СПОСОБ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ Российский патент 2022 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки нефтяного пласта с использованием композиции на основе химических реагентов, и может быть использовано для активации или возобновления работы нефтяных скважин, добывающих высоковязкую, сверхвязкую нефть, природные битумы, продуктивность которых снижена из-за парафино-гидратных и асфальтосмолистых отложений, закупоривающих фильтрационные каналы и нарушающих связь скважины с флюидонесущим пластом, а также для регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.

Известен способ термохимической обработки нефтяного пласта (патент РФ №2401941, Е21В 43/22, опубликовано 20.10.2010), включающий раздельную закачку компонентов горюче-окислительного состава (ГОС) и инициатора реакции (ИР) по двум коаксиально расположенным относительно друг друга насосно-компрессорным трубам (НКТ), при этом конец внешней НКТ опущен ниже конца внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИР в реакционном объеме, ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта через кольцевое пространство между внешней и внутренней НКТ, ИР подают по внутренней НКТ, ГОС - водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, мас. %: селитру (аммиачную, калиевую или натриевую) 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 остальное, ИР - водный раствор с рН 12-14, включающий, мас. %: нитрит щелочного металла 15-45, воду остальное, или борогидрид щелочного металла 15-45, щелочь 3-45, воду остальное, причем масса ИР, содержащего нитрит щелочного металла, составляет 1-80% от массы ГОС, масса ИР, содержащего борогидрид щелочного металла, составляет 1-30% от массы ГОС.

Этот способ имеет ряд существенных недостатков:

- ГОС на основе аммиачной селитры переходит в стадию непрерывной реакции, с выделением тепловой энергии и газов, только при достижении температуры не менее 200°С, т.е. для того, чтобы реакция протекала, необходим подогрев растворов и окружающей породы другим источником энергии до 200°С.

- эта реакция, как известно, не протекает в ограниченных размерах, которые меньше критического, т.е. не может протекать в порах и трещинах пласта.

- реакция протекает в эксплуатационной колонне, что зачастую приводит к повреждению колонны, цементного камня или подземного оборудования НКТ, пакера и др.

Известен способ стимулирования добычи нефти (патент РФ №2546694, Е21В 43/22, публиковано 10.04.2015), заключающийся в закачке в пласт водного раствора бинарной смеси на основе аммиачной селитры и нитрита натрия в совокупности с инициирующим составом при контроле температуры, давления и состава продуктов реакций на протяжении процесса обработки пласта. Указанный способ позволяет за счет химического разложения больших объемов реагентов, закачиваемых в пласт, значительно повысить пластовую температуру и давление в зоне реакции, снизить вязкость флюида, увеличить коэффициент охвата и тем самым увеличить нефтеотдачу. Процесс закачки производится последовательно: чередуют закачку ограниченных объемов аммиачной селитры, массой не более 1 тонны каждая, с порцией технической воды не менее 0,05 тонны каждая. Повысить взрывобезопасность процесса и преждевременный выход из строя оборудования позволяет также непрерывный контроль температуры и давления, обеспечивающий регулирование процесса реакции с ограничением температуры в стволе скважины ниже предельного уровня, превышающего параметры безопасности. При появлении признаков самоускорения реакции, идентифицируемых по показаниям приборов измерения температуры и давления, прекращают закачку инициатора в скважину. В известном способе обработки технологическая схема предполагает подачу в пласт компонентов бинарной смеси - аммиачной селитры и нитрита натрия по отдельным каналам.

Предложенное изобретение имеет ряд существенных недостатков, а именно:

- двухтрубная закачка требует наличие двух типоразмеров насосно-компрессорных труб (НКТ), специальной фонтанной аппаратуры, предусматривающей возможность подвески 2-х типоразмеров НКТ, двух линий высокого давления с набором датчиков, предохранительных клапанов и т.д., что значительно повышает стоимость термохимической обработки пласта;

- двухтрубная закачка не обеспечивает полного смешивания и гомогенизации компонентов бинарной смеси по всему ее физическому объему, а также высокую концентрацию минеральных солей в водном растворе (до 70%), поскольку при смешении 2-х отдельных водных растворов - нитрита натрия и аммиачной селитры суммарная массовая концентрация солей значительно падает;

- при контакте водного раствора аммиачной селитры с рН 4-7 и инициатора в виде водного раствора нитрита щелочного металла с рН 12-14 возможно инициирование реакции разложения аммиачной селитры непосредственно в зумпфе скважины с развитием неуправляемого взрывного процесса, сопровождающегося резким повышением давления и увеличением температуры. Итогом такого процесса может стать повреждение обеих колонн НКТ, срыв пакера, растрескивание цементного камня обсадной колонны и нарушение ее герметичности;

- описанный известный способ обработки пласта помимо контроля температуры и давления предполагает отслеживание в режиме реального времени и состава продуктов реакций, что весьма затруднительно в условиях значительных флуктуаций концентрации при смешении подаваемых по отдельным каналам рабочих фракций реагентов. Как правило, для реализации термохимической обработки пласта используются заранее приготовленные растворы компонентов бинарных смесей, доставляемые на скважину. С момента приготовления раствора до его закачки в скважину проходит значительное время, за которое возможно разделение раствора с выпадением осадка, что снижает его эффективность. В этом случае требуется доведение раствора до нужной кондиции путем его дополнительного нагрева, перемешивания, удаления осадка и др., что влечет за собой дополнительные временные и материальные потери;

- для каждого месторождения и даже отдельной скважины требуется индивидуальный подбор состава агента и обработки, объемов фракций и концентрации, в зависимости от характеристик давления, температуры, приемистости пласта. Поэтому доставка предварительно подготовленных растворов в большем количестве, чем, возможно, потребуется для обработки, может приводить к непродуктивному расходованию исходных химических реагентов и необходимости последующей утилизации излишков растворов бинарных смесей.

Известен также энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта (патент РФ №2615543, Е21В 43/24, опубликовано 05.04.2017), включающий раздельную закачку компонентов бинарной смеси - энергогазообразующего состава и инициатора горения - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб НКТ и инициирование процесса тепло- и газовыделения, энергогазообразующий состав представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин. Энергогазообразующий состав закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения энергогазообразующего состава и инициатора горения устанавливают огневой предохранитель. Закачку энергогазообразующего состава осуществляют порциями по 0,5-1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м3 водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора горения используют формалин или кислоту.

Недостатком является невозможность контролировать и регулировать температуру призабойной зоны пласта (ПЗП) при закачке реагентов, что ограничивает использование способа. Кроме того, общее количество, закачанных реагентов в зону пласта при отсутствии текущего контроля реакции не превышает 2 т, что позволяет прочищать только ближайшую зону пласта («скин-слой»).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ термохимической обработки нефтяного пласта (патент РФ №2696714, Е21В 43/24, опубликовано 05.08.2019), включающий закачку в нефтяной пласт требуемого объема бинарной смеси, содержащей аммиачную селитру и нитрит натрия, и контроль в процессе обработки пласта температуры и давления. Перед закачкой реагентов бинарной смеси определяют приемистость пласта, а также производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют объемы и режимы подачи бинарной смеси. Производят однотрубную закачку заранее определенного объема бинарной смеси в две стадии с расходом бинарной смеси на первой стадии не более 25% от объема и закачкой после первой стадии разделительной пачки воды.

Бинарную смесь приготавливают непосредственно перед ее закачкой на кустовой площадке скважины, через которую производят обработку нефтяного пласта, посредством установок для приготовления, смешивания, осреднения и подачи реагентов, добавляя нитрит натрия в приготовленный раствор аммиачной селитры. В процессе закачки бинарной смеси при росте давления закачки более чем в 1,5 раза от заданного рабочего давления снижают расход реагентов бинарной смеси вплоть до остановки ее закачки, после чего осуществляют подачу воды и далее, при восстановлении давления закачки до рабочего, продолжают закачку оставшегося объема бинарной смеси.

Кроме того, бинарную смесь можно подавать совместно с инициатором реакции, в качестве которого используют раствор формальдегида или глиоксаля, впрыскивая инициатор непосредственно в бинарную смесь перед ее закачкой в пласт. Также, непосредственно перед закачкой бинарной смеси и/или после закачки бинарной смеси производят закачку активатора реакции, в качестве которого используют раствор неорганической кислоты или формалин. После закачки каждого из реагентов производят закачку разделительной пачки воды. Закачку всех реагентов производят через одну и ту же насосно-компрессорную трубу. Проведение первичных замеров в перфорированном интервале скважины и определение приемистости скважины позволяет наиболее точно рассчитать оптимальный режим подачи, а также необходимый для закачки объем бинарной смеси, что позволяет повысить эффективность воздействия на нефтегазовый пласт.

Общим недостатком всех перечисленных способов является увеличение опасности проводимых работ за счет подготовки, приготовления и смешения реагентов непосредственно на кустовой площадке скважины. Также значительно осложняется процесс за счет приготовления и контроля за пропорциями состава в процессе его подготовки перед закачкой в скважину.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа термохимического воздействия на нефтяной пласт разогревающим составом, позволяющим оптимизировать процесс за счет роста эффективности воздействия на нефтегазоносный пласт, а также повысить безопасность самого технологического процесса закачки реагента и инициатора реакции в пласт при одновременном снижении затрат на его реализацию.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности добычи нефти (увеличение коэффициента извлечения нефти) на месторождениях, повышение безопасности процесса.

Указанный технический результат достигается за счет термохимической обработки пласта, включающей двухстадийную закачку в пласт через скважину последовательно реагента органического происхождения, в качестве которого используют или ди-трет-бутилпероксид, или 1,1-ди-трет-бутилпероксициклогексан, или дикумилпероксид, или 2,2-ди(кумилперокси)пропан, или изобутилкумилпероксид, или третбутилкумилпероксид, или н-бутилкумилпероксид, или гидроперекись изопропилбензола, или дицетил-пероксидикарбонат, или третбутил-пероксинеогептаноат, или ди (3,5,5-триметилгексаноил) пероксид, или дилаурил-пероксид и инициатор реакции. Перед закачкой определяют приемистость пласта, производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых рассчитывают объемы и режимы подачи реагента для разогрева пласта. Закачку реагента производят последовательно в две стадии, причем на первой стадии расход реагента для термохимического воздействия составляет 20%-25% от общего объема реагента и закачку осуществляют в следующем порядке: сначала через скважину закачивают реагент органического кислородосодержащего соединения, далее закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости, в качестве которой используют воду, затем подают инициатор реакции, в качестве которого используют 20-30%-ный водный раствор соляной кислоты дополнительно содержащий поверхностно-активные вещества. Затем еще раз закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости. На второй стадии закачивают оставшийся объем реагента органического кислородосодержащего соединения, после чего опять закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости. Закачку всех реагентов производят либо через одну и ту же насосно-компрессорную трубу либо через затрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой. В процессе обработки нефтяного пласта разогревающим составом на основе органического кислородосодержащего соединения в интервале перфорации скважины осуществляют контроль температуры глубинным высокотемпературным датчиком.

Повышение эффективности добычи нефти, а также безопасности проведения работ по обработке продуктивного нефтяного пласта осуществляется за счет термохимического воздействия на продуктивный пласт, в состав которого входит реагент органического кислородосодержащего соединения и контроль подачи реагента органического кислородосодержащего соединения и инициатора реакции в обрабатываемую зону пласта. Усовершенствование способа контроля подачи реагентов заключается в том, что объем состава, в который входят реагент и инициатор реакции, рассчитывают заранее еще до его закачки в скважину, и далее без смешения последовательно закачивается в пласт через скважину, а значит, нет вероятности ошибки при смешении компонентов непосредственно на кустовой площадке.

Однотрубная и двухстадийная закачка состава позволяет применить стандартную фонтанную арматуру, не изменяя специально скважинное и устьевое оборудование, что снижает себестоимость проводимых работ. Кроме того, экзотермическая реакция разложения реагента органического кислородосодержащего соединения происходит непосредственно в пласте, а не в стволе скважины, что позволяет передавать всю выделившуюся тепловую энергию напрямую пластовому флюиду и разогревать коллектор пласта, достигая снижения вязкости нефти и раскольматирования призабойной зоны. Быстрое выделение большого количества тепла и газов создает в порах и трещинах давление, необходимое для расширения существующих трещин и возникновению дополнительной микротрещиноватости с интенсификацией дальнейшего проникания продуктов реакции и температуры в глубь пласта. Также при однотрубной закачке отсутствуют ограничения на объемы закачиваемого состава. Также использование закачки буферной жидкости (воды), следующей за закачкой реагента органического кислородосодержащего соединения и после закачки инициатора реакции, позволяет оттеснить зону реакции на периферию призабойной зоны, что обеспечивает безопасность проводимых работ. При этом отсутствие необходимости приготовления состава (смешивание реагента органического кислородосодержащего соединения и инициатора реакции) непосредственно на кустовой площадке перед началом закачки в скважину также обеспечивает безопасность проводимых работ. Еще одним существенным преимуществом является снижение риска спонтанного возникновения реакции разложения состава при хранении или перевозке готовых компонентов состава в металлических емкостях, например, при жаркой погоде и прямом воздействии солнечных лучей.

На практике способ термохимического воздействия на нефтяной пласт с трудно извлекаемыми запасами осуществляют следующим образом.

Производят монтаж оборудования ТХВ на выбранной кустовой площадке месторождения. Оборудование оснащают устройствами для контроля температуры и давления, в том числе глубинным высокотемпературным датчиком.

Перед закачкой состава определяют приемистость пласта, а также производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют режимы и требуемый объем закачки состава, а также порядок подачи компонентов состава.

В соответствии с рассчитанным объемом состава производят поэтапную двухстадийную закачку состава. При этом в качестве реагента можно использовать ди-трет-бутилпероксид, можно 1,1-ди-трет-бутилпероксициклогексан, можно дикумилпероксид, можно 2,2-ди(кумилперокси)пропан, можно изобутилкумилпероксид, можно третбутилкумилпероксид, можно н-бутилкумилпероксид, можно гидроперекись изопропилбензола, можно дицетил-пероксидикарбонат, можно третбутил-пероксинеогептаноат, можно ди (3,5,5-триметилгексаноил) пероксид, можно дилаурил-пероксид, а также инициатор реакции. Закачку реагента производят последовательно в две стадии, причем на первой стадии расход реагента для термохимического воздействия составляет 20%-25% от общего объема реагента и закачку осуществляют в следующем порядке: сначала через скважину закачивают реагент органического кислородосодержащего соединения, далее закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости, в качестве которой используют воду, затем подают инициатор реакции, в качестве которого используют 20-30%-ный водный раствор соляной кислоты дополнительно содержащий поверхностно-активные вещества, затем еще раз закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости, а на второй стадии закачивают оставшийся объем реагента органического кислородосодержащего соединения, после чего опять закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости.

Закачка всех компонентов состава производят через одну и ту же насосно-компрессорную трубу, либо через затрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой (НКТ).

Также исключается риск возникновения аварии и порчи глубинного оборудования заказчика. Безопасность процесса закачки обеспечивается постоянным контролем реакции с помощью глубинного высокотемпературного датчика и последовательной закачкой стабильного реагента органического кислородосодержащего соединения и инициатора реакции.

Пример реализации способа.

Методика определения объема разогревающего состава

В качестве исходных данных для определения необходимого объема подачи разогревающего состава по предлагаемому способу были выбраны геолого-физическая характеристика и физико-химические свойства флюидов, заданные в соответствии с параметрами пласта выбранного объекта и представлены в таблице 1.

На основе проведенных лабораторных фильтрационных испытаний технологии термохимического воздействия на ПЗП разогревающим составом к предложенным объектам был определен эквивалентный объем закачиваемого разогревающего состава на 1 метр продуктивного пласта. Он находится в пределах от 0,5 т/м до 1 т/м.

Эффективный объем разогревающего состава подбирается после расчета радиуса охвата составом околоскважинной зоны, а также по результатам термодинамического и гидродинамического моделирования процесса распределения тепла в продуктивном пласте. Оптимальный радиус охвата находится в диапазоне от 1 до 4х метров, а радиус прогрева пласта от 12 до 27 м соответственно.

На примере одной из скважин предложен расчет эффективности обработки ПЗС технологией термохимического воздействия разогревающим составом.

Последовательность расчета:

- расчет радиуса охвата разогревающим составом околоскважинной зоны;

- термодинамический расчет распространения тепла в продуктивном пласте от источника;

- гидродинамическое моделирование распространения тепла в продуктивном пласте от источника.

Для расчета площади охвата разогревающим составом используется формула:

где

Q - общий объем закачиваемого состава, h - вскрытая толщина продуктивного пласта, m - пористость пласта,

kн - коэффициент нефтенасыщенности пласта,

ρн.пов - плотность нефти в поверхностных условиях,

θ - пересчетный коэффициент

Объем продавливаемого в пласт разогревающего состава выбираем как среднее значение эквивалентного объема закачки, а именно 0,75 т/м. Толщина пласта составляет 34 метра, а значит суммарный объем закачиваемого состава составит 25,5 тонн (20 тонн реагента, 3,5 т.- водного раствора соляной кислоты, 2 т - буферной жидкости).

После подстановки значений в формулу получим площадь распространения разогревающего состава в процессе его закачки в пласт, равное 5,25 м². Радиус составит 1,29 м.

Далее на основе проведенных фильтрационных исследований разогревающего состава на различных образцах керна получены распределения теплового фронта после инициации термохимической реакции.

Для терригенных и карбонатных коллекторов график распределения теплового поля представлен на Фиг. 1 и Фиг. 2 соответственно.

Для оценки степени прогрева пласта в скважине по предлагаемому способу была создана радиальная гидродинамическая модель в программном комплексе Eclipse 100 (Schlumberger). Созданная модель для оценки распределения теплового поля была построена на основе геолого-физической характеристики выбранного объекта нефтяного месторождения. Радиус модели принят равным 400 м, толщина 34 м.

Межскважинная неоднородность пласта по проницаемости задавалась согласно нормальному закону распределения со средним значением проницаемости 0,355 мкм².

