному расходу теплоносителя. Чтобы нормализовать минерализацию и, соответственно, температуру вблизи добывающей скважины, начиная с 27.06.07, увеличили отбор жидкости с 86,1 м³/сут до 99 м³/сут. Минерализация нормализовалась к 07.07.07 и составила 3,45 г/л. Добыча высоковязкой нефти в первый момент после прорыва пара снизилась, а затем после увеличения отбора стабилизировалась, оставаясь на уровне 13,5 м³/сут (фиг.3).

Пример 3. На фиг.5 представлен график изменения минерализации попутно отбираемой воды и добычи высоковязкой нефти во времени. До 26.06.08 наблюдалось равновесное соотношение между добычей высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды. Вследствие прорыва пара снизились минерализация попутно отбираемой воды и дебит высоковязкой нефти. Для восстановления равновесия уменьшили объем закачки пара с 80 м³/сут до 65 м³/сут. Минерализация при этом возросла до величины 3,1 г/л 07.07.07 и в дальнейшем держалась на этом уровне. Дебит высоковязкой нефти постепенно увеличился до значения 9,2 м³/сут.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти позволяет повысить эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием, повышения точности контроля равномерности прогрева паровой камеры путем регулирования режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, отличающийся тем, что окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние 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.