Способ подготовки и транспортировки продуктов скважинной добычи на зрелых нефтяных месторождениях и система реализации

Изобретение относится к способу подготовки и транспортировки продуктов скважинной добычи на зрелых нефтяных месторождениях и системе реализации в (поддержание пластового давления) нефтяной промышленности и может найти применение на нефтепромыслах, использующих систему ППД (поддержание пластового давления). Способ подготовки и транспортировки продуктов скважинной добычи на зрелых нефтяных месторождениях включает оценку замером параметров скважинной добычи и предварительную подготовку с разделением продукции скважиной добычи на фазы. После этого формируют объединенный децентрализованный поток скважинной добычи с промышленно значимым остаточным содержанием нефти при объеме потока V0=F{f[(V1+V2+…+Vn), Рд], Рд=ϕ(Os)} от кустовых групп скважин с возможностью мобильного варьирования и перегруппировки потоков от скважин. Затем раздельно транспортируют продукты скважинной добычи от кустовых групп потоками низкого давления от скважин по трубопроводам на децентрализованную комплексную подготовку объединенного потока продуктов скважинной добычи. Децентрализованная комплексная подготовка включает дегазацию и последующее разделение эмульсии на нефть и возвратную воду, которую аккумулируют с последующим регулируемым возвратом в кустовые группы для утилизации по трубопроводам низкого давления, где (V0) - максимальный объем объединенного потока, м³/сут; (V1, V2, …, Vn) - объемы скважинной добычи кустовых групп K1, K2…Kn скважин, м³/сут; (Рд) - предельное давление в системах объединенного и скважинных потоков, МПа; (Os) - надежность подготовки и транспортировки как отношение числа отказов в год к числу добывающих децентрализованных скважин. Система подготовки и транспортировки продуктов скважинной добычи на зрелых нефтяных месторождениях включает замерные устройства параметров скважинной добычи, устройство предварительной подготовки и трубопроводы. Система выполнена в виде децентрализованного комплекса мобильных устройств и оборудования, объединенных в систему гибкими антикоррозионными трубопроводами низкого давления для транспортировки продуктов скважинной добычи с возможностью оперативного варьирования и перегруппировки трубопроводной системы потоков, размещенного на выделенной площадке в непосредственной близости от кустовых групп добывающих, нагнетающих и поглощающих скважин. Система включает мобильные индивидуальные узлы закачки в нагнетательные и поглощающие скважины, связанные с децентрализованным мобильным комплексом, децентрализованная комплексная подготовка включает газосепаратор, разделитель на газ, нефть и воду, узел качества разделения, накопитель-аккумулятор в виде емкости и устройство последующего регулируемого распределения попутно добываемой воды, обеспечивающего транспорт в кустовые группы для системы ППД и утилизации. Техническим результатом группы изобретений является обеспечение возможности минимизированного транспортирования, оптимизация утилизации попутно добываемой воды, возможность снижения давления при транспортировании продукции, возможность использования для транспортировки воды, ПНГ и нефти трубопроводов низкого давления (ТПНД) с возможностью оперативного монтажа-демонтажа и передислокации децентрализованных систем с высокой устойчивостью к коррозии, обеспечение возможности оперативного регулирования давлений и расходов воды при закачке и обеспечение возможности оперативного регулирования баланса воды между МТК. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

1. Область техники

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение на нефтепромыслах, использующих систему ППД.

2. Предшествующий уровень техники.

Для большинства нефтедобывающих компаний, одной из актуальных в настоящее время, является проблема, связанная с выработкой остаточных запасов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

Добыча нефти на нефтяных месторождениях находящихся на поздних стадиях разработки, использующих систему ППД сопровождается увеличением объемов попутно добытой воды, изменением водо-нефтяного фактора и резким увеличением доли затрат на сбор и транспортировку скважинной жидкости, подготовку нефти и утилизацию попутно добываемой воды. Эти основные затраты увеличивают себестоимость добычи нефти с постоянной негативной динамикой.

Расположение действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин на зрелых нефтяных месторождениях носит мозаичный характер по площади и часто не совпадает с распределением остаточных запасов и связанной с этим необходимостью реанимации имеющейся инфраструктуры из-за критического износа существующих промысловых сетей для поддержания эффективной системы разработки, что еще больше осложняет достижение экономически оправданной добычи нефти.

На все не решенные проблемы технического характера накладываются организационно-технологические и экономические проблемы: низкая, а в большинстве случаев, отрицательная рентабельность добычи нефти; отсутствие мотивации в финансировании геолого-технических мероприятий (ГТМ) из-за их низкой эффективности и высоких рисков.

В комплексе эти проблемы не могут быть решены сегодня только в рамках централизованной системы промысловых трубопроводов без кардинального пересмотра системы сбора и транспортировки при помощи промысловых трубопроводов.

Одной из насущных проблем является так же проблема решения технической задачи вовлечение в активную разработку остаточных запасов нефти за счет ввода в эксплуатацию законсервированных и бездействующих скважин.

Известен способ и устройство реализации, используемые при добыче нефти, где при больших потоках жидкости разделяют продукцию скважин на фазы, транспорт выполнен в виде трубопроводов без транспортировки воды на большие расстояния, проводят предварительную обработку, сбор продукции скважин, газосепарацию, отделение нефти и воды, очистку воды и ее утилизацию. (Патент РФ №2230594, 2004, МПК B01D 17/00).

Способ и устройство не обеспечивают возможности регулирования закачки возвратной воды при изменении водо-нефтяного фактора отдельных скважин и групп скважин, движении фонда действующих скважин.

К недостаткам установки и реализованного ей способа следует отнести то, что она предназначена только для предварительного сброса воды, и не отражает другие требования к процессу подготовки и раздельного транспортирования, которые могут быть обеспечены на нефтяном месторождении.

Недостатком установки является ее конструктивная сложность, использование большого количества аппаратов, сепараторов и высоконапорных насосов, и необходимость круглосуточного обслуживания персоналом и соответственно невысокая надежность. Установка содержит аппарат предварительного разделения продукции скважин на фазы с линиями, отводами их в нефтяной и водяной сепараторы, буферные емкости для нефти и воды с насосами и подогреватель. Установка дополнительно содержит газосепаратор, установленный на линии отвода воды из аппарата предварительного разделения продукции скважин на фазы, выполненный в виде наклонной трубы с линией подачи воды выше уровня жидкости и связанный с водяным сепаратором, при этом упомянутый аппарат выполнен в виде наклонного трубопровода с линиями подвода продукции скважин, вывода воды, нефти и газа, нефтяной сепаратор - в виде емкости с перегородками, водяной сепаратор - в виде отстойника с гидрофобным слоем, а подогреватель установлен на линии отвода нефти из буферной емкости для нефти с возможностью подачи подогретой нефти в линию подвода продукции скважин и в линию ввода нефти в нефтяной сепаратор, при этом линии вывода газа из всех аппаратов установки связаны с общим газопроводом с возможностью подачи газа в качестве топлива в подогреватель

Известен мобильный комплекс по переработке жидкого нефтепродукта, включающий передвижные устройства с возможностью их переустановки для осуществления процессов переработки. (ПМ РФ №48805, 2004, МПК B01D 17/00).

Недостаток способа в том, что он не может быть применен для подготовки и транспортировки скважинной жидкости.

Известено также, принятое заявителем за наиболее близкое, как в части способа, так и в части устройства, техническое решение (Патент РФ на полезную модель №138431, B01D 17/00 (2006)) «Установка для предварительного сброса…», в которой осуществляют предварительную подготовки - разделения продукции скважины на фазы с линиями их отвода, установленное в непосредственной близости от добывающей и поглощающей скважин, установка оборудована устройствами для замера.

Недостатком способа и устройства предварительного разделения продукции скважины, установленное в непосредственной близости от групповой замерной установки в том, что в качестве устройства предварительного разделения продукции скважины выбрано устройство высокого давления, при этом, установка снабжена трубопроводом высокого давления, трубопроводом для отвода нефтегазовой смеси в коллектор групповой замерной установки для дальнейшей транспортировки продукции, клапаном для регулирования объема сбрасываемой воды, соединенным с устройством высокого давления с помощью трубопровода для отвода воды в поглощающую скважину, сигнализатором уровня раздела сред, электроконтактным манометром для передачи сигнала на исполнительный механизм клапана.

Недостатком установки является то, что для отделения и предварительного сброса пластовой воды используют устройства высокого давления в виде толстостенных емкостей высокого давления, в которых перераспределение фаз на воду, нефть и выделение воды в виде свободной фазы происходит за счет сил гравитации и гидроциклонного метода. Устройства высокого давления и скважины соединены трубопроводом, по которому в устройство поступает продукция скважины под повышенным давлением в зависимости от напора установки добывающей скважины и с учетом давления, необходимого для обеспечения требуемой приемистости поглощающей скважины, предназначенной для утилизации попутной пластовой воды.

Кроме того, такая система не позволяет оперативно регулировать расходы закачки воды в скважины при меняющихся приемистостях нагнетательных и дебитах добывающих скважин, а наличие трубопроводов высокого давления требует особых мер по организации работ.

3. Сущность изобретения

3.1. Постановка технической задачи

Техническая задача - оптимизация добычи нефти при высокой обводненности продукции скважин на месторождении, повышение выработки остаточных запасов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, снижение энергетических затрат и повышение безопасности, экологичности и надежности системы сбора и транспортировки при помощи промысловых трубопроводов.

3.2. Результат решения технической задачи

Решение поставленной технической задачи реализовано путем замещения высоконапорного централизованного способа сбора и транспортировки низконапорными децентрализованными мобильными системами подготовки и транспортировки с очень коротким (до 100 м) путем высоко напорных трубопроводов (до 20МПа), реализующими децентрализацию на основе сбора скважинной жидкости отдельных скважин, объединенных в группы (мобильные технологические кластеры - МТК) по относительному балансу добычи попутно добываемой воды, потребности в объемах закачки воды для системы ППД + технической готовности к утилизации остатков воды. При этом МТК могут быть связанны между собой для поддержания оптимального баланса движения попутно добываемой воды и оперативного регулирования режимов работы системы и ее узлов.

Решена комплексная задача минимизированного транспортирования и оптимизация утилизации попутно добываемой воды. Одна из решенных технических задач возможность снижения давления при транспортировании продукции. Возможности использования для транспортировки воды, ПНГ и нефти трубопроводов низкого давления (ТПНД) с возможностью оперативного монтажа - демонтажа и передислокации децентрализованных систем с высокой устойчивостью к коррозии, обеспечении возможности оперативного регулирования давлений и расходов воды при закачке и обеспечении возможности оперативного регулирования баланса воды между МТК, что, в сочетании с мобильностью оборудования, позволяет существенно снизить затраты по наиболее существенным статьям, характерным для месторождений на поздней стадии разработки, а именно: стоимостью владения системой ППД, стоимостью работ по ликвидации порывов на нефтесборных и водоводных трубопроводах, снижение потребления электроэнергии, штрафов за загрязнение окружающей среды, продлевая период экономически оправданной эксплуатации, особенно предельно обводненных (более 95% воды в составе скважинной жидкости) месторождений.

4.1. Перечень фигур чертежей

На фиг. 1 представлен «Децентрализованный мобильный узел системы сбора, подготовки и транспортировки продуктов скважинной добычи на зрелых нефтяных месторождениях», представляющий систему транспортных потоков и устройств на примере кустовой группы №4-к (1) и децентрализованный мобильный узел (7) комплекса подготовки и распределения продуктов добычи, где 1 - система транспортных потоков кустового узла (на примере кустовой узел К-4), 2 - мобильный индивидуальный кустовой узел закачки нагнетающий (МИУЗ-Н), 3 - мобильный индивидуальный кустовой узел закачки поглощающий (МИУЗ-П), 4 - добывающие скважины кустового узла К-4: 4(1) - добывающая скважина №1 кустового узла К-4, 4(n) - добывающая скважина № (n) кустового узла К-4, 4(s) - добывающая скважина № (s) кустового узла К4, 5 - нагнетательная скважина, 6 - поглощающая скважина, 7 - локально-централизованный мобильный узел подготовки и распределения, 8 - сбор и комплексная подготовка локально-централизованного объема продукта добычи, 9 - дегазация, 10 - разделение эмульсии на воду и нефть, 11 - газ, 12 - нефть, 13- централизованное или локальное потребление, 14 - вода возвратная, 15 - аккумулирование возвратной воды, 16 - регулируемое распределение возврата воды, 17 - поток низкого давления скважинной жидкости от добывающей скважины, 18 - незадействованная скважина по активации с возможностью подключения к мобильной локально-централизованной системе, 19 потоки целевого возврата, 20 - раздельное измерение параметров воды, нефти и газа, 21 - оптимизированные потоки утилизации воды, 22=(17+18+…) - потоки децентрализованного объема, 23 - объединенный поток, s - количество скважин на выделенном кусте, n - количество выделенных для активации скважин на кусте.

4.2. Отличительные признаки

В отличие от известного способа включающего оценку параметров скважинной добычи, осуществляемую измерением и предварительную подготовку с разделением продукции скважиной добычи на фазы, в способе подготовки и транспортирования продуктов скважинной добычи на зрелых нефтяных месторождениях формируют объединенный децентрализованный поток (22=(17+18+…)) скважинной добычи с промышленно-значимым остаточным содержанием нефти объемом потока V0=F{f{(V1+V2+…+Vn), Рд], Pд=ϕ(Os)} от кустовых групп скважин (17, 18), с возможностью мобильного варьирования и перегруппировки потоков от скважин, раздельно транспортируют продукты скважинной добычи от кустовых групп потоками низкого давления от скважин по трубопроводам на децентрализованную комплексную подготовку объединенного потока (23) продукта скважинной добычи, децентрализованная комплексная подготовка включает дегазацию (9) и последующее разделение эмульсии на нефть и возвратную воду, которую аккумулируют (15) с последующим регулируемым возвратом в кустовые группы для утилизации по трубопроводам потоками низкого давления, при разделении может выполняться дополнительная дегазация, где

(V0) - максимальный объем объединенного потока, м³ в сутки;

(V1, V2, …, Vn) - объемы скважинной добычи кустовых групп K1, K2…Kn скважин, м³ в сутки;

(Рд) - предельное давление в системах объединенного и скважинных потоков, Мпа;

(Os) - надежность подготовки и транспортирования по числу отказов в год, отнесенных к числу добывающих децентрализованных скважин.

В способе оценку параметров скважинной добычи можно осуществлять предварительно по содержанию воды каждой добывающей скважины с оценкой распределения степени водосодержания по скважинам внутри кустов и междукустового распределения, с учетом которых объединенный децентрализованный поток формируют одновременным направления потоков от добывающих скважин на комплексную подготовку, с промыш-ленно-значимым средним содержанием нефти в объединенном потоке более 0,8%, мас.

По условиям безопасности и возможности экономии энергозатрат допустимое давление Рд в системе потоков целесообразно принять Рд<=0,1 Мпа, причем также после разделения измеряют потоки газа, нефти и воды, потоки нефти и газа направляют в магистральные потоки или непосредственно на потребление, а транспортирование осуществлять по возможности потоками с ламинарным движением жидкости по трубопроводу.

Система подготовки (8) и транспортирования продуктов скважинной добычи на зрелых нефтяных месторождениях в отличие от известной, включающей замерные устройства параметров скважинной добычи, устройство предварительной подготовки и трубопроводы, выполнена в виде комплекса мобильных устройств и оборудования, объединенных в систему гибкими антикоррозионными трубопроводами низкого давления транспортирования жидких продуктов с возможностью оперативного варьирования и перегруппировки трубопроводной системы потоков, система оснащена децентрализованным мобильным комплексом (7), размещенным на выделенной площадке в непосредственной близости от кустовых групп добывающих, нагнетающих и поглощающих скважин, включает также мобильные индивидуальные узлы закачки в нагнетающие скважины и мобильные индивидуальные узлы закачки в поглощающие скважины, связанные с децентрализованным мобильным комплексом транспортной мобильной системой трубопроводов низкого давления (19) продукта добычи и трубопроводов низкого давления возвратной воды для нагнетающей и поглощающей закачки и связанных трубопроводом на децентрализованную комплексную подготовку объединенного потока продукта скважинной добычи, децентрализованная комплексная подготовка включает разделитель (10) на газ, нефть и воду, накопитель-аккумулятор (14) в виде емкости и устройство последующего регулируемого распределения, обеспечивающего обратную связь в кустовые группы возвратной воды для утилизации (21).

В системе гибкий трубопровод может быть выполнен с замковыми соединениями для оперативного монтажа - демонтажа и с возможностью укладки, обеспечивающей ламинарную транспортировку жидкости, а максимальное допустимое давление Рд потоков в системе трубопроводов принять Рд<=0,1 Мпа.

Один из вариантов выполнения измерения в виде узлов раздельного измерения газа, нефти и воды, локальные территориальные трубопроводы потоков нефти и газа присоединяют к магистральным трубопроводам или непосредственно на потребление, а в качестве выделенной площадки используют площадки заглушенных скважин или скважин выведенных из фонда кустов.

4.3. Описание существа способа

Эксплуатации месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, показывает, что значительная часть затрат связана с поддержанием работоспособности существующей системы промысловых трубопроводов сбора и поддержания пластового давления и затратами на электроэнергию, используемую для подготовки и транспортировки скважинной жидкости и утилизации попутно добываемой воды. При этом с увеличением обводненности нефти концентрация ее (нефти) в скважинной жидкости при малых количествах нефти снижается по экспоненциальному закону.

Сущность предлагаемого решения заключается в создании и организации децентрализованного системы подготовки, обеспечивающей повышение среднего показателя массовой концентрации нефти (по массе) в смеси, что обеспечивает более высокую степень разделения на фазы.

В способе по данным оценки параметров скважинной добычи из отдельных потоков со скважин формируют объединением потоков децентрализованный доток объединяющий потоки от скважин с разной концентрацией нефти. Такое объединение усредняет концентрацию нефти и нивелирует потоки с очень низким содержанием.

5. Пример конкретного выполнения (реализация решения)

Реализация предлагаемой децентрализованной системы сбора и транспортировки предусматривается на основе комплекса оборудования, технических и технологических решений, разработанных компанией «Л-Петро». Проектирование децентрализованного мобильного узла сбора, подготовки и распределения продукции (86) на базе мобильной платформы и станции управления осуществляется индивидуально, с привязкой к конкретному месторождению, дизайн которого разрабатывается компанией «Л-Петро» и обеспечивает: дегазацию, разделение водонефтяной эмульсии и количественное и качественное измерение продукции поступающей с группы действующих скважин, расположенных на подключенных к МТК кустах.

В качестве газосепаратора применяются серийно выпускаемые изделия в зависимости от газового фактора и объема попутного газа, например: СГВ-7 производства НПО «Вертекс».

Мобильные индивидуальные узлы закачки (МИУЗ-Н(2) и МИУЗ-П)(3) разработаны компанией «Л-Петро» и производятся компанией «Л-Старт».

В качестве высоконапорных трубопроводов в системе сбора продукции с объединяемых кустов скважин (17,18) предполагается использование гибких полимерно-металлических труб "Поликорд-Флекс" по ТУ 2248-006-54031385-12, в системе нагнетания воды от МИУЗ по ТУ2248-00721171125-00 производимых ООО "Реммаш-Сервис".

В качестве низконапорных трубопроводов для распределения и транспортировки, разделенных на узле (8б) нефти(12), газа(11) и воды(19), предусматривается использование труб из ПНД ПЭ100/SDR11 изготовленных по ГОСТ18599-2001 и ТУ 2248-016-40270293-2002 ("Трубополимер").

6. Результаты расчетов, выполненных для N-ского месторождения в Западной Сибири, подтверждающие эффект от применения предлагаемого технического решения:

- Действующая КНС будет законсервирована.

- Из 78 километров водоводов со средним давлением 115 атмосфер: 80% будут выведены из эксплуатации и лишь 20% (в основном, малого диаметра) будут переведены на давление до 10 атмосфер.

- В точках закачки через МИУЗы реализуются необходимые для системы разработки технологические параметры (P,V), а так же возможность реализации автоматизированного поддержания режима закачки, отличного от постоянного, что непосредственно влияет на до-извлечение остаточных запасов нефти

- За счет уменьшения давления предполагается, что увеличится срок эксплуатации водоводов и значительно снизятся риски аварийности.

- Существующие нефтесборные сети большого диаметра (более 219 мм) будут выведены из эксплуатации.

- Новые трубопроводы из ПНД имеют гарантию от коррозии до 50 лет и не требуют затрат на мониторинг состояния.

- Уровень энергопотребления при сопоставимых объемах добычи скважинной жидкости будет снижен не менее, чем на 40%.

- Удельное энергопотребление на 1 м³ закачки воды в пласт снизится более, чем в 2

раза.

- Удельное энергопотребление на подъем скважинной жидкости снизится не менее, чем на 20%.

- Практически исключаются затраты на восстановление аварийных трубопроводов и плата штрафов за экологию на весь период до выработки запасов (около 30 лет).

- Четыре МТК позволят обеспечить потребность нефтепромысла в инфраструктуре в текущих объемах и расположении действующего фонда скважин.

- Количество МТК может быть увеличено только на две единицы при реализации экспериментального плана реинжиниринга проекта разработки за счет их мобильности и работы в точках роста.

1. Способ подготовки и транспортировки продуктов скважинной добычи на зрелых нефтяных месторождениях, включающий оценку замером параметров скважинной добычи и предварительную подготовку с разделением продукции скважиной добычи на фазы, отличающийся тем, что формируют объединенный децентрализованный поток скважинной добычи с промышленно-значимым остаточным содержанием нефти при объеме потока V0=F{f[(V1+V2+…+Vn), Рд], Рд=ϕ(Os)} от кустовых групп скважин с возможностью мобильного варьирования и перегруппировки потоков от скважин, раздельно транспортируют продукты скважинной добычи от кустовых групп потоками низкого давления от скважин по трубопроводам на децентрализованную комплексную подготовку объединенного потока продуктов скважинной добычи, децентрализованная комплексная подготовка включает дегазацию и последующее разделение эмульсии на нефть и возвратную воду, которую аккумулируют с последующим регулируемым возвратом в кустовые группы для утилизации по трубопроводам низкого давления, где

(V0) - максимальный объем объединенного потока, м³/сут;

(V1, V2, …, Vn) - объемы скважинной добычи кустовых групп K1, K2…Kn скважин, м³/сут;

(Рд) - предельное давление в системах объединенного и скважинных потоков, МПа;

(Os) - надежность подготовки и транспортировки как отношение числа отказов в год к числу добывающих децентрализованных скважин.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оценку параметров скважинной добычи осуществляют предварительно по содержанию воды в каждой добывающей скважине с оценкой распределения объемов попутно добываемой воды по скважинам внутри кустов и междукустового распределения, с учетом которых объединенный децентрализованный поток формируют направлением потоков от добывающих скважин на комплексную подготовку.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что допустимое давление Рд в системе потоков устанавливают по условию гарантированной надежности по безопасности при установленном значении для децентрализаованной системы Рд<=0,1 МПа.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после разделения измеряют потоки газа, нефти и воды, потоки нефти и газа раздельно направляют в магистральные потоки или непосредственно на потребление.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что транспортировку после разделения трехфазного потока осуществляют раздельными потоками по трубопроводам.

6. Система подготовки и транспортировки продуктов скважинной добычи на зрелых нефтяных месторождениях, включающая замерные устройства параметров скважинной добычи, устройство предварительной подготовки и трубопроводы, отличающаяся тем, что система выполнена в виде децентрализованного комплекса мобильных устройств и оборудования, объединенных в систему гибкими антикоррозионными трубопроводами низкого давления для транспортировки продуктов скважинной добычи с возможностью оперативного варьирования и перегруппировки трубопроводной системы потоков, размещенного на выделенной площадке в непосредственной близости от кустовых групп добывающих, нагнетающих и поглощающих скважин, и включает мобильные индивидуальные узлы закачки в нагнетательные и поглощающие скважины, связанные с децентрализованным мобильным комплексом, децентрализованная комплексная подготовка включает газосепаратор, разделитель на газ, нефть и воду, узел качества разделения, накопитель-аккумулятор в виде емкости и устройство последующего регулируемого распределения попутно добываемой воды, обеспечивающего транспорт в кустовые группы для системы ППД и утилизации.

7. Система по п. 6, отличающаяся тем, что гибкий трубопровод выполнен с замковыми или фланцевыми соединениями для оперативного монтажа-демонтажа и с возможностью укладки, обеспечивающей ламинарную транспортировку жидкости.

8. Система по п. 6, отличающаяся тем, что максимальное допустимое давление Рд потоков в системе трубопроводов устанавливают Рд<=0,1 МПа.

9. Система по п. 6, отличающаяся тем, что в качестве выделенной площадки используют кустовые площадки длительно неработающих скважин или другие площадки старой инфраструктуры.