При создании гидродинамической модели имитировалась закачка разогревающего состава 25,5 тонн.

При анализе результатов гидродинамического моделирования учитывались данные фильтрационных исследований состава и реологических показателей высоковязкой нефти в зависимости от изменения температуры Фиг. 2.

В процессе моделирования термохимического воздействия на пласт были учтены такие параметры, как тепловой поток, энергетическая и кинетическая составляющие от разложения компонентов состава. Результаты гидродинамического моделирования представлены на Фиг. 3 и Фиг. 4.

Изобретение относится к способу термохимического воздействия на нефтяной пласт с трудноизвлекаемыми запасами. Способ включает двухстадийную закачку в пласт через скважину последовательно реагента органического происхождения, в качестве которого используют или ди-трет-бутилпероксид, или 1,1-ди-трет-бутилпероксициклогексан, или дикумилпероксид, или 2,2-ди(кумилперокси)пропан, или изобутилкумилпероксид, или третбутилкумилпероксид, или н-бутилкумилпероксид, или гидроперекись изопропилбензола, или дицетил-пероксидикарбонат, или третбутил-пероксинеогептаноат, или ди(3,5,5-триметилгексаноил) пероксид, или дилаурил-пероксид и инициатор реакции. Перед закачкой определяют приемистость пласта, производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых рассчитывают объемы и режимы подачи реагента для разогрева пласта. Закачку реагента производят последовательно в две стадии. На первой стадии расход реагента для термохимического воздействия составляет 20%-25% от общего объема реагента. Сначала через скважину закачивают реагент органического кислородосодержащего соединения, далее закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости, в качестве которой используют воду, затем подают инициатор реакции, в качестве которого используют 20-30%-ный водный раствор соляной кислоты, дополнительно содержащий поверхностно-активные вещества, затем закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости. На второй стадии закачивают оставшийся объем реагента органического кислородосодержащего соединения, после чего закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости. Закачку всех реагентов производят либо через одну и ту же насосно-компрессорную трубу, либо через затрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой. В процессе обработки нефтяного пласта разогревающим составом в интервале перфорации скважины осуществляют контроль температуры глубинным высокотемпературным датчиком. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи нефти на месторождениях, в обеспечении безопасности процесса воздействия на нефтяной пласт с трудноизвлекаемыми запасами. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт с трудноизвлекаемыми запасами, предусматривающий воздействие на призабойную зону продуктивного пласта путем закачки в пласт через скважину требуемого объема реагента и инициатора реакции, при этом перед закачкой этого состава определяют приемистость пласта, производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых рассчитывают объемы и режимы подачи реагента для разогрева пласта, причем производят поэтапную двухстадийную его закачку, отличающийся тем, что в качестве реагента для термохимического воздействия на нефтяной пласт применяют реагент органического кислородосодержащего соединения, в качестве которого используют или ди-трет-бутилпероксид, или 1,1-ди-трет-бутилпероксициклогексан, или дикумилпероксид, или 2,2-ди(кумилперокси)пропан, или изобутилкумилпероксид, или третбутилкумилпероксид, или н-бутилкумилпероксид, или гидроперекись изопропилбензола, или дицетил-пероксидикарбонат, или третбутил-пероксинеогептаноат, или ди(3,5,5-триметилгексаноил) пероксид, или дилаурил-пероксид и инициатор реакции, при этом закачку реагента производят последовательно в две стадии, причем на первой стадии расход реагента для термохимического воздействия составляет 20%-25% от общего объема реагента, и закачку осуществляют в следующем порядке: сначала через скважину закачивают реагент органического кислородосодержащего соединения, далее закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости, в качестве которой используют воду, затем подают инициатор реакции, в качестве которого используют 20-30%-ный водный раствор соляной кислоты, дополнительно содержащий поверхностно-активные вещества, далее повторно закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости, а на второй стадии закачивают оставшийся объем реагента органического кислородосодержащего соединения, после чего опять закачивают 0,25-1 м³ буферной жидкости.

2. Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт с трудноизвлекаемыми запасами по п. 1, отличающийся тем, что закачку всех реагентов производят через одну и ту же насосно-компрессорную трубу.

3. Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт с трудноизвлекаемыми запасами по п. 1, отличающийся тем, что закачку всех реагентов производят через затрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой.

4. Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт с трудноизвлекаемыми запасами по п. 1, отличающийся тем, что в процессе обработки нефтяного пласта разогревающим составом на основе органического кислородосодержащего соединения в интервале перфорации скважины осуществляют контроль температуры глубинным высокотемпературным датчиком.