Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.

бет47/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   43   44   45   46   47   48   49   50   ...   81

 

 

 



Рисунок 1.Схема резервуара сиккативного осушителя 

 


 

279


Параметры эксплуатации 

Для защиты трубопроводов производители осушают газ до нужных параметров при температуре ниже 

ожидаемого минимума в трубопроводе. Если газ не осушить надлежащим образом, вода и другие жидкости 

могут  конденсироваться  по  мере  охлаждения  газа,  что  приводит  к  закупорке  труб  и  коррозии.  Чтобы 

избежать  этого,  производители,  как  правило,  осушают  газ  до  значений  влажности,  соответствующих 

спецификации трубопровода, от 4 до 7 фунтов на млн. фут.³ (64 - 112 кг/млн. м³). Кривые эффективности 

сиккатива  показывают  соотношения  температуры  и  давления,  при  которых  влажность  газа  будет 

соответствовать  стандартам  влажности  трубопровода.  На  рис.  2,  с  использованием  данных  таблицы 

содержания  влаги  из  Приложения  З,  представлены  комбинации  температуры  и  влажности,  при  которых 

влажность  газа  составит  7  фунтов  на  млн.  фут.³  (112  кг/млн.  м³)  при  использовании  двух  наиболее 

популярных  сиккативов.  Заштрихованная  область  выше  кривой  насыщения  на  рис.  2  представляет 

"безопасные параметры эксплуатации" хлоридно-кальциевого осушителя, при которых значение влажности 

газа будет равно или меньше значения, предусмотренного стандартом. 

Производители  используют  эти  кривые  для  определения  минимального  давления  газа, 

необходимого  для  обеспечения  нужной  влажности.  В  данном  случае  подаваемый  в  хлоридно-

кальциевый осушитель газ при температуре 47°F (8,33°C) должен быть сжат по меньшей мере до 450 

фунтов  на  кв.  дюйм  (3,1  МПа),  чтобы  соответствовать  стандарту  7  фунтов  воды  на  млн.  фут.³  (112 

кг/млн. м³). На рисунке приведены кривые, как для хлорида кальция, так и лития, хотя хлорид лития 

используется редко из-за высокой стоимости. 

 

 

 

Рисунок 2. Кривые эффективности сиккатива при максимально  

приемлемой влажности в трубопроводе (7 фунтов на млн. фут.³ (112 кг/млн. м³)) 

 

Пополнение сиккатива и слив раствора: 



По мере того, как гранулы сиккатива поглощают влагу из газа, высота осушающего слоя постепенно 

уменьшается.  Некоторые  производители  помещают  "окошко"  (смотровое  стекло)  на  стенке  осушителя 

(рис.  1)  на  уровне  допустимого  минимума  сиккатива.  Когда  поверхность  сиккатива  становится  видна  в 

окошке,  оператор  должен  досыпать  сиккатива  до  максимального  уровня.  Пополнение  рабочего  слоя  - 

ручная  операция,  включающая  в  себя  следующие  действия:  переключение  потока  газа  на  другой 

осушитель, перекрытие клапанов, чтобы изолировать "пустой" осушитель, выравнивание давления газа с 

атмосферным,  открытие  наполнительного  люка  и  засыпку  гранул  сиккатива.  Это  требует  от  оператора 

загрузки  одного  или  более  30-50  фунтовых  (13,6-22,6  кг)  мешков  соли,  в  зависимости  от  конструкции 

осушителя.  Поскольку  эту  процедуру  приходится  выполнять  тем  чаще,  чем  выше  производительность 

установки, сиккативные  осушители, как правило, применяются в случаях, когда  объем  осушаемого газа 

не превышает 5 млн. фут.³/сут. (140 тыс. м³/сут.). 

Раствор из отстойника иногда сливается вручную (сиккативные осушители обычно накапливают от 10 

до  50  галлонов  (от  37,85  до  189,25 литров)  раствора в  неделю).  Перед  сливом  в  испарительную  емкость, 

рекомендуется  выровнять  давление,  а  откачку  жидкости  в  резервуар  удобнее  производить  при  высоком 

давлении. В редких случаях раствор откачивают в автоцистерну с помощью пневматической помпы. 


 

280 


Экономические и экологические выгоды: 

Использование сиккативных осушителей вместо гликолевых дает существенные экономические 

и экологические выгоды, включая: 

-  уменьшение  капитальных  вложений.  Стоимость  капитальных  затрат  на  сиккативный  осушитель 

ниже,  чем  на  гликолевый.  В  сиккатив-ном  осушителе  не  используются  промывочный  насос, 

пневматическое управление, газовый нагреватель или ребойлер/регенератор с горелкой; 

- снижение стоимости эксплуатации и обслуживания. Гликолевый осушитель потребляет значительное 

количество  добытого  газа в  качестве  топлива  для газового  нагревателя  и гликолевого  регенератора.  Если 

клапан  слива  раствора  автоматический,  то  единственные  затраты  на  техническое  обслуживание 

сиккативного осушителя включают пополнение рабочего слоя; 

- минимальную эмиссию метана, ЛОС и ОАЗ. Гликолевые осушители постоянно выбрасывают газ в 

атмосферу  через  устройства  пневматического  управления  и  через  вентиляцию  регенератора.  Эмиссия  из 

сиккативного  осушителя  происходит  только  во  время  снятия  давления  в  резервуаре  для  пополнения 

сиккатива,  обычно  один  объем  резервуара  в  неделю.  Раствор  продуцируется  в  небольших  количествах  и 

поглощает мало углеводородов. 

 

Литература 

 

1. Геологический отчет АО КГП за 1998 год. Аксай, 1999, с.2-3. 

2.  Jackson  H.  Mobility  Studies  on  Karachaganak  gas  condensate  fluids.  British  Gas,  Research  & 

Technology Report № GRC, Feb. 1995, pp.14-15. 

3. Бисенов К.А., Боканова Г.Б. Научно-техническое развитие нефтегазового комплекса. Доклады 

Вторых международных научных Надировских чтений. – Кызылорда: КГУ, 2004. с. 436-438. 

4.  Технологическая  схема  разработки  Карачаганакского  месторождения  с  применением 

сайклинг-процесса на период 1991-2005 гг. Том 2, ВНИИГАЗ, Москва, 1989г., с. 63-70.  

5. Зиберт Г.К., Седых А.Д., Кашицкий Ю.А. Подготовка и переработка углеводородных газов и 

конденсата. Технологии  и  оборудовние.  –  Справочное  пособие.  –  М.:  ЦентрЛитНефтеГаз,  2001.  –  с. 

256-258. 

 

 



УТИЛИЗАЦИЯ ОТРАБОТАВШЕГО ГАЗА НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ 

 

Хаиржанова А., Букенова М.С. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Повышение  эффективности  энергетики  неразрывно  связано  с  совершенствованием  технологий 



выработки  электрической  и  тепловой  энергии.  Наиболее  экономичны  сегодня  работающие  на 

природном  газе  парогазовые  установки  (ПГУ),  в  которых  тепло  отработавших  в  газотурбинной 

установке  (ГТУ)  газов  используется  для  выработки  пара  направляемого  в  паровую  турбину. 

Исследованные  в  работе  ГТУ  имеют  КПД  от  30  до  37%,  а  КПД  ПГУ  достигает  с  ними  50%  [1].  по 

итогам  2008  года  на  факелах  месторождений  сожжено  газа  свыше  2  млрд.  куб.  м,  на  собственные 

нужды использовано 1,7 млрд. куб. м и технологические потери составили около 0,7 млрд. куб. м.В 

январе  2002  года  постановлением  правительства  Казахстана  была  одобрена  Концепция  развития 

газовой  отрасли  республики  на  период  до  2015  года,  в  январе  2004  года  -  Программа  развития 

нефтехимической промышленности Республики Казахстан на 2004-2010годы [2]. 

1.Схемы и принцип работы газотурбинных установок 

Термин турбина происходит от латинского слова turbineus - вихреобразный, или turbo - волчок. 

Турбина  и  есть  двигатель,  в  котором  механическая  работа  на  валу  силовой  турбины  получается  за 

счет  преобразования  кинетической  энергии  газовой  струи,  которая,  в  свою  очередь,  получается  в 

результате  преобразования  потенциальной  энергии  -  энергии  сгоревшего  топлива,  подведенного  к 

камере сгорания, в поток воздуха.

 

Характерной  особенностью  осуществления  круговых  процессов  в  газотурбинных  двигателях 



является  то,  что  все  основные  процессы  цикла  -  сжатие,  подвод  теплоты,  расширение  непрерывно 

осуществляются  в  различных  элементах  двигателя  (компрессор,  камера  сгорания,  газовая  турбина), 

расположенных последовательно по ходу рабочего  тела. В  зависимости  от  способов подвода теплоты к 

рабочему  телу,  организации  процессов  сжатия  и  расширения  рабочего  тела  газотурбинные  установки 

могут  быть  выполнены  по  различным  схемам  (рис.  1).  ГТУ  простейшего  цикла  в  механическом 

отношении могут быть выполнены как одновальные (рис. 1,а), так и двухвальные (рис. 1,б). 



 

281


В одновальных установках все элементы газоперекачивающего агрегата (ГПА) - осевой компрессор, 

газовая турбина и нагнетатель находятся на одном валу, что естественно приводит к тому, что при работе 

все они имеют одну и ту же частоту вращения. Различный закон изменения характеристик газопровода и 

одновальной  ГТУ  приводит  к  тому,  что  при  снижении  частоты  вращения,  одновальная  ГТУ  быстрее 

теряет  мощность,  чем  снижается  мощность,  потребляемая  нагнетателем.  Это  приводит  к  тому,  что 

одновальная  ГТУ  будет  обеспечивать  режим  работы  нагнетателя  только  в  ограниченном  диапазоне 

изменения  частоты  вращения.  При  ухудшении  КПД  нагнетателя  или  элементов  ГТУ  осуществить 

оптимальную работу ГПА с приводом от одновальной ГТУ без перепуска и дросселирования газа или без 

существенного повышения температуры газа перед ТВД будет уже трудно. Все это привело к тому, что в 

настоящее время одновальные ГТУ для перекачки газа на газопроводах не используются. 

Кроме  того,  двухвальные  ГТУ  имеют  несколько  лучшие  экономические  характеристики  не  только 

на  частичных  нагрузках,  но  и  на  расчетной,  когда  одновальная  установка,  имея  некоторый  запас  по 

мощности, на номинальной нагрузке будет обеспечивать режим работы нагнетателя ниже расчетного. 

Благодаря  этим  особенностям,  двухвальные  установки  с  регенерацией  (рис.1  в)  и  без  регенерации 

(рис. 1 б) теплоты отходящих газов и получили широкое распространение на газопроводах. 

Рабочий  процесс  установки  с  регенерацией  теплоты  отходящих  газов  осуществляется  следующим 

образом:  атмосферный  воздух  после  прохождения  системы  фильтров  (на  схеме  они  не  показаны)  и 

сжатия  в  осевом  компрессоре  (К)  поступает  в  воздухоподогреватель  (регенератор)  (Р),  где  за  счет 

использования теплоты  отходящих из турбины газов его температура повышается на 200-250 °С. После 

регенератора  сжатый  воздух  поступает  в  камеру  сгорания  (КС),  куда  одновременно  извне  подводится 

топливный  газ.  В  результате  сжигания  топлива  температура  образовавшихся  продуктов  сгорания  перед 

газовой  турбиной  высокого  давления  (ТВД)  доводится  до  величины,  обусловленной  жаростойкостью 

дисков  и  лопаток  турбины.  После  расширения  в  газовой  турбине  продукты  сгорания  проходят 

регенератор, в котором они частично охлаждаются, отдавая часть теплоты воздуху, идущему из осевого 

компрессора в камеру сгорания, и затем через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу. 

 

 



 

Рисунок 1. (а,б) - Простейшие схемы ГТУ открытого типа; (в) - ГТУ с регенерацией теплоты отходящих газов; (г) - ГТУ 

простого цикла с двумя компрессорами; (д) - ГТУ с промежуточным подводом теплоты при сжатии и промежуточным 

отводом теплоты при расширении с регенерацией теплоты: 



К - осевой компрессор; КС - камера сгорания; Р - регенератор, ТВД - турбина высокого давлеия; ТНД - турбина низкого 

давления; ТСД - турбина среднего давления; Н - нагнетатель; ПО - рекуператор (промежуточный холодильник) 

 

282 


Сверху, в рисунке 1в показаны процессы, характеризующие образование цикла ГТУ в координатах 

v

 и 


S

. На этих графиках процесс 1-2 - характеризует сжатие в осевом компрессоре; 2-3 - процесс 

подвода  теплоты  в  регенераторе  и  камере  сгорания;  3-4  -  процесс  расширения  рабочего  тела  в  газовой 

турбине; 4-1- процесс выхлопа рабочего тела в атмосферу. Здесь же приведен цикл ГТУ и в координатах 



S

. Линиями 1-2’ и 3-4’ отмечены соответственно реальные процессы сжатия и расширения рабочего 

тела в цикле, штриховыми 1-2 и 3-4 - процессы сжатия и расширения в идеальном цикле ГТУ. 

Коэффициент  полезного  действия  установок  с  регенерацией  теплоты  отходящих  газов  при 

существующих параметрах цикла может достигать величины 32-35%, что во всех случаях при тех же 

параметрах цикла на 4-5% больше, чем в установках без регенерации теплоты отходящих газов. 

На  рисунке  1г  приведена  схема  ГТУ  простого  цикла  с  двумя  осевыми  компрессорами  без 

промежуточного  охлаждения  воздуха  между  ними  и  независимой  силовой  турбиной  для  привода 

нагнетателя.  Установки  подобных  схем,  созданные  по  типу  авиационных  ГТУ,  позволяют  получить  в 

цикле высокую степень сжатия (до 18-25) и обеспечить оптимальную работу компрессоров на пусковых и 

переменных  режимах.  Высокая  степень  сжатия  при  относительно  высоких  температурах  продуктов 

сгорания  перед  турбиной,  позволяет  получить  в  таких  установках  КПД  на  уровне  33-35%  и  выше. 

Компактность таких установок достигается размещением обоих компрессоров, камер сгорания и газовых 

турбин  в  одном  корпусе.  Привод  компрессоров  низкого  и  высокого  давления  осуществляется 

соответственно от турбины среднего и высокого давления, используя схему "вал в валу" [3]. 

Газотурбинные  установки  более  сложных  теплотехнических  схем  (рис.  1д)  -  с  промежуточным 

отводом теплоты в процессе сжатия, промежуточным подводом теплоты в процессе расширения и с 

регенератором,  при  существующих  достижениях  в  области  компрессоростроения  и  турбостроения 

позволяют достичь КПД установки на уровне 43-47%. 

Рассмотренный  трехвальный  двигатель  с  теплотехническими  мероприятиями  позволяет 

получить  не  только  высокий  КПД  на  расчетной  нагрузке,  но  и  практически  удержать  его  при 

нагрузке  до  50-60%  от  номинальной,  имея  максимум  КПД  в  интервале  80-90%  номинальной 

мощности.При  кажущейся  сложности  такой  трехвальный  двигатель  может  быть  выполнен  весьма 

компактным [4]. 

При газотурбонаддуве различают два противоположных варианта использования содержащейся 

в  отработавшем  газе  энергии  для  привода  турбины:  импульсный  газотурбинный  наддув  или 

газотурбинный  наддув  с  подводом  отработавшего  газа  с  постоянным  давлением.  Оба  вида  имеют 

свои характерные признаки. 

При  газотурбонаддуве  с  подводом  к  турбонагнетателю  отработавшего  газа  с  постоянным 

давлением используется термическая энергия, которая освобождается в результате  спада давления и 

температуры до и после впуска в турбину. Импульсный наддув, напротив, использует кинетическую 

энергию  отработавших  газов,  которая  определяется  скоростью  выходящего  из  цилиндров  двигателя 

отработавшего газа [5]. 

Как  известно,  многие  государства  мира  ратифицировали  Киотский  протокол,  основной  задачей 

которого является развитие экономических принципов влияния на объемы парникового газа на земле, в 

том  числе  -  путем  торговли  квотами  на  выбросы.  Сегодня  в  Казахстане  принята  Концепция  развития 

газовой  отрасли  на  период  до  2015  года,  одобренная  правительственным  постановлением  год  назад. 

Ежегодный объем добычи природного газа в Казахстане к 2015 году планируется довести до 45-50 млрд. 

кубометров. Прогнозный объем добычи природного газа в 2005 году составит 20,5 млрд. кубометров, а к 

2010 году возрастет до 35 млрд. Потребление природного газа в Казахстане к 2005 году предполагается на 

уровне 7,84 млрд. кубометров, к 2010 году - 11,15, к 2015 году - 15,83 млрд. кубометров [6]. 

Наша страна претендует на то, чтобы стать крупным игроком на мировом газовом рынке засчет 

разработки  морского  месторождения  Кашаган,  которое  летом  2004  года  было  признано 

коммерческим  открытием  в  казахстанском  секторе  Каспия.  На  первом  этапе  освоения  Кашагана, 

попутно с нефтью ежегодно будет добываться около 3 млрд. кубометров газа [7]. 

 

Литература 



 

1. Агентство по статистике РК. Астана, 2008-2010. 

2. 

Охрана 


окружающей 

среды 


и 

устойчивое 

развитие 

Казахстана. 

Сборник 

материалов.Агентство по статистике РК. Астана, 2008-2010. 

3. Козаченко А.Н. Основы эксплуатации газотурбинных установок на магистральных газопроводах: 

Учебное пособие: ГАНГ им. И.М. Губкина. - М.: 1996. 

4. Газотурбинные перекачивающие установки. Ревзин В.С. М.: Недра, 1986г. 


 

283


5.  Егоров  О.И.,  Куванышева  А.К.  Развитие  нефтедобывающей  промышленности  Казахстана.  – 

Алма-Ата, 1981. 

6. Закон Республики Казахстан «О нефти» от 28 июня 1995 года №2350 (доп. и изм.27.07.2007г.). 

7.  Охрана  окружающей  среды  и  устойчивое  развитие  Казахстана.  Сборник  материалов. 

Агентство по статистике РК. Астана, 2008-2010. 

 

 

АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР  СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ  

ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ 

 

Черезов Д., Ештанова О., Уразалимова А., Нусип А., Алгазинова З. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

В  связи  с  истощением  активно  разрабатываемых  в  настоящее  время  месторождений  нефти, 

нефтегазодобывающие  компании  уделяют  всё  большее  внимание  развитию  методов  разработки 

месторождений  тяжелых  нефтей  (ТН)  и  природных  битумов  (ПБ).  Усовершенствование  технологий 

добычи ТН и ПБ приобретает больший интерес, поскольку запасы этих ресурсов уже превышают запасы 

легкой нефти (рис.1), а по мере продолжающегося роста добычи лёгкой нефти доля тяжелой в структуре 

запасов  углеводородов  будет  только  расти.  По  наиболее  широко  используемой  в  мировой  практике 

классификации, под тяжелыми нефтями подразумеваются  углеводородные жидкости  с плотностью 920-

1000  кг/м

и  вязкостью  от  10  до  100  мПа∙с,  а  природными  битумами  -  слаботекучие  или  полутвердые 



смеси преимущественно углеводородного состава с плотностью более 1000 кг/м

и вязкостью выше 10000 



мПа∙с.  Промежуточную  группу  между  битумами  и  тяжелыми  нефтями  образуют  так  называемые 

сверхтяжелые нефти с вязкостью  от 100  до 10000 мПа∙с и плотностью  около или несколько более  1000 

кг/м

3

. Тяжелые и сверхтяжелые нефти многие авторы объединяют под общим названием - тяжелые нефти 



или высоковязкие нефти.  

 

 



Рисунок 1 . Соотношение разведанных запасов нефти, тяжелой нефти и природных битумов 

 

Вязкость в пластовых условиях для месторождений тяжелой нефти варьируется от относительно 

небольших  значений  20  мПа.с  до  величин  вязкости  близких  к  значениям  природного  битума  (9000 

мПа.с).  При  этом  большинство  месторождений  имеют  вязкость  в  пределах  1000  мПа.с.  Обычно 

коллекторы  месторождений  ТН  характеризуются  довольно  высокими  емкостными  свойствами. 

Значения пористости могут лежать в пределах от 20% до 45%. При этом для коллекторов характерна 

расчлененность и значительная неоднородность фильтрационных свойств. 

Залежи ТН встречаются на всех диапазонах глубин от 300 метров до глубин  свыше 1500 метров. 

При этом доля балансовых запасов ВВН расположенных на глубинах свыше 1500 метров составляет 

только  5%  всех  запасов.  Наиболее  значимые  по  запасам  месторождения  расположены  в  диапазонах 

глубин  1000  –  1500  метров.  Очень  часто  месторождения  ВВН  представляют  собой  сложную 

многопластовую  систему,