Новости // Оборудование, услуги, материалы. Нкт это нефть


ФОНТАННЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

ДОБЫЧА

И ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР НЕФТИ

СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Нефть добывается двумя основными способами: фонтанным и механизированным. Если нефть поднимается на поверхность под действием естественной энергии нефтяного пласта, способ добычи называется фонтанным. Если энергии пласта недо­статочно для подъема жидкости на поверхность и приходится применять дополнительное оборудование, способ добычи назы­вается механизированным.

ФОНТАННЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Оборудование фонтанной скважины состоит из колонны насос-но-компрессорных труб и устьевой фонтанной арматуры с вы­кидными линиями. К. вспомогательному оборудованию относят­ся отсекатель для отключения скважины в случае ее неисправ­ности, манометр для контроля за давлением, штуцер для регу­лирования дебита скважин, камера пуска шара для очистки выкидных нефтепроводов от парафина (рис. 3).

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для подъема на поверхность земли продукции фонтанной скважины. Их вы­пускают с внутренним диаметром от 40,3 до 100,3 мм. Диаметр НКТ подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий экс­плуатации. Чем больше дебит скважины, тем больше диаметр

Для предотвращения отложения парафина в колонне НКТ внутренние стенки их покрывают эпоксидными смолами, остекловывают или эмалируют.

Для подвешивания колонны НКТ, герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и колонной НКТ, кон­троля за работой скважины и направления газожидкостной сме­си в выкидную линию устье скважины оборудуют стальной фон­танной арматурой, которая состоит из трубной головки и фон­танной елки.

Выпускается тройниковая и крестовая фонтанная арматура. Фонтанный способ добычи нефти наиболее дешевый и наи­менее трудоемкий по сравнению с другими. Однако при эксплуа­тации фонтанных скважин иногда возникают осложнения. К ним относятся запарафинивание подъемных труб, отложение солей в трубах, образование песчаных пробок, появление воды и т. д. Для предотвращения отложения парафина в выкидных лини­ях после отсекателя устанавливается устройство для периоди­ческого запуска вручную резиновых шаров. Шар движется за счет энергии потока газонефтяной смеси, по мере его продви­жения по трубам внутренние стенки их очищаются от отложе­ний парафина.

В последние годы для очистки труб от парафинов стали ши­роко применять специальные химические реагенты-ингибиторы парафинообразования, а также различные растворители на уг­леводородной основе, в том числе получаемые в качестве побоч­ного продукта на установках подготовки нефти.

Похожие статьи:

poznayka.org

Без НКТ. Татнефть разработала УЭЦН, снижающую затраты на добычу нефти // Оборудование, услуги, материалы // Новости

Казань, 18 апр - ИА Neftegaz.RU. Специалистами ТатНИПИнефти, компании Татнефть, разработана насосная установка для подъема продукции скважин без использования насосно-компрессорных труб (НКТ), снижающая затраты на добычу нефти за счет применения комплекса нового оборудования. 

Об этом Татнефть сообщила 18 апреля 2018 г.

 

Установка позволяет проводить ремонты без использования подъемного агрегата и привлечения бригады ПРС, КРС. 

Учеными ТатНИПИнефти предложен вариант эксплуатации скважин установками с электро-центробежным насосом (УЭЦН ) без применения НКТ.

Сама технология беструбной эксплуатации скважины установкой с электро-центробежным насосом впервые в России была реализована компанией Татнефть на 303й залежи в НГДУ Лениногорскнефть.

 

Технология:

- на устье скважины устанавливаются геофизический подъемник, используемый непосредственно для спуска и подъема ЭЦН, и автонаматыватель - для намотки питающего кабеля УЭЦН;

- монтаж ниппеля и ЭЦН производится при помощи подъемного крана;

- насосный агрегат в сборе на кабель-канате опускается в скважину, сажается на пакер и уплотняется в нем.

 

Кабель-канат выдерживает нагрузку 100 кН.

Он имеет сплошную 2-слойную (крест накрест) наружную оплетку из прочных стальных проволок, обвитых вокруг электрического 3-жильного кабеля, с помощью которого осуществляется питание погружного электродвигателя (ПЭД).

Область применения УЭЦН на кабель-канате как по напорам, так и по подаче шире, чем у установок, спускаемых на трубах, так как увеличение радиальных габаритов двигателя и насоса за счет устранения бокового кабеля при тех же размерах колонн, позволяют существенно улучшить технические характеристики агрегатов. 

Преимущества такой технологии:

- возможность полной механизации и удешевления работ по подземному ремонту скважин при смене насоса;

- исключение затрат, связанных с заменой и ремонтом НКТ;

- более эффективное использование поперечного сечения обсадной колонны; 

- отсутствуют гидравлические потери напора жидкости на трение в НКТ в связи с их отсутствием; 

- можно увеличить диаметр насоса и электродвигателя, что обеспечит рост напора, подачи  и КПД агрегата;

- снижение металлоемкости установки и стоимости оборудования из-за исключения НКТ: масса оборудования, спускаемого в скважину, уменьшается в 2-3 раза, с 14 - 18 до 6 - 6,5 т;

- снижение вероятности повреждения кабеля при спуско-подъемных операциях.

- снижение эксплуатационных затрат;

- увеличение дебита нефти за счет снижения обводненности.

 

Недостатки технологии:

- более тяжелые условия работы оборудования, находящегося под давлением выкида насоса;

- кабель-канат по всей длине находится в жидкости, откачиваемой из скважины;

- узел гидрозащиты, ПЭД и кабель-канат подвержены не давлению приема, как в обычных установках, а давлению выкида насоса, которое значительно превышает давление приема;

-  необходимость ликвидации отложений парафина на стенках обсадной колонны и на кабеле, образовавшихся во время подъема жидкости на поверхность.

 

Экономический эффект достигается за счет отказа от использования НКТ и бригад КРС.

По итогам Республиканского смотра-конкурса энергоэффективного оборудования и технологий, состоявшегося в рамках международной выставки Энергетика. Ресурсосбережение - 2018, за разработку данной технологии Татнефть удостоена диплома I степени в номинации Энергоэффективная продукция.

 

Обсудить на Форуме

neftegaz.ru

4. Фонтанная эксплуатация, артезианское и газлифтное фонтанирование. НКТ, типы труб и расчет колонны. Устьевое оборудование. Технологические режимы работы. Организация производственного процесса нефтедобывающего предприятия ОАО "Сургутнефтегаз"

Похожие главы из других работ:

Анализ деятельности нефтяной компании ОАО "Самотлорнефтегаз"

4.1 Фонтанная эксплуатация

В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной...

Анализ деятельности унитарного муниципального предприятия "Нижнеудинский хлебозавод"

5. Описание порядка монтажа, обкатки и настройки на заданные технологические режимы работы тестоделителя. Тестомесильная машина с подкатной дежой «Прима-375»

ЗАО НПП фирма «Восход», начиная с 1990 года, выпускает такое оборудование, как «Прима-300», отличающееся высоким качеством, надежностью и экономичностью. Данные устройства представляют собой тестомесильные машины...

Анализ технологического процесса производства

2.2 Технологические операции, оборудование и режимы для производства изделий

Первым этапом в производстве идет получение очищенного кондиционированного воздуха, для обеспечения соблюдения требуемого состояния воздуха по чистоте и стерильности...

Возникновение и развитие сварки

Способы и режимы сварки труб (трубопроводов).

Трубы изготавливают сварными и цельнотянутыми. Сварные трубы изготавливают различных диаметров и толщины стенки с помощью контактной, индукционно-прессовой и дуговой сварки как на переменном, так и на постоянном токе...

Выбор и оценка методов обработки женского жакета. Методы обработки накладного кармана

2.3 Технологические режимы влажно - тепловой обработки и параметры образования клеевых соединении.

Существенное влияние на качество изделий оказало влажно-тепловая обработка, поэтому следует обоснованно подходить к выбору режимов влажно-тепловой обработки, т.к. нарушение установленных параметров приводит к появлению таких дефектов...

Динамометрирование скважинной штанговой насосной установки

Устьевое оборудование

Оборудование устьевое предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования, при эксплуатации ШГН, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах...

Модернизация силовой электрической части плавучей перекачивающей насосной станции

1. Назначение, описание, технологические режимы работы перекачивающей насосной станции

Перекачивающая плавучая насосная станция предназначена для перекачки светлых и тёмных нефтепродуктов. Назначение причала - обеспечение безопасной стоянки речных судов при погрузочно-разгрузочных работах...

Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

3. Технологические режимы эксплуатации скважин

...

Определение количественных показателей надежности ремонтируемых изделий

1.6 Типы, виды и комплектность конструкторских документов на проектируемое оборудование

Описание конструкции проектируемого оборудования содержится в конструкторских документах...

Причины прихватов бурильной колонны и определение верхней границы прихвата для заданных условий

2 .Факторы, влияющие на возникновение прихватов колонны труб

На прихват бурильной колонны труб в скважине влияет множество факторов, которые по своей природе являются следствием физико-химического, физико-механического и других видов взаимодействия инструмента с породой и буровым раствором...

Программа расчетов потерь давления на различных участках скважины

7. Гидродинамические расчеты спуска колонны труб в скважину

Согласно Приложению 7 [3] выбираем вариант исходных данных из Приложения 8 [3]: последняя цифра зачетной книжки - 4, первая буква фамилии - E, т.о. вариант - 2. Необходимые для расчета данные вынесем в таблицу. "right">Таблица 7...

Производство медицинского стекла

2.5.1 Технологические режимы

Таблица 2 №№ п/п Наименование сырьевых материалов Наименование операции Технологические режимы 1 Песок кварцевый Сушка Температура песка на выходе - 115+/-20°С Температура отходящих газов: в летний период - не более 250°С в зимний...

Ректификация

1.2 Расчет теплообменных аппаратов, входящих в общую схему работы ректификационной колонны

...

Технологические основы процесса объемной штамповки

4. Режимы работы

Технологический процесс изготовления штампованной поковки состоит в общем случае из следующих основных операций: разделки проката на мерные заготовки, нагрева, штамповки, обрезки заусенца, термической обработки, чистки от окалины, правки...

Цех по производству вспученного перлита

2.4 Технологические режимы работы и расчеты

Таблица 3.1 Режим работы предприятий № Наименование цеха Кол-во раб. дней в году Кол-во смен в сутки Длительность смены, час Годовой фонд эксплуатации времени Коэф.использования экспл.вермени Год.фонд раб.времени...

prod.bobrodobro.ru

Способ добычи высоковязкой нефти

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт. Обеспечивает увеличение добычи нефти за счет увеличения темпов закачки пара и улучшения условий работы штангового насоса при разработке слабосцементированных продуктивных пластов с низким пластовым давлением при наличии подстилающего водоносного пласта. Сущность изобретения: бурят вертикальную скважину. Спускают и цементируют эксплуатационную колонну с последующей перфорацией. Спускают насосно-компрессорные трубы и штанговый насос. Герметизируют затрубное пространство, например, пакером. Закачивают в скважину теплоноситель. Отбирают нефть. Согласно изобретению забой вертикального ствола скважины располагают ниже подошвы нефтяного пласта с образованием герметичного цементного стакана. Из вертикального ствола бурят боковой ствол. Устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта, а его забой - выше водонефтяного контакта. Боковой ствол обсаживают незацементированным щелевидным хвостовиком. Теплоноситель закачивают в боковой ствол. Нефть отбирают из вертикального ствола скважины штанговым насосом, установленным на забое. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт.Известны способы добычи высоковязкой нефти с помощью теплового воздействия на пласт, при которых бурят с поверхности земли вертикальные скважины с горизонтальным стволом или несколькими горизонтальными стволами, располагаемыми в продуктивном пласте. В каждой скважине устанавливают обсадную колонну с последующей перфорацией, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакер. Теплоноситель подают в НКТ, добычу нефти осуществляют по межтрубному пространству (см. патент РФ №2067168, МПК Е 21 В 43/24, 05.01.94 г. и патент РФ №2070284, МПК Е 21 В 43/24, 13.07.94 г.).Однако известные способы применимы в основном в начальной стадии разработки месторождения при высоких пластовых давлениях.Также известен способ добычи высоковязкой нефти, выбранный в качестве прототипа, включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, закачку в скважину пара и добычу нефти (см. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1981 г., стр. 78). Один из вариантов исполнения способа предусматривает закачку пара в пласт по НКТ, затем следует выдержка в течение нескольких суток с последующим вводом скважины в эксплуатацию (отбор нефти с помощью штангового насоса). Другой вариант исполнения способа предусматривает нагнетание пара по кольцевому пространству к забою скважины, оборудованной специальным пакером. Одновременно жидкость откачивается скважинным насосом по НКТ.Недостатком известного способа при его применении в слабосцементированных пластах, содержащих высоковязкую нефть, является то, что при использовании наиболее распространенной конструкции скважины, зацементированной до забоя сплошной эксплуатационной колонной с перфорацией в интервале пласта, возникают проблемы, связанные с освоением скважин под закачку пара. Это обусловлено закупориванием проницаемой части призабойной зоны цементным раствором.В случае же применения конструкции скважины с открытым забоем призабойная зона под воздействием пара разрушается, что приводит к образованию песчаных пробок, осложняющих работу глубинного насоса. Вместе с тем из-за больших затрат времени на удаление песчаных пробок после закачки пара не удается своевременно, при достаточно высокой температуре пласта, ввести скважину в эксплуатацию, что снижает эффективность пароциклических обработок и добычу нефти.Также следует отметить, что наличие подстилающего водоносного пласта приводит к прорывам воды в нефтяной пласт и резкому обводнению продукции скважины.Кроме того, известный способ практически не обеспечивает работу глубинного насоса в залежах с низким пластовым давлением из-за резкого снижения их производительности вплоть до срыва подачи жидкости.Задачей настоящего изобретения является увеличение добычи нефти за счет увеличения темпов закачки пара и улучшения условий работы штангового насоса при разработке слабосцементированных продуктивных пластов с низким пластовым давлением при наличии подстилающего водоносного пласта.Поставленная задача решается тем, что для добычи нефти осуществляют бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, герметизацию затрубного пространства, например, пакером, закачку в скважину теплоносителя и отбор нефти.Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:- забой вертикального ствола скважины располагают ниже подошвы нефтяного пласта с образованием герметичного цементного стакана;- бурят из вертикального ствола скважины боковой ствол, при этом устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта, его забой - выше водонефтяного контакта, а боковой ствол оборудуют незацементированным щелевидным хвостовиком;- закачивают теплоноситель в пласт через боковой ствол, а отбор нефти осуществляют из вертикального ствола скважины штанговым насосом, установленным на забое.Одним из вариантов исполнения способа является закачка теплоносителя в боковой ствол по насосно-компрессорным трубам и чередование ее с отбором нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают выше устья бокового ствола.Другим вариантом исполнения способа является закачка пара в боковой ствол по затрубному пространству при одновременном отборе нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают ниже устья бокового ствола.Указанная совокупность существенных признаков позволит решить поставленную задачу увеличения добычи нефти за счет увеличения темпов закачки пара и улучшения условий работы штангового насоса при разработке слабосцементированных продуктивных пластов с низким пластовым давлением при наличии подстилающего водоносного пласта, а именно:- благодаря наличию бокового ствола, который не обсаживается цементированной колонной и поэтому сохраняет естественные коллекторские свойства, не возникает проблем с освоением скважины под закачку пара в условиях залежи высоковязкой нефти, так как обеспечивается высокая приемистость скважины и необходимый темп закачки пара, поступающего в пласт через боковой ствол;- благодаря тому что забой скважины, где размещают насос, располагают ниже подошвы пласта, в залежах с низким пластовым давлением, обеспечиваются нормальные условия работы насоса за счет поддержания достаточно высокого уровня жидкости над насосом;- поскольку песчаные пробки образуются только в необсаженном боковом стволе, а насос установлен в вертикальном стволе, вынос песка в боковой ствол скважины не осложняет работу насоса;- благодаря тому что зумпф вертикального ствола скважины загерметизирован цементным стаканом, а забой бокового ствола расположен выше подошвы нефтяного пласта, предотвращаются прорывы воды в нефтяной пласт.Таким образом, наличие в скважине двух стволов, вертикального и бокового, и предложенная конструкция скважины обеспечивают высокие темпы закачки пара в пласт и благоприятные условия работы штангового глубинного насоса, что позволяет существенно увеличить добычу нефти из скважин в осложненных условиях, а именно при наличии слабосцементированных пород, пластов с низким пластовым давлением и при наличии подстилающего водоносного пласта.Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.На фиг.1 приведена конструкция и схема оборудования скважины для добычи нефти при подаче теплоносителя, например пара, по насосно-компрессорным трубам.На фиг.2 приведена конструкция и схема оборудования скважины для добычи нефти при подаче теплоносителя, например пара, по затрубному пространству.С поверхности земли бурят вертикальную скважину 1 с углублением забоя скважины ниже нефтяного пласта, при этом глубину зумпфа 3 определяют исходя из необходимой глубины спуска насоса под уровень жидкости, при которой обеспечивается стабильная работа насоса. Затем в скважину спускают эксплуатационную колонну 4, которую цементируют от забоя до устья и перфорируют в интервале нефтяного пласта 2, при этом зумпф 3 скважины герметизируют с возможностью образования цементного стакана, предотвращающего проникновение воды в нефтяной пласт из подстилающего водоносного горизонта. Из вертикального ствола 1 бурят боковой ствол 5. Устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта. Высота расположения устья бокового ствола над кровлей нефтяного пласта зависит от технических средств, используемых при бурении скважин. Забой бокового ствола располагают выше водонефтяного контакта для предотвращения проникновения воды в нефтяной пласт из подстилающего водоносного горизонта. Затем боковой ствол обсаживают незацементированным щелевидным хвостовиком 6. В вертикальный ствол скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 7 с посадочным гнездом под насос 8, при этом могут быть использованы как обычные, так и термоизолированные трубы. Затем в НКТ спускают штанговый глубинный вставной насос 9. Затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ герметизируют, например, пакером 10, при этом при подаче теплоносителя по НКТ пакер устанавливают выше устья бокового ствола 5 для предотвращения потерь тепла, а при подаче теплоносителя по затрубному пространству пакер 10 устанавливают ниже устья бокового ствола 5 для предотвращения прорыва пара в насос.Пример осуществления способа.Способ может быть осуществлен на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, где продуктивный пласт подстилается подошвенной водой и характеризуется низким пластовым давлением ~ 0,2 МПа. Для реализации способа с поверхности земли бурят вертикальную скважину 1 с расположением забоя ниже подошвы продуктивного пласта 2, то есть с зумпфом 3 (фиг.1). Глубина зумпфа должна быть не меньше необходимой высоты динамического уровня жидкости над приемом насоса. Необходимая высота динамического уровня жидкости принимается такой, чтобы давление на приеме насоса было не меньше давления насыщения нефти газом. Так, для условий Ярегского месторождения, где давление насыщения нефти газом равно ~0,2 МПа, необходимая высота динамического уровня жидкости и, следовательно, глубина зумпфа должна быть не менее 20 м. После окончания бурения вертикального ствола в скважину спускают эксплуатационную колонну 4, которую цементируют термостойким цементом до устья скважины, обеспечивая герметичный цементаж нижней части колонны для исключения поступления в ствол скважины подошвенной воды. Затем скважину перфорируют в интервале продуктивного пласта. После этого бурят наклонный боковой ствол 5, располагая его забой на ~1-2 м выше водонефтяного контакта для предотвращения прорыва подошвенных вод. С учетом используемых для бурения технических средств высота устья, место засечки, бокового ствола будет располагаться на ~5-10 м выше кровли нефтяного пласта. В боковой ствол 5 спускают хвостовик-фильтр 6.По варианту 1 (см. фиг.1) в зумпф 3 скважины спускают термоизолированные насосно-компрессорные трубы 7 с посадочным гнездом 8 и пакером 9, который устанавливают выше устья, места засечки, бокового ствола 5. Затем в насосно-компрессорные трубы спускают глубинный вставной штанговый насос 9. Перед закачкой теплоносителя, например пара, поднимают вставной насос 9 из посадочного гнезда 8 и через колонну НКТ и образовавшийся зазор закачивают пар, который поступает в продуктивный пласт через перфорационные отверстия и боковой ствол 5. После закачки расчетного количества пара закачку пара прекращают, спускают вставной насос 9 в гнездо 8 и ведут отбор нефти из скважины, которую продолжают до тех пор, пока дебит нефти не снизится до минимально рентабельного уровня ~0,5 т/сут.По варианту 2 (см. фиг.2) пакер 10 устанавливают ниже устья, места засечки, бокового ствола и пар закачивают по затрубному пространству вертикальной скважины непосредственно в боковой ствол 5. Одновременно осуществляют отбор глубинным насосом 9 нефти, вытесняемой в вертикальный ствол паром. В случае прорыва пара из бокового ствола 5 в вертикальный ствол 1 отбор нефти из зумпфа 3 прекращают. После закачки расчетного количества пара закачку пара прекращают и вновь начинают отбор нефти из скважины, которую продолжают до тех пор, пока дебит нефти не снизится до минимально рентабельного уровня ~0,5 т/сут.Способ добычи нефти по варианту 1 более целесообразно применять при большой глубине залегания продуктивного пласта, более 200 м.Способ добычи нефти по варианту 2 применяют при небольшой глубине залегания продуктивного пласта, менее 200 м. Это обусловлено тем, что при увеличении глубины залегания пласта при закачке пара по затрубному пространству возрастают потери тепла в прилегающие породы. В то же время при закачке пара в боковой ствол через затрубное пространство появляется возможность интенсифицировать добычу нефти за счет одновременного с закачкой пара отбора нефти из скважины.Окончательный выбор оптимального варианта определяют на основе технико-экономического анализа.

Формула изобретения

1. Способ добычи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, герметизацию затрубного пространства, например, пакером, закачку в скважину теплоносителя и отбор нефти, отличающийся тем, что забой вертикального ствола скважины располагают ниже подошвы нефтяного пласта с образованием герметичного цементного стакана, из вертикального ствола бурят боковой ствол, при этом устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта, его забой - выше водонефтяного контакта, а боковой ствол обсаживают незацементированным щелевидным хвостовиком, при этом закачку теплоносителя ведут в боковой ствол, а отбор нефти из вертикального ствола скважины штанговым насосом, установленным на забое.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку теплоносителя в боковой ствол осуществляют по насосно-компрессорным трубам и чередуют с отбором нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают выше устья бокового ствола.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку пара в боковой ствол осуществляют по затрубному пространству и одновременно ведут отбор нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают ниже устья бокового ствола.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru