EOR: Закачка пара в пласт

Последнее сообщение
oil King 13 9
Сен 09

Здравствуйте! smile.gif Очень нужна помощь в этом вопросе. (нужно для научной работы). Преподаватель сказал, что существуют технологии закачки пара в пласт при критической температуре или близкой к ней(для воды она 647 градусов). Т.е. мы закачиваем в пласт пар при этой температуре и при соответствующим давлении, в пласте происходит фазовые переходы, нефть полностью растворяется в воде, вязкость и плотность скачкообразно снижаются(так я понял). Преподаватель сказал, что только слышал об этом, у него нет фактов, так сказать...Сказал мне узнать...Помогите пожалуйста, кто знает про эту технологию... Если все таки эта технология есть, то есть ли уже сейчас какое то оборудование для этого? (он мне сказал, что в России вроде нет, но в других странах должна быть)
(для понятия критической температуры и давления можно набрать в поиске в википедии "критическая точка, температура и давление")
Всем заранее спасибо.)))
Студент 4-го курса РГУ нефти и газа им.Губкина, Андрей

Zorg 579 10
Сен 09 #1

Андрей, зайди на сайт шлюмберже
http://www.slb.com/content/services/soluti...r/heavy_oil.asp?

Также много информации можно найти в SPE library (сейчас называется one petro) http://www.onepetro.org/mslib/app/search.do

Библиотека one petro платная, но для студентов у них есть, возможно, льготы. В SPE есть московская секция, через них это можно уточнить.

Сайт московской секции SPE
http://www.spe-moscow.org/ru/

DmitryB 486 10
Сен 09 #2

oil King пишет:

Здравствуйте! smile.gif Очень нужна помощь в этом вопросе. (нужно для научной работы). Преподаватель сказал, что существуют технологии закачки пара в пласт при критической температуре или близкой к ней(для воды она 647 градусов). Т.е. мы закачиваем в пласт пар при этой температуре и при соответствующим давлении, в пласте происходит фазовые переходы, нефть полностью растворяется в воде, вязкость и плотность скачкообразно снижаются(так я понял). Преподаватель сказал, что только слышал об этом, у него нет фактов, так сказать...Сказал мне узнать...Помогите пожалуйста, кто знает про эту технологию... Если все таки эта технология есть, то есть ли уже сейчас какое то оборудование для этого? (он мне сказал, что в России вроде нет, но в других странах должна быть)
(для понятия критической температуры и давления можно набрать в поиске в википедии "критическая точка, температура и давление")
Всем заранее спасибо.)))
Студент 4-го курса РГУ нефти и газа им.Губкина, Андрей


Такой технологии в коммерческом варианте не существует. Может, эксперименты лабораторные есть. Или ваш преподаватель что-то путает, или вы его неправильно поняли. Нефть в воде не растворяется. При температурах свыше 300С происходит крекинг и апгрейдинг нефти. Это хорошо, если нефть тяжелая и вязкая.
Закачка пара в пласт производится при температуре порядка 250С. 650С - это фантастика, нету у нас "железа" которое будет работать при таких температурах. Может я неправ? Кто-то придумал супертехнологию?

oil King 13 9
Сен 09 #3

можно парогазогенератор, любое оборудование...
Т.е вы хотите сказать, что сейчас при такой температуре просто нет оборудования, а какая макс. температура закачки пара существует? и если можно оборудование для этого...Может есть другие мнения??? все таки профессор говорил)), может есть какие то похожие технологии??

Ar4iboy 354 9
Сен 09 #4

парогаз у нас используется, в опытном варианте на одной скважине, под грифом совершенно секретно, никого не пускают туда. даже начальника цеха=)

ASh999 167 11
Сен 09 #5

Тепловые методы - чертик из табакерки smile.gif
Лучше подумайте сколько попутных проблем придется решать:
- что, как и где нагревать (воду ведь еще готовить необходимо),
- как доставлять в пласт с минимальными теплопотерями
- каковы теплопотери на нагрев выше и ниже лежащих пород
- экологические проблемы, как быть с техническим состоянием скважин (и вообще какова должна быть конструкция скважины, чтобы при закачке в нее теплоносителя в кратчайшие сроки не происходил переход к закачке чуть не по всему вскрытому скважиной разрезу)
- и еще множество вопросов
Да, еще помню понравилось в какой-то из проектных работ шлюмов при уходе от тепловых методов сделали так: в дополнении к графикам зависимости вязкости нефти от температуры привели такой же график для вязкости воды и констатировали, что отношение то вязкостей меняется заметно менее впечатляюще smile.gif
Резюмирую: в тепловые методы не верю laugh.gif

