Результат интеллектуальной деятельности: 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, создание паровой камеры и отбор 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 попадет 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 попадет 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, 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 равномерности выработки запасов тяжелой нефти или битума за счет возможности прогрева сначала конечной зоны продуктивного пласта и по мере прогрева конечной зоны 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 исключается 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, а выходные отверстия колонны труб в ней разделены на две группы и выполнены напротив соответствующих зон прогрева пласта, закачку теплоносителя в пласт осуществляют по колонне труб через фильтр сначала в конечную зону прогрева продуктивного пласта, а по мере прогрева конечной зоны перераспределяют закачиваемый объем пара между начальной и конечной зонами прогрева продуктивного пласта, в колонну труб в нагнетательной скважине спускают колонну штанг с плунжером, в процессе закачки теплоносителя пространство между колонной труб и колонной штанг на устье нагнетательной скважины герметизируют, колонну штанг с плунжером размещают напротив первой группы выходных отверстий колонны труб, выполненных на одном уровне по периметру колонны труб с увеличением их пропускной способности под углом 270° между наименьшим и наибольшим выходным отверстием с возможностью их поочередного открытия и закрытия, а вторую группу отверстий выполняют в виде открытого конца колонны труб, при этом теплоноситель закачивают при постоянном расходе пара, подаваемого в колонну труб нагнетательной скважины, меняют соотношение объемов закачиваемого теплоносителя в начальную и конечную зоны прогрева теплоносителя за счет изменения подачи объема теплоносителя в первую зону прогрева путем ограниченного вращения с устья скважины колонны штанг с плунжером на угол в пределах от 25 до 270° относительно первой группы выходных отверстий колонны труб.

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 изображено поперечное сечение Б-Б выходных отверстий колонны труб.

На фиг.4 изображен увеличенный вид С 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, термостойкими, 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 и выполнены напротив соответствующих зон прогрева: начальной 11 и конечной 12 продуктивного пласта 5.

Пакеры 9 и 10 позволяют 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 плунжером 16 (см. фиг.2), который размещают напротив первой группы выходных отверстий 13 (см. фиг.1) колонны труб 8 (см. фиг.2), причем плунжер 16 зафиксирован от осевого перемещения относительно колонны труб 8 при помощи фиксаторов положения 16' и 16'', выполненных, например, в виде пружинных колец, размещенных в кольцевых пазах колонны труб 8.

Первую группу выходных отверстий 13 (см. фиг.1) выполняют на одном уровне по периметру колонны труб 8 (см. фиг.2) с увеличением их пропускной способности под углом 270° между наименьшим, например 13¹, (см. фиг.3) и наибольшим, например 13ⁿ, из выходных отверстий 13¹, 13²…13ⁿ. Количество выходных отверстий 13¹, …13ⁿ зависит от объема закачиваемого пара через нагнетательную скважину 1 и определяется опытным путем.

Для контроля температуры закачиваемого пара снаружи колонны труб 8 в интервале первой группы выходных отверстий 13 (см. фиг.1) возможна установка кабельных термоэлектрических преобразователей типа КТМС-ХА и КТМС-ХК. Например, кабель КТМСп (ХА) 2×0,9 по ТУ 16-505.757-75 (кабель термопарный с минеральной изоляцией в стальной оболочке с хромель-алюмелевыми или хромель-копелевыми термоэлектродами).

Например, первая группа выходных отверстий 13 (см. фиг.1) представлена в виде семи выходных отверстий 13¹, …13⁷ (см. фиг.3), расположенных на одном уровне по периметру колонны труб 8 (см. фиг.2 и 3) под углом 45° относительно друг друга с увеличением их пропускной способности (с увеличением диаметра) и под углом 270° между наименьшим, т.е. 13¹, и наибольшим 13⁷ из выходных отверстий 13¹, …13⁷.

Плунжер 16 (см. фиг.3) выполнен в виде сегмента с углом большим чем 270°, например 325°, и размещен внутри колонны труб 8 (см. фиг.2) и перекрывает в исходном положении все выходные отверстия 13¹, …13⁷ (см. фиг.3) с возможностью их поочередного открытия и закрытия.

Для осуществления вращательного движения колонны штанг 15 (см. фиг.1), вырезанная часть сегмента плунжера 16 имеет угол (см. фиг.3), например (360°-325°)=35°, что обеспечивает возможность полного открытия и герметичного перекрытия самого наибольшего выходного отверстия 13⁷ в процессе работы, тогда максимальный угол у наибольшего выходного отверстия 13⁷ должен составлять не более 25°.

Поэтому при последующих вращательных движениях плунжера 16 (см. фиг.2) поочередно открываются и закрываются все выходные отверстия 13¹, …13⁷ (см. фиг.3), выполненные в колонне труб 8 (см. фиг.1) напротив начальной зоны прогрева 11.

Пропускную способность выходных отверстий 13¹, …13⁷ (см. фиг.3) колонны труб 8 (см. фиг.2) 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».

Вторую группу отверстий 14 (см. фиг.1) выполняют в виде открытого конца колонны труб 8. Для удобства осуществления способа на поверхности колонны штанг 15, т.е. на верхней штанге 15' (см. фиг.4), размещенной на устье нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1), можно нанести риски (метки) 15'' (см. фиг.4) по периметру верхней штанги под углом 45°.

В исходном положении плунжер 16 (см. фиг.2) зафиксирован относительно колонны труб 8 разрушаемым штифтом 17 (см. фиг.3), например срезающимся при приложении вращающего (поворотного) усилия не менее 0,15 кН×м, что позволяет исключить самопроизвольный поворот колонны штанг 15 (см. фиг.1) и плунжера 16 относительно выходных отверстий 13¹, …13⁷ (см. фиг.3) колонны труб 8 (см. фиг.2), что на начальном этапе осуществления способа позволяет производить закачку теплоносителя только через вторую группу отверстий 14 (см. фиг.1) колонны труб 8, т.е. производить сначала прогрев конечной зоны 12 продуктивного пласта 5.

На устье нагнетательной скважины 1 колонну труб 8, предназначенную для закачки теплоносителя, оснащают трубопроводом 18 с задвижкой 19. Герметизируют пространство между колонной труб 8 и колонной штанг 15 на устье нагнетательной скважины 1 любым известным герметизатором 20, например сальниковым устройством.

В добывающую скважину 2 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 21 с погружным насосом 22 на конце.

Начинают осуществлять закачку теплоносителя (пара) от парогенератора (не показано) в продуктивный пласт 5.

Для этого открывают задвижку 19 (см. фиг.1) и начинают закачку пара через трубопровод 18 по колонне труб 8 через вторую группу отверстий 14 в конечную 12 зону прогрева продуктивного пласта 5, т.е. в конечный участок фильтра 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1.

В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 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 конечной зоны прогрева 12, причем паровая камера расширяется вертикально вверх и вниз и как только достигнет кровли пласта 5, то начинает расширяться и в горизонтальных направлениях.

Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 22, 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 22, который по колонне НКТ 21 перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума возможен прорыв теплоносителя в конечный участок фильтра 7 (см. фиг.1) горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 из паровой камеры, соответствующей конечной зоне прогрева 12 продуктивного пласта 5, так как эта зона подвергнута тепловому воздействию пара в отличие от начальной зоны 11, вследствие расширения паровой камеры. Для предотвращения прорыва и для расширения площади прогрева паровой камеры следят за данными, получаемыми с термограмм.

Если появление температурных пиков на термограммах соответствуют конечному участку (на фиг.1, 2, 3 не показано) фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 (в отличие от начального участка (на фиг.1, 2, 3 не показано) фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2), которые строятся по результатам данных термодатчиков (на фиг.1, 2, 3 не показано), например, спущенных на оптиковолоконном кабеле и установленных в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2, необходимо снизить соотношение объемов закачки в зоны прогрева 11 и 12 продуктивного пласта 5. Т.е. уменьшить объем пара, подаваемого в конечную зону прогрева 12 продуктивного пласта 5 и начать подачу пара в начальную зону 11 при постоянном расходе пара. Для этого закрывают задвижку 19 трубопровода 18 и разгерметизируют герметизатор 20.

Далее приводят первую группу отверстий 13, соответствующую начальной зоне 11 прогрева, в рабочее положение, т.е. открывают одно из выходных отверстий 13¹, …13⁷ (см. фиг.3), например выходное отверстие 13⁷. Для этого любым известным способом, например штанговращателем 23 (см. фиг.4), производят вращение колонны штанг 15 (см. фиг.1) на устье на угол 45° по часовой стрелке или на 315° против часовой стрелки, при этом разрушаемый штифт 17 (см. фиг.3) срезается при превышении усилия 0,15 кН×м, и открывается выходное отверстие 13⁷, имеющее наибольшую пропускную способность, например большую, чем пропускная способность второй группы отверстий 14. Герметизируют пространство между колонной труб 8 (см. фиг.1) и колонной штанг 15 на устье нагнетательной скважины 1 любым известным герметизатором 20, например сальниковым устройством.

Далее открывают задвижку 19 (см. фиг.1) и начинают закачку пара через трубопровод 18 по колонне труб 8 одновременно в начальную 11 и конечную 12 зоны прогрева продуктивного пласта 5, т.е. соответственно в первую группу отверстий 13 (выходное отверстие 13⁷, см. фиг.3) и вторую группу отверстий 14 (см. фиг.1), при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием и последующим расширением паровой камеры в интервале начальной зоны 11 прогрева продуктивного пласта 5 дополнительно к уже существующей паровой камере, образованной из конечной зоны 12 прогрева продуктивного пласта 5, причем паровая камера, образованная в начальной зоне продуктивного пласта 5, также расширяется вертикально вверх и вниз, и как только достигнет кровли пласта 5, начинает расширяться и в горизонтальных направлениях, в том числе и навстречу друг к другу. Отбор разогретой тяжелой нефти или битума продолжают осуществлять с помощью погружного насоса 22, который по колонне НКТ 21 перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

В процессе дальнейшего отбора разогретой тяжелой нефти или битума возможен прорыв теплоносителя в начальный участок фильтра 7 (см. фиг.1) горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 из паровой камеры, соответствующей начальной зоне 11 прогрева продуктивного пласта 5, так как эта зона подвергнута в большей степени тепловому воздействию пара в отличие от конечной зоны 12 прогрева продуктивного пласта 5, вследствие того что выходное отверстие 13 (см. фиг.3) имеет большую пропускную способность, чем пропускная способность второй группы отверстий 14 (см. фиг.1).

Для предотвращения прорыва 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 фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, в отличие от конечного участка фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, необходимо снизить соотношение объемов закачки в зоны прогрева 11 и 12 продуктивного пласта 5. Т.е. уменьшить объем пара, подаваемого в начальную зону 11 прогрева продуктивного пласта 5 и увеличить подачу пара, подаваемого в конечную зону 12 прогрева продуктивного пласта 5, при постоянном расходе пара.

Например, для равномерного распространения паровой камеры по площади продуктивного пласта 5 (см. фиг.1) выравнивают соотношения в пропорции 50% на 50% закачки пара в начальную зону прогрева 11 и в конечную зону прогрева 12 соответственно через выходные отверстия первой 13 (выходное отверстие 13⁴, см. фиг.3) и второй 14 групп. Для этого, как описано выше, закрывают задвижку 19 трубопровода 18, разгерметизируют герметизатор 20, с помощью штанговращателя 23 (см. фиг.4) производят вращение колонны штанг 15 (см. фиг.1), например, на угол 135° по часовой стрелке, при этом открывается выходное отверстие 13⁴ (см. фиг.3), имеющее меньшее пропускную способность, чем выходное отверстие 13⁷, но равное по пропускной способности второй группе отверстий 14 (см. фиг.1). Таким образом, выравнивают соотношения в пропорции 50% на 50% закачки пара в начальную зону прогрева 11 и в конечную зону прогрева 12 (см. фиг.1), соответственно через выходные отверстия первой 13 и второй 14 групп, при этом выходное отверстие 13⁷ (см. фиг.3) закрывается.

После чего вновь герметизируют пространство между колонной труб 8 и колонной штанг 15 (см. фиг.1) на устье нагнетательной скважины 1 герметизатором 20.

Открывают задвижку 19 и начинают закачку пара через трубопровод 18 по колонне труб 8 через ее первую 13 (выходное отверстие 13⁴) (см. фиг.3) и вторую 14 (см. фиг.1) группу отверстий.

Таким образом, при постоянном расходе пара, подаваемого в колонну труб 8 нагнетательной скважины 1, изменяют соотношение объемов закачиваемого теплоносителя в начальную 11 и конечную 12 зоны прогрева продуктивного пласта 5 путем ограниченного вращения с устья скважины 1 колонны штанг 15 с плунжером 16 на угол в пределах от 25 до 270° относительно первой группы 13 выходных отверстий с размещением в ней одного из выходных отверстий 13¹, …13⁷ (см. фиг.3) колонны труб 8 (см. фиг.2) в зависимости от необходимой пропускной способности пара.

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 постепенной выработки запасов тяжелой нефти или битума путем прогрева сначала конечной зоны, а затем начальной зоны прогрева с последующим перераспределением 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.