Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ теоретических, экспериментальных и промысловых исследований условий затухания фильтрации и роста трудноизвлекаемых запасов нефти при заводнениии пласта .18
1.1 Анализ состояния остаточных запасов нефти в регионах Волго-Уральской нефтяной провинции на примере территории Удмуртской Республики 18
1.2 Факторы, обуславливающие затухание фильтрации, снижение подвижности нефти и рост доли трудноизвлекаемых запасов при выработке залежей с заводнением пласта 22
1.3 Трансформация природной пластовой системы 23
1.4 Трансформация нефти 26
1.5 Трансформация породы пласта 30
1.6 Трансформация пластовой воды 31
1.7 Анализ экспериментальных исследований электрокинетического эффекта в процессах торможения фильтрации жидкости в пласте 33
1.8 Обоснование механизма электрокинетического торможения фильтрации в неоднородных пористых средах при нагнетании воды .35
1.9 Исследование условий и механизмов нарушения сплошности нефтяной фазы 45
1.10 Осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти 55
1.11 Формы проявления осложнений в скважине и скважинной продукции..55
1.12 Изучение закономерностей изменения агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии при добыче, сборе, подготовке нефти и применении технологий воздействия на пласт 67
1.13 Обоснование технологии контроля разработки нефтяного месторождения 72
2 Разработка и развитие технологий управления параметрами состояния пластовой системы при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти 87
2.1 Разработка технологии повышения стойкости полимерных оторочек к воздействию гидродинамического поля воды 87
2.2 Совершенствование технологий нагнетания теплоносителей в неоднородный пласт 99
2.3 Выбор объектов для применения тепловых методов разработки месторождений с высоковязкой нефтью 119
2.4 Технология увеличения градиентов давлений в пласте и снижения объемов закачки воды полимердисперсными системами 125
2.5 Развитие технологии гидродинамического воздействия на пласт в условиях нарушения сплошности нефтяной фазы в трещинно-пористом пласте 140
2.6 Совершенствование технологии увеличения охвата воздействием пластов порового и трещинно-порового типов системой вертикальных и горизонтальных скважин в условиях фильтрации фаз в диспергированном состоянии 152
3 Развитие и обоснование технологий сохранения и увеличения гидродинамической связи пласта и скважины при взаимодействии природных и техногенных систем 182
3.1 Технологические проблемы взаимодействия пласта и скважины при циклических воздействиях на призабойную зону пласта .182
3.2 Учет диапазона изменений агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии при определении кратности циклических паротепловых и кислотных воздействий на призабойную зону пласта .188
3.3 Разработка технологии регулирования реакционной способности кислотных композиций для увеличения гидродинамической связи пласта и скважины 192
3.4 Регулирование агрегативной устойчивости и реакционной способности нефтекислотных эмульсий для кислотного гидравлического разрыва пласта и временного блокирования нефтенасыщенных зон 215
3.5 Проблемы сохранения гидродинамической связи пласта и скважины после воздействия на призабойную зону пласта .226
3.6 Совершенствование технологии исследования скважин .229
3.7 Определение оптимальных дебитов скважин 238
3.8 Теоретические исследования ламинарного напорного течения степенной жидкости в трубах 241
3.9 Нормирование отбора жидкости в скважине после применения технологии кислотного гидроразрыва пласта 247
4 Решения технологических проблем работы центробежных насосных установок при подъеме и перекачке вязких эмульсий и нефтей 252
4.1 Проблемы совершенствования эксплуатационных характеристик основных элементов ступени погружных центробежных насосов 252
4.2 Сохранение эксплуатационных характеристик рабочего колеса при взаимодействии со скважинной жидкостью 256
4.3 Повышение теплостойких и триботехнических характеристик пар трения в ступени погружного насоса 260
4.4 Технические и технологические решения по совершенствованию эксплуатационных характеристик направляющих аппаратов 267
4.5 Техническое решение для компенсации потерь давлений в первых ступенях погружных насосов 268
4.6 Технология регулирования реологических свойств перекачиваемой скважинной продукции 271
Заключение 277
Список сокращений и условных обозначений 282
Список литературы 284
Приложение 304
- Анализ состояния остаточных запасов нефти в регионах Волго-Уральской нефтяной провинции на примере территории Удмуртской Республики
- Разработка технологии повышения стойкости полимерных оторочек к воздействию гидродинамического поля воды
- Совершенствование технологии увеличения охвата воздействием пластов порового и трещинно-порового типов системой вертикальных и горизонтальных скважин в условиях фильтрации фаз в диспергированном состоянии
- Технология регулирования реологических свойств перекачиваемой скважинной продукции
Анализ состояния остаточных запасов нефти в регионах Волго-Уральской нефтяной провинции на примере территории Удмуртской Республики
Волго-Уральская нефтяная провинция (ВУНП) является второй по значению в Российской Федерации. На территории провинции осуществляется более 24 % нефтедобычи страны. Она расположена в восточной части европейской территории РФ, в пределах территорий республик РТ, Башкортостан (РБ), УР, а также Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской, Кировской, Ульяновской областей и Пермского края.
