СПОСОБ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а более конкретно к способам добычи углеводородов скважинными методами со вскрытием продуктивного пласта из вертикальной скважины подземными горизонтальными скважинами с последующим воздействием на него методами, приводящими его продукцию в текучее состояние, и может быть использовано для добычи тяжелой нефти и природных битумов.

Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов (патент RU №2330950, Е21В 43/24, опубл. Бюл. №22 от 10.08.2008 г.), включающий строительство вертикальной скважины с образованием подземной емкости для продукции, вскрытие продуктивного пласта из вертикальной скважины горизонтальными скважинами методом их вдавливания с подъемом от скважины, обвязку горизонтальных скважин через соответствующие задвижки и коллекторы с паропроводом и подземной емкостью, предварительную подготовку продукции в подземной емкости и раздельную откачку продукции, воды и газа на поверхность.

Недостатком данного способа является то, что из-за несоосности горизонтальных скважин каждую из них строят отдельно, периодически вдавливая домкратом трубы в пласт до проектной длины. При этом домкрат упирают на противоположную стенку вертикальной скважины, которая должна выдерживать значительные нагрузки. Дополнительное укрепление стенок вертикальной скважины удорожает строительство. Кроме того, из-за стесненных обстоятельств в вертикальной скважине ход домкрата будет небольшим и потребуется больше времени и средств для строительства горизонтальных скважин, что также удорожает их строительство. Оснащение горизонтальных скважин дорогими противопесочными фильтрами также удорожает строительство. В подземной емкости происходит только предварительная подготовка продукции. Необходимо строить наземные трубопроводы и системы подготовки продукции.

Наиболее близким является способ добычи нефти подземными горизонтальными скважинами (патент RU №2354817, Е21В 43/24, 7/00, опубл. Бюл. №13 от 10.05.2009 г.) с применением теплового воздействия на продуктивный пласт, включающий бурение с дневной поверхности вертикального шахтного ствола и крепление его стенок, сооружение подземной рабочей камеры, строительство двухуровневых горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, устья которых находятся в рабочей камере, закачку в продуктивный пласт через нагнетательные скважины теплоносителя, подаваемого с дневной поверхности по паропроводу, извлечение из продуктивного пласта добывающими скважинами в подземную рабочую камеру нефти, сбор ее в емкость на забое шахтного ствола и откачку на дневную поверхность. Рабочую камеру сооружают в виде симметрично расположенных относительно оси кондукторных горизонтальных труб, которые домкратом задавливают в продуктивный пласт, по направлениям горизонтальных скважин, после освобождения внутренней полости кондукторных труб от породы продуктивного пласта производят строительство двухуровневых горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин продавливанием трубчатых фильтров в продуктивный пласт телескопическим домкратом, выполненным с возможностью размещения в противоположно расположенных кондукторных трубах для увеличения рабочего хода.

Недостатком способа является то, что домкрат упирают на противоположную стенку рабочей камеры, которая должна выдерживать значительные нагрузки. Дополнительное укрепление стенок рабочих камер удорожает строительство. Кроме того, при откачке продукции с водой, газом и механическими примесями изнашивается и неэффективно работает насосное оборудование, не исключены условия для образования стойких эмульсий. Необходимо строить наземные трубопроводы и системы подготовки продукции, которые занимают значительные земельные угодия.

Технической задачей предложения является повышение эффективности добычи тяжелой нефти значительным снижением капитальных, эксплуатационных затрат и себестоимости продукции за счет исключения строительства наземных установок подготовки нефти и парогенератора, уменьшения количества наземных трубопроводов, снижения сроков и себестоимости строительства горизонтальных скважин, уменьшения теплопотерь и закупок насосного оборудования, увеличения дебита, применения эффективных и гибких технологий воздействия на нефтяной пласт и качественной подготовки продукции в подземной емкости, уменьшения отводимых земель и рационального их использования.

Поставленная задача решается способом добычи тяжелой нефти, включающим строительство вертикальной скважины, вскрытие пласта из вертикальной скважины методом надавливания домкратом, размещенным в соосных рабочих камерах, горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, подвод теплоносителя в пласт, сбор продукции в подземную емкость и откачку ее на поверхность насосами.

Новым является то, что домкрат выполняют в виде цилиндров, временно соосно размещенных с центраторами в противоположных рабочих камерах, снабженных перфорированными участками и на противоположных торцах направляющими для составных труб с перфорированными участками и наконечниками, взаимодействующих с поршнями, размещенными внутри цилиндров, соединенными гибким элементом, причем цилиндры периодически соединяют между собой телескопическими патрубками, образуя герметичную полость, соединенную с гидронасосом, при работе которого поршни двигаются в противоположных направлениях вместе со составными трубами, строят все пары скважин согласно проекту, причем составные трубы совместно с рабочими камерами образуют кольцевые полости, сообщающиеся с пластом и через соответствующие задвижки и коллекторы - с паропроводом и подземной емкостью, которые также соединяют через соответствующие задвижки и коллекторы с паропроводом и подземной емкостью, а их центральные каналы закрывают равнопроходными задвижками, подвод теплоносителя в пласт осуществляют через паропровод, коллектор, задвижки, перфорированные участки составных труб нагнетательных скважин и кольцевых полостей рабочих камер при закрытых остальных задвижках, продукция пласта из добывающих скважин поступает через соответствующие задвижки, коллектор и патрубок в наклонную, регулируемую в зависимости от ее состава и вязкости плоскость, снабженную устройством для регулирования толщины потока, где происходит предварительное отделение от нее газа и воды, которую размещают в верхней части подземной емкости, внешне радиально соединенной каналами с дополнительной скважиной для насосов, соединенной с системой улавливания легких фракций, причем нижний канал снабжен фильтром.

Новым является также то, что оптимальную скорость поступления продукции из пласта в горизонтальные добывающие скважины и ее течения по ним в подземную емкость, при которой не выносятся механические примеси, определяют регулированием величины их проходных сечений.

Новым является также то, что сначала строят дополнительную скважину с забоем ниже забоя подземной емкости, уточняя при этом геологические и другие параметры разреза и пласта.

Новым является также то, что для подготовки продукции в подземной емкости применяют термогравитационный, термохимические и электрические методы.

Новым является также то, что для периодической гидравлической очистки подземной емкости от механических примесей применяют наземное оборудование с гибким рукавом с необходимым набором инструментов и приспособлений.

Новым является также то, что парогенератор размещают в вертикальной скважине и в его работе используют попутный газ и воду из подземной емкости.

На фиг.1 приведена общая схема размещения скважин и оборудования в разрезе нефтяного пласта (на заднем плане между коллекторами устья горизонтальных скважин условно не показаны).

На фиг.2 - схема строительства горизонтальных скважин, сечение А-А по фиг.1.

На фиг.3 - схема предварительной подготовки продукции в подземной емкости, выноска Б фиг.1.

Для осуществления способа добычи тяжелой нефти (нефти) сначала строят дополнительную скважину 1 (фиг.1) с забоем 2 ниже забоя 3 подземной емкости 4, уточняя при этом геологические и другие параметры разреза 5 и пласта 6. При необходимости вносят изменения в проект строительства вертикальной скважины 7. Далее строят вертикальную герметичную скважину 7, закрывают на уровне подошвы 8 пласта 6 горизонтальной герметичной теплоизолированной крышкой 9, образуя емкость 4 для последующего сбора продукции. Сверху скважину 7 закрывают герметичной камерой 10 с полом 11, в которой размещают рабочий лифт, систему вентиляции и другое необходимое оборудование (на фиг. не показаны). В зонах выше кровли 12 и ниже подошвы 8 пласта 6 проводят водоизоляционные работы. Из вертикальной скважины 7 строят горизонтальные соосные рабочие камеры 13, разбуривая пласт 6 известными средствами (например, шнеком), которые обсаживают перфорированными трубами 14 с направляющими 15 на противоположных торцах 16. Необходимое количество рабочих камер 13 определяют проектом с учетом параметров пласта 6 и принятой технологией добычи. Их количество может быть восемь в одном сечении, несколько рядов по высоте и более 10 м по длине. Трубы 14 могут быть составными. Сопряжения труб 14 со стенкой 17 вертикальной скважины 7 герметизируют известными методами (прокладками). После завершения строительства всех рабочих камер 13 начинают строить горизонтальные скважины 18. В соосных рабочих камерах 13 (фиг.2) размещают домкрат 19 в виде цилиндров 20 с центраторами (не показаны), в направляющие 15 которых поочередно вводят и наращивают до расчетной длины составные трубы 21 (трубы) с перфорированными участками 22 и наконечниками 23. Затем в цилиндры 20 вводят поршни 24 до соприкосновения с трубами 21. На концах цилиндров 20 предусматривают ограничители (не показаны) для поршней 24. На поршнях 24 предусмотрены уплотнители (не показаны) и прикреплены гибкие элементы 25 расчетной длины. Далее цилиндры 20 соединяют между собой телескопическими патрубками 26, образуя герметичную полость 27, соединенную через шланги 28 с гидронасосом (не показаны). На этом «зарядка» домкрата 19 заканчивается.

Включают гидронасос и создают рабочее давление в полости 27. При этом поршни 24 двигаются в противоположных направлениях и надавливают трубы 21 с наконечниками 23 в пласт 6. При одинаковых сопротивлениях на трубы 21 с наконечниками 23 оба поршня 24 надавливают их на длину хода в пласт 6. Усилие надавливания регулируют изменением давления в полости 27 гидронасосом. Далее освобождают полость 27 от жидкости, раздвигают патрубки 26 и вытягивают поршни 24 из цилиндров 20 за гибкие элементы 25. Затем снова «заряжают» домкрат 19, и процесс повторяется до достижения горизонтальных скважин 18 до проектных длин. Если в процессе работы только один поршень 24 прошел полный ход по цилиндру 20, а другой - частично, то домкрат 19 также «перезаряжают» и т.д. Таким образом, строят все остальные пары горизонтальных скважин 18. Для уменьшения сопротивлений надавливанию составных труб 21 в пласт 6 можно применять известные приемы (подача горячего растворителя и т.п.). Если по проекту предусмотрено строительство горизонтальных скважин 18 в два яруса по высоте, то одновременно можно строить их две пары и т.д. При окончании строительства горизонтальных скважин 18 составные трубы 21 с трубами 14 рабочих камер 13 образуют кольцевые полости 29 (фиг.1), сообщающиеся с пластом 6 и через соответствующие задвижки 30 и коллекторы 31 - с паропроводом 32 и подземной емкостью 4. Горизонтальные скважины 18 через соответствующие задвижки 30 и коллекторы 31 также сообщаются с паропроводом 32 и подземной емкостью 4, а их центральные каналы 33 закрывают равнопроходными задвижками 34. Устья рабочих камер 13, горизонтальных скважин 18 и сопряжения составных труб 21 с направляющими 15 герметизируют известными способами. Нижние коллекторы 31 через патрубки 35 сообщают с подземной емкостью 4, причем в ее верхней части помещают наклонную регулируемую плоскость 36 (фиг.3), снабженную устройством 37 для регулирования толщины потока продукции и перегородкой 38. Подземную емкость 4 соединяют через каналы 39 (фиг.1) с дополнительной скважиной 1, которая соединена с наземной системой улавливания легких фракций и парогенератором, причем нижний канал 39 снабжают фильтром 40. В дополнительную скважину 1 помещают насосы 41 для откачки продукции. В верхней части скважины 7 размещают парогенератор 42, соединенный с паропроводом 32. Там же размещают системы подачи и подготовки газа и воды из подземной емкости 4 (не показаны). Монтаж оборудования в скважине производят с использованием рабочего лифта. Оборудование выполняют во взрывозащищенном быстросборном модульном исполнении, снабжают приборами безопасности, контроля и видеонаблюдения. Рабочий персонал обеспечивают средствами индивидуальной защиты для работы в этих условиях.

Предложенный способ добычи тяжелой нефти позволяет использовать для снижения вязкости продукции и приведения ее в текучее состояние различные технологические приемы. Для примера рассмотрим применение технологии парогравитационного дренирования с закачкой перегретого пара с температурой порядка 250°С при двухъярусном расположении горизонтальных скважин. Сущность технологии заключается в том, что пласт нагревают перегретым паром для снижения вязкости продукции и приведения ее в текучее состояние. На первом этапе эксплуатации залежи пар закачивают расчетное время через паропровод 32 и верхние коллекторы 31 при открытых верхних задвижках 30 во все горизонтальные скважины 18 и полости 19 рабочих камер 13 для более полного прогрева пласта 6. В это время нижние задвижки 30, сообщающие их через нижние коллекторы 31 и патрубки 35 с емкостью 4, закрыты. После достаточного прогрева пласта открывают дистанционно нижние задвижки 30, сообщающие полости 19 рабочих камер 13 и горизонтальные скважины 18 через нижние коллекторы 31, патрубки 35 с емкостью 4. В это время остальные задвижки закрыты. В гравитационном режиме и под действием пластового давления продукция попадает наклонную плоскость 36 (фиг.3), где происходит ее предварительная подготовка. В зависимости от принятой технологии глубокой подготовки продукции можно применять, в зависимости от ее состава, горячий гравитационный, термохимический и электрические методы. При этом газ и воду используют для работы парогенератора, а товарную нефть откачивают насосами 41 (фиг.1) из дополнительной скважины 1. Оптимальную скорость поступления продукции из пласта 6 в полости 19 и горизонтальные добывающие скважины 18 и ее течения по ним в подземную емкость 4, при которой не выносятся механические примеси, определяют экспериментально регулированием величины проходного сечения задвижек 30. При закрытых задвижках скорость равна нулю. При полностью открытых задвижках скорость продукции имеет максимальное значение.

В зависимости от применяемого технологического режима эксплуатации пласта полости 19 и горизонтальные скважины 18 в горизонтальном сечении и вертикальных рядах могут быть как паронагнетательными, так и эксплуатационными. Например, в верхний ряд всех полостей и скважин (или в часть их) закачивают пар, а с нижнего ряда всех полостей и скважин (или из части) ведут добычу продукции. В зависимости от принятой технологии эксплуатации пласта могут быть любые варианты совместной эксплуатации полостей 19 и горизонтальных скважин 18. Для интенсификации добычи возможно применение химических реагентов и растворителей. Для периодической гидравлической очистки подземной емкости применяют известное наземное оборудование с гибким рукавом с необходимым набором инструментов и приспособлений. Управление технологическими процессами осуществляет оператор с дневной поверхности. После выработки участка пласта охватываемой скважиной ее можно использовать в технологическом цикле разработки месторождения в качестве подземного резервуара (для хранения нефти, воды, промышленных отходов и т.п.).

Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа добычи тяжелой нефти заключается в следующем. Появляется возможность строительства из вертикальной скважины одновременно двух соосных горизонтальных скважин на одном ярусе, четырех скважин на двух ярусах и т.д. При этом усилия заталкивания поршнями труб горизонтальных скважин в пласт практически не действуют на конструкцию вертикальной скважины. Изменением рабочего давления в герметичной полости между поршнями гидронасосом можно регулировать усилие надавливания труб горизонтальных скважин в пласт в широких пределах. Рабочий ход поршня домкрата определяется длиной его цилиндра и может быть более 10 м. Тогда, в благоприятном случае, для строительства двух горизонтальных скважин длиной 700 м каждая необходимо «перезарядить» домкрат 70 раз. Если на одном ярусе вертикальной скважины необходимо построить 8 горизонтальных скважин (4 пары), то домкрат «перезаряжают» 280 раз. Если на одну «зарядку» и рабочие ходы поршней домкрата потратить 4 часов времени, то на строительство 4 пар горизонтальных скважин потребуется 1120 часов - 46,7 суток, то есть всего 11,7 суток на одну пару горизонтальных скважин. Домкрат имеет простую схему исполнения, «перезарядки» и работы. Размещение парогенератора в вертикальной скважине и использование в его работе попутного газа и воды из подземной емкости исключает строительство дорогих наземных паропроводов, водоводов, установок для улавливания легких фракций и значительно снижает потери тепла. Применение оптимальной скорости течения продукции из пласта в подземную емкость, при которой исключен вынос песка, позволяет не оснащать горизонтальные скважины дорогими противопесочными фильтрами и экономить денежные средства. Строительство дополнительной скважины для насосов до строительства вертикальной скважины позволяет получить достоверную информацию о геологических параметрах разреза и пласта и, при необходимости, оперативно вносить изменения в проект, повышая качество дальнейшего строительства. Кроме того, появляется возможность применять известные насосные установки, монтировать и обслуживать их, применяя обычное наземное оборудование и известные технологические приемы, как на обычных скважинах. Способ позволяет вскрывать продуктивный пласт с минимальным на него воздействием, применять, в зависимости от стадии разработки месторождения, различные технологические приемы воздействия на пласт без переналадки оборудования и вести рациональный сбор продукции с различных участков пласта в подземную емкость без применения насосов. Добывающие горизонтальные скважины не оказывают противодавления на пласт, что улучшает поступление продукции и сбор ее в подземной емкости. То, что качественная подготовка продукции происходит в подземной емкости с применением эффективных устройств и технологий, легкие фракции поступают в наземную систему их сбора или сжигаются в парогенераторе и откачивают ее на поверхность в виде товарной продукции, исключает затраты средств на строительство дорогостоящих наземных систем переработки, трубопроводов и улучшают экологические условия. Появляется возможность товарную продукцию и воду откачивать из подземной емкости раздельно, причем воду можно использовать в работе парогенератора.

Приводим некоторые оценочные параметры добычи тяжелой нефти с применением предложенного способа. Представим объем пласта, охватываемый скважинами в виде цилиндра. При этом считаем, что нефть в пласте неподвижна, а длины горизонтальных скважин одинаковы. Тогда для определения количества нефти, которое можно извлечь из пласта, можно написать:

Q=πR²Hpha,

где R - радиус основания цилиндра, равный длине горизонтальных скважин, м; Н - высота цилиндра, равная мощности пласта, м; Р - плотность нефти, т/м³; h - нефтеизвлечение из пласта, %; а - нефтенасыщенность пласта, %.

Если принять R=700 м, Н=20 м, Р=0,96 т/м³, h=0,9, а=0,15, то получаем:

Q=3,14×700²×20×0,96×0,9×0,15=3988051 т.

При этом не учли поступление нефти из приграничных зон пласта по периметру, которая, по-видимому, будет увеличивать этот объем нефти.

Количество общей выручки от продажи нефти на внутреннем рынке России:

Д=QЦ,

где Ц - стоимость одной тонны нефти на внутреннем рынке, руб.

Если принять стоимость нефти 6500 руб. (ориентировочно, для оценки), то получаем:

Д=3988051×6500=25922331500 руб.

Для определения суточного дебита вертикальной скважины можно написать:

Q_cyт.=qn,

где q - суточный дебит добывающей горизонтальной скважины, т/сут.; n - количество добывающих горизонтальных скважин.

Предположим, что из вертикальной скважины построено восемь пар горизонтальных скважин, из которых половина - добывающие. Дебит по нефти существующих добывающих наклонно горизонтальных скважин на Ашальчинском месторождении, горизонтальная часть которых примерно 300 м проходит по пласту - более 30 т/сут. Если горизонтальная добывающая скважина работает в тех же условиях, но ее длина, проходящая по пласту, более чем в два раза больше, и она работает в депрессионном режиме, то можно предположить, что ее дебит увеличится. Есть сведения, что в Канаде и Венесуэле из горизонтальных скважин длиной 500-700 м добывают высоковязкой продукции порядка 150 т/сут. Принимаем суточный дебит добывающей горизонтальной скважины 75 т/сут. Тогда суточный дебит составит:

Q_cyт=75×8=600 т/сут.

Для определения годовой добычи нефти можно написать:

Q_год.=365×Q_cyт=365×600=219000 т,

где 365 - количество дней в году.

Годовая выручка от продажи этой нефти:

Д год.=219000×6500=1423500000 руб.

Предлагаемое количество лет работы скважин:

Н лет.=Q:Q_год.=3988051:219000=18 лет.

Таким образом, применение предложенного способа повышает эффективность добычи тяжелой нефти значительным снижением капитальных, эксплуатационных затрат и себестоимости продукции за счет исключения строительства наземных установок подготовки нефти и парогенератора, значительного уменьшения количества наземных трубопроводов, снижения сроков и себестоимости строительства горизонтальных скважин, уменьшения теплопотерь и закупок насосного оборудования, фильтров, увеличения дебита, применения эффективных и гибких технологий воздействия на нефтяной пласт без переналадки подземного оборудования и подготовки продукции в подземной емкости, уменьшения отводимых земель и рационального их использования. Вследствие того, что отсутствуют наземные установки подготовки нефти, уменьшено количество наземных трубопроводов подвода пара и отвода продукции, устья горизонтальных скважин компактно и герметично обвязаны в вертикальной скважине под землей, а подземная емкость сообщена с наземной системой улавливания легких фракций продукции и парогенератором, наиболее полно выполняются экологические требования.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано для добычи тяжелой нефти и природных битумов. Способ добычи тяжелой нефти включает строительство вертикальной скважины, вскрытие пласта из вертикальной скважины методом надавливания домкратом, горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами. Подводят теплоноситель в пласт, собирают продукцию в подземную емкость и откачивают ее на поверхность насосами. Домкрат выполняют в виде цилиндров, временно соосно размещенных с центраторами в противоположных рабочих камерах, снабженных перфорированными участками, и на противоположных торцах направляющими для составных труб с перфорированными участками и наконечниками, взаимодействующих с поршнями. Поршни размещают внутри цилиндров. Причем цилиндры периодически соединяют между собой телескопическими патрубками, образуя герметичную полость, соединенную с гидронасосом. При работе гидронасоса поршни двигаются в противоположных направлениях вместе с составными трубами. Строят все пары скважин согласно проекту. Причем составные трубы совместно с рабочими камерами образуют кольцевые полости, сообщающиеся с пластом и через соответствующие задвижки и коллекторы - с паропроводом и подземной емкостью, которые также соединяют через соответствующие задвижки и коллекторы с паропроводом и подземной емкостью, а их центральные каналы закрывают равнопроходными задвижками. Подвод теплоносителя в пласт осуществляют через паропровод, коллектор, задвижки, перфорированные участки составных труб нагнетательных скважин и кольцевых полостей рабочих камер при закрытых остальных задвижках. Техническим результатом является повышение эффективности добычи тяжелой нефти. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ добычи тяжелой нефти, включающий строительство вертикальной скважины, вскрытие пласта из вертикальной скважины методом надавливания домкратом, размещенным в соосных рабочих камерах, горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, подвод теплоносителя в пласт, сбор продукции в подземную емкость и откачку ее на поверхность насосами, отличающийся тем, что домкрат выполняют в виде цилиндров, временно соосно размещенных с центраторами в противоположных рабочих камерах, снабженных перфорированными участками и на противоположных торцах направляющими для составных труб с перфорированными участками и наконечниками, взаимодействующих с поршнями, размещенными внутри цилиндров, соединенными гибким элементом, причем цилиндры периодически соединяют между собой телескопическими патрубками, образуя герметичную полость, соединенную с гидронасосом, при работе которого поршни двигаются в противоположных направлениях вместе с составными трубами, строят все пары скважин, согласно проекта, причем составные трубы совместно с рабочими камерами образуют кольцевые полости, сообщающиеся с пластом и через соответствующие задвижки и коллекторы - с паропроводом и подземной емкостью, которые также соединяют через соответствующие задвижки и коллекторы с паропроводом и подземной емкостью, а их центральные каналы закрывают равнопроходными задвижками, подвод теплоносителя в пласт осуществляют через паропровод, коллектор, задвижки, перфорированные участки составных труб нагнетательных скважин и кольцевых полостей рабочих камер при закрытых остальных задвижках, продукция пласта из добывающих скважин поступает через соответствующие задвижки, коллектор и патрубок в наклонную, регулируемую в зависимости от ее состава и вязкости плоскость, снабженную устройством для регулирования толщины потока, где происходит предварительное отделение от нее газа и воды, которую размещают в верхней части подземной емкости, внешне радиально соединенной каналами с дополнительной скважиной для насосов, соединенной с системой улавливания легких фракций, причем нижний канал снабжен фильтром.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оптимальную скорость поступления продукции из пласта в горизонтальные добывающие скважины и ее течения по ним в подземную емкость, при которой не выносятся механические примеси, определяют регулированием величины их проходных сечений.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что сначала строят дополнительную скважину с забоем ниже забоя подземной емкости, уточняя при этом геологические и другие параметры разреза и пласта.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для подготовки продукции в подземной емкости применяют термогравитационный, термохимические и электрические методы.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что для периодической гидравлической очистки подземной емкости от механических примесей применяют наземное оборудование с гибким рукавом с необходимым набором инструментов и приспособлений.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что парогенератор размещают в вертикальной скважине и в его работе используют попутный газ и воду из подземной емкости.