Способ разработки месторождений битума и высоковязкой нефти и комплексная система оборудования для его осуществления

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности, в частности к разработке месторождений битума и высоковязкой нефти. Обеспечивает повышение эффективности разработки. Сущность изобретения: по изобретению при добыче битума и высоковязкой нефти осуществляют их растворение, сжижение и снижение их вязкости нагреванием нагнетаемым паром в пласты. Согласно изобретению в разрабатываемой площади бурят один или несколько шахтных скважин с верхними и нижними боковыми стволами, направленными в глубину пласта. Их опоясывают ряды нагнетательных скважин. Нагнетание пара производят через шахтные скважины, нижние боковые стволы и нагнетательные скважины. Разогревают призабойную зону пласта и насыщающую ее продукцию до температуры, при которой снижают ее вязкость и обеспечивают фильтрацию в шахтную скважину. Ее обеспечивают со скоростью, при которой кроме депрессии, создаваемой в пласте изменением забойного давления, используют давление нагнетаемого пара, продавливающее продукцию в сторону шахтной скважины, создавая за точкой нагнетания пара разрежение. Этим вызывают дополнительную депрессию по глубине пласта. При этом добычу продукции производят через шахтные скважины и верхние боковые стволы. Продукцию накапливают в стволе шахтной скважины выше зоны притока, которую разделяют от зоны нагнетания пара разделительным уплотнителем. Добывают эту продукцию глубинными насосами с использованием насосно-компрессорных труб. Для реализации способа предусмотрено соответствующее устройство - комплексная система наземного и подземного оборудования. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности, к разработке нефтяных месторождений.

Целью предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пластов и уменьшение удельных затрат при разработке битума и высоковязкой нефти.

Аналогом предлагаемого изобретения может быть способ разработки битумов и высоковязкой нефти путем периодической подачи пара для подогрева призабойной зоны отдельных скважин с последующим отбором подогретой нефти с уменьшенной вязкостью вместе с конденсировавшейся водой /1, 2/.

Недостатками аналога предлагаемого изобретения являются:

- вытеснение нефти из призабойных зон скважин и конденсация пара в пласте в воду, вызывающей образование конусов обводнения и обводнения скважин.

Наиболее близким техническим решением повышения эффективности разработки битумов и высоковязкой нефти является шахтный способ добычи с построенными штреками по пласту, к которым фильтруются и стекают по канавкам или трубопроводам к пунктам сбора - в емкости, из которых продукция откачиваются насосами. Обслуживание всех подземных и наземных коммуникаций производится нефтепромысловыми работниками, подземных непосредственно под землей /3/.

Недостатками способа являются:

- большие материальные затраты на строительство, обустройство и обслуживание устройств;

- высокая пожароопасность и опасные условия труда.

Способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в добыче битума и высоковязких нефтей, их растворении, сжижении, снижении вязкостей путем нагревания горячим паром, закачиваемым в нефтеносные пласты, достигается тем, что в разрабатываемой площади в зависимости от геолого-технологических условий разбуриваются одна или несколько шахтных скважин, которые опоясываются рядами нагнетательных скважин для закачки горячего пара в нефтеносные пласты, чтобы разогревать насыщающую их продукцию, при котором добыча скважинной продукции производится через шахтные скважины, а нагнетание пара производят как через шахтные скважины, так и нагнетательные скважины, при этом через шахтные скважины производят дополнительный нагрев продукции, находящейся в стволе скважины, так и продукции, фильтрующейся в скважину из призабойной зоны пласта, а также для подпора ее в сторону шахтной скважины, создавая за точкой подачи пара, что вводят в пласт через боковые стволы, пробуренные от шахтной скважины, вызывая определенное разрежение, что также вызывает появление дополнительной депрессии за точкой его подачи, распространяющейся к глубине нефтеносного пласта при сохранении установившегося давления на забое скважины, при котором проталкивающая сила, а следовательно, и приток продукции в сторону шахтных скважин усиливаются за счет подпора разогретой нефти горячим паром, закачиваемым через нагнетательные скважины, объема и давления закачки, по которым устанавливаются по принятой проектной сетке разработки битумного или нефтеносного пласта, в зависимости от толщины которого, боковые стволы, предназначенные для притока пластовой продукции в шахтные скважины и для нагнетания пара, в которых зона притока нефти от зоны нагнетания в стволе шахтных скважин отделяют разделительным уплотнителем, при этом из верхней зоны подступившая к ней пластовая продукция откачивается глубинными насосами, спущенными на колоннах насосно-компрессорных труб, а в нижнюю зону нефтеносного пласта через боковые стволы нагнетается горячий пар, при которых все операции по обслуживанию, проводимые при разработке нефтяного месторождения, производятся только с поверхности земли (фиг.1-6).

Поставленная цель достигается комплексной системой наземного и подземного оборудования, при котором для добычи битумов и высоковязких нефтей разбуривают шахтные скважины больших диаметров (1-1,5 м) и паронагнетательные скважины с d=102 см и производят обустройство площади нефтяного месторождения, при этом в шахтные скважины по их оси спускают колонну труб в качестве разделительного кожуха-центратора, на который центраторы закрепляются на пазах, состоят из отдельных листов и разделяют ствол скважины по поперечному сечению на отдельные вертикальные, по необходимости от двух до четырех отсеков, в которые внутри кожуха спускают паронагнетательную колонну труб, а в отдельные отсеки - подъемные колонны труб с глубинными насосами разных типов и диаметров, при этом колонна труб, служащая для нагнетания пара, спускается до забоя, до подошвенной части пласта, где от скважины пробурены горизонтальные или наклонные боковые стволы, нижние оборудованы трубопроводами для подачи пара, а верхние - для притока пластовой продукции в скважину, они, верхние от нижних, отделены разделительным уплотнителем, выше которого поступившая из пласта продукция накапливается до высоты, при которой сохраняется оптимальное забойное давление и установившаяся депрессия на нефтеносный пласт сохраняется такой, что она вовнутрь пласта до определенной глубины уменьшается незначительно за счет направленных в сторону шахтной скважины горизонтальных стволов из паронагнетательных скважин, которые составляют единую систему оборудования и обустройства нефтяного месторождения для осуществления способа его разработки, при котором паропроводы и паронагнетательные насосно-компрессорные трубы до нефтеносного пласта покрыты теплоизоляционным материалом, а внутри пласта снабжены пароперепускными клапанами (фиг.1-6).

Способ от прототипа отличается тем, что добычу битумов и высоковязких нефтей из нефтеносных залежей производят нагревом нефтеносного пласта и насыщающую ее продукцию путем закачки пара как по шахтным, так и паронагнетательным скважинам, расположенным вокруг шахтной скважины рядами, пробуренным до подошвы нефтеносного пласта, по шахтной принятой сетке вертикально, а в нефтеносном пласте горизонтально или наклонно в сторону шахтной скважины исходя из обеспечения равномерно изменяющегося подогрева по мере изменения фронта фильтрации пластовой продукции в сторону шахтной скважины и обеспечения большого охвата зону разработки подогревом, а в пластах, имеющих большие толщины их шахтных скважин, боковые стволы разбуривают ярусами, при этом по нижним боковым стволам, направленным снизу вверх, закачивают пар, а по верхним производят отбор продукций пласта, которые накапливают выше разделительным уплотнителем, устанавливаемым для отделения зоны закачки пара от зоны отбора, при котором продукцию, поступающую в верхнюю зону, откачивают на поверхность земли глубинными насосами, обеспечивая сохранение установленного режима работы скважины, т.е. определенной депрессии на нефтеносный пласт, регулируя ее действие путем изменения объемов и давлений пара, закачиваемого как из шахтной скважины, так и по паронагнетательным скважинам.

Комплексная система оборудований и их подземное и наземное устройства, отличаются от прототипа шахтными скважинами, спущенным в них защитно-разделительным кожухом-центратором, глубинно-насосным и наземным оборудованием, где зона подачи пара отделена от зоны отбора и подъема поступающей из пласта продукции, и скважинами, расположенными вокруг шахтных скважин, к которым, как и к шахтным скважинам, подведены паропроводы, покрытые теплоизоляционным материалом, а в нагнетательных скважинах теплоизоляционным материалом покрыты и колонна насосно-компрессорных труб до нефтеносного пласта, и голые в нефтеносном пласте, на которых установлены пароперепускные клапаны, в которых все подземное оборудование обслуживается на поверхности земли, что позволяет значительно улучшить безопасность обслуживания всей системы «шахтные скважины - паронагнетательные скважины, глубинно-насосное подземное и наземное оборудование».

Это позволяет сделать вывод, что заявляемые изобретения связаны между собой единым изобретательским замыслом.

Сравнение указанных заявляемых технических решений с прототипом позволило установить соответствие их критерию «новизна».

При изучении других известных технических решений в данных областях техники и технологии, отличающиеся заявляемые изобретения от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».

Способ осуществляется наземным и подземным оборудованием, составляющим единую систему разработки месторождения нефти, которая включает: шахтные скважины 1, служащие как для подачи теплоносителя - пара, так и для добычи скважинной продукции, нагнетательные скважины 2 - для нагнетания пара, которые на поверхности земли связаны сетью паропроводов 3 с парогенераторными установками 4, нефтепроводами 5, связывающие шахтные скважины 1 с установкой доподготовки и реализации нефти 6, водопроводами 7, связывающими их с установкой доподготовки воды для закачки их через нагнетательные скважины 8 в нефтеносные пласты, подъемники 9, устанавливаемые на устье шахтной скважины, устьевое оборудование 10, шахтная плита 11, электрооборудование 12, глубинные насосы 13, устьевые тройники для отвода газа 14, выделившегося в шахтной скважине, колонны насосно-компрессорных труб: для добычи нефти 15, воды 16, нагнетания пара 17, защитно-разделительного кожуха 18, эксплуатационной колонны шахтной скважины 19, боковые стволы для нагнетания пара 20, боковые стволы для притока пластовой продукции 21, разделительный уплотнитель 22, пароперепускные клапаны 23, предохранительные клапаны 24, контрольно-измерительные приборы 25.

Способ разработки осуществляется следующим образом: в зависимости от размеров разведанных площадей нефтеносных залежей месторождения нефти, их структурных форм, толщины нефтеносных пластов, изменения коллекторских свойств нефтеносных пород устанавливают площади, из которых может быть дренирована пластовая продукция в отдельные шахтные скважины. Далее определяют сколько шахтных скважин, одна или несколько, требуется пробурить для охвата разработкой всю нефтеносную площадь, которые размещают также и с учетом обеспечения минимальных затрат на строительство наземных и подземных коммуникаций. Исходя из изменений коллекторских свойств и возможного объема поступающей продукции в отдельную шахтную скважину определяют схему обустройства площади нефтяного месторождения подземными и наземными коммуникациями в зоне охвата разработкой с одной шахтной скважиной или месторождения в целом.

Когда нефтеносные пласты сложены породами, обладающими низкими коллекторскими свойствами, насыщены высоковязкой нефтью и малопродуктивны, когда депрессия, создаваемая из шахтной скважины 1, путем снижения в ней величины забойного давления, недостаточна для обеспечения фильтрации пластовой продукции, при которой добыча нефти является рентабельной, для увеличения зоны охвата разработкой создают дополнительно перепад давления и производят разогрев пласта на большие расстояния от шахтной скважины, закачивая в него пар по скважинам малых диаметров 2, расположенным рядами вокруг шахтной скважины (фиг.1). При этом в зависимости от величины температуры разогрева пласта и насыщающей его продукции, уменьшают вязкость продукции, что сопровождается также увеличением ее объема, увеличивается величина пластового давления, которые позволяют увеличивать скорость фильтрации продукции, а следовательно, увеличить площадь охвата разработкой одной шахтной скважиной при минимальных возможных затратах средств обеспечить эффективную разработку нефтеносных залежей указанных категорий. Для этого скважины для закачки пара, вырабатываемого парогенераторами 4, расположенными на кольцевых рядах в определенном порядке, могут иметь как наклонные, так и горизонтальные стволы определенной длины, направленные радиально или полукольцевой формы, располагаться в зависимости от их толщины также и ярусами, обеспечивая разогрев пласта как по толщине, так и по простиранию от шахтных скважин.

В случае, когда нефтеносная залежь приурочена к небольшой площади и может быть охвачена разработкой из одной шахтной скважины (фиг.2), ее размещают обычно на сводовой части структуры и от нее разбуривают из нижней - при подошвенной части пласта горизонтальные боковые стволы, в которых размещают трубопроводы для подачи пара, а из верхней части пласта разбуривают горизонтальные и наклонные боковые стволы и размещают в них перфорированные трубопроводы для обеспечения оптимального притока продукции из пласта с рациональной скоростью фильтрации из различных глубин пласта, где он сложен породами с различными коллекторскими свойствами, что регулируют как сохранением рационального забойного давления в шахтной скважине, так и нагревом пласта с насыщающей его продукцией и созданием различных перепадов давления путем изменения количества и давления подаваемого пара, регулируя тем самым величину депрессии и созданием дополнительной депрессии к глубине пласта за местом подачи пара, в результате увеличения скорости фильтрации в сторону шахтной скважины (фиг.2).

Когда добыча битумов и вязких нефтей производится из больших нефтяных месторождений, сложенных породами, обладающими различными коллекторскими свойствами, которые эффективнее разрабатывать отдельными шахтными скважинами с большими площадями охвата используют оба способа, с подачей пара в нефтеносные пласты как через нагнетательные скважины, так и подачу пара и отбора пластовой продукции из шахтной скважины.

При разработке нефтеносной залежи комплексная система наземного и подземного оборудования работает следующим образом: месторождение нефти в зависимости от размеров нефтеносных залежей, форм структур нефтеносного пласта, их глубины залегания и толщины, коллекторских свойств пласта оборудуется наземным и подземным оборудованием и обустраиваются по различной схеме.

При этом, когда нефтеносные пласты залегают на небольших глубинах (до 700 м), имеют различные коллекторские свойства по площади нефтеносности и по толщине, пар для разогрева нефтеносного пласта нагнетают через скважины, которых разбуривают вокруг шахтных скважин рядами по определенной сетке до нефтеносного пласта вертикально, а по пласту - горизонтально, наклонно и полукругами (фиг.1). В скважины до нефтеносного пласта спускают колонну труб с теплоизоляционным покрытием, а по пласту проталкивают голые трубы, где на определенных местах устанавливают пароперепускные клапаны-регуляторы давления и расхода 21. При этом из скважин, расположенных во внутренних рядах боковые стволы разбуривают радиально к шахтной скважине, что позволяет создать необходимую температуру в призабойной зоне пласта и сохранить рациональную температуру внутри пласта.

Приток пластовой продукции в шахтную скважину, и далее ее откачку из нее производят глубинным насосом 13, спущенным в шахтную скважину. В случае необходимости раздельной откачки составляющих пластовую продукцию компонентов, нефти и воды, в скважине производят их разделение по их плотностям, которые далее откачивают отдельными глубинными насосами, установленными на различных глубинах. Поднятые на поверхность компоненты продукции продавливаются до пунктов их до подготовки и реализации по отдельным трубопроводам, а выделившийся в шахтной скважине газ транспортируется как топливо в парогенераторы 4, горячий пар из которых нагнетается в паронагнетательные скважины 2. При этом все поверхностное оборудование размещается исходя из обеспечения минимальных затрат на потерю тепла при разработке месторождения.

Когда нефтеносная залежь приурочена к нефтеносным залежам, залегающим глубиной более 700 м, обладающим низкими коллекторскими свойствами при добыче битумов или высоковязких нефтей, разработку производят, в основном, при помощи шахтных скважин (фиг.2, 5), из которых до определенных глубин, зависящих от их коллекторских свойств, разбуривают горизонтальные и наклонные боковые стволы, направленные радиально в глубину пласта, а также в пластах, обладающих низкими коллекторскими свойствами с полукругами вокруг шахтной скважины, в пластах, имеющих большие толщины - ярусами. При этом боковые стволы в зависимости от механических свойств пород могут быть оставлены открытыми без обсадных труб, только с направляющим тройником, установленным при входе бокового ствола в пласт, служащим также корпусом уплотнителя, который вставляют на входе в боковой ствол, после проталкивания в него труб, перфорированных на определенных местах, разных диаметров, служащих для нагнетания пара в пласт. В тех случаях, когда нефтеносный пласт сложен породами, которые склонны к разрушению, они обсаживаются в начале эксплуатационной колонной и производится цементаж с последующим перфорированием забоя в определенных местах, в которую далее проталкивают перфорированные трубы для нагнетания пара. После завершения обустройства нижней части забоя шахтной скважины в нее спускают колонну труб в качестве кожуха 18 с отверстиями, просверленными по всей длине колонны, на нижнем конце которой вставляется разделитель-уплотнитель, разделяющий перфорированную, против нефтеносного пласта, часть забоя на две зоны, зону для нагнетания пара и на зону притока пластовой продукции, покомпонентного ее разделения, накопления нефти, воды и газа на отдельных зонах ствола скважины согласно их плотностям и их откачки раздельно глубинными насосами (ЭЦН, ШГН) при различных параметрах их работы с различных глубин, которые спускают в различные отсеки, оборудованной колонной труб, служащим кожухом 18 и стальными листами, закрепленными на них поясами. При этом в кожух 18 спускают колонну труб 17, служащей для нагнетания пара, а в боковые отсеки колонны труб 15, 16 с глубинными насосами 13 для откачки раздельно нефти и воды, диаметры которых выбираются в зависимости от объемов откачиваемых нефти и воды на поверхность земли.

В отдельных случаях, когда технически возможно, накапливаемая в стволе скважины вода по одному из боковых стволов шахтной скважины может быть откачена в вогнутые участки рельефа нефтеносного пласта, занятого водой или за контур нефтеносности.

В случаях, когда нефтеносный пласт сложен породами, обладающими с низкими коллекторскими свойствами, шахтные скважины строятся определенными малыми диаметрами, по сетке, с меньшими расстояниями скважин друг от друга (фиг.2, 5). При этом боковые стволы для подачи пара в пластах, сложенных породами, обладающими прочными механическими свойствами, могут быть произведены через каналы, просверленные в нефтеносный пласт на небольшие расстояния, в которых при необходимости удлинения на значительные расстояния производят гидроструйную перфорацию пласта. В пластах, сложенных породами с недостаточной прочностью, разбуриваются боковые стволы на различные, на не большие расстояния, обсаживаются толстостенными прочными трубками.

В тех случаях, когда нефтеносные пласты сложены породами со средними коллекторскими свойствами имеют средние или большие разрабатываемые площади, их разработку осуществляют с применением обоих способов как закачкой пара в пласт через отдельные нагнетательные скважины, так и шахтные скважины, из которых разбуриваются радиальные боковые стволы на различные удаления от их забоев (фиг.3.6). При этом их стволы, пробуренные от шахтных скважин в противоположные стороны на различные удаления, могут иметь как прямые, наклонные и полукруговые формы, в которые продавливают трубы на определенные расстояния с заглушенными концами и в них размещают концентрично им также и трубы для нагнетания пара с пароперепускным клапаном-регулятором давления 21 на их концах, а за пределами зоны охвата подогревом паром, закачиваемым из шахтной скважины, вокруг нее разбуривают скважины только для нагнетания в пласт пара, из которых основной ствол направляется между радиальными боковыми стволами, пробуренными из шахтной скважины. Кроме него они пробуриваются на определенные расстояния в сторону других скважин, пробуренных рядами во внешних рядах, то есть в сторону границы между зонами охвата разработкой между соседними шахтными скважинами.

После окончания разбуривания площади охвата разработкой одной шахтной скважиной начинают оборудовать и обустраивать шахтную скважину. В нее после спуска шахтной эксплуатационной колонны большого диаметра и труб в боковые стволы спускают колонну труб защитно-разделительного кожуха 18 с боковыми листами, закрепленными на них поясами, которые образуют по поперечному сечению колонны отдельные отсеки, во внутрь колонны труб-кожуха 18 спускают колонну труб для нагнетания пара, а в боковые отсеки колонны труб для откачки нефти и воды. Верхняя часть шахтной скважины заканчивается герметизированным устьевым патрубком, имеющим сверху общую металлическую плиту 11, закрепленную за эксплуатационную колонну 19 в зависимости от ее диаметра различными способами: резьбовым, болтовым соединениями, который в средней части подпирается также закрепленной в верхней части к эксплуатационной колонне, а в нижней части, установленной в нее разделителем-уплотнителем 22.

Колонна труб, служащая для нагнетания пара 17, как и другие колонны труб, служащие для подвески глубинных насосов и откачки отдельных компонентов скважинной продукции, подвешены на колонные головки устьевых арматур, которые установлены в них при помощи конусных уплотнителей с верхней упорной гайкой, или простой планшайбой. Устьевые арматуры 10 на устье шахтной скважины после запорных устройств соединены, при помощи болтовых или резьбовых устройств с соответствующими трубопроводами: нефтепроводом, водопроводом, газопроводом 14 непосредственно с пунктами сбора и реализации, установленными; при разработке нефтеносной залежи одной шахтной скважиной, на небольшом расстоянии от нее с соблюдением охраны труда, природы и техники безопасности.

А на нефтеносных площадях, где шахтных скважин значительное количество и разработка нефтеносных залежей производится с применением обоих способов нагнетания пара исходя из обеспечения минимальных затрат средств и минимальных потерь тепла, парогенераторные установки размещаются на стыках зон охвата двух, трех шахтных скважин, от которых прокладываются паропроводы к скважинам, а пункты сбора нефти, воды обычно в средней части площади с учетом и пунктов их реализации. Исходя из этих условий трубопроводы сбора и реализации также находятся в средней части площади, куда соединяются выкидные линии из отдельных шахтных скважин.

Источники информации

1. Справочник по добыче нефти. Том II. Под редакцией проф. И.М.Муравьева. Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы. М. - 1959. - с.96.

2. И.В.Люри, Б.А.Романов. Оборудование для добычи нефти при паротепловом воздействии на пласт. М. - Недра, 1979.

3. Справочник по добыче нефти. Том I. Под общей редакцией И.М.Муравьева. Гос. НТИ нефтяной и горно-топливной литературы. М. - 1958. - с.508-533.

1. Способ разработки месторождений битума и высоковязкой нефти, заключающийся в добыче битума и высоковязкой нефти, в растворении, сжижении и снижении их вязкости нагреванием нагнетаемым паром в содержащие их пласты, отличающийся тем, что в разрабатываемой площади бурят один или несколько шахтных скважин с верхними и нижними боковыми стволами, направленными в глубину пласта, которые опоясывают рядами нагнетательных скважин, нагнетание пара производят через шахтные скважины, нижние боковые стволы и нагнетательные скважины, разогревают призабойную зону пласта и насыщающую ее продукцию до температуры, при которой снижают ее вязкость и обеспечивают фильтрацию в шахтную скважину со скоростью, при которой кроме депрессии, создаваемой в пласте изменением забойного давления, используют давление нагнетаемого пара, продавливающее продукцию в сторону шахтной скважины, создавая за точкой нагнетания пара разрежение, чем вызывают дополнительную депрессию по глубине пласта, при этом добычу продукции производят через шахтные скважины и верхние боковые стволы, продукцию накапливают в стволе шахтной скважины выше зоны притока, которую разделяют от зоны нагнетания пара разделительным уплотнителем, и добывают эту продукцию глубинными насосами с использованием насосно-компрессорных труб.

2. Комплексная система наземного и подземного оборудования для добычи битума и высоковязкой нефти, включающая добывающие и нагнетательные скважины, выкидные и приемные трубопроводы, колонны подъемных и нагнетательных насосно-компрессорных труб, глубинные насосы, отличающаяся тем, что для улучшения фильтрации из пласта битума и высоковязкой нефти использованы одна или несколько шахтных скважин с верхними и нижними боковыми стволами и нагнетательные скважины, в шахтные скважины спущены по их оси колонны труб с отверстиями в качестве кожухов, а в них - колонны паронагнетательных труб с закрепленными к кожухам боковыми листами, разделяющими стволы шахтных скважин по поперечному сечению на отдельные вертикальные, по необходимости от двух до четырех отсеков, в которые спущены колонны труб для добычи продукции, при этом колонны для нагнетания пара покрыты теплоизоляционным материалом и спущены до забоя до подошвенной части пласта, для нагнетания пара оборудованы и нижние боковые стволы шахтной скважины, а верхние ее боковые стволы оборудованы для добычи продукции, в шахтных скважинах в среднем интервале пласта установлены разделительные уплотнители, разделяющие зону нагнетания пара от зоны накопления продукции для ее добычи.