Устройство для термической обработки нефтяной залежи

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В изобретении представлены способ и устройство для непрерывной термической обработки нефтяной залежи, в частности способ и устройство для термической обработки нефтяной залежи путем раздельного введения первого и второго составов в нефтяную скважину и введения в контакт первого и второго составов в продуктивной зоне нефтяной залежи для инициирования химической реакции, вырабатывающей теплоту и газы. Способ и устройство согласно настоящему изобретению обеспечивают возможность одновременного введения составов в нефтяную скважину и извлечения результирующей нефти или нефтесодержащей смеси через одну и ту же нефтяную скважину. Для этого уплотнительное устройство, такое как пакер, и по меньшей мере одна система труб размещены в нефтяной скважине, так что указанное уплотнительное устройство расположено в продуктивной зоне нефтяной залежи, а отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, расположены выше и ниже уплотнительного устройства, причм указанная система труб проходит сквозь пакер и имеет по меньшей мере одно отверстие, расположенное ниже пакера, при этом пакер герметизирует кольцевое пространство между наружной стороной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины, так что образованы два проточных канала, не сообщающиеся по текучей среде в нефтяной скважине. Тепловое воздействие достигается путем раздельного введения первого и второго составов в нефтяную скважину через результирующие проточные каналы и путем инициирования химической реакции при вступлении в контакт друг с другом указанных составов в продуктивной зоне нефтяной залежи. Химическая реакция может поддерживаться введением по меньшей мере одного из указанных двух составов с одновременным извлечением результирующей нефти или нефтесодержащей смеси из нефтяной скважины. Область техники Настоящее изобретение относится к способу и устройству для термической обработки нефтяной залежи, в частности к способу и устройству для термической обработки нефтяной залежи путем раздельного введения первого и второго составов в нефтяную скважину и приведения их в контакт друг с другом в продуктивной зоне нефтяной залежи для инициирования химической реакции, вырабатывающей теплоту и газы. Способ и устройство согласно настоящему изобретению особенно подходят для использования при извлечении нефти (далее также обозначенной как "сырая нефть" или просто "нефть") из обводненных нефтяных залежей. Уровень техники Извлечение нефти из нефтяной залежи обычно начинают со способов добычи, в которых используется давление вышележащих пород в нефтяной залежи, которое выталкивает нефть на поверхность. В течение эксплуатации нефтяной скважины указанное давление уменьшается, и возникает необходимость в других способах извлечения, таких как использование насосов или закачивание воды, природного газа или других газов в нефтяную скважину для подъема нефти на поверхность. После того как указанные способы добычи становятся не эффективными, нефтяная залежь обычно все еще содержит значительное количество нефти, заключенной в небольших полостях или порах породы или песчаных пластов. Для извлечения указанных остаточных объемов третичной нефти используют способы добычи нефти, которые в основном имеют целью уменьшение вязкости нефти. Один из известных способов заключается в нагнетании горячего пара в нефтяную скважину для нагрева нефти и таким образом уменьшения ее вязкости. Однако, указанный способ является эффективным только до глубины примерно 1 км, поскольку на больших глубинах горячий пар охлаждается, не достигая продуктивной зоны. Кроме того,при использовании указанного способа для нагрева продуктивной зоны необходимо вводить горячий пар в течение до 3-5 месяцев. Для выработки горячего пара используются до 20-30% извлеченной нефти, так что эффективность указанного способа является ограниченной. Введение горячего пара в нефтяную скважину, например, используется в способе гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD). Указанный способ, в частности, используется в Канаде для извлечения нефти из канадских нефтеносных песков. Согласно способу гравитационного дренирования при закачке пара в продуктивной зоне нефтяной залежи бурят две параллельные горизонтальные нефтяные скважины длиной примерно до 200 м, причм одна из них расположена примерно на 4-6 м выше другой. В верхнюю скважину нагнетают горячий пар, а нагретую сырую нефть или битум, вытекающий из пласта, вместе с водой, конденсированной из нагнетаемого в скважину пара, собирают в нижней горизонтальной скважине и выкачивают на поверхность. В результате повышения температуры в нагретой области нефтяной залежи уменьшается вязкость тяжелой нефти или битума, в результате чего указанные продукты стекают в нижнюю скважину. В результате дифференциального теплового расширения в пласте может происходить дополнительное разрушение, в результате чего дополнительно улучшается стекание нефти в нижнюю скважину. Одним из основных недостатков способа гравитационного дренирования при закачке пара является высокая стоимость выработки горячего пара. Для выработки горячего пара требуется примерно 20-30% извлеченной нефти. Кроме того, как указано выше, использование горячего пара является эффективным только до глубины примерно 1 км, больше которой горячий пар охлаждается не достигая продуктивной зоны. При этом возникает необходимость использования большого количества воды и мощных рецикулирующих воду установок, усугубляемая в некоторых случаях таким ограничивающим фактором, как затрудненная доступность воды. В другом случае в нефтяную скважину для выщелачивани нефти нагнетают поверхностно-активные вещества или растворители. Однако, указанные способы имеют тот недостаток, что извлеченная нефть загрязнена указанными химикатами, так что требуются дополнительные усилия и затраты для восстановления нефти. Дополнительный способ добычи третичной нефти отличается тем, что в продуктивной зоне нефтяной залежи инициируют химическую реакции для выработки горячих газов, которые нагревают нефть в продуктивной зоне для уменьшения ее вязкости и поддерживания извлечения нефти за счет повышения давления в нефтяной скважине. В патентных заявках RU 2100583 C1, RU 2126084 С 1 и RU 2153065 С 1 описаны составы топливной и окисляющей композиций (FOC), обеспечивающие выработку горячих газов после инициации химической реакции. Указанные составы предназначены для введения в скважину нефтяной залежи для термохимической обработки продуктивной зоны. Указанные химические составы представляют собой водные растворы, содержащие большое количество, например по меньшей мере до 60 мас.%, нитрата аммонияNH4NO3. Другими компонентами указанных топливных и окисляющих составов являются, например,глицерин, азотная кислота, карбамид, марганцово-кислый калий, уксусная кислота, изопропиловый метакарборан и ацетилсалицилат. После введения в нефтяную скважину указанные топливный и окисляющий составы зажигают путем инициации воспламеняющего взрыва. Разложение 1 кг топливного и окисляющего составов обеспечивает выделение теплоты в количестве примерно 500-1000 ккал. Указанные топливный и окисляющий составы содержат избыток кислорода и, следовательно, оказывают существенное окисляющее действие, так что вместе с примесью нефти образуется взрывчатый состав. Кроме того, водные растворы, содержащие большое количество нитрата аммония, также представляют собой взрывчатое вещество, если содержание воды ниже критического количества, которое составляет примерно 16-18 мас.%. Следовательно, для безопасной обработки указанных составов содержание воды в них обычно должно превышать 26-28 мас.%. Однако при увеличении содержания воды достижение устойчивой реакции с высоким выделением тепла становится затруднительным. В патентной заявке RU 2194156 С 1 топливные и окисляющие составы в основном содержат продукт реакции азотной кислоты с алканоламином, алкиламином или алкилполиамином и неорганическим нитратом, таким как нитрат аммония, нитрат калия, нитрат натрия или нитрат кальция, в количестве от 2,0 до 35,0 мас.%. Такой состав обеспечивает повышенную безопасность обработки, поскольку количество нитрата аммония в данном случае существенно уменьшено. Однако, при обычном способе зажигания посредством воспламеняющего взрыва из соображений безопасности может быть зажжена максимальная масса топливного и окисляющего составов в количестве только 1-2 т. После разложения топливного и окисляющего составов в количестве 1-2 т вся процедура введения топливного и окисляющего составов и инициирующего заряда должна быть повторена, так что в нефтяной скважине глубиной 1-2 км могут реагировать не более примерно 10 т топливного и окисляющего составов в сутки. Если глубина скважины составляет примерно 3-4 км, суточное количество топливного и окисляющего составов, предназначенных для реагирования данным способом, уменьшается примерно до 5 т. Следовательно, степень нагрева продуктивной зоны и, таким образом, эффективность указанного способа являются ограниченными. В патентной заявке RU 2224103 С 1 описаны способ и устройство для термохимической обработки продуктивной зоны. Подобно тому, как описано ранее в уровне техники, горючий окисляющий состав,содержащий нитрат аммония и воду, закачивают в нефтяную скважину и затем вводят в контакт с воспламеняющим материалом. Устройство, используемое с такими составами и описанное в указанном документе, содержит две коаксиально расположенные трубы для раздельного введения указанных составов в нефтяную скважину. При помощи уплотнительных устройств формируется оболочка, в которую заключен воспламеняющий материал. На верхнем и нижнем концах указанного корпуса расположены срезные штифты, выполненные с обеспечением возможности открывания корпуса и инициализации воспламеняющей химической реакции. Однако, способ и устройство, описанные в патентной заявке RU 2224103 С 1, не являются эффективными при использовании в обводненных нефтяных пластах, поскольку они не обеспечивают возможность поддерживания устойчивой и продолжающейся реакции в продуктивной зоне нефтяной залежи. В патентной заявке WO 2010/043239 А 1, которая полностью включена в настоящую заявку посредством ссылки, описана химическая система газвыделяющих снижающих вязкость нефти составов (GEOVDC), для стимулирования продуктивной зоны нефтяной залежи для его термической обработки. Указанными составами являются состав, выделяющий газ при нагревании (TGEC), и стабилизированный инициатор реакции (RIS). При раздельном введении указанных двух составов в нефтяную скважину и введении их в контакт друг с другом в продуктивной зоне нефтяной залежи инициируется химическая реакция, в результате которой вырабатываются тепло и газы, и таким образом повышается эффективность добычи нефти. Указанная система обеспечивает возможность инициирования и поддерживания устойчивой и непрерывной реакции, так что указанные составы могут вводиться непрерывно даже после инициирования химической реакции. В сутки может быть прореагировано примерно до 100 т указанного состава, так что эффективность добычи нефти может быть значительно улучшена. В патентной заявке WO 2010/043239 А 1 дополнительно описаны различные устройства для термической обработки нефтяной залежи с использованием указанной химической системы. Однако, при создании указанных устройств часто возникает необходимость изготовления специальных компонентов, в результате чего увеличиваются затраты на термическую обработку. Кроме того, при использовании способов и устройств, описанных в указанном документе, отсутствует возможность введения указанных составов в нефтяную скважину и извлечения результирующей нефти или нефтесодержащей смеси одновременно через одну и ту же нефтяную скважину. При одновременной термохимической обработке и добыче нефти необходимо использовать одну нефтяную скважину в качестве нагнетательной скважины и вторую нефтяную скважину в качестве продуктивной скважины, что ограничивает эффективность указанного способа. Таким образом, задача настоящего изобретения состоит в создании способа и устройства для термической обработки нефтяной залежи, в частности обводненной нефтяной залежи, которые являются простыми, недорогими и эффективными в использовании и обеспечивают возможность гибкого управления этапами введения материала в нефтяную скважину или извлечения материалов из нефтяной скважины. Раскрытие изобретения Вышеуказанная задача решается созданием способа непрерывной термической обработки нефтяной залежи, согласно которому инициируют химическую реакцию, вырабатывающую теплоту и газы для термической обработки нефтяной залежи, для получения экстрагируемой нефти или экстрагируемой нефтесодержащей смеси путем раздельного введения в нефтяную скважину указанной нефтяной залежи первого и второго составов через разделенные проточные каналы, сформированные в указанной нефтяной скважине, и введения в контакт друг с другом первого и второго составов в продуктивной зоне нефтяной залежи,поддерживают химическую реакцию в нефтяной залежи путем продолжения введения по меньшей мере одного из указанных первого и второго составов и извлекают результирующую нефть или нефтесодержащую смесь во время поддержания химической реакции через проточный канал, сформированный в указанной нефтяной скважине,причм указанный сформированный в нефтяной скважине проточный канал, используемый для извлечения нефти или нефтесодержащей смеси, не имеет связи по текучей среде ни с одним из проточных каналов, используемых для продолжения введения по меньшей мере одного из указанных первого и второго составов для поддержания химической реакции. Способ согласно настоящему изобретению основан на том принципе, что в продуктивной зоне нефтяной залежи, которая должна быть термически обработана, инициируют и поддерживают химическую реакцию, в результате которой вырабатывается тепло для термического воздействия и предпочтительно также газы для улучшения термического воздействия и извлечения нефти. Такая химическая реакция инициируется при контакте двух составов (химических составов) в продуктивной зоне нефтяной залежи и поддерживается непрерывным введением по меньшей мере одного из указанных двух составов. Указанные два состава вводятся раздельно в скважину нефтяной залежи и входят в контакт друг с другом в продуктивной зоне для инициирования химической реакции. Для осуществления указанного раздельного введения указанных двух составов в нефтяной скважине сформированы по меньшей мере два раздельных питающих проточных канала. По указанным раздельным питающим проточным каналам указанные два состава могут быть введены в нефтяную скважину без контакта или смешивания друг с другом до достижения продуктивной зоны. Как указано выше, в способе согласно настоящему изобретению нефть или нефтесодержащую смесь извлекают во время поддержания химической реакции. Однако, в способе согласно настоящему изобретению нефть или нефтесодержащая смесь также могут быть извлечены после завершения или прерывания поддержания химической реакции. В первом варианте реализации способа согласно настоящему изобретению в указанной нефтяной скважине разделенные проточные каналы, используемые для введения первого и второго составов, не сообщаются между собой по текучей среде, причм первый и второй составы проходят через отверстия,выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины и обеспечивающие возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью, при этом первый и второй составы входят в контакт друг с другом за пределами обсадной колонны указанной нефтяной скважины для инициирования химической реакции. В первом варианте реализации способа согласно настоящему изобретению разделенные проточные каналы, используемые для введения первого и второго составов, и проточный канал, используемый для извлечения нефти или нефтесодержащей смеси, сформированы в указанной нефтяной скважине путем размещения по меньшей мере одной системы труб, содержащей по меньшей мере одно отверстие, выполненное в дальней концевой секции указанной системы труб, так что указанная дальняя концевая секция каждой по меньшей мере одной системы труб расположена в продуктивной зоне нефтяной скважины, и путем размещения уплотнительного устройства в указанной нефтяной скважине, так что отверстия,выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, обеспечивающие возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью, расположены выше и ниже указанного уплотнительного устройства, причм одна система труб проходит сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие, выполненное в дальней концевой секции указанной системы труб, расположено ниже уплотнительного устройства, при этом указанное уплотнительное устройство герметизирует пространство между наружной стороной системы труб, проходящей сквозь указанное уплотнительное устройство, и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины. Во втором варианте реализации способа согласно настоящему изобретению разделенные проточные каналы, используемые для введения первого и второго составов, имеют сообщаются между собой по текучей среде в продуктивной зоне нефтяной скважины, причм первый и второй составы входят в контакт в продуктивной зоне нефтяной скважины, при этом согласно указанному способу дополнительно переводят химическую реакцию в нефтяную залежь посредством введения контактирующих составов через отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины и обеспечивающие возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью. Согласно второму варианту реализации способа настоящего изобретения разделенные проточные каналы, используемые для введения первого и второго составов, и проточный канал, используемый для извлечения нефти или нефтесодержащей смеси, сформированы в указанной нефтяной скважине путем размещения двух систем труб, каждая из которых содержит по меньшей мере одно отверстие, выполненное в ее дальней концевой секции, так что указанная дальняя концевая секция каждой эксплуатационной колонны расположена в продуктивной зоне нефтяной скважины, и путем размещения уплотнительного устройства в указанной нефтяной скважине таким образом, что отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины и обеспечивающие возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью, расположены выше и ниже уплотнительного устройства, причм одна из указанных двух систем труб проходит сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие в дальней концевой секции указанной эксплуатационной колонны расположено ниже уплотнительного устройства, и по меньшей мере одно отверстие в дальней концевой секции другой эксплуатационной колонны расположено выше уплотнительного устройства, при этом указанное уплотнительное устройство герметизирует пространство между наружной стороной эксплуатационной колонны,проходящей сквозь указанное уплотнительное устройство, и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины. В обоих вариантах реализации способа согласно настоящему изобретению нефть или нефтесодержащая смесь, являющиеся результатом тепловой обработки нефтяной залежи, извлекаются посредством одного из проточных каналов (далее также обозначенного как "проточный канал для извлечения"),сформированных в нефтяной скважине. Указанный проточный канал для извлечения сформирован таким образом, что в нефтяной скважине отсутствует связь по текучей среде между гидравлическим каналом для извлечения и проточным каналом или проточными каналами (в дальнейшем также обозначенными как "питающие проточные каналы"), которые используются для подачи текучих сред или составов для инициирования и/или поддержания химической реакции. Таким образом, в нефтяной скважине текучая среда, извлеченная посредством проточного канала для извлечения, не может контактировать или смешиваться с текучей средой или текучими средами, введенными через питающие проточные каналы. При использовании первого варианта реализации способа согласно настоящему изобретению необходимо сформировать только одну систему труб, проходящую сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие, выполненное в дальней концевой секции указанной системы труб,расположено ниже уплотнительного устройства. При таком расположении в скважине сформированы два раздельных проточных канала, причм первый проточный канал образован внутренней частью системы труб и внутренней частью обсадной колонны нефтяной скважины ниже уплотнительного устройства, в то время как второй проточный канал образован внутренней частью обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства. Благодаря такому расположению обеспечивается возможность раздельного введения указанных двух составов и приведения их в контакт друг с другом за пределами нефтяной скважины в продуктивной зоне нефтяной залежи для инициирования химической реакции. Также дополнительно обеспечивается возможность извлечения нефти или нефтесодержащей смеси во время осуществления указанного этапа, на котором поддерживают химическую реакцию, поскольку только один проточный канал необходим для поддержания химической реакции, так что другой из указанных двух проточных каналов может быть использован в качестве проточного канала для извлечения. Соответствующее расположение может быть осуществлено посредством устройства, показанного на фиг. 1, путем удаления наружной системы труб 9. При использовании второго варианта реализации способа согласно настоящему изобретению, в котором указанные два состава входят в контакт в продуктивной зоне нефтяной скважины, т.е. внутри нефтяной скважины, и затем химическая реакция перемещается в нефтяную залежь путем прохождения составов, входящих в контакт друг с другом, через отверстия в обсадной колонне нефтяной скважины, дополнительно к вышеуказанной одной системе труб (т.е. первой системе труб) возникает необходимость в использовании второй системы труб, размещенной таким образом, что по меньшей мере одно отверстие в ее дальней концевой секции расположено в продуктивной зоне нефтяной скважины выше уплотнительного устройства. При указанном расположении двух систем труб и одного уплотнительного устройства в нефтяной скважине образуются три проточных канала. Один из указанных проточных каналов образован внутренней стороной системы труб, которая проходит сквозь уплотнительное устройство. Поскольку уплотнительное устройство герметизирует пространство между наружной стороной указанной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины, данный проточный канал не связан по текучей среде с другими проточными каналами и может быть использован в качестве проточного канала для извлечения. Два дополнительных проточных канала образованы внутренней стороной другой системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины. Указанные два проточных канала сообщаются между собой по текучей среде в продуктивной зоне нефтяной скважины, поскольку в дальней концевой секции другой системы труб выполнено по меньшей мере одно отверстие, расположенное в продуктивной зоне. Указанные два проточных канала могут быть использованы в качестве питающих проточных каналов. В конкретном варианте реализации способа согласно настоящему изобретению указанные две системы труб расположены коаксиально и представляют собой внутреннюю и наружную системы труб,причм указанная внутренняя система труб проходит сквозь уплотнительное устройство и образует первый проточный канал, при этом второй проточный канал образован кольцевым пространством между наружной стороной наружной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины, а третий проточный канал образован кольцевым пространством между наружной стороной внутренней системы труб и внутренней стороной наружной системы труб. Соответствующее расположение изображается на фиг. 1. Однако, указанные две системы труб также могут быть расположены вплотную друг к другу в нефтяной скважине, или на некотором расстоянии друг от друга, или рядом друг с другом. Такое расположение, при котором используются по меньшей мере две системы труб, обеспечивает возможность раздельного введения указанных двух составов или только одного состава и одновременного извлечения нефти или нефтесодержащей смеси через проточный канал (проточный канал для извлечения), образованный внутренней стороной первой системы труб, проходящей сквозь уплотнительное устройство, и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины ниже уплотнительного устройства. При использовании способа согласно настоящему изобретению раздельно вводят два различных состава или вводят только один состав, но в любом случае результирующую нефть или нефтесодержащую смесь одновременно извлекают через ту же самую скважину. Для выполнения отверстий в обсадной колонне нефтяной скважины, обеспечивающих возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью, обсадная колонна может быть перфорирована или может иметь прорези. Согласно данному конкретному варианту реализации при инициировании химической реакции вводят один из первого и второго составов в нефтяную скважину через один из второго и третьего проточных каналов, и другой из первого и второго составов вводят в нефтяную скважину через другой из второго и третьего проточных каналов, а при извлечении результирующей нефти или нефтесодержащей смеси ее извлекают через первый проточный канал. Первый проточный канал, образованный внутренней стороной внутренней системы труб, обеспечивает связь по текучей среде с той частью продуктивной зоны нефтяной скважины, которая расположена ниже уплотнительного устройства, через отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, а также с нефтяной залежью. Внутренняя система труб содержит по меньшей мере одно отверстие,выполненное в ее дальней концевой секции, причм указанное отверстие может быть образовано открытым концом указанной эксплуатационной колонны и/или перфорированной или имеющей прорези дальней концевой секцией внутренней системы труб. Внутренняя система труб проходит сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие, выполненное во внутренней системе труб,расположено ниже уплотнительного устройства, причм выше уплотнительного устройства отверстия отсутствуют. В качестве уплотнительного устройства, например, может быть использован пакер. Уплотнительное устройство или пакер герметизирует результирующее кольцевое пространство между наружной стороной внутренней системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины. Текучая среда, нагнетаемая или извлекаемая через указанный первый проточный канал, не смешивается в нефтяной скважине ни с одной из текучих сред, нагнетаемых или извлекаемых через второй и третий проточные каналы. Второй и третий проточные каналы сформированы вставкой наружной системы труб, так что наружная система труб охватывает внутреннюю систему труб. Таким образом, внутренняя система труб и наружная система труб, по существу, расположены коаксиально. Наружная система труб содержит по меньшей мере одно отверстие, выполненное в ее дальней концевой секции, причм указанное отверстие может быть образовано открытым концом эксплуатационной колонны и/или перфорированной или имеющей прорези дальней концевой секцией внутренней системы труб. По меньшей мере одно отверстие,выполненное в наружной системе труб, расположено выше пакера и предпочтительно рядом с отверстиями, выполненными в обсадной колонне нефтяной скважины, аналогично расположенными в продуктивной зоне выше пакера. При использовании второго и третьего проточных каналов в нефтяную скважину могут быть раздельно введены (поданы) две различные текучие среды без их смешивания до достижения ими продуктивной зоны нефтяной скважины. Текучая среда, нагнетаемая в третий проточный канал, т.е. в наружную систему труб, проходит по меньшей мере в одно отверстие, выполненное в дальней концевой секции наружной системы труб, и попадает во второй проточный канал, в который нагнетается другая текучая среда. Первый и второй составы обычно представляют собой растворы или суспензии, которые подаются посредством подходящих насосов. Поскольку закачивание первого и второго составов продолжается после их контакта друг с другом в продуктивной зоне нефтяной скважины, смешанные составы проходят в отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, расположенной выше пакера (уплотнительного устройства) в нефтяную залежь, так что реакция, инициированная в продуктивной зоне нефтяной скважины, перемещается в нефтяную залежь для ее термической обработки. В результате повышения температуры уменьшается вязкость нефти, и в залежи могут генерироваться растрещинивания, в результате чего облегчается извлечение нефти, так что нефть или нефтесодержащая смесь может проникать через отверстия в обсадную колонну, расположенную ниже пакера,-5 024412 откуда она может быть извлечена посредством первого проточного канала. Химическая реакция в нефтяной залежи поддерживается посредством продолжения введения по меньшей мере одного из указанных первого и второго составов. Согласно способу в соответствии с настоящим изобретением, как описано выше, вводят химические составы, инициируют и поддерживают химическую реакцию в продуктивной зоне нефтяной залежи и извлекают нефть или нефтесодержащую смесь, являющиеся результатом термической обработки. Таким образом, согласно предпочтительному варианту реализации указанного способа дополнительно устанавливают в скважину нефтяной залежи устройство для термической обработки нефтяной залежи, содержащее уплотнительное устройство и систему труб, имеющую по меньшей мере одно отверстие, выполненное в ее дальней концевой секции, причм указанное устройство для термической обработки содержит уплотнительное устройство, располагаемое в продуктивной зоне указанной нефтяной залежи, так что указанные отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, расположены выше и ниже указанного уплотнительного устройства,систему труб, имеющую по меньшей мере одно отверстие в своей дальней концевой секции и расположенную в нефтяной скважине таким образом, что указанная колонна проходит сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие расположено ниже уплотнительного устройства, причм указанное уплотнительное устройство герметизирует результирующее кольцевое пространство между наружной стороной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины,при этом внутренняя сторона системы труб образует первый проточный канал, и внутренняя сторона обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства образует второй проточный канал. Согласно дополнительному предпочтительному варианту реализации способа указанное устройство для термической обработки, установленное как указано выше, в дополнение к системе труб, проходящей сквозь уплотнительное устройство и являющейся первой системы труб, дополнительно содержит вторую эксплуатационную колонну, имеющую по меньшей мере одно отверстие в своей дальней концевой секции, расположенной в нефтяной скважине таким образом, что дальний конец и по меньшей мере одно отверстие второй эксплуатационной колонны расположены в продуктивной зоне выше уплотнительного устройства, причм внутренняя сторона второй системы труб образует третий проточный канал, при этом указанное устройство обеспечивает возможность обмена текучей средой между вторым и третьим проточными каналами в продуктивной зоне нефтяной скважины. Первая и вторая системы труб могут быть расположены коаксиально, так что первая система труб образует внутреннюю систему труб, а вторая система труб образует наружную систему труб. Однако,указанные две системы труб также могут быть расположены в нефтяной скважине вплотную друг к другу, или на некотором расстоянии друг от друга, или рядом. При установке в нефтяную скважину устройства для термической обработки нефтяной залежи уплотнительное устройство может быть пакером. В способе согласно настоящему изобретению дополнительно предпочтительно пакер расположен в продуктивной зоне нефтяной скважины в секции или области, которая не содержит отверстий. Таким образом, пакер устанавливают в секцию, не имеющую перфорации или прорезей, причм выше и ниже указанной секции обсадная колонна нефтяной скважины имеет отверстия, обеспечивающие возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью. Дополнительно предпочтительно горизонтальные скважины пробурены в продуктивной зоне нефтяной залежи, имеющей связь по текучей среде с нефтяной скважиной. Указанные горизонтальные скважины могут использоваться для облегчения распространения составов, введенных в нефтяную скважину,и сбора результирующей нефти или нефтесодержащей смеси. Для этого указанная по меньшей мере одна пара горизонтальных скважин пробурена в продуктивной зоне залежи, окружающей нефтяную скважину, причм каждая пара горизонтальных скважин состоит из верхней скважины и нижней скважины. Верхняя и нижняя скважины одной пары горизонтальных скважин расположены, по существу, параллельно друг другу, т.е. они являются, по существу, вертикально выровненными относительно друг друга, или верхняя и нижняя скважины одной пары горизонтальных скважин расположены таким образом, что они сближаются друг с другом. Таким образом, с отдалением от нефтяной скважины почти горизонтальные верхняя и нижняя скважины сближаются друг с другом и завершаются своими концами, расстояние между которыми составляет примерно 0,4-0,5 м. Согласно конкретному варианту реализации предпочтительно дальние концы сближающихся верхней и нижней скважин пересекаются. Верхние из горизонтальных скважин расположены таким образом, что они сообщаются по текучей среде с частью нефтяной скважины, расположенной выше пакера, а нижние из горизонтальных скважин расположены таким образом, что они сообщаются по текучей среде с частью нефтяной скважины, расположенной ниже пакера. При использовании первого варианта реализации способа согласно настоящему изобретению, в ко-6 024412 тором указанные два состава входят в контакт друг с другом за пределами нефтяной скважины, один из первого и второго составов подается в проточный канал, образованный внутренней стороной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины ниже уплотнительного устройства, к нижним из горизонтальных скважин. Другой из указанных двух составов подается в проточный канал,образованный внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства, к верхним из горизонтальных скважин. Согласно данному варианту реализации предпочтительно верхняя и нижняя скважины одной пары горизонтальных скважин расположены с возможностью сближения друг с другом, причм дополнительно предпочтительно дальние концы сближающихся верхней и нижней скважин предпочтительно пересекаются друг с другом для формирования реакционной зоны, отдаленной от нефтяной скважины. Таким образом, когда указанные два состава входят в контакт через трещины между сближающимися верхними и нижними скважинами или в точке пересечения верхних и нижних скважин, инициируется химическая реакция, вырабатывающая теплоту и газы, и таким образом образуется реакционная зона, отдаленная от нефтяной скважины. С одной стороны, это обеспечивает возможность снижения термической нагрузки на обсадную колонну нефтяной скважины и уплотнительное устройство (такое как пакер), а, с другой стороны, обеспечивает возможность термической обработки увеличенной области вокруг нефтяной скважины. После инициирования химической реакции может подаваться только один из указанных двух составов по одному из указанных двух проточных каналов для поддерживания химической реакции и таким образом для непрерывной термической обработки нефтяной залежи. На данном этапе способа из другого из указанных двух проточных каналов может быть извлечена результирующая нефть или нефтесодержащая смесь. При использовании второго варианта реализации способа согласно настоящему изобретению, в котором указанные два состава входят в контакт друг с другом в нефтяной скважине и химическая реакция передается через отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, в нефтяную залежь, составы, которые входят в контакт друг с другом, проходят сквозь отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, в верхние из горизонтальных скважин, так что реакция распространяется в расширенной области нефтяной залежи. Кроме того, результирующая нефть или нефтесодержащая смесь стекается из нижних горизонтальных скважин к первому проточному каналу и таким образом может быть собрана из расширенной области нефтяной залежи. Расстояние между верхней и нижней скважинами одной пары горизонтальных скважин в их ближайших концах, расположенных рядом с нефтяной скважиной, зависит от толщины продуктивной зоны и геологической структуры нефтеносного слоя. При использовании способа согласно настоящему изобретению расстояние между верхней и нижней горизонтальными скважинами может составлять по меньшей мере 1-12 м. Предпочтительно это расстояние находится в диапазоне 3-6 м. Длина горизонтальных скважин также зависит от геологической структуры нефтеносного слоя и может составлять по меньшей мере до 200 м, предпочтительно до 100 м. В способе согласно настоящему изобретению предпочтительно первым составом является состав,выделяющий газ при нагревании (TGEC), содержащий химические составы, вырабатывающие теплоту и газы после инициирования химической реакции, и вторым составом является стабилизированный инициатор реакции (RIS), содержащий химические составы, инициирующие указанную химическую реакцию при контакте с составом, выделяющим газ при нагревании. Кроме того, в качестве состава, выделяющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции могут использоваться, например составы, описанные в вышеуказанной патентной заявке WO 2010/043239 А 1. В способе согласно настоящему изобретению при поддержании химической реакции в нефтяную залежь могут быть поданы оба указанных состава или только один из указанных двух составов. После достижения устойчивой реакции в продуктивной зоне предпочтительно приостанавливают введение по меньшей мере одного из первого или второго составов и продолжают введение другого из первого или второго составов. Например, если температура в месте реакции находится в пределах или превышает примерно 200300 С, введение стабилизированного инициатора реакции может быть прервано, поскольку при таких температурах состав, выделяющий газ при нагревании, будет реагировать устойчиво даже без дополнительного воспламенения. Таким образом, использование настоящего изобретения обеспечивает возможность поддерживания устойчивой реакции путем закачивания в нефтяную скважину только состава, выделяющего газ при нагревании. При температурах ниже примерно 180-200 С может быть возобновлено введение стабилизированного инициатора реакции в продуктивный слой. При подаче только одного состава предпочтительно используют любой жидкий окислитель, такой как водный раствор или суспензия по меньшей мере одного из нитрата аммония, нитрата калия, нитрата натрия и нитрата кальция, поскольку указанные вещества являются относительно недорогими. Таким образом, предпочтительно в основном добавляют состав, выделяющий газ при нагревании. Если температура в продуктивной зоне достигает достаточного высокого значения и если в продуктивной зоне имеется достаточное количество кислорода, может быть начато внутрипластовое горение нефти в продуктивной зоне нефтяной залежи. При установлении указанного внутрипластового горения нет необходимости дальнейшего введения первого или второго состава для продолжения выработки теплоты и газов. Достаточным является введение воздуха в качестве окислителя для поддерживания указанного внутрипластового горения нефти. Воздух может быть введен в любой из проточных каналов, не сообщающихся по текучей среде с проточным каналом или проточными каналами, которые используются для извлечения нефти или нефтесодержащей смеси. Таким образом, воздух может быть использован в качестве одного из первого и второго составов, поскольку он вводится для поддерживания химической реакции в нефтяной залежи. При использовании способа согласно настоящему изобретению имеется дополнительная возможность изменения направления потока нефти или нефтесодержащей смеси в обработанной области нефтяной залежи при достижении вышеуказанной устойчивой реакции, и должен быть введен только один из составов. Для этого указанный состав вводят в первый проточный канал, а нефть или нефтесодержащую смесь извлекают из второго и/или третьего проточных каналов. Это дополнительно обеспечивает возможность извлечения большего количества нефти или нефтесодержащей смеси, поскольку площади поперечного сечения второго и третьего проточных каналов обычно больше площади поперечного сечения первого проточного канала. Для улучшения управления способом согласно настоящему изобретению может быть измерена температура выше и/или ниже пакера. Для этого выше и/или ниже пакера может быть установлен по меньшей мере один датчик температуры. При использовании способа согласно настоящему изобретению в нефтяном месторождении могут быть достигнуты высокие значения температуры давления. В большей части нефтяных залежей присутствует вода как результат способов добычи, согласно которым в скважину вводят воду или водяной пар,таких как способ гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD). При использовании способа согласно настоящему изобретению становится возможной также термическая обработка таких обводненных нефтяных месторождений. В результате действия высоких температур вырабатывается водяной пар,физические свойства которого при увеличении температуры и давления в обрабатываемой области изменяются, например увеличивается плотность и растворяющая способность водяного пара. Кроме того, под влиянием высокой температуры и увеличенного давления происходит крекинг нефти, который приводит к обогащению легких летучих фракций в тяжелой нефти. На данном этапе вязкость значительно уменьшается и растворимость газов в нефти, а также взаимная растворимость воды и нефти значительно увеличиваются. Смесь воды, нефти и газов становится более жидкой (т.е. менее вязкой) и таким образом с большей легкостью проходит в нефтяную скважину для извлечения. Указанные эффекты дополнительно усиливаются, если компоненты нефтесодержащей смеси достигают сверхкритического состояния. Далее приведен краткий обзор критической температуры Tk и критического давления Pk некоторых составов, присутствующих в нефтесодержащей смеси. Если по меньшей мере один компонент нефтесодержащей смеси достигает сверхкритических условий, эффективность добычи нефти дополнительно повышается. Это является особенно предпочтительным для сильно обводненных нефтяных залежей, в которых вокруг нефтяной скважины присутствует большое количество воды, снижающей эффективность обычно используемых способов добычи. Даже в указанных нефтяных залежах способ согласно настоящему изобретению обеспечивает возможность эффективной добычи нефти, поскольку высокую температуру и давление генерируют непосредственно в нефтеносном слое. В результате чего уменьшается вязкость нефти и улучшается растворяющая способность воды, присутствующей в нефтяной залежи. Кроме того,тепловая нагрузка на нефтяную скважину, т.е. обсадную колонну нефтяной скважины, и компоненты,введенные в нефтяную скважину для выполнения термообработки, могут поддерживаться на низком уровне, поскольку указанные компоненты охлаждаются непрерывно подаваемыми текучими средами. Если в качестве одного из составов будет введен алюминий или алюминиевый сплав в форме тонких частиц или гранул, указанный алюминий будет реагировать в продуктивной зоне нефтяного залежи с водой, предпочтительно кислой водой, для вырабатывания газообразного водорода. При дополнительном увеличении температуры в обрабатываемой области нефтяной залежи выше примерно 300-350 С и достижении достаточно высокого давления (примерно 70-200 бар (7350-21000 Н/м 2 нефть в нефтяной залежи подвергается процессу гидрокрекинга. В результате процесса гидрокрекинга вязкость нефти в обработанном нефтяном месторождении значительно уменьшается, поскольку больше сложные углеводородные молекулы разлагаются на более простые углеводородные молекулы. Дополнительное благоприятное воздействие использования алюминия или алюминиевых сплавов в указанном процессе заключается в уменьшении количества воды, присутствующей в нефтяной залежи. Указанный процесс гидрокрекинга может быть дополнительно улучшен добавлением подходящих металлических катализаторов, таких как соли металлов Mn, Fe, Cr, Co, Ni или V. Настоящее изобретение дополнительно содержит устройство для термической обработки нефтяной залежи путем раздельного введения первого и второго составов в нефтяную скважину и введения в контакт первого и второго составов друг с другом в продуктивной зоне нефтяной залежи, в результате чего инициируется химическая реакция, в результате которой вырабатывается теплота и газы, причм размещенная в продуктивной зоне обсадная колонна нефтяной скважины содержит отверстия для обеспечения возможности обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью, содержащее уплотнительное устройство, расположенное в продуктивной зоне указанной нефтяной залежи, так что указанные отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, расположены выше и ниже указанного уплотнительного устройства,систему труб, имеющую по меньшей мере одно отверстие в своей дальней концевой секции и расположенную в нефтяной скважине таким образом, что указанная колонна проходит сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие расположено ниже уплотнительного устройства, причм указанное уплотнительное устройство герметизирует результирующее кольцевое пространство между наружной стороной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины,при этом внутренняя сторона системы труб образует первый проточный канал, и внутренняя сторона обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства образует второй проточный канал. Использование указанного устройства обеспечивает возможность раздельного введения двух текучих сред через нефтяную скважину в продуктивную зону нефтяной залежи без их смешивания до достижения ими нефтяной залежи, поскольку расположение системы труб и уплотнительного устройства исключают возможность связи по текучей среде между первым проточным каналом, который образован внутренней стороной системы труб, и вторым проточным каналом, который образован внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства (или иными словами: образован кольцевым пространством между наружной стороной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства). Это обеспечивает возможность инициирования химической реакции, вырабатывающей тепло и газы в продуктивной зоне нефтяной залежи для его термической обработки и получения экстрагируемой нефти или нефтесодержащей смеси. Использование указанного устройства дополнительно обеспечивает возможность подачи через один из первого и второго проточных каналов только одной текучей среды или состава в нефтяное месторождении для поддерживания химической реакции для термической обработки указанной нефтяной залежи и одновременного извлечения полученной экстрагируемой нефти или нефтесодержащей смеси посредством другого из первого и второго проточных каналов. Таким образом, при использовании устройства согласно настоящему изобретению становится возможной непрерывная термическая обработка нефтяной залежи с одновременной добычей нефти посредством одной нефтяной скважины. Соответствующее устройство может быть получено из устройства, показанного на фиг. 1, путем удаления наружной системы труб 9. В предпочтительном варианте реализации устройство согласно настоящему изобретению в дополнение к системе труб, проходящей сквозь уплотнительное устройство и являющейся первой системы труб, дополнительно содержит вторую систему труб, имеющую по меньшей мере одно отверстие в своей дальней концевой секции и расположенную в нефтяной скважине таким образом, что дальний конец и по меньшей мере одно отверстие второй системы труб расположены в продуктивной зоне выше уплотнительного устройства, причм внутренняя сторона второй системы труб образует третий проточный канал, при этом указанное устройство обеспечивает возможность обмена текучей средой между вторым и третьим проточными каналами в продуктивной зоне нефтяной скважины. Указанный предпочтительный вариант реализации устройства согласно настоящему изобретению обеспечивает возможность раздельного введения двух текучих сред или составов в нефтяную скважину посредством второго и третьего проточных каналов и введения в контакт указанных двух текучих сред или составов в продуктивной зоне нефтяной скважины для инициирования и поддерживания химической реакции для термической обработки нефтяной залежи и получения экстрагируемой нефти или экстрагируемой нефтесодержащей смеси. Указанный предпочтительный вариант реализации устройства согласно настоящему изобретению дополнительно обеспечивает возможность одновременного извлечения полученной экстрагируемой нефти или нефтесодержащей смеси посредством первого проточного канала. Устройство согласно настоящему изобретению дополнительно отличается тем, что в области, в которой установлено уплотнительное устройство, обсадная колонна нефтяной скважины не содержит отверстий. Вышеуказанные отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, для обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью расположены в продуктивной зоне выше и ниже указанной области. Предпочтительно уплотнительным устройством является пакер. В конкретном варианте реализации устройства согласно настоящему изобретению первая и вторая системы труб расположены коаксиально, причм вторая система труб, являющаяся наружной системой труб, охватывает первую систему труб, являющуюся внутренней системой труб. При таком расположении второй проточный канал образован кольцевым пространством между наружной стороной наружной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины, а третий проточный канал образован кольцевым пространством между наружной стороной внутренней системы труб и внутренней стороной наружной системы труб. В конкретном варианте реализации устройство согласно настоящему изобретению дополнительно содержит по меньшей мере одну пару горизонтальных скважин, включающую верхнюю и нижнюю скважины, причм указанные верхняя и нижняя скважины каждой пары горизонтальных скважин расположены, по существу, параллельно друг другу или выполнены с возможностью сближения друг с другом,при этом верхние горизонтальные скважины сообщаются по текучей среде с частью нефтяной скважины,расположенной выше уплотнительного устройства, и нижние горизонтальные скважины сообщаются по текучей среде с частью нефтяной скважины, расположенной ниже уплотнительного устройства. Верхняя и нижняя скважины одной пары горизонтальных скважин могут быть расположены на некотором расстоянии друг от друга, составляющем примерно 1-12 м, предпочтительно примерно до 3-6 м. Кроме того, горизонтальные скважины могут иметь длину до примерно 200 м, предпочтительно до 100 м. Горизонтальные скважины могут иметь диаметр примерно 5 см. Устройство согласно настоящему изобретению дополнительно содержит по меньшей мере один датчик температуры для измерения температуры выше и/или ниже уплотнительного устройства или пакера. Краткое описание чертежей Далее описаны предпочтительные варианты реализации способа и устройства согласно настоящему изобретению со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых: на фиг. 1 схематично показано расположение компонентов устройства согласно настоящему изобретению в продуктивной зоне нефтяной залежи, которая должна быть термически обработана, а также проточные каналы и направления потоков, используемые в указанном способе термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению; на фиг. 2 показаны направления потоков, используемые в другом конкретном варианте реализации способа термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению. Ниже приведен список позиционных номеров, используемых на фиг. 1 и 2: 1 - обсадная колонна нефтяной скважины,2 - продуктивная зона,3 - нефтяная залежь,4 - отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины выше пакера,5 - отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины ниже пакера,6 - внутренняя система труб,7 - отверстие во внутренней системе труб,8 - пакер,9 - наружная система труб,10 - отверстия, выполненные в наружной системе труб,11 - верхняя скважина из пары горизонтальных скважин,12 - нижняя скважина из пары горизонтальных скважин,13 - датчики температуры,14 - первый проточный канал,15 - третий проточный канал,16 - второй проточный канал,17 - первый состав (например, состав, выделяющий газ при нагревании),18 - второй состав (например, стабилизированный инициатор реакции),19 - нефть или нефтесодержащая смесь,20 - дешевый окислитель (например, воздух). Подробное описание изобретения На фиг. 1 схематично показано расположение компонентов согласно предпочтительному варианту реализации устройства согласно настоящему изобретению в продуктивной зоне подвергаемой термической обработке нефтяной залежи. На фиг. 1 дополнительно обозначены проточные каналы и направления потоков, используемые в предпочтительном варианте реализации способа термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению. В продуктивной зоне 2 из нефтяной залежи 3 обсадная колонна 1 нефтяной скважины выполнена перфорированной в двух секциях, в которых имеются отверстия 4 и 5, обеспечивающие возможность обмена текучей средой между внутренней частью нефтяной скважины и нефтяной залежью, окружающей нефтяную скважину. Между указанными двумя перфорированными секциями в нефтяной скважине установлен пакер 8, так что обсадная колонна 1 нефтяной скважины имеет отверстия 4, расположенные выше пакера, и отверстия 5, расположенные ниже пакера. Внутренняя система труб 6 вставлена в нефтяную скважину сквозь пакер 8 таким образом, что пакер 8 уплотняет образованное кольцевое пространство между наружной стороной внутренней системы труб 6 и внутренней стороной обсадной колонны 1 нефтяной скважины. Нижний конец (дальний конец) внутренней системы труб 6 является открытым и образует отверстие 7 для извлечения текучей среды из нефтяной скважины или введения текучей среды в нефтяную скважину. Таким образом, внутренняя сторона внутренней системы труб 6 образует первый проточный канал 14. Наружная система труб 9 вставлена в нефтяную скважину таким образом, что охватывает внутреннюю систему труб 6, причм указанные внутренняя и наружная системы труб расположены, по существу, коаксиально. Дальняя концевая секция наружной системы труб 9 выполнена перфорированной и таким образом имеет отверстия 10, обеспечивающие обмен текучей средой между внутренней и внешней частями наружной системы труб 9. Перфорированная секция наружной системы труб 9 расположена рядом с отверстиями 4, выполненными в обсадной колонне нефтяной скважины выше пакера. Благодаря такому расположению внутренней и наружной систем труб между наружной стороной наружной системы труб 9 и внутренней стороной обсадной колонна 1 кольцевым пространством образован второй проточный канал 16, и дополнительно между наружной стороной внутренней системы труб 6 и внутренней стороной наружной системы труб 9 кольцевым пространством образован третий проточный канал 15. Согласно конкретному варианту реализации, показанному на фиг. 1, в нефтяной скважине выполнены две пары горизонтальных скважин, проходящих, по существу, под прямым углом от указанной нефтяной скважины. Каждая пара горизонтальных скважин содержит верхнюю скважину 11 и нижнюю скважину 12, которые, по существу, расположены параллельно друг другу и таким образом, по существу,являются выровненными по вертикали. Верхние горизонтальные скважины выполнены с возможностью входа в контакт с перфорированной секцией нефтяной скважины 1 выше пакера, в то время как нижние горизонтальные скважины выполнены с возможностью входа в контакт с перфорированной секцией нефтяной скважины 1 ниже пакера. Верхние и нижние горизонтальные скважины расположены на некотором расстоянии друг от друга,составляющем примерно 5 м, имеют диаметр примерно 5 см и длину примерно 200 м. Расположение указанных горизонтальных скважин, например, известно из способа гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD), согласно которому горячий пар нагнетают в верхние горизонтальные скважины, и извлекают нефть из нижних горизонтальных скважин. На фиг. 1 показаны только две пары горизонтальных скважин. Однако, следует отметить, что также только одна пара горизонтальных скважин и также больше двух пар горизонтальных скважин могут быть иметь связь по текучей среде с нефтяной скважиной и могут быть использованы в способе термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению. Кроме того, в продуктивной зоне нефтяной скважины установлены два датчика 13 температуры,один датчик выше пакера и один датчик ниже пакера, для измерения температуры во время осуществления способа термической обработки нефтяной залежи. Далее описан конкретный вариант реализации способа термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению. На одном этапе указанного способа в подлежащую термической обработке скважину нефтяной залежи 3 устанавливают пакер 8, внутреннюю систему труб 6 и наружную систему труб 9, как описано выше и показано на фиг. 1. На другом этапе указанного способа нагнетают по отдельности два различных состава 17 и 18 в нефтяную скважину и вводят их в контакт друг с другом в продуктивной зоне 2 нефтяной скважины для инициирования химических реакций, вырабатывающих теплоту и газы. В качестве указанных двух составов могут использоваться, например, состав, выделяющий газ при нагревании (TGEC), и стабилизированный инициатор реакции (RIS), описанные в WO 200/043239 А 1. С использованием указанных составов можно инициировать и поддерживать устойчивую и непрерывную реакцию, так что указанные составы могут вводиться непрерывно даже после инициирования указанных химических реакций. Далее описаны указанные составы, которые могут быть использованы в способе и с устройством согласно настоящему изобретению. Состав, выделяющий газ при нагревании, представляет собой водный раствор или суспензию, содержащую по меньшей мере один состав, выбранный из группы, включающей нитрат гидразина, 1,1-ди(С 2-С 6)-алкил нитраты гидразина и 1,2-ди-(С 2-С 6)-алкил нитраты гидразина, такие как 1,1-диметил нитрат гидразина или 1,2-диметил нитрат гидразина, нитрат гуанидина, азотно-кислотный аддукт формамида, азотно-кислотный аддукт ацетамида, азотно-кислотный аддукт ацетонитрила, азотно-кислотный аддукт мочевины, нитрат аммония, нитрат калия, нитрат натрия, нитрат кальция, моно-, ди- и три-(С 1-С 5)алкил нитраты амина, моно-, ди- и три-(С 1-С 5)-алканол нитраты амина, (С 2-С 6)-алкилен моно- и ди- 11024412 нитраты диамина, а также поли-(С 1-С 5)-алкилен полинитраты полиамина. Стабилизированный инициатор реакции представляет собой жидкость, содержащую по меньшей мере один состав, выбранный из группы, включающей борогидриды металлов MBH4, в которой M является Li, Na или K; аминобораны (R1R2R3) NBH3, где R1, R2 и R3 независимо друг от друга представляют собой водород или (С 1-С 10)-алкил, или где R1 является арилом или пиридином с 10 атомами углерода, а R2 и R3 являются водородом; диалкилалюминаты MAIH2R1R2, где M представляет собой Li, Na или K, a R1 и R2 независимо друг от друга представляют (C1-С 10)-алкил; аминоаланы (R1R2R3) NAIH3, где R1, R2 и R3 независимо друг от друга представляют водород или(С 1-С 10)-алкил; нитриты щелочного металла MNO2; и алюминий или сплавы алюминия с магнием или другими металлами, которые обеспечивают устойчивую реакцию с щелочными и кислотными водными растворами. Состав, выделяющий газ при нагревании, и стабилизированный инициатор реакции являются жидкостями, которые могут быть введены в нефтяную залежь посредством насосов. Если используемые составы, по существу, не являются жидкостями, они используются в форме растворов или суспензии в соответствующем растворителе. Если состав, выделяющий газ при нагревании и стабилизированный инициатор реакции являются суспензией, их вязкость также позволяет использовать для их перекачивания насос, и они могут быть закачаны в нефтяную скважину со скоростью до 4-8 л/с. Конкретными примерами составов, которые могут быть использованы в качестве состава, выделяющего газ при нагревании, являются моно-, ди- и триэтаноламин нитраты, моно-, ди- и триэтиламин нитраты, полиэтиленовые полиамин полинитраты, этилендиамин мононитрат, этилендиамин динитрат,алкилиденовые диамин моно- и динитраты. Состав, выделяющий газ при нагревании, предпочтительно используется в форме водного раствора или суспензии, содержащей по меньшей мере один состав, выбранный из группы, включающей нитрат гидразина, 1,1-ди-(С 2-С 6)-алкил нитраты гидразина и 1,2-ди-(С 2-С 6)-алкил нитраты гидразина, такие как 1,1-диметил нитрат гидразина или 1,2-диметил нитрат гидразина, нитрат гуанидина, азотно-кислый аддукт формамида, азотно-кислый аддукт ацетамида, азотно-кислый аддукт мочевины и азотно-кислый аддукт ацетонитрила. Состав, выделяющий газ при нагревании, предпочтительно является продуктом реакции азотной кислоты с соответствующими аминосоединениями, такими как гидразин, реагирующий с азотной кислотой таким образом, что в результате получается нитрат гидразина. При реакции азотной кислоты с указанными аминосоединениями получаются соответствующие соединения нитрата или азотно-кислые аддукты. Если состав, выделяющий газ при нагревании, содержит по меньшей мере одно из следующих веществ: нитрат аммония, нитрат калия, нитрат натрия или нитрат кальция, то содержание указанных нитратов в составе, выделяющем газ при нагревании, не превышает 50 мас.%, предпочтительно не больше 30 мас.%. Значение рН-фактора состава, выделяющего газ при нагревании, предпочтительно составляет примерно 3-14 в зависимости от смеси состава, выделяющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции. Кроме того, предпочтительно смесь состава, выделяющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции имеет значение рН-фактора меньше 7. Для вышеуказанных аминоборанов, диалкилалюминатов и аминоаланов предпочтительно алкиловыми составляющими R1, R2 и R3 являются метил или этил. Для вышеуказанных нитритов щелочного металла предпочтительно используется азотисто-кислый натрий или азотисто-кислый калий. Если алюминий или алюминиевый сплав с магнием или другими металлами, которые обеспечивают устойчивую реакцию с щелочными и кислотными водными растворами, используются для стабилизированной инициирующей реакции, алюминий или алюминиевый сплав могут быть использованы в форме тонкодисперсного пирофорного материала, размер частиц которого предпочтительно составляет примерно 1 мкм или меньше, и/или в форме гранул, размер которых предпочтительно составляет примерно 0,1-5 мм, более предпочтительно 1-2 мм. Алюминий и алюминиевые сплавы в качестве дополнительного металла также могут содержать медь, галлий и/или индий. Если температура в реакционной зоне нефтяной скважины достигает примерно 250-300 С, суспензия такого гранулированного алюминия или алюминиевого сплава в органическом растворителе может быть введена в нефтяную скважину. Алюминий окисляется в экзотермической реакции, в результате чего вырабатывается окись алюминия, причм из 7 кг алюминия может быть получено примерно 50000 ккал тепловой энергии. Например,для увеличения температуры 1 кг продуктивной однослойной зоны на 100 С должна быть обеспечена тепловая энергия в количестве примерно 20 ккал, причм для увеличения температуры 1 кг нефти на 100 С требуется тепловая энергия в количестве примерно 50 ккал. В результате окисления алюминия формируются частицы окиси алюминия, которые осаждаются во вновь образованных растрещиниваниях продуктивной зоны и удерживают указанные растрещинивания открытыми, так что протекание нефти в направлении к нефтяной скважине и таким образом добыча нефти могут быть дополнительно улучшены. Если в качестве стабилизированного инициатора реакции используется алюминий или его сплавы с магнием или другими металлами, обеспечивающими устойчивую реакцию с щелочными и кислотными водными растворами, химическая система дополнительно может содержать раствор или суспензию по меньшей мере одной из кислот и раствор или суспензию по меньшей мере одной из щелочей, которые будут введены в контакт с указанными алюминием или алюминиевыми сплавами. Если в качестве стабилизированного инициатора реакции используются и вводятся в нефтяную скважину алюминий или его сплавы, после введения они могут входить в контакт с кислотой или щелочью для инициирования и поддерживания термохимической реакции, вырабатывающей тепло и газы. Для этого кислота или щелочь могут быть введены в нефтяную скважину в форме раствора или суспензии по меньшей мере одной кислоты или по меньшей мере одной щелочи. Кроме того, также могут быть использованы водные растворы, например, соляной кислоты (HCl) или гидроокиси натрия (NaOH). Для подготовки раствора или суспензии стабилизированного инициатора реакции может использоваться любой соответствующий растворитель. В зависимости от материалов, используемых в качестве стабилизированного инициатора реакции, указанным подходящим растворителем может быть вода или органический растворитель, выбранный из группы, включающей бензин, лигроин, уайт-спирит, керосин и сырая нефть. Если, например, в качестве инициатора-стабилизатора реакции используются борогидриды или аминобораны металлов, в качестве растворителя может быть использована вода со значением рН 7. Для достижения такого значения рН может быть добавлен аммиак или гидроксид щелочного металла. Если используется материал, который реагирует с водой, может быть использован по меньшей мере один из вышеуказанных органических растворителей. В начале термохимической обработки нефтяной скважины стабилизированный инициатор реакции обычно используют в форме борогидрида щелочного металла в количестве примерно 5-7 мас.% или в форме нитрита щелочного металла в количестве примерно 30 мас.% от массы состава, выделяющего газ при нагревании, нагнетаемого в нефтяную скважину. После инициирования химических реакций достаточно использовать стабилизированный инициатор реакции в форме борогидрида щелочного металла в количестве примерно 1 мас.% или в форме нитрита щелочного металла в количестве примерно 15-20 мас.% относительно массы состава, выделяющего газ при нагревании. Указанная химическая система обеспечивает реагирование до нескольких сотен тонн материала в сутки в продуктивной зоне нефтяной залежи, что примерно в 50-100 раз больше количества материала, реагируемого в сутки, при использовании систем и способов, осуществляющих реакцию составов в пакетном режиме. Кроме того, в отличие от топливного и оксиляющего составов, используемых в уровне техники,вышеописанный состав, выделяющий газ при нагревании, не содержит избыточный кислород и таким образом не оказывает окислительного действия, так что не образуется взрывчатый состав с примесью нефти. Разложение 1 кг состава, выделяющего газ при нагревании, обеспечивает выделение теплоты в количестве примерно 1000-3200 ккал. С использованием описанной выше химической системы состав, выделяющий газ при нагревании,и стабилизированный инициатор реакции могут быть введены в нефтяную скважину и могут поддерживать реакцию в продуктивной зоне с потреблением указанных материалов в количестве примерно до 100 т в сутки и вырабатыванием большого количества теплоты в единицу времени, в результате чего повышается эффективность добычи нефти, поскольку обеспечивается возможность поддержания устойчивой и непрерывной реакции путем непрерывного закачивания реакционноспособных материалов в нефтяную скважину. С использованием указанной химической системы большое количество теплоты и газов может быть произведено при потреблении примерно 1 т реакционных материалов, введенных в нефтяную скважину. Для достижения высокой эффективности добычи нефти предпочтительным является непрерывное введение реакционных материалов, в частности по меньшей мере примерно 10 т/сутки и более предпочтительно по меньшей мере примерно 20 т/сутки. С использованием способа и устройства согласно настоящему изобретению и описанных выше составов также становится возможной добыча нефти из залежей, содержащих в основном высоковязкую нефть, эффективная добыча которой невозможна при использовании известных способов без закачивания большого количества воды. Стабилизированный инициатор реакции или состав, выделяющий газ при нагревании, дополнительно могут содержать по меньшей мере одну из растворимых солей следующих металлов: Mn, Fe, Cr,Co, Ni или V. Указанные металлы могут катализировать окисление нефти и таким образом способствовать выделению дополнительного тепла. Соли указанных металлов содержатся в стабилизированном инициаторе реакции в количестве не больше 10% от общей массы стабилизированного инициатора реакции. Наиболее предпочтительными солями металлов являются: Fe(NO3)3, Mn(NO3)2-6H2O, Mn(SO4)6H2O, KMnO4, K2MnO4, K2CrO4, Na2CrO4, K2Cr2O7, Na2Cr2O7, Co(NO3)3, NH4VO3, NaVO3 и KVO3. Далее представлен краткий обзор предпочтительных соотношений компонентов, содержащихся в составе, выделяющем газ при нагревании, и стабилизированном инициаторе реакции, которые могут быть использованы в способе и с устройством согласно настоящему изобретению. Указанные соотношения выражены в массовых процентах относительно массы комбинированных реагентов, содержащихся в составе, выделяющем газ при нагревании, и стабилизированном инициаторе реакции, без учета растворителей, используемых для подготовки соответствующих растворов или суспензии. Состав, выделяющий газ при нагревании, и стабилизированный инициатор реакции могут быть закачаны в нефтяную залежь с расходом примерно 4-8 л/с. Согласно предпочтительному варианту реализации, показанному на фиг. 1, второй и третий проточные каналы имеют различные площади поперечного сечения потока, так что второй проточный канал 16 обеспечивает более высокий расход по сравнению с третьим проточным каналом 15. Поскольку состав, выделяющий газ при нагревании, обычно используется в большем количестве, чем стабилизированный инициатор реакции, предпочтительным является нагнетание состава 17, выделяющего газ при нагревании, во второй проточный канал 16 и нагнетание стабилизированного инициатора реакции 18 в третий проточный канал 15. Закачивание указанных двух составов 17 и 18 может быть осуществлено с использованием подходящих насосов. При достижении продуктивной зоны 2 указанные два состава 17 и 18 смешиваются, поскольку дальняя концевая секция наружной системы труб 9 выполнена перфорированной и имеет отверстия 10 для обмена текучей средой между вторым и третьим проточными каналами. Указанное смешивание инициирует химические реакции, и в результате непрерывного закачивания в скважину состава 17, выде- 14024412 ляющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции 18 реагирующая смесь передается через отверстия 4, выполненные в обсадной колонне 1, в верхние скважины 11 пар горизонтальных скважин и таким образом распространяется в нефтяной залежи 3. В результате химических реакций выделяется большое количество теплоты и газов. Это приводит к повышению температуры в обрабатываемой области нефтяной залежи, в результате чего уменьшается вязкость нефти и дополнительно происходит растрещинивание в залежи, так что добыча нефти дополнительно облегчается. В результате скапливающаяся в нижних скважинах 12 пар горизонтальных скважин жидкость может быть собрана и извлечена через отверстия 5, выполненные в обсадной колонне 1, в нефтяную скважину и через первый проточный канал 14 поднята на поверхность. Собранные и извлеченные жидкости 19 содержат нефть и в зависимости от условий, создавшихся в нефтяной скважине, также и другие компоненты. Если способ согласно настоящему изобретению используется в обводненных нефтяных залежах, собранные и извлеченные жидкости 19 могут содержать большое количество воды. В настоящей заявке указанные жидкости обозначены как нефть или нефтесодержащая смесь 19. В отличие от способа гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD), в котором основной движущей силой для сбора нефти (обычно смеси нефти и воды) в нижних скважинах является гравитация, в способе согласно настоящему изобретению для сбора и извлечения нефтяной или нефтесодержащей смеси 19 дополнительно используется повышение давления в обрабатываемой области нефтяной залежи. Указанное повышение давления вызывается непрерывным закачиванием жидкостей 17 и 18 в нефтяную залежь и инициированием реакций, вырабатывающих большое количество горячих газов. Перепад давления между верхними и нижними скважинами пар горизонтальных скважин может варьироваться от нескольких атмосфер до нескольких десятков атмосфер. Это обеспечивает повышение эффективности добычи нефти. Более высокие значения давления, достигнутые с использованием способа согласно настоящему изобретению, дополнительно обеспечивают увеличенное растрещинивание по сравнению со способом SAGD и таким образом дополнительно облегчают добычу нефти. Сформированные трещины достигают точки сброса давления, т.е. нижних скважин 12, в которых давление падает благодаря непрерывному и интенсивному извлечению нефти или нефтесодержащей смеси 19. Таким образом,дополнительно облегчается добыча нефти. Повышенная эффективность добычи и сбора экстрагируемой нефти или нефтесодержащей смеси достигается с использованием способа согласно настоящему изобретению по всей длине горизонтальных скважин (в данном случае примерно 200 м). Дополнительное преимущество способа согласно настоящему изобретению по сравнению со способом SAGD состоит в значительно уменьшенном количестве воды, вводимой в нефтяную залежь. Далее подробно описан способ согласно настоящему изобретению. Одним из управляющих параметров способа согласно настоящему изобретению является температура в нефтяной скважине выше и ниже пакера 8, где установлены датчики 13 температуры. В зависимости от значений температуры, обнаруженных указанными датчиками 13 температуры, может быть отрегулировано количество нагнетаемого в скважину состава, выделяющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции. Одним верхним температурным пределом является максимальная температура пакера 8 и обсадной колонны 1 нефтяной скважины, которая обычно по меньшей мере частично состоит из цемента. Для показанных на чертеже пакера 8 и цемента, используемого для обсадной колонны 1 нефтяной скважины,допускается максимальная температура примерно 300 С. Однако, следует отметить, что для пакера 8 и обсадной колонны 1 также могут использоваться материалы, обеспечивающие возможность использования более высокой максимальной температуры, так что способ и устройство согласно настоящему изобретению не ограничиваются аспектами, показанными на чертеже. На первом этапе нефтяную залежь нагревают путем введения в реакцию состава, выделяющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции для достижения температуры в области датчика 13 температуры, установленного ниже пакера, примерно 250-280 С. При указанной температуре состав, выделяющий газ при нагревании, может реагировать/расщепляться, вырабатывая теплоту и газы,без дополнительной подачи инициатора (стабилизированного инициатора реакции). На данном этапе подача стабилизированного инициатора реакции может быть уменьшена или даже приостановлена. Это позволяет улучшить стоимостную эффективность управления технологическим процессом, поскольку компоненты стабилизированного инициатора реакции обычно являются относительно дорогими по сравнению с компонентами, используемыми для состава, выделяющего газ при нагревании. В принципе подача стабилизированного инициатора реакции может быть уменьшена или приостановлена при достижении температуры реакции значения по меньшей мере 200 С. При этом для поддерживания устойчивой реакции в продуктивной зоне нефтяной залежи достаточно подавать только состав, выделяющий газ при нагревании, который может быть подан через второй и/или третий проточные каналы 16 и 15. Если в горизонтальных скважинах поддерживается устойчивая температура примерно 250-280 С,может быть использован другой вариант способа согласно настоящему изобретению, согласно которому также уменьшают или даже приостанавливают подачу состава, выделяющего газ при нагревании, а вместо этого в нефтяную залежь подают воздух или любой другой недорогой окислитель. На данном этапе становится возможным управляемое сгорание нефти, т.е. так называемое низкотемпературное сгорание нефти с температурой реакции примерно 300 С и выделением тепла Q примерно 40 МДж на килограмм сожженной нефти. Ниже приведена оценка процентного содержания нефти, которую необходимо сжечь для нагрева нефтесодержащего материала (такого как порода), которая может быть извлечена на этапе, на котором для поддерживания реакции в нефтяном месторождении подают только относительно дешевый окислитель. В качестве указанного дешевого окислителя используется нитрат калия. Для окисления 1 кг нефти требуется примерно 2-3 кг нитрата калия. Масса M нагретого нефтесборного коллектора, имеющего пористость примерно 20%, вычисляется по следующей формуле (1): где Q - количество произведенной теплоты,С - удельная теплоемкость коллектора с нефтью,M - масса коллектора с нефтью,Т - увеличение температуры. Коллектор представляет собой материал нефтяной залежи, содержащий в своих порах нефть. Исходя из удельной теплоемкости С, равной 1 КДж/(кгK), повышения температуры Т=100K и количества теплоты Q=40 МДж (произведенной на 1 кг сожженной нефти) может быть вычислена масса,которая составила 400 кг. Это означает, что для нагрева 400 кг коллектора на 100K необходимо окислить 1 кг нефти в залежи. Плотность материала коллектора (например, породы) может быть принята примерно 2,5 кг/л, так что в результате сжигания 1 кг нефти может быть нагрет объем V породы примерно 160 л с массой примерно 400 кг. Дополнительно может быть предположено, что количество нефти в порах расчетного объема коллектора составляет примерно 32 л, что соответствует примерно 28 кг нефти. Таким образом, необходимо сжечь 1 кг нефти для нагрева 400 кг породы, содержащей 28 кг нефти. Таким образом, только примерно 4% нефти, содержащейся в обработанной области, должны быть сожжены для извлечения нефти из указанной обработанной нефтяной залежи. Цена за 2-3 кг нитрата калия составляет примерно 16-20 российских рублей. Указанное количество нитрата калия является необходимым для произведения примерно 40 МДж теплоты. Таким образом, для получения 1 МДж теплоты в нефтяном месторождении с использованием нитрата калия необходимо затратить примерно 0,4-0,5 рубля на приобретение химических реагентов. При сравнении затрат способа согласно настоящему изобретению с затратами способа SAGD в итоге получается, что затраты на генерирование горячего водяного пара, который необходимо закачивать с поверхности в нефтяную залежь для подачи в него 1 МДж теплоты, примерно в 10 раз превышают затраты, связанные с использованием способа согласно настоящему изобретению. Одна причина такой значительной разности состоит в том, что в способе SAGD нефть или битум,сжигаемые для выработки тепла, необходимого для тепловой обработки, сжигаются на поверхности, в то время как согласно предложенному способу тепло вырабатывается непосредственно на месте использования для теплового воздействия, т.е. тепло вырабатывается внизу, в нефтяной залежи. На фиг. 2 показаны направления потока, используемые в конкретном варианте реализации способа термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению. Согласно данному способу на вышеуказанном этапе, на котором подают только одну текучую среду, такую как состав, выделяющий газ при нагревании, или любой другой недорогой окислитель, для поддержания постоянной реакции в продуктивной зоне нефтяной залежи указанная текучая среда может быть введена через первый проточный канал 14, который проходит вдоль внутренней системы труб 6 и затем направляется через отверстия 5 и нижнюю скважину 12 в нефтяную залежь. Затем нефть или нефтесодержащую смесь 19 извлекают через верхние скважины 11, отверстия 4 и через один или оба из второго и третьего проточных каналов 16 и 15. Такое изменение направление потока нефти в нефтяной залежи может быть реализовано благодаря тому, что основной движущей силой, используемой в способе согласно настоящему изобретению,является перепад давления, вызванный закачиванием текучей среды и выработкой большого количества теплоты и газов. При использовании указанного способа для извлечения нефти или нефтесодержащей смеси может быть использована значительно увеличенная площадь поперечного сечения, т.е. площади поперечного сечения второго и третьего проточных каналов по сравнению с вариантом реализации, показанным на фиг. 1. Кроме того, текучая среда, введенная в первый проточный канал 14, может быть использована для охлаждения пакера 8. Ниже представлена оценка, показывающая, что способ термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению может быть успешно применен в интенсивно обводненных нефтяных залежах. Предполагается, что в указанном интенсивно обводненной нефтяной залежи поры содержат примерно 90% воды и примерно 10% нефти. Удельная теплоемкость воды составляет 4,2 кДж/(кгK). На основании вышеуказанной формулы (1) можно вычислить, что согласно данному варианту окисление (горение) 1 кг нефти вызывает повышение температуры примерно на 80 С для 400 кг породы,поры которой содержат 32 л текучей среды (90% воды и 10% нефти). В результате нагрева вязкость текучей среды (вода плюс нефть) уменьшается в 4-5 раз, таким образом текучая среда сможет вытекать из залежи в нефтяную скважину и затем может быть откачана на поверхность. Таким образом, в итоге может быть получено, что для извлечения 3,2 л нефти необходимо сжечь 1 л нефти, что составляет примерно одну третью часть нефти. Для известных способов выполнить оценку стоимости эффективной добычи нефти из указанных интенсивно обводненных нефтяных залежей не представляется возможным. С использованием устройства и способа согласно настоящему изобретению также является возможным введение текучих сред для инициирования и поддерживания теплового воздействия на нефтяную залежь с одновременным извлечением нефти. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Устройство для термической обработки нефтяной залежи путем раздельного введения первого и второго составов в нефтяную скважину и введения в контакт первого и второго составов друг с другом в продуктивной зоне нефтяной залежи для инициирования химической реакции, вырабатывающей теплоту и газы, при этом нефтяная скважина сообщается по текучей среде по меньшей мере с одной парой горизонтальных скважин, по существу, выровненных по вертикали, верхней горизонтальной скважиной и нижней горизонтальной скважиной, расположенными в продуктивной зоне, содержащее обсадную колонну нефтяной скважины, снабженную отверстиями напротив горизонтальных скважин для обеспечения возможности обмена текучей средой между нефтяной скважиной и горизонтальными скважинами в нефтяной залежи,уплотнительное устройство, расположенное в обсадной колонне указанной нефтяной скважины, так что отверстие, выполненное в обсадной колонне напротив верхней горизонтальной скважины, расположено выше, а отверстие, выполненное в обсадной колонне напротив нижней горизонтальной скважины,расположено ниже указанного уплотнительного устройства,внутреннюю систему труб, расположенную внутри обсадной колонны нефтяной скважины и проходящую сквозь уплотнительное устройство, причем указанное уплотнительное устройство герметизирует пространство между внутренней системой труб и обсадной колонной, при этом внутренняя система труб снабжена по меньшей мере одним отверстием на своей дальней концевой секции, расположенным ниже указанного уплотнительного устройства,отличающееся тем, что содержит наружную систему труб, расположенную коаксиально внутренней системе труб и снаружи нее, и внутри указанной обсадной колонны, при этом внутреннее пространство внутренней системы труб образует первый проточный канал,внутреннее пространство обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства образует второй проточный канал,внутреннее пространство наружной системы труб образует третий проточный канал, и наружная система труб снабжена отверстиями, соединяющими третий проточный канал со вторым проточным каналом, и при этом отверстия наружной системы труб расположены близко к отверстиям обсадной колонны для передачи химической реакции первого и второго составов в продуктивную зону нефтяной залежи. 2. Устройство по п.1, в котором отверстия наружной системы труб и обсадной колонны образованы перфорированными секциями, расположенными друг напротив друга. 3. Устройство по п.1, в котором верхняя горизонтальная скважина и нижняя горизонтальная скважина, входящие в одну пару горизонтальных скважин, пробурены от нефтяной скважины радиально в продуктивную зону нефтяной залежи в направлениях, сближающихся друг с другом. 4. Устройство по п.3, в котором горизонтальные скважины, входящие в одну пару горизонтальных скважин, пересекаются друг с другом на расстоянии 200 м, предпочтительно 100 м от нефтяной скважины с образованием реакционной зоны на их удаленных концах. 5. Устройство по п.1, дополнительно содержащее по меньшей мере один датчик температуры для измерения температуры выше и/или ниже уплотнительного устройства.