СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С РЕГУЛИРОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В СКВАЖИНУ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума (патент RU №2412344, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2011 г.), включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева и отбора, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которые регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине, при этом в добывающей скважине устанавливают фильтры, выполненные в виде разбивающих на зоны отбора продуктивный пласт секций, внутри которых размещают хвостовик насоса с регулируемыми автоматически в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика между входными отверстиями хвостовика и размещенными напротив соответствующих секций фильтров с возможностью их герметичного перекрытия при повышении температуры добываемых тяжелой нефти или битума до 0,5-0,9 температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину из нагнетательной.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая металлоемкость конструкции и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на осуществление способа, что связано с наличием регулируемых автоматически в зависимости от температуры клапанов, выполненных в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом в горизонтальном участке добывающей скважины, а также со спуском в нагнетательную скважину колонны труб по типу «труба в трубе», каждая из которых оснащена самостоятельными трубопроводами с задвижками;

- во-вторых, выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка нагнетательной скважины, при этом в процессе закачки теплоносителя (пара) он попадает через фильтр в продуктивный пласт тяжелой нефти или битума только через выходные отверстия колонн труб, выполненные на его начальном участке, и неравномерно распределяется через выходные отверстия по всей длине колонны труб, поэтому закачка пара в продуктивный пласт происходит только в начальных интервалах выходных отверстий колонн труб нагнетательных скважин. Таким образом, закачка пара концентрируется в зонах продуктивного пласта, соответствующих начальным интервалам выходных отверстий колонн труб, что приводит к неравномерному прогреву продуктивного пласта, в связи с чем ухудшается эффективность работы паровой камеры и не исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину (патент RU №2412342, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2011 г.), включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которыми регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая металлоемкость конструкции и, как следствие, большие финансовые затраты на осуществление способа, что связано со спуском в нагнетательную скважину колонны труб по типу «труба в трубе», каждая из которых оснащена самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками;

- во-вторых, выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка нагнетательной скважины, при этом в процессе закачки теплоносителя (пара) он попадает через фильтр в продуктивный пласт тяжелой нефти или битума только через выходные отверстия колонн труб, выполненные на его начальном участке, неравномерно распределяется через выходные отверстия по всей длине колонны труб, поэтому закачка пара в продуктивный пласт происходит только в начальных интервалах выходных отверстий колонн труб нагнетательных скважин. Таким образом, закачка пара концентрируется в зонах продуктивного пласта, соответствующих начальным интервалам выходных отверстий колонн труб (конечных интервалов пар не достигает), что приводит к неравномерному прогреву продуктивного пласта, в связи с чем ухудшается эффективность работы паровой камеры, увеличивается неравномерность выработки запасов тяжелой нефти и битума, не исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону;

- в-третьих, выходные отверстия колонны труб в горизонтальном участке нагнетательной скважины направлены радиально по всему периметру колонны труб, что при высоких давлениях закачки теплоносителя может вызвать прямой прорыв теплоносителя через нижние выходные отверстия и фильтр нагнетательной скважины в горизонтальный участок добывающей скважины;

- в-четвертых, технологически сложно произвести изоляцию внутренних пространств колонн труб друг от друга по типу «труба в трубе» на три и более участка, разнесенных по всей длине фильтра, из-за ограниченного диаметрального пространства скважины.

Задачей изобретения является повышение эффективности работы паровой камеры и выработки запасов тяжелой нефти или битума за счет возможности прогрева в большей степени начальной зоны продуктивного пласта, что позволяет прогреть продуктивный пласт в начальном участке фильтра у входа насоса добывающей скважины и обеспечить переток тяжелой нефти или битума по фильтру до входа насоса с небольшими тепловыми потерями и по мере прогрева произвести перераспределение закачиваемого объема пара между начальной и конечной зонами прогрева продуктивного пласта в горизонтальном участке нагнетательной скважины, исключение прямого прорыва теплоносителя через выходные отверстия колонны труб и фильтр нагнетательной скважины в горизонтальный участок добывающей скважины, а также упрощение технологии осуществления способа и снижение металлоемкости конструкции и, как следствие, снижение материальных и финансовых затрат на его осуществление.

Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, на устье нагнетательной скважины колонну труб для закачки теплоносителя оснащают трубопроводом с задвижкой, а выходные отверстия колонны труб размещены в фильтре, разбивая его на зоны прогрева так, что исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине.

Новым является то, что в нагнетательной скважине фильтр герметично разделяют на две зоны прогрева, выполненные на его начальном и конечном участках, в колонну труб в нагнетательной скважине спускают колонну штанг с жесткозакрепленным на ее конце полым плунжером, в процессе закачки теплоносителя пространство между колонной труб и колонной штанг на устье нагнетательной скважины герметизируют, при этом выходные отверстия колонны труб разделены на две группы и соответствуют начальным и конечным зонам прогрева пласта, причем первая группа выходных отверстий представляет собой направленные вверх тарированные отверстия равного диаметра d, выполненные в колонне труб напротив начального участка фильтра с возможностью их поочередного открытия-закрытия полым плунжером, а вторую группу отверстий выполняют в виде штуцера, размещенного внутри колонны труб с выходным отверстием диаметром D, причем суммарная площадь выходных отверстий диаметрами d первой группы больше площади выходного отверстия диаметром D, соответствующего второй группе, закачку теплоносителя в пласт осуществляют одновременно в обе зоны прогрева пласта, причем в начальный участок фильтра подают объем теплоносителя в 1,5-2,5 раза больше, чем в конечный, и по мере разогрева продуктивного пласта изменяют соотношение объемов подачи теплоносителя в начальный и конечный участки фильтра в зависимости от термограммы паровой камеры, в процессе эксплуатации добывающей скважины регулируют пропускную способность первой группы выходных отверстий напротив первой зоны прогрева путем преобразования вращательного движения колонны штанг в ограниченное осевое перемещение плунжера.

На фиг.1 представлен схематично предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину.

На фиг.2 изображен увеличенный вид - А части колонны труб с плунжером, размещенной в горизонтальном участке 3 нагнетательной скважины 1.

На фиг.3 изображен увеличенный вид - В оборудования, размещенного на устье нагнетательной скважины 1.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) и нижней добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом. В процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4 соответственно оборудуют фильтрами 6 и 7.

Нагнетательную скважину 1 используют для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающую скважину 2 используют для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.

В нагнетательную скважину 1 спускают колонну труб 8 с герметизирующими устройствами, например пакерами 9 и 10 любой известной конструкции, позволяющими герметично разделить фильтр 6 на две зоны прогрева 11 и 12, выполненные на его начальном и конечном участках, поэтому выходные отверстия колонны труб 8 в ней разделены на две группы 13 и 14 (см. фиг.1 и 2) и выполнены напротив соответствующих зон прогрева 11 и 12 (см. фиг.1) пласта 5. Пакеры 9 и 10 выполнены термостойкими, что позволяет работать при высокой температуре, например выпускаемые научно-производственной фирмой «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакеры механические двухстороннего действия осевой установки марки ПРО-ЯДЖ-О-М-122 Т, рассчитанные на максимальную температуру рабочей среды 150°С.

В колонну труб 8 в нагнетательной скважине 1 спускают колонну штанг 15 с жесткозакрепленным на его конце полым плунжером 16 (см. фиг.1 и 2). Первая группа выходных отверстий 13¹, … 13ⁿ (см. фиг.2) представляет собой направленные вверх тарированные отверстия равного диаметра d, выполненные в колонне труб 8 (см. фиг.1) напротив начального участка фильтра 6 в зоне прогрева 11 пласта 5 с возможностью их поочередного открытия-закрытия полым плунжером 16 (см. фиг.2).

Вторую группу отверстий выполняют в виде штуцера, размещенного внутри колонны труб 8 с выходным отверстием 14 диаметром D, причем суммарную площадь выходных отверстий диаметрами d первой группы 13 (см. фиг.1) выполняют больше площади выходного отверстия 14 диаметром D, соответствующего второй группе отверстий, для того чтобы обеспечить подачу большего объема теплоносителя (в 1,5-2,5 раза) в начальную зону прогрева 11 относительно конечной зоны прогрева 12.

Для контроля температуры закачиваемого пара в колонне труб 8 в интервале первой группы выходных отверстий 13¹, …13ⁿ (см. фиг.2) и второй группы в виде выходного отверстия 14 возможна установка кабельных термоэлектрических преобразователей типами КТМС-ХА и КТМС-ХК (кабель термопарный с минеральной изоляцией в стальной оболочке с хромель-алюмелевыми или хромель-копелевыми термоэлектродами).

Например, кабель КТМСп (ХА) 2×0,9 ТУ 16-505.757-75 (кабель термопарный с минеральной изоляцией в стальной оболочке с хромель-алюмелевыми или хромель-копелевыми термоэлектродами). Нижний конец колонны штанг 15 жестко крепят с верхним концом полого плунжера 16, например, при помощи радиально направленных от штанги к плунжеру металлических прутков (на фиг.1, 2, 3 не показано) диаметром 5-7 мм при помощи ручной сварки.

Выполнение выходных отверстий 13¹, … 13ⁿ (см. фиг.2) направленными вверх позволяет снизить вероятность преждевременного прорыва теплоносителя из колонны труб 8 (см. фиг.1) и фильтр 6 нагнетательной скважины 1 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2. Количество выходных отверстий 13¹, … 13ⁿ (см. фиг.2) и их диаметр d (выходные отверстия первой группы), а также диаметр D выходного отверстия 14 (штуцера) второй группы зависит от объема закачиваемого пара через нагнетательную скважину 1 (см. фиг.1) в продуктивный пласт 5 и определяется опытным путем.

Пропускную способность выходных отверстий 13¹, … 13⁴ (см. фиг.2) колонны труб 8 определяют расчетным путем согласно: М.М.Волков и др. Справочник работника газовой промышленности - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра 1989. - 286 с., стр.80, п. 4.6. «Определение суточной потери газа при истечении его из отверстия в теле трубы». Например, первая группа выходных отверстий представлена четырьмя отверстиями 13¹, …13⁴ (см. фиг.2) одного диаметра с d=7 мм, которые имеют суммарную пропускную площадь S₁=4×(П×d²/4)=4×(3,14×(0,007 м)²/4)=154×10^-6 м², а вторая группа отверстий выполнена в виде штуцера на нижнем конце полого плунжера 16 в виде выходного отверстия 14 диаметром D=12 мм и пропускной площадью S₂=(П×D²/4)=3,14×(0,01 м)²/4=78,5×10^-6 м².

В исходном положении разрушаемый штифт 17 фиксирует полый плунжер 16 относительно колонны труб 8, например, при усилии 0,15 кН×м, что позволяет исключить самопроизвольное осевое перемещение колонны штанг 15 с плунжером 16 относительно выходных отверстий 13¹, … 13⁴ колонны труб 8, при этом все четыре отверстия 13¹, … 13⁴, каждый из которых диаметром d=7 мм, открыты.

Полый плунжер 16 имеет возможность герметичного разделения выходных отверстий 13¹, … 13⁴ посредством уплотнительных колец 18. Далее на устье нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) колонну штанг 15 обвязывают винтовой парой 19 (см. фиг.3) с упором на опорный фланец (на фиг.1, 2, 3 не показано) добывающей скважины 2 (см. фиг.1), причем винтом 20 (см. фиг.3) снабжают верхнюю колонну штанг 15′ с возможностью фиксации ее стопором 21 относительно колонны труб 8 (см. фиг.2) в необходимом положении. Для удобства осуществления способа на поверхности колонны штанг 15, т.е. на верхней штанге 15' (см. фиг.3), размещенной на устье нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1), наносят вертикально риски (метки) 15₁′′; 15₂′′; 15₃′′; 15₄′′ (см. фиг.3) с шагом b_i, соответствующим и равным длине Li - между тарированными отверстиями 13¹, … 13⁴ (см. фиг.2), что будет соответствовать, например, двум оборотам - β винта 20 (см. фиг.3) в винтовой паре 19.

На устье нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) колонну труб 8, предназначенную для закачки теплоносителя, оснащают трубопроводом 22 с задвижкой 23. Пространство между колонной труб 8 и колонной штанг 15 на устье нагнетательной скважины 1 герметизируют любым известным герметизатором 24, например сальниковым устройством. В добывающую скважину 2 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 25 с погружным насосом 26 на конце. Начинают осуществлять закачку теплоносителя (пара) от парогенератора (на фиг.1, 2, 3 не показано) в продуктивный пласт 5.

Для этого открывают задвижку 23 (см. фиг.1) и начинают закачку пара через трубопровод 22 по колонне труб 8 одновременно в начальный участок фильтра 6, т.е. в зону прогрева 11 через первую группу отверстий (выходные отверстия 13¹, … 13⁴ (см. фиг.2) колонны труб 8) и в конечный участок фильтра 6 (см. фиг.1), т.е. в зону прогрева 12 через вторую группу (выходное отверстие 14 и далее через открытый конец колонны труб 8) отверстий. Таким образом, осуществляют закачку пара одновременно в обе зоны прогрева 11 и 12 пласта 5, причем в начальный участок фильтра 6 (зону прогрева 11) подают объем теплоносителя в 1,5-2,5 раза больше, чем в конечный участок фильтра 6 (зону прогрева 12), в зависимости от пропускной способности отверстий первой 13 и второй 14 групп, что определяется опытным путем.

Например, при условии, что пропускная способность выходных отверстий 13¹, … 13⁴ (см. фиг.2) первой группы (S₁=154×10^-6 м²), расположенных напротив первой зоны 11 (см. фиг.1) прогрева продуктивного пласта 5 практически в два раза выше пропускной способности выходного отверстия 14 второй группы (S₂=78,5×10^-6 м), т.е. S₁/S₂=154×10^-6 м²/78,5×10^-6 м² = 1,96, то объем закачки теплоносителя в первую зону прогрева примерно в 2 раза больше, чем объем закачки теплоносителя во вторую зону прогрева 12 продуктивного пласта 5.

В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 (см. фиг.1) подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием и последующим расширением паровой камеры в интервале первой и второй зон прогрева 11 и 12 соответственно, причем как только паровые камеры, расширяясь, достигнут кровли пласта 5, они начинают расширяться и в горизонтальных направлениях навстречу друг другу, и в противоположные стороны.

Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 26, например винтового, причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 попадает внутрь горизонтального участка 4 и далее поступает на прием погружного насоса 26, который по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 25 перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя из паровой камеры в фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 на участке, расположенном напротив первой зоны прогрева 11 продуктивного пласта 5, так как эта зона в большей степени подвергнута тепловому воздействию пара, чем вторая зона 12 прогрева продуктивного пласта 5, вследствие того, что суммарно выходные отверстия 13¹, … 13⁴ (см. фиг.2) первой группы имеют большую пропускную способность, чем пропускная способность выходного отверстия 14 второй группы.

Для предотвращения прорыва теплоносителя и/или пластовых вод и для равномерного расширения паровых камер по площади продуктивного пласта 5 (см. фиг.1) следят за данными, получаемыми с термограмм. При появлении температурных пиков на термограммах, соответствующих начальному участку (напротив первой зоны 11 прогрева продуктивного пласта 5) фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, в отличие от конечного участка (напротив второй зоны 12 прогрева продуктивного пласта 5) фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, необходимо изменить соотношение объемов закачки в первую 11 и вторую 12 зоны прогрева продуктивного пласта 5. Т.е. уменьшить объем пара, подаваемого в первую зону 11 прогрева продуктивного пласта 5, и увеличить подачу пара, подаваемого во вторую зону 12 прогрева продуктивного пласта 5, при постоянном расходе пара.

Для этого прекращают подачу пара в трубопровод 22, закрывают задвижку 23 и освобождают стопор 21 (см. фиг.3) на винтовой паре 19, производят разгерметизацию герметизатора 24 (см. фиг.1) любым известным устройством, например ключом для заворота (отворота) штанг производят вращение по часовой стрелке верхней штанги 15' (см. фиг.3), при этом при превышении усилия 0,15 кН×м происходит разрушение срезного штифта 17 (см. фиг.2). Далее, например, на шаг 2×b_i (см. фиг.3) между метками 15₁′′ и 15₂′′, соответствующим длине 2×Li - между тарированными отверстиями диаметром d (см. фиг.2), что будет соответствовать, например, четырем оборотам - β винта 20 (см. фиг.3) в винтовой паре 19 производят вращение колонны штанг 15 (см. фиг.2), при этом выходные отверстия 13¹ и 13² первой группы герметично перекрываются полым плунжером 16, причем в целом уменьшается пропускная способность первой группы выходных отверстий в два раза, т.к. открытыми остаются выходные отверстия 13³ и 13⁴, т.е. S₁=2×(П×d²/4)=2×(3,14×(0,007 м)²/4)=77×10^-6 м² и соответственно объем закачки пара в первую зону прогрева 11 уменьшается (см. фиг.1).

Таким образом регулируют пропускную способность первой группы выходных отверстий путем преобразования вращательного движения колонны штанг в ограниченное осевое перемещение плунжера.

Пропускная способность выходных отверстий 13¹, … 13⁴ (см. фиг.2) первой группы (S₁=77×10^-6 м²), расположенных напротив первой зоны 11 (см. фиг.1) прогрева продуктивного пласта 5 практически выравнивается с пропускной способностью выходного отверстия 14 второй группы (S₂=78,5×10^-6 м²), расположенного напротив второй зоны 12 прогрева продуктивного пласта 5.

Далее герметизируют устье нагнетательной скважины 1 герметизатором 24 (см. фиг.1) и стопором 21 (см. фиг.3) фиксируют колонну штанг 15 (см. фиг.1) относительно колонны труб 8, открывают задвижку 23 и начинают подачу пара через трубопровод 22 в колонну труб 8.

В дальнейшем, как описано выше, изменяют соотношение объемов (увеличивают или уменьшают) закачиваемого теплоносителя в начальный и конечный участки фильтра 6, т.е. в зону прогрева 11 через первую группу выходных отверстий 13¹, … 13⁴ (см. фиг.2) колонны труб 8 (см. фиг.1) и в зону прогрева 12 через вторую группу выходных отверстий (выходное отверстие 14 и далее через открытый конец колонны труб 8) в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине 2, вплоть до полного прекращения подачи пара в первую группу выходных отверстий 13¹, … 13⁴ (см. фиг.2) колонны труб 8. Это достигается в крайнем нижнем положении колонны штанг 15, когда плунжер 16 полностью герметично перекрывает все выходные отверстия 13^l, … 13⁴ колонны труб 8.

Предлагаемый способ технологически прост, поскольку не требует постоянной регулировки задвижек по нескольким самостоятельным трубопроводам, и имеет низкую металлоемкость конструкции, что снижает материальные и финансовые затраты на его осуществление. Способ позволяет повысить эффективность работы паровой камеры за счет равномерной выработки запасов тяжелой нефти или битума путем прогрева на начальном этапе в большей степени начальной зоны прогрева продуктивного пласта, что позволяет прогреть продуктивный пласт в начальном участке фильтра у входа насоса добывающей скважины и обеспечить переток тяжелой нефти или битума по фильтру до входа насоса с небольшими тепловыми потерями, а по мере прогрева произвести перераспределение закачиваемого объема пара в начальную и конечную зоны прогрева продуктивного пласта в горизонтальном участке нагнетательной скважины, кроме того, исключается прямой прорыв теплоносителя из выходных отверстий колонны труб и фильтр нагнетательной скважины в горизонтальный участок добывающей скважины ввиду того, что колонна труб не имеет выходных отверстий, направленных вертикально вниз в горизонтальный участок добывающей скважины.