DmitryB 486 10
Сен 09 #6

ASh999 пишет:

Тепловые методы - чертик из табакерки smile.gif
Лучше подумайте сколько попутных проблем придется решать:
- что, как и где нагревать (воду ведь еще готовить необходимо),
- как доставлять в пласт с минимальными теплопотерями
- каковы теплопотери на нагрев выше и ниже лежащих пород
- экологические проблемы, как быть с техническим состоянием скважин (и вообще какова должна быть конструкция скважины, чтобы при закачке в нее теплоносителя в кратчайшие сроки не происходил переход к закачке чуть не по всему вскрытому скважиной разрезу)
- и еще множество вопросов
Да, еще помню понравилось в какой-то из проектных работ шлюмов при уходе от тепловых методов сделали так: в дополнении к графикам зависимости вязкости нефти от температуры привели такой же график для вязкости воды и констатировали, что отношение то вязкостей меняется заметно менее впечатляюще smile.gif
Резюмирую: в тепловые методы не верю laugh.gif

Ваше мнение. Можно долго спорить по этому поводу. Существуют условия, при которых тепловые методы отлично работают. Ничего лучше пока не придумали. Перечисленные проблемы все есть. Все решаемы так или иначе. С некоторыми проходится уживаться. Пока.

Теперь товарищу студенту: не знаю, какая максимальная температура на выходе из парогазогенератора. Знаю, что обычно на скважину идет пар с температурой около 250С +/- 10С. Пока дойдет до пласта еще градусов 10-20 потеряет.

oil King 13 9
Сен 09 #7

Спасибо всем за ответы, но может все же подскажите источники где можно найти хоть что, то а то что уже дали там нету-смотрел.

FullChaos 875 11
Сен 09 #8

DmitryB пишет:

650С - это фантастика, нету у нас "железа" которое будет работать при таких температурах.

650 (647) град это в кельвинах, по цельсию критическая температура воды 374 град. При этой температуре происходит диссоциация H+ и O-.

Как закачать такую воду в пласт и при это не дать остынуть - вернуться из критической точки в обычное стостояни - даже не представляю.

Leadgeol 418 11
Сен 09 #9

Простите мой французский, но паровики из вас - никакие. Студент, ты реально можешь себе представить температуру 600 град С и способы ее получения на устье скважины?
Далее, Дмитрий. Я, конечно, подозревал, что у тя кукушка дырявая, но я не думал, что настолько. Удивил, респект.
По сути - коллегам по работе лечи за доставку +250 град +-30. Ты в тундре был хоть раз, малыш? Ты ваще, перегретый пар хоть раз видел? Он температуру отдает быстрей, чем ты зарплату гопникам. Причем, чем выше температура, тем интенсивней он ее отдает. Какие в попу условия? Какие туда же решаемые вопросы? Тундру греть устанешь. Ты после ганжи с инопланетянами пообщался?
Не забивайте голову студенту своими эротическими фантазиями.

Lyric 279 11
Сен 09 #10

oil King пишет:

Здравствуйте! smile.gif Очень нужна помощь в этом вопросе. (нужно для научной работы). Преподаватель сказал, что существуют технологии закачки пара в пласт при критической температуре или близкой к ней(для воды она 647 градусов). Т.е. мы закачиваем в пласт пар при этой температуре и при соответствующим давлении, в пласте происходит фазовые переходы, нефть полностью растворяется в воде, вязкость и плотность скачкообразно снижаются(так я понял). Преподаватель сказал, что только слышал об этом, у него нет фактов, так сказать...Сказал мне узнать...Помогите пожалуйста, кто знает про эту технологию... Если все таки эта технология есть, то есть ли уже сейчас какое то оборудование для этого? (он мне сказал, что в России вроде нет, но в других странах должна быть)
(для понятия критической температуры и давления можно набрать в поиске в википедии "критическая точка, температура и давление")
Всем заранее спасибо.)))
Студент 4-го курса РГУ нефти и газа им.Губкина, Андрей

В Удмуртии качали пар в рамках ИДТВ на Гремихинском месторождении (два парогенератора ДЭН, изолированные НКТ), можно в том направлении посмотреть.

Lyric 279 11
Сен 09 #11

Leadgeol пишет:

Простите мой французский, но паровики из вас - никакие. Студент, ты реально можешь себе представить температуру 600 град С и способы ее получения на устье скважины?
Далее, Дмитрий. Я, конечно, подозревал, что у тя кукушка дырявая, но я не думал, что настолько. Удивил, респект.
По сути - коллегам по работе лечи за доставку +250 град +-30. Ты в тундре был хоть раз, малыш? Ты ваще, перегретый пар хоть раз видел? Он температуру отдает быстрей, чем ты зарплату гопникам. Причем, чем выше температура, тем интенсивней он ее отдает. Какие в попу условия? Какие туда же решаемые вопросы? Тундру греть устанешь. Ты после ганжи с инопланетянами пообщался?
Не забивайте голову студенту своими эротическими фантазиями.

"На Усинском месторождении технология закачки пара в пласты, залегающие на глубине1300-1400м, началась применяться, в основном, после 1992 года. Глубинные исследования здесь показали, что применяемое внутрискваженное оборудование на паронагнетательных скважинах позволяет при темпе закачки пара 300т/сут. довести до забоя скважины пар с температурой до 320С и сухость 0,67-0,7, что соответствует величине потерь по стволу кважины2-3%."

Врут наверное?

ASh999 167 11
Сен 09 #12

Lyric пишет:

"На Усинском месторождении технология закачки пара в пласты, залегающие на глубине1300-1400м, началась применяться, в основном, после 1992 года. Глубинные исследования здесь показали, что применяемое внутрискваженное оборудование на паронагнетательных скважинах позволяет при темпе закачки пара 300т/сут. довести до забоя скважины пар с температурой до 320С и сухость 0,67-0,7, что соответствует величине потерь по стволу кважины2-3%."

просто фантастика blink.gif
Причем, как мне кажется, ненаучная.
Да и по Гремихе, если шелуху очковтирательскую разгрести, ничего хорошего не найдешь. И сам объект внедерния выбран неудачно и показываемая эффективность под очень большим вопросом.

Rfus 118 9
Сен 09 #13

Lyric пишет:

"На Усинском месторождении технология закачки пара в пласты, залегающие на глубине1300-1400м, началась применяться, в основном, после 1992 года. Глубинные исследования здесь показали, что применяемое внутрискваженное оборудование на паронагнетательных скважинах позволяет при темпе закачки пара 300т/сут. довести до забоя скважины пар с температурой до 320С и сухость 0,67-0,7, что соответствует величине потерь по стволу кважины2-3%."

Врут наверное?


Я думаю, что, к сожалению, да. Врут. Я в не котором роде связан с Усинским, и сильно сомневаюсь, что при пластовой температуре порядка 25 С (т.е. выше - еще меньше) на глубину 1300-1400 м можно подвести что-то, кроме горячей воды. Не-не, я понимаю, что изоляция НКТ, термопакер и все такое, но верится как-то слабо. + тепловые потери до попадания теплоносителя на устье.
Так что Leadgeol, наверное, прав.
А вообще Усинское - если судить по данным, предоставленным заказчиками, месторождение - с очень тяжелой судьбой. Создается впечатление, что на территории промысла последние 30 лет идет гражданская война, промысел переходит из рук в руки и каждый раз отступающая сторона сжигает всю документацию и угоняет в леса работников промысла, а потом на основе устных рассказов уцелевших восстанавливается история разработки.

Lyric, а ты не мог бы кинуть ссылку на приведенную цитату?

Андрей, то о чем ты говоришь, очень похоже на забойный парогазогенератор РИТЭКа, как об этом здесь уже об этом говорили выше. Опытные образцы сейчас время обкатывается, по-моему, где-то в Татарии. Суть этой технологии в том, что на забой подается специальное монотопливо, которое сгорает в этом парогазогенераторе и на выходе дает очень высокую температуру, и газообразные продукты сгорания. Недавно видел их выступление - произвели хорошее впечатление. Их презентации найти не смог, но посмотри здесь:
Старовато, но что-то...034_037_Maksutov_10.pdf

Lyric 279 11
Сен 09 #14

ASh999 пишет:

просто фантастика blink.gif
Причем, как мне кажется, ненаучная.
Да и по Гремихе, если шелуху очковтирательскую разгрести, ничего хорошего не найдешь. И сам объект внедерния выбран неудачно и показываемая эффективность под очень большим вопросом.

Так я и не спорю, просто интересно врут или нет=))
На Гремихе основные проблемы были с тем что воду для парагенераторов (ДЭН вроде) надо было чистить сильно.
По этой теме у Кудинова книжка есть по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти, там вроде приводились результаты внедрения

Lyric 279 11
Сен 09 #15

2Rfus нашел в гугле=)
Просто в свое время Кудинов вел у нас лекции и очень вдохновленно расказывал о закачке пара, импульсно дозированных воздействиях, термоциклических итд.
Теперь вот и хочется понять очковтирательство это было или нет=)

http://209.85.229.132/search?q=cache:e5MGT...=clnk&gl=ru

Rfus 118 9
Сен 09 #16

Lyric пишет:

2Rfus нашел в гугле=)
Просто в свое время Кудинов вел у нас лекции и очень вдохновленно расказывал о закачке пара, импульсно дозированных воздействиях, термоциклических итд.
Теперь вот и хочется понять очковтирательство это было или нет=)

http://209.85.229.132/search?q=cache:e5MGT...=clnk&gl=ru


Спасибо!
Не, тепловые методы, конечно работают, но не везде и не всегда. По разным причинам...

ASh999 167 11
Сен 09 #17

Lyric пишет:

Теперь вот и хочется понять очковтирательство это было или нет=)

это тема для частной беседы wink.gif

Leadgeol 418 11
Сен 09 #18

320 цельсия - очень интересная температура. два помбура автогеном в эмалированном ведре трое суток? ну-ну. видимо, тяжелую воду добывают, стахановцы) точно не врут. в холодную колонну с потерями 2-3%? реальная тема. или это они с 92-го года наяривают и вчера замерили? вот это еще возможно. а я тут озадачился, чо это климат теплеет, нелогичненько. а тут помбуры с автогеном с 1992 года падлянку готовят))

oil King 13 9
Сен 09 #19

а если это и правда забойный парогенератор? что скажите? возможно такое?

DmitryB 486 10
Сен 09 #20

Leadgeol, не надо мне лечить тут про тундру, ладно? Мы тут этими паровыми методами добычи живем... и до тундры рукой подать.
Про SAGD слышал, а про CSS? Советую почитать на досуге, а потом только трындеть.

atz 4 9
Окт 09 #21

Думается, что речь идет о парогазогенераторе – температура парогазовой смеси на выходе регулируется количеством впрыскиваемой воды в пределах 180-450 С, но не 650 С (если только 650 - в кельвинах)

Можно после парогенератора ставить перегреватель - но толку то, ведь существует понятие эффективной температуры для каждой нефти/пласта

oil King 13 9
Окт 09 #22

а что такое эффективная температура пласта?

weldsv 95 11
Окт 09 #23

В 2001 был я в Барсуковнефть на комсомольском месторождении, они как раз угрохоли уйму денег и запускали парогенераторную из Финляндии, не пошло у них, как расказали мерзлота поплыла. А как там сейчас обстоят дела? Может кто знает?

csforfun 471 10
Окт 09 #24

SAGD - steam assisted gravity drainage, CSS - cyclic steam stimulation. Технологии в общем действительно не новые и достаточно известные.

oil King 13 9
Окт 09 #25

Ребят, можно более подробнее про эти технологии...

csforfun 471 10
Окт 09 #26

Вот народ пошел... =) Скоро совсем забудем, что такое гугл...
Насколько я помню, смысл технологий в следующем: в первом случае бурятся две параллельные горизонталки, одна над другой, в верхнюю качается пар, образуется зона уменьшения вязкости нефти, и эта самая нефть отбирается из нижней скважины; во втором случае работа ведется по принципу "подогрели-откачали". Написал что помню, специалисты могут меня поправить. А вообще в гугле много должно быть инфы по этому поводу, особенно на "забугорном" =))) языке. Эти методы уже не первый год пробуют, другой вопрос на каком уровне...

oil King 13 9
Окт 09 #27

а может насчет моего вопросика еще что нибудь скажите...))

atz 4 9
Окт 09 #28

Эффективная температура - это та величина выше которой вязкость практически не снижается

oil King 13 9
Окт 09 #29

и примерно для нефтей в пластовых условиях сколько она будет? хотя бы промежуток, 100-200 или как?

atz 4 9
Окт 09 #31

Строишь зависимость вязкости нефти от температуры - это точка после которой вязкость практически не меняется, т.е. выполаживается кривая

oil King 13 9
Окт 09 #32

показал сегодня преподавателю весь материал, он сказал, что его интересуют именно температуры пара после критической( т.е после 373,75 С) может что нибудь еще скажите про оборудование или про технологию, может кто слышал? он также сказал, что паром с температурой выше критической уничтожают отходы в Японии, может насчет этого кто-нибудь слышал?

csforfun 471 10
Окт 09 #33

Вот японцы зажрались =))) У нас по-простому жгут всё что горит (что не горит тоже пытаются), остальное закапывают в землю как есть...
P.S.: японцы вообще конечно молодцы, респект им...

oil King 13 9
Окт 09 #34

ребят, а что вам вообще известно про закритические температуры для воды в частности?

csforfun 471 10
Окт 09 #35

To oil King: если тебя интересуют термические методы, применяемые пр разработке, поищи работы из геологоразведочного университета. Они довольно активно этим занимаются...

P.S.: респект модераторам за их нелегкий труд...

oil King 13 9
Окт 09 #36

а ссылочку на работы института можно пожалуйста....

csforfun 471 10
Окт 09 #37

Эта, разработка, ну вы совсем обнаглели... =)) Гугл бесславно забыт...
поищи тезисы геомодели-2009, там был доклад профессора из рггру по поводу тепловых свойств пород/нефтей, может там будут ссылки. Мне тут еще попадался автореферат диссертации по аналогичной тематике, там список литературы был приличный, если попадется напишу...
А вообще, рекомендую: так как на русском языке много литературы по любой достаточно новой тематике найти практически нереально, то надо искать тупо в инете литературу на англицком. Много лежит прямо под руками, только качай и переводи. Некоторых в инете не найти - тут уж или в библиотеку, или в платных электронных заказывать. Главное, чтобы было желание! wink.gif

ArslanVB 102 10
Окт 09 #38

Занимался я этой проблемой,

Пар закачивают (пароциклические методы) до глубины 1000 м (как правило), но можно и до 1250 м для вязкости нефти в пл. усл. 30-100 мПа С.
Проблема в том что при этом нужно давление закачки порядка 14-16 МПа. Так вот при таком давлении критическая температура пара ~ 350 С при которой пар уже превращается в воду. С другой стороны если поднимать температуру выше, то происходит разделение на водород и кислород.
Но так как нам нужно закачать пар, то 3D показывает, что нужна температура выше, чтобы пар продвинулся на 100 м в пласте. Это порядка 450-650 градусов зависит от свойств пласта и его температуры. На таких глубинах температура порядка 30-37 С. Потери в стволе скв. примерно 17-20 С на глубины 1000 м без учета термоизоляц. НКТ.
Но на практике по сути в пласт закачивают перегретую воду и прогревают только призабойную зону пласта. Применяли раньше УПГ-60/160, УПГ-50/60 производительностью от 9-60 т/ч. с сухостью пара (на выходе) 0,7-0,8 (ОАО ЭМАльянс, ПГ Генерация).

И всё это выходит очень дорого, но эксперты требуют применение именно тепловых методов

ArslanVB 102 10
Окт 09 #39

Rfus пишет:

Андрей, то о чем ты говоришь, очень похоже на забойный парогазогенератор РИТЭКа, как об этом здесь уже об этом говорили выше. Опытные образцы сейчас время обкатывается, по-моему, где-то в Татарии. Суть этой технологии в том, что на забой подается специальное монотопливо, которое сгорает в этом парогазогенераторе и на выходе дает очень высокую температуру, и газообразные продукты сгорания. Недавно видел их выступление - произвели хорошее впечатление. Их презентации найти не смог, но посмотри здесь:
Старовато, но что-то...

Спасибо, про забойные парогазогенераторы, слышал о них, но статью эту пропустил... очень интересно. Надо бы с ними созвониться

ogaleev 19 9
Окт 09 #40

Leadgeol пишет:

320 цельсия - очень интересная температура. два помбура автогеном в эмалированном ведре трое суток? ну-ну. видимо, тяжелую воду добывают, стахановцы) точно не врут. в холодную колонну с потерями 2-3%? реальная тема. или это они с 92-го года наяривают и вчера замерили? вот это еще возможно. а я тут озадачился, чо это климат теплеет, нелогичненько. а тут помбуры с автогеном с 1992 года падлянку готовят))

Работаю на битумных месторождения Татнефти. 320 градусов температура невозможная сразу скажу, учитывайте что очень большие тепло потери при транспортировке, и доставки в пласт. Пар нужно пригнать откуда то... Средняя температура закачки 190-200 градусов, что и так достигается большой кровью. Технология там совершенствуется с каждым днем... могу написать подробнее, если кому то интересно. Парогенераторы там канадские, собранные, а затем и подточенные и подпиленные напильниками суровыми русскими нефтяниками. smile.gif

ArslanVB 102 10
Окт 09 #41

ogaleev,

Очень интересно. Да, можно подробнее? Что за ПГ канадские? и чем отличается ваши от стандартных методов (технологий)?

Rfus 118 9
Окт 09 #42

ogaleev пишет:

Работаю на битумных месторождения Татнефти. 320 градусов температура невозможная сразу скажу, учитывайте что очень большие тепло потери при транспортировке, и доставки в пласт. Пар нужно пригнать откуда то... Средняя температура закачки 190-200 градусов, что и так достигается большой кровью. Технология там совершенствуется с каждым днем... могу написать подробнее, если кому то интересно. Парогенераторы там канадские, собранные, а затем и подточенные и подпиленные напильниками суровыми русскими нефтяниками. smile.gif


Да, расскажи, пожалуйста, подробнее о технологии на вашем промысле (на какую глубину вы ведете закачку, под каким давлением, с какой степенью сухости и сколько потерь приходится на поверхность и ствол скважины).

ogaleev 19 9
Окт 09 #43

Rfus пишет:

Не за что, технология интересная, и если будет хорошо реализована в железе, то у нее хорошие перспективы
Да, расскажи, пожалуйста, подробнее о технологии на вашем промысле (на какую глубину вы ведете закачку, под каким давлением, с какой степенью сухости и сколько потерь приходится на поверхность и ствол скважины).

Не ожидал такого ажиотажа.
Я не в самой татнефти работаю, реализовал там телемеханику.
Битум добывают практически на прилегающей территории промысла, реализовано парами. Добывающая ветка ниже паровая выше, каждая пара соотвественно имеет забой и устье.
Пар сначала гнали с котельной промысла, по трубам обычным, есть 2 особенности, пар конденсируется пока течет у стенок, и приходит уже далеко не то что уходит, скважины появляются все дальше и дальше, конечные скважины давали вместо 30 1-3 куба.
Технологую решили улучшить портативными котельными "Амелин", в Уфе даже есть представительство. На самом деле технология канадская, и налаживают ее канадцы, руками умельцев из России естественно.
Давление было 12, хотели поднять до 16, но что то у них там не получалось, хотя при мне проводили реконструкцию.
Сейчас наколько я знаю пары строят звездочной системой, а в центре ставят одну портативную котельную. Котельная универсальная по топливу, но использует только газ (намного дешевле), не попутный естественно.
Когда я там был у них были проблемы изменения давления. Пар предполагается пускать плавно, но из паротенератора он выходит дребебзгом синусоиды, поставили регулирующий клапан на выходе... при мне все заработало...
Глубину не знаю, знаю только что в порядках сотен метров, вроде 150-200.
Обвадненность битума большая, порядка 80%.
Вприницпе у меня есть сопутствующие телемеханические данные smile.gif

Rfus 118 9
Окт 09 #44

Хорошо рассказал, спасибо
А не знаешь, скважинные НКТ были теплоизолированные и сколькл на них температуры терялось?

ogaleev 19 9
Окт 09 #45

Rfus пишет:

Хорошо рассказал, спасибо
А не знаешь, скважинные НКТ были теплоизолированные и сколькл на них температуры терялось?

Изоляция естественно была, с котельной промысла 212 град. выход 185 град. уходит в скважину у ПГУ потерь практически нет, сразу в землю уходит
Вообще я делал балланс по пару, у них 5-15% раздождение в кубах, то ли он конденсируется так хорошо пока идет, толи порывы постоянные

ogaleev 19 9
Окт 09 #46

кому нужны графики изменений, пишите...

frgs 52 11
Янв 10 #47

Есть ли в россии проекты по закачке пара? интересует как площадная, так и периодическая

JSBI 203 9
Янв 10 #48

конечно есть

Ашальчинское битумное месторождение в Татарстане

frgs 52 11
Янв 10 #49

JSBI пишет:

конечно есть

Ашальчинское битумное месторождение в Татарстане

А сколько там пар скважин.
В коммерсанте прочитал, что там только 1. Т.е. можно сказать, что это пилот... Или нет? Интересует пром. разработка

JSBI 203 9
Янв 10 #50

вроде уже не одна пара
Коммерсант конечно не лучший источник информации по нефтянке))
ищи статьи в Нефтяном Хозяйстве
авторы Зарипов, Абдулмазитов и т.д.

Страницы

Go to top