Начальные потенциальные ресурсы нефти на территории УР составляют 902,8 млн т [180]. На основе анализа выработки низкопродуктивных залежей нефти и анализа состояния промышленных запасов установлено, что при накопленной добыче более 400 млн т (44,3 %), трудноизвлекаемые запасы составляют 40,7 %. На долю активных остаточных запасов приходится 15 % (Рисунок 1.1) [90].
В остаточных запасах преобладает категория трудноизвлекаемых запасов (73 %), на долю активных запасов приходится 27 %. Большая часть трудноизвлекаемых запасов сосредоточена в залежах с нефтями повышенной и высокой вязкости с большим содержанием асфальто-смолистых, парафиновых компонентов, серы и сероводорода (24,5 %), в зонах водонефтяного контакта (ВНК) – 18,4 %, в многопластовых продуктивных горизонтах с малой нефтенасыщенной толщиной – 12,1 %, в залежах с наличием обширных водоплавающих зон и газовых шапок – 9,9 %, в слабопроницаемых коллекторах – 8,1 % (Рисунок 1.2).
Структура извлекаемых запасов характеризуется ростом доли трудноизвлекаемых запасов, значительной истощенностью активных запасов и снижением эффективности технологических показателей разработки месторождений с применением заводнения.
Динамика добычи нефти характеризовалась ее извлечением в основном из активных запасов. Нефтяные компании предпочитают применять методы выборочной интенсификации добычи нефти из активных запасов, даже если они приводят к снижению проектной нефтеотдачи. Поэтому степень выработки и доля добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов невелики. Нефтеотдача (КИН) трудноизвлекаемых запасов не превышает 27 % (Рисунок 1.3). Учитывая, что опоискованность территории ВУНП очень высокая, приросты запасов нефти на территории УР за последнее десятилетие составили в среднем около 0,46 млн т в год, то сырьевая база нефтедобычи уже много лет пополняется в основном трудноизвлекаемыми запасами.
Можно видеть, что за анализируемый период времени доля трудноизвлекаемых запасов нефти увеличилась на 11 %. Тенденция роста доли трудноизвлекаемых запасов нефти характерна для всех территорий, расположенных в пределах Волго-Уральская нефтяной провинция. На основных разрабатываемых месторождениях при выработке, превышающей 50 %, доля трудноизвлекаемых запасов нефти на всех территориях увеличилась до 55–70 %. По мнению специалистов отрасли, по ряду геологических, технологических и экономических причин объем трудноизвлекаемых запасов углеводородов к 2035 году может увеличиться на 25 %. Учитывая, что приросты запасов нефти на территориях не компенсируют текущую добычу, проблема сдерживания темпов роста трудноизвлекаемых запасов при выработке нефтяных залежей является актуальной. В таких условиях особенно пристальное внимание специалистов отрасли должно быть сосредоточено на решении важнейших задач нефтяной промышленности – повышении эффективности управления параметрами состояния пласта и совершенствовании управляющей системы выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.
Разработка технологии повышения стойкости полимерных оторочек к воздействию гидродинамического поля воды
Одним из основных факторов, обуславливающих затухание фильтрации, является диспергирование фильтрующихся фаз в результате раздробленности фронта вытеснения нефти нагнетаемой водой. Ослабление процесса диспергирования фильтрующихся фаз путем снижения степени раздробленности фронта вытеснения может быть достигнуто за счет увеличения вязкости рабочего агента воздействия на пласт. Повышение вязкости рабочего агента приводит к уменьшению коэффициента подвижности (М), который для начальных стадий разработки определяется как отношение подвижности за фронтом вытеснения и перед ним, то есть
При М 1 коэффициент подвижности является благоприятным, а при М 1 – неблагоприятным [84].
В нефтепромысловой практике с целью увеличения вязкости нагнетаемой воды, а также сохранения ее энергии и снижения объемов закачки еще с середины прошлого века начали применять полиакриламид (ПАА).
Основной проблемой применения ПАА является нестабильность создаваемых в пласте оторочек. К настоящему времени многие теоретические и практические вопросы по данной проблеме достаточно проработаны и освещены в технической литературе, но многообразие геолого-физических и технологических условий при разработке нефтяных месторождений предопределяет необходимость дальнейшего развития исследований в научном плане, а также в плане разработки новых технических и технологических и решений.
Проблеме стабильности водных растворов ПАА посвящено достаточно большое количество работ. Деструкция ПАА и его производных может происходить при получении, хранении, переработке и применении полимеров под действием света, тепла, ионизирующего излучения, механических напряжений и биологических факторов, а также при одновременном действии вышеуказанных факторов. Деструкция приводит к уменьшению вязкости ПАА, изменению его строения и физико-химических свойств. Деструкция ПАА в водных растворах исследовалась в работах [222; 227; 236; 26; 242; 247]. При этом установлено, что вязкость водных растворов ПАА уменьшается со временем. В работе [172] показано, что водные растворы ПАА неустойчивы к действию гидродинамического поля. В работе [242] выявлено уменьшение молекулярной массы ПАА при фильтрации его раствора через пористую среду. В работе [26] в качестве основной причины разрушения полимера названа микробиологическая деструкция полимерной массы.
В связи с неблагоприятным ходом разработки Мишкинского нефтяного месторождения было предложено применить при разработке черепетской залежи в качестве рабочего агента для закачки в пласт раствор ПАА, продвигаемый по пласту холодной водой [190]. Залежь нефти черепетского горизонта турнейского яруса – массивного типа, с подошвенной водой. Литологически продуктивный пласт представлен поровокавернозными известняками средней толщиной 24,1 м. В разрезе среди пористых прослеживаются плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина – 17,6 м, пористость – 16,4 %, нефтенасыщенность – 75 %, проницаемость – 0,213 мкм. Температура пласта – 32 С. Вязкость нефти – 73 мПас, плотность – 0,92 г/см3.
На Рисунке 2.1 приведена технологическая схема промысловых испытаний технологии холодного полимерного воздействия (ХПВ) на Мишкинском нефтяном месторождении.
Анализ результатов опытно-промышленных работ по созданию и применению оторочки ПАА через нагнетательную скв. 1411, проведенный в рамках данных исследований, позволил связать нестабильность полимерных оторочек с недостаточно высокими структурно-механическими свойствами водных растворов ПАА к действию гидродинамического поля воды. Обоснованием данного утверждения служит следующее. После завершения закачки проектного объема оторочки полимерного раствора, скв. 1411 была переведена под закачку холодной необработанной воды для продавливания оторочки ПАА к эксплуатационным скважинам. Одновременно была начата закачка холодной пресной воды на участке нагнетательной скв. 1417. Элемент разработки, включающий скв. 1410, эксплуатировался на естественном режиме (ЕР). На Рисунке 2.2 представлены результаты опытно-промышленных работ и данные о текущих коэффициентах нефтеотдачи на перечисленных элементах
На Рисунке 2.3 и Рисунке 2.4 представлены динамики обводненности и добычи нефти из реагирующих скважин в зоне влияния нагнетательной скв. 1411.
Логичным было бы ожидать, что нефтеотдача участка с ХПВ превзойдет нефтеотдачу участка с воздействием водой (ВВ) при равных объемах закачки рабочих агентов и будет существенно выше по сравнению с нефтеотдачей участка с естественным режимом эксплуатации. Из графиков на Рисунке 2.3 и Рисунке 2.4 следует, что после завершения закачки ПАА и начала закачки холодной необработанной воды, после длительного и постепенного снижения, резко возросла обводненность продукции, а добыча нефти снизилась. Полученные результаты дали основание полагать, что основной причиной деструкции полимерной оторочки является недостаточная устойчивость водных растворов ПАА к действию гидродинамического поля воды.
Совершенствование технологии увеличения охвата воздействием пластов порового и трещинно-порового типов системой вертикальных и горизонтальных скважин в условиях фильтрации фаз в диспергированном состоянии
Достаточно высокий охват пласта воздействием при вытеснении нефти водой может быть достигнут применением систем разработки залежей нефти, основанных на закачке рабочего агента через ряд вертикальных нагнетательных скважин (НВС) и отбора нефти через ряд вертикальных добывающих скважин (ДВС), параллельный ряду нагнетательных скважин [207].
Фильтрация фаз в диспергированном состоянии требует существенного увеличения охвата пласта воздействием, которое может быть достигнуто применением интенсивных систем разработки залежей нефти. Исследования эффективности применения интенсивных систем разработки нефтяных 153 месторождений показали, что схемы, построенные на использовании вертикальных (ВС) и горизонтальных скважин (ГС), обеспечивают повышение охвата пласта воздействием и равномерную выработку трудноизвлекаемых запасов нефти из неоднородных коллекторов. Горизонтальные скважины обладают большей площадью дренирования по сравнению с вертикальными скважинами. Наличие протяженной зоны дренирования и низкого фильтрационного сопротивления призабойной зоны горизонтальных скважин позволяют разрабатывать нефтяные месторождения при пластовых давлениях, близких к начальному, что приводит к более низким темпам обводнения скважин. Согласно проведенному анализу по месторождениям на территории УР, горизонтальные скважины, в которых обводненность не превышала 5 %, составляют 32 % от общего числа рассмотренных скважин. В 11 % пробуренных ГС обводненность продукции превышала 30 %, что свидетельствует о более благоприятной характеристике вытеснения, начиная с начальной стадии разработки.
Дебиты горизонтальных скважин в среднем в 3 раза выше, чем дебиты вертикальных скважин в равных геологических условиях.
Результаты анализа промысловых данных и исследований автора по оценке эффективности систем разработки с горизонтальными и вертикальными скважинами приведены на Рисунке 2.36. Коэффициент охвата пласта воздействием (КОПВ) определялся как отношение площади застойных зон, где величина градиента давления ниже величины градиента давления сдвига нефти, к площади элемента разработки. Гидродинамическое моделирование проводились для условий зонально-однородного пласта и коэффициента подвижностей, равном 0,8. Выражением равномерности дренирования пласта являлось постоянство величины значений градиента давлений. Относительная длина горизонтальных стволов вычислялась, как отношение протяженности горизонтальных стволов к линейным размерам элемента разработки.
Из анализа карт распределения давлений в элементах разработки, представленных на Рисунке 2.36, следует, что для площадных систем разработки (Рисунок 2.36, фрагмент 1) характерна неравномерность распределения градиентов давлений. Следствием является образование зон низких градиентов давления.
При параллельном расположении горизонтальных скважин (Рисунок 2.36, фрагмент 2, фрагмент 3), величины градиентов давлений в залежи стабилизируются, что снижает вероятность возникновения застойных зон с градиентами давлений ниже градиента давления сдвига нефти. Теоретически в рядных схемах размещения горизонтальных скважин, может быть достигнут коэффициент охвата пласта воздействием равным 1 при условии
На Рисунке 2.37 – представлены зависимости коэффициентов охвата воздействием от относительной протяженности горизонтальных стволов для площадных и рядных элементов разработки.
Анализ полученных результатов показал, что значения величин КОПВ при параллельном размещении горизонтальных скважин превышают полученные величины для площадных систем разработки. При параллельном расположении скважин линии тока выпрямляются, снижается вероятность возникновения застойных зон, что существенно повышает значения КОПВ по сравнению с площадным размещением скважин. Кроме того, параллельное размещение горизонтальных скважин позволяет снизить протяженность горизонтальных стволов при заданных значениях КОВП и уменьшить затраты на их строительство.
При сравнении вариантов параллельного размещения горизонтальных стволов, установлено, что рядное шахматное размещение позволяет достигать более высоких коэффициентов охвата воздействием элемента при минимальном значении относительной длины горизонтальных стволов – 0,82 против 0,52 для рядного лобного размещения скважин. Рядное шахматное размещение горизонтальных стволов имеет преимущество перед рядным лобным размещением скважин при относительной длине горизонтального ствола меньших 0,6. При относительной длине горизонтальных стволов более 0,6 коэффициенты охвата пласта воздействием для обеих систем расположения скважин становятся практически равными.
Существенное влияние на охват элемента разработки воздействием оказывает коэффициент подвижности фильтрующихся фаз (КПФФ), условно обозначенный как М [84]. Для пластов на начальной стадии разработки КПФФ можно представить как где ков - относительная фазовая проницаемость по воде в заводненной зоне пласта, кон - относительная фазовая проницаемость по нефти в нефтяной зоне, /лв - динамическая вязкость воды, /4 - динамическая вязкость нефти.
На Рисунке 2.38 представлена зависимость коэффициента охвата пласта воздействием по площади к моменту прорыва воды в пятиточечной схеме от коэффициента подвижности фильтрующихся фаз [84]. Можно видеть, что в однородном изолированном пласте охват пласта воздействием нагнетаемой жидкостью по площади увеличивается при низких значениях коэффициента подвижности и уменьшается при больших значениях коэффициента подвижности.
Отсюда следует, что коэффициент подвижности можно применять для определения количества нагнетательных скважин в элементе разработки при заданном количестве добывающих скважин (равных отборах жидкости).
Из Рисунка 2.39 следует, что при значениях величин М 3 эффективно применение нагнетательных горизонтальных скважин по сравнению с вертикальной нагнетательной скважиной. При увеличении коэффициента подвижности М 3 бурение горизонтальной нагнетательной скважины не дает преимуществ по сравнению с вертикальной нагнетательной скважиной. При М 0,5 элемент разработки, состоящий из добывающих горизонтальных скважин с нагнетательными вертикальными скважинами, уступает варианту с вертикальными добывающими и нагнетательными горизонтальными скважинами.
Анализ полученной зависимости показывает, что горизонтальные скважины, включенные в элемент разработки, уменьшают общее количество скважин при изменении коэффициента подвижностей в исследуемом диапазоне значений.
На Рисунке 2.40 представлена зависимость между протяженностью горизонтальных стволов нагнетательной и добывающей скважин от коэффициента подвижности фильтрующихся фаз.
Технология регулирования реологических свойств перекачиваемой скважинной продукции
С ростом добычи высоковязких нефтей перекачка их по трубопроводам стала трудноуправляемым процессом. Характерными особенностями процесса перекачки вязких эмульсий и нефтей центробежными насосами являются срывы подачи или отсутствие подачи. В промысловых условиях проблема срывов подачи или отсутствие подачи при транспорте высоковязкой нефти решается применением углеводородных разбавителей. В качестве углеводородных разбавителей обычно применяется легкая нефть или газовый конденсат. При смешивании высоковязкой нефти с разбавителями снижаются ее вязкость и температура застывания. Обеспечить нормальное функционирование перекачивающих насосов можно добиться также изменением реологических свойств высоковязких нефтей при помощи депрессионных присадок на основе поверхностно активных веществ. И в том и другом случае имеет место необратимое уменьшение вязкости нефти. Однако воздействие на высоковязкую нефть с помощью химических веществ приводит к существенному возрастанию себестоимости конечного продукта.
Наряду с химическими реагентами для обеспечения нормального функционирования перекачивающих насосов широкое распространение получил способ транспорта высоковязкой нефти с подогревом. Однако по мере продвижения нефти по трубопроводу за счет ее теплообмена с окружающей средой нефть остывает, вязкость увеличивается, и для дальнейшей перекачки ее необходимо вновь подогревать. Например, на магистральном нефтепроводе «Узень–Гурьев–Самара» (протяженностью 1500 км) печи подогрева установлены через каждые 50 км.
Значительно более выгодным для снижения вязкости нефти является применение физических полей. В настоящее время известно достаточно много способов воздействия на кинетику фазовых переходов, характерных для нефтяных дисперсных систем, физическими полями. В результате такого воздействия изменяются радиус ядра и толщина адсорбционно-сольватной оболочки сложной структурной единицы, которая является элементом нефтяной дисперсной системы; вязкость нефти при этом уменьшается. Под действием физических полей происходит разрушение структурной решетки. Однако эта решетка восстанавливается после прекращения воздействия, и необратимое уменьшение вязкости нефти происходит только после облучения нефти интенсивностью 10 Вт/см2 и более на протяжении нескольких часов. Анализ проведенных исследований на эту тему показывает, что под воздействием физических полей большой интенсивности на протяжении длительного времени нарушаются С–С-связи в молекулах парафина, вследствие чего происходит изменение физико-химического состава, уменьшение молекулярного веса, температуры кристаллизации и других свойств нефти.
Таким образом, проблема обеспечения нормального функционирования перекачивающих насосов при транспорте высоковязкой нефти остается весьма актуальной и требует поиска новых подходов и решений.
В рамках данной работы была исследована возможность совмещения процесса перекачки вязких жидкостей с одновременным механодеформационным воздействием на жидкость осевым давлением и сдвиговой деформацией. Инициирование механодеформационных воздействий при перекачке эмульгированной и вязкой нефти достигается путем сдвига части перекачиваемой нефти во второй ступени насоса за счет перфорирования направляющего аппарата и выбросов рабочего колеса (Рисунок 4.11).
Устройство для перекачки вязких эмульсий и нефтей с реализацией механодеформационных воздействий является двухступенчатым центробежным насосом. Первая ступень насоса содержит рабочее колесо центробежного насоса и предназначена для создания осевого давления. Во второй ступени расположены ротор и статор. Ротор (4) представляет собой рабочее колесо центробежного насоса, имеющее на выходе перфорированное кольцо для прохода жидкости. Коаксиально ротору закреплен статор (6), выполненный в виде перфорированного кольца. Количество перфорированных пазов на роторе и статоре совпадают. При вращении ротора его пазы периодически открываются и закрываются статором. Соотношение размеров ширины паза и межпазового отрезка выбиралось из условия величины объема потока нефти, подвергаемого сдвигу, равному 2/3 от общего объема потока нефти. Величина осевого давления поддерживалась постоянной и на выходе второй ступени насоса не превышала 2 МПа. Длительность обработки высоковязкой нефти регулировалась при помощи циркуляционного контура (7). Обработка нефти во второй ступени насоса сопровождалась повышением ее температуры. Температура во второй камере стабилизировалась путем отбора тепла в диапазоне не ниже температуры, выше которой вязкость нефти уменьшается незначительно, и не выше температуры кипения нефти. Интересным свойством нефти, обработанной в данном диапазоне температур, при последующем понижении температуры до исходного состояния, является установившаяся вязкость ниже первоначального значения.
Таким образом, положительные результаты достигаются выбором доли объема нефти, подвергаемого сдвигу, равному 2/3 от общего объема потока нефти, и температуры обработки в диапазоне не ниже температуры, выше которой вязкость нефти уменьшается незначительно, и не выше температуры кипения нефти.
Испытания устройства проводилось при промысловом транспорте нефти Гремихинского месторождения. Дегазированная нефть Гремихинского месторождения имеет вязкость при температуре 20±5 С, равную 320-330 мПа-с.
Вязкость нефти, обработанной в предложенном устройстве до температуры 275 80 С, восстанавливалась после обработки при последующем снижении ее температуры до первоначального значения. При температуре обработки нефти выше 104 С начинался процесс кипения нефти. Вязкость нефти при последующем снижении ее температуры до первоначального значения восстанавливалась или принимала значения выше исходного. Поэтому, обработка нефти производилась в диапазоне температуры 80-104 С. Обработанная предлагаемым способом нефть при температуре 20±5 С имела вязкость, равную 125 мПа-с, тогда как необработанная нефть при той же температуре имела вязкость, равную 320-330 мПа-с (Рисунок 4.12). Таким образом, перекачка нефти в предложенном устройстве позволила необратимо снизить вязкость нефти почти в три раза и, самое главное, устранить ситуации срыва и отсутствия подачи насоса.
Реализация предложенного способа обеспечивает возврат в объемы добычи сырой нефти в размере 0,05 т на 1 т перекачанной нефти, необходимой для ее подогрева, а также уменьшает затраты на ее переработку.