Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт


 


Владельцы патента RU 2443858:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке водонефтяной залежи с осуществлением добычи нефти и воды из верхнего пласта и закачки попутно добываемой воды в нижний пласт без подъема ее на поверхность. Техническим результатом изобретения является повышение качества разделения фаз на нефть и воду, снижение энергопотребления. Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт включает перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), верхний глубинный штанговый насос, размещенный в колонне НКТ под динамическим уровнем накопленной нефти и нижний насос для закачки воды в нижний принимающий пласт. Также устройство содержит камеру-разделитель, хвостовик, обратный клапан и пакер, устанавливаемый в скважине над кровлей принимающего пласта, камеру-накопитель, выполненную в виде сепараторов-отстойников. На границе водонефтяного контакта (ВНК) установлен дополнительный пакер. Плунжер верхнего глубинного штангового насоса жестко связан с поршнем нижнего насоса, имеющего возможность ограниченного осевого перемещения на длину хода плунжера верхнего насоса. Колонна НКТ выше пакера снабжена радиальными отверстиями для сообщения водоносной зоны продуктивного пласта с подпоршневым пространством нижнего насоса. Камера-разделитель выполнена в виде кожуха, размещенного концентрично снаружи колонны НКТ от уровня ВНК до приема верхнего насоса. При этом на наружной поверхности кожуха выполнены сепараторы-отстойники. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке водонефтяной залежи с осуществлением добычи нефти и воды из верхнего пласта и закачки попутно добываемой воды в нижний пласт без подъема ее на поверхность.

Известно устройство для раздельной добычи нефти и воды (патент RU №2296242, МПК 8 F04B 47/00, опубл. в бюл. №9 от 27.03.2007 года), содержащее неподвижный цилиндр с приемами для нефти и воды, подвижный плунжер, включающий всасывающий и нагнетательный клапаны и два поршня, соединенные между собой патрубком с окнами для приема нефти, отличающееся тем, что цилиндр выполнен ступенчатым, верхняя ступень цилиндра по диаметру больше нижней и каждая из них гидравлически связана с затрубным пространством скважины, причем в нижней ступени цилиндра дополнительно установлен свободный поршень, при этом устройство снабжено дополнительной камерой с всасывающим и нагнетательным клапанами и герметизирующим элементом, обеспечивающей гидравлическую связь нижней ступени цилиндра с полостью двухрядного лифта.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством подвижных элементов;

- во-вторых, не обеспечивается эффективное разделение пластовой воды от нефти в скважине, что не позволяет свести к минимуму обводненность добываемой нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт (патент №2297521, МПК 8 Е21В 43/14, опубл. в бюл. №11 от 20.04.2007 г.). включающее перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, верхний и нижний насосы и камеру-накопитель, при этом колонна насосно-компрессорных труб от обводненной части продуктивного пласта до нижнего насоса выполнена перфорированной, в качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины между насосами, а в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины, причем в качестве нижнего насоса использован электроцентробежный насос, обращенный вниз, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий снизу хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемым в скважине над кровлей принимающего пласта, верхний насос размещен в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти, верхний и нижний насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии с размещением между ними перфорированного участка колонны насосно-компрессорных труб и сепараторов-отстойников с входными и выходными каналами, при этом общая производительность насосов подобрана из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов подобрано в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды у перфорационных отверстий продуктивного пласта и откачки отделившейся воды электроцентробежным насосом. Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, высокие затраты на электроэнергию, потребляемую электроцентробежным насосом для закачки воды в нижний принимающий пласт;

- во-вторых, низкая эффективность разделения воды от нефти, так как вся продукция из верхнего обводненного пласта поступает в камеру разделения.

Технической задачей изобретения является снижение энергозатрат, потребляемых устройством в процессе работы, а также повышение эффективности разделения воды от нефти в скважине, то есть снижение обводненности добываемой нефти.

Поставленная задача решается устройством для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, включающим перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), верхний глубинный штанговый насос, размещенный в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти и нижний насос для закачки воды в нижний принимающий пласт, причем насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии, а их производительность подбирается, исходя из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а также камеру-разделитель, хвостовик, обратный клапан и пакер, устанавливаемый в скважине над кровлей принимающего пласта, камеру накопителя, выполненную в виде сепараторов-отстойников.

Новым является то, что на границе водонефтяного контакта (ВНК) установлен дополнительный пакер, а плунжер верхнего глубинного штангового насоса жестко связан с поршнем нижнего насоса, имеющим возможность ограниченного осевого перемещения на длину хода плунжера верхнего насоса, причем колонна НКТ выше пакера снабжена радиальными отверстиями, сообщающими водоносную зону продуктивного пласта с подпоршневым пространством нижнего насоса в верхнем положении поршня нижнего насоса, причем камера-разделитель выполнена в виде кожуха, размещенного концентрично снаружи колонны НКТ от уровня ВПК до приема верхнего насоса, при этом на наружной поверхности кожуха выполнены сепараторы-отстойники.

Также новым является то, что соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов регулируется площадью поперечных сечений S1 и S2 соответственно плунжера верхнего насоса и поршня нижнего насоса и подбирается в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды в камере-разделителе.

На фигуре изображена схема предлагаемого устройства для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт.

Скважина 1 перфорационными отверстиями 2 сообщается с верхним продуктивным обводненным пластом 3 (далее пласт) и перфорационными отверстиями 4 с нижним принимающим пластом 5, предназначенным для закачки воды.

В скважину 1 спущен перфорированный отверстиями 6 хвостовик 7 с пакером 8. Пакер 8 расположен над кровлей принимающего пласта 5. Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 спущена в скважину 1 и нижним концом герметично размещена в хвостовике 7. Нижний конец колонны НТК 9 снабжен обратным клапаном 10. Под динамическим уровнем жидкости на минимальной возможной глубине расположен верхний насос 11, например, глубинный вставной штанговый насос.

Камера-разделитель размещена снаружи концентрично колонне НКТ 9 и выполнена в виде кожуха 12, причем кожух снизу размещен от уровня водонефтяного контакта, а сверху за 5-7 метров до верхнего насоса 11.

В нижней части колонны НКТ 9 на глубине ниже пласта 3 установлен нижний насос 13. Плунжер 14 верхнего глубинного штангового насоса 11 жестко связан с поршнем 15 нижнего насоса 13.

На границе водонефтяного контакта (ВНК) 16 установлен дополнительный пакер 17. Поршень 15 нижнего насоса 13 имеет возможность ограниченного осевого перемещения на длину хода плунжера 14 верхнего насоса 11.

Колонна НКТ 9 выше пакера 8 снабжена радиальными отверстиями 18, сообщающими водоносную зону 19 пласта 3 с подпоршневым пространством 20 нижнего насоса 16 в верхнем положении поршня 15 нижнего насоса 13. На внутренней поверхности кожуха 12 выполнены сепараторы-отстойники 21.

Производительность верхнего 11 и нижнего 13 насосов подбирается исходя из добывной возможности пласта 3 по жидкости.

Соотношение производительностей верхнего 11 и нижнего 13 насосов регулируется площадью поперечного сечения S1 и S2 соответственно плунжера 14 верхнего насоса 11 и поршня 15 нижнего насоса 13 и подбирается в зависимости от количества поступающих в скважину 1 воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды в камере-разделителе.

Устройство работает следующим образом.

Проводят глубинные исследования пластов 3 и 5, при этом соотношение производительностей верхнего 11 и нижнего 13 насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти на основе результатов предварительных исследований продуктивного пласта (отбором проб) по количеству и обводненности добываемой продукции, а также приемистости принимающего пласта 5 при соответствующем давлении закачки. Исходя из этого, производят подбор поперечных сечений S1 и S2 плунжера верхнего насоса 11 и поршня 15 нижнего насоса 13.

Водонефтяная смесь из пласта 3 через перфорационные отверстия 2 поступает в скважину 1, где за счет выбора производительности насосов 11 и 13 достигается разделение ее в интервале перфорационных отверстий 2 на восходящий поток газонефтяных капель (пунктирная стрелка) и нисходящий поток воды (сплошная стрелка). Скорость нисходящего потока воды у кровли пласта 3, то есть в его нефтенасыщенной части почти отсутствует. Благодаря этому газонефтяные капли или эмульсия с небольшим содержанием воды всплывают вверх. Начиная с обводненной части пласта 3 скорость нисходящего потока воды постепенно увеличивается в результате поступления воды из нижнего интервала перфорационных отверстий 2 и достигает максимума у подошвы пласта 3 в соответствии с производительностью нижнего насоса 13.

Восходящий поток нефти с незначительным содержанием воды поднимается по затрубному пространству 22 и по входным каналам 23 поступает в сепараторы-отстойники 21, где за счет гравитационной силы остаточная вода отделяется от нефти. Отделившаяся в сепараторах-отстойниках 21 вода по выходным каналами 24 попадает в кольцевое пространство между колонной НКТ 9 и кожухом 12, откуда стекает вниз в затрубное пространство 25 ниже дополнительного пакера 17.

При установившемся режиме работы скважины количество поступающей нефти из пласта 3 равно откачиваемой из скважины 1.

При этом накопленная нефть в затрубном пространстве 22 через боковой клапан 26 поступает на прием верхнего насоса 11. Верхний насос 11 работает по известному принципу, например, это вставной штанговый насос с диаметром плунжера S1=32 мм. Нисходящий поток воды из затрубного пространства 25 через радиальные отверстия 18 колонны НКТ 9 в верхнем положении поршня 15 нижнего насоса 13 поступает в подпоршневое пространство 20 нижнего насоса 13. Откуда при последующем ходе вниз поршня 15 нижнего насоса 13 радиальные отверстия 18 колонны НКТ 9 перекрываются самим поршнем, при этом открывается обратный клапан 10 и вода из подпоршневого пространства 20 поступает сначала во внутреннюю полость хвостовика 7 и далее через его перфорированные отверстия 6 закачивается под пакер 8 в принимающий пласт 5.

При последующим ходе поршня 15 вверх в подпоршневом пространстве 20 образуется разрежение и обратный клапан 10 закрывается, и, как только поршень 15 нижнего насоса 13 минует радиальные отверстия 18 колонны НКТ 8, в подпоршневое пространство вновь устремляется вода из затрубного пространства 25. В дальнейшем цикл работы нижнего насоса 13 повторяется.

В скважине 1 образуются две зоны. Одна зона ниже дополнительного пакера 17 в затрубном пространстве 25, в нижней части которой преимущественно имеется вода, находящаяся в покое или за счет поступления воды из сепараторов-отстойников 12 с небольшим темпом опускающаяся вниз.

Другая зона выше дополнительного пакера 17 в затрубном пространстве 22 с относительно более скоростным движением пузырьков нефти в воде, начиная от кровли пласта 3. Эти зоны гидродинамически соединены между собой через сепараторы-отстойники 21 и кольцевое пространство между колонной НКТ 9 и кожухом 12.

В качестве верхнего насоса 11 используется вставной штанговый глубинный насос с верхним приводом (станком-качалкой). Отделившуюся воду закачивают в принимающий пласт 5 посредством поршня 13, совершающего возвратно-поступательные перемещения синхронно с плунжером 14 верхнего насоса 11, с которым поршень 15 нижнего насоса 13 жестко связан посредством штока 27.

Размещение верхнего 11 и нижнего 13 насосов на максимальном расстоянии друг от друга способствует созданию большого пространства и увеличению пути движения восходящего потока водонефтяной смеси для качественного разделения воды от нефти.

В зависимости от соотношения нефть - вода изменяется соотношение площадей сечений плунжера 14 верхнего насоса 11 и поршня 15 нижнего насоса 13, например (50:50), то S1=S2, если (70:30), то S1>S2, а если (20:80), то S1<S2.

В предложенном устройстве при соответствующем выборе соотношения производительностей путем регулировки размеров S1 и S2 верхнего 11 и нижнего 13 насосов соответственно создаются условия разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды и обеспечение отделения нефти от остаточной воды, откачки ее верхним насосом 11 и откачки отделившейся воды нижним насосом 13.

Применение предложенного устройства благодаря установке дополнительного пакера на границе ВНК позволяет резко повысить эффективность разделения фаз на нефть и воду в скважине, а жесткое соединение плунжера верхнего насоса с поршнем нижнего насоса позволяет с помощью одного наземного привода приводить в действие оба насоса и сэкономить энергопотребление, а значит снизить финансовые затраты на эксплуатацию скважины.

1. Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, включающее перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), верхний глубинный штанговый насос, размещенный в колонне НКТ под динамическим уровнем накопленной нефти и нижний насос для закачки воды в нижний принимающий пласт, причем насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии, а их производительность подбирается исходя из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а также камеру-разделитель, хвостовик, обратный клапан и пакер, устанавливаемый в скважине над кровлей принимающего пласта, камеру-накопитель, выполненную в виде сепараторов-отстойников, отличающееся тем, что на границе водонефтяного контакта (ВНК) установлен дополнительный пакер, а плунжер верхнего глубинного штангового насоса жестко связан с поршнем нижнего насоса, имеющим возможность ограниченного осевого перемещения на длину хода плунжера верхнего насоса, причем колонна НКТ выше пакера снабжена радиальными отверстиями, сообщающими водоносную зону продуктивного пласта с подпоршневым пространством нижнего насоса в верхнем положении поршня нижнего насоса, причем камера-разделитель выполнена в виде кожуха, размещенного концентрично снаружи колонны НКТ от уровня ВНК до приема верхнего насоса, при этом на наружной поверхности кожуха выполнены сепараторы-отстойники.

2. Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт по п.1, отличающееся тем, что соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов регулируется площадью поперечных сечений S1 и S2, соответственно плунжера верхнего насоса и поршня нижнего насоса и подбирается в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды в камере-разделителе.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче обводненной нефти и утилизации попутно добываемой воды. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам подготовки кислых газов к закачке в пласт через нагнетательную скважину с целью их утилизации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти и утилизации попутно добываемой воды. .

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для добычи жидких текучих сред из скважин с разделением их в сочетании с обратной закачкой разделенных сопутствующих материалов.

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов, преимущественно газоконденсатных и нефтегазоконденсатных. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а более конкретно к способам разработки нефтяных месторождений с высоковязкими нефтями. .

Изобретение относится к техническим средствам одновременно-раздельной добычи обводненной нефти электроцентробежным насосом и закачки попутно-добываемой воды в нижележащий поглощающий горизонт

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к установкам получения водогазовой смеси и закачки ее в нефтяной пласт

Изобретение относится к подготовке попутного нефтяного газа для подачи его в газлифтную систему и в межпромысловый коллектор - транспортный трубопровод - и может быть использовано в нефтедобывающей, нефтегазоперерабатывающей и других отраслях промышленности

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для одновременно раздельной добычи нефти и закачки воды в обводненных скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам подготовки кислого газа, содержащего сероводород и углекислый газ, для закачки в пласт через нагнетательную скважину. Обеспечивает снижение энергетических затрат, снижение риска образования газовых гидратов, уменьшение числа ступеней сжатия-охлаждения кислых газов и утилизацию попутных сероводородсодержащих сжиженных газов и газовых бензинов. Сущность изобретения: по способу подготовку кислых газов для закачки в пласт через нагнетательную скважину осуществляют путем подачи кислого газа в несколько ступеней сжатия-охлаждения при температуре 40÷60°C, осушки сжатого кислого газа гликолем при давлении сжатия и температуре 45÷65°C, перевода осушенного газа в жидкое состояние последующим сжатием и охлаждением его до температуры 40÷65°C. При этом кислые газы перед подачей на сжатие смешивают со сжиженным газом C3-C5 или с газовым бензином, взятым в количестве 10÷40% по мас. Сжатие-охлаждение кислого газа и осушку проводят при давлении до 0,4÷0,6 МПа, а перевод его в жидкое состояние осуществляют при давлении до 0,8÷4,0 МПа. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть применено для утилизации попутного нефтяного газа непосредственно на кустовой площадке. Технический результат заключается в полной утилизации попутного нефтяного газа и пластовой воды, в предотвращении выбросов газа в окружающую среду и в проведении очистки продукции скважины от механических примесей. Система для утилизации попутного нефтяного газа включает объединенный трубопровод продукции с куста добывающих скважин, подведенный к сепарирующему устройству для разделения продукции скважины на попутный газ, воду и нефтяную эмульсию с отводящими их линиями, блок очистки отделенной воды, насос, связанный с эжектором, соединенным с напорным трубопроводом для подачи полученной газожидкостной смеси в нагнетательные скважины. Система дополнительно снабжена гидроциклоном механических частиц, установленным перед сепарирующим устройством, насос размещен на раме, смонтированной на мобильной установке, в качестве сепарирующего устройства применен гравитационный нефтегазосепаратор, а в блоке очистки отделенной воды расположены гидроциклон для отделения мехпримесей и гравитационный дегазатор, отвод газа из которого соединен с линией отвода газа из гравитационного нефтегазосепаратора, связанной с эжектором, при этом выход очищенной воды из блока очистки воды подключен к насосу, а выходы гидроциклонов сообщены с накопительной емкостью мехпримесей. 1 ил.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для разработки нефтяных месторождений с обустройством нефтяных промыслов. Нефтедобывающий комплекс включает, по меньшей мере, одну добывающую и одну нагнетательную скважины, снабженные блоками телемеханической системы регулирования и учета потоков добываемой и закачиваемой жидкости с регулируемыми клапанами и датчиками контрольно-измерительных приборов (КИП), межскважинную перекачивающую станцию (МПС). Регулируемые клапаны и датчики КИП размещены в обособленных каналах, сообщающих раздельно колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пластами добывающих и нагнетательных скважин, с возможностью передачи управляющих команд и информации о технологических параметрах флюида и закачиваемой водогазовой смеси от датчиков КИП по кабелям связи на панели управления соответствующих скважин на станции управления нефтедобывающим комплексом, связанную силовыми кабелями электропитания с электроприводами глубинных насосов добывающих скважин. МПС содержит автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) добывающих скважин, распределительный коллектор (РК) нагнетательных скважин, винтовой газожидкостный, отстойные жидкостный и трехфазный газожидкостный сепараторы, последний входом соединен трубопроводом с АГЗУ и трубопроводами с колоннами НКТ добывающих скважин, снабженными газожидкостным эжектором с байпасом, сообщающимися с межтрубным пространством, а выкидами по нефти - с винтовым газожидкостным и по воде - с жидкостным отстойным сепараторами, водогазовый эжектор, соединенный с колоннами НКТ нагнетательных скважин через РК посредством трубопроводов с запорной арматурой и обратным клапаном, встроенными в трубопровод дожимными насосами с байпасом, сообщающийся с колоннами НКТ нагнетательных скважин, силовой объемный насос с частотно-регулируемым электроприводом, емкость с поверхностно-активным веществом, сообщающуюся с приемной камерой водогазового эжектора. Выкиды по нефти жидкостного отстойного и винтового газожидкостного сепараторов соединены с нефтесборником. Выкид по воде жидкостного отстойного сепаратора соединен с резервуаром воды, который сообщен с силовым насосом. Выбросы газа из трехфазного отстойного и винтового газожидкостных сепараторов соединены газопроводами с газонакопителем, последний соединен с водогазовым эжектором и хемосорбционным газоочистителем с газоперекачивающим агрегатом на производственные и социально-бытовые нужды. Технический результат заключается в повышении дебита и нефтеотдачи пластов нефтяных залежей. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды. По способу замеряют приемистость нагнетательной скважины. Подают продукцию одной или более добывающих скважин в скважину или шурф для предварительного сброса воды. Замеряют количество сырой нефти и газа, а также обводненность сырой нефти, плотность нефти и воды, поступающих в скважину или шурф для предварительного сброса воды. Делят скважинную продукцию на частично обезвоженную нефть, газ и воду. Направляют частично обезвоженную нефть и газ в сборный коллектор. Подают сброшенную воду в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта. При совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, выполненного с возможностью изменения подачи и, в том числе, минимальной подачи. Определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в сборный коллектор. При удовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в нагнетательную скважину. Замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды. Затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Увеличение подачи воды производят до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. При этом, когда из скважины или шурфа для предварительного сброса воды частично обезвоженная сырая нефть с газом поступает в сборный коллектор, то на входе в скважину или шурф повышают давление поступающей скважинной продукции по меньшей мере на величину потерь давления при сепарации, и/или повышают количество сбрасываемой воды, и/или пропускают через скважину или шурф всю скважинную продукцию, проходящую по сборному коллектору. Повышение давления обеспечивают таким образом, что всю частично обезвоженную нефть с газом направляют в сборный коллектор. При этом исключают возможность попадания нефти в трубопровод отвода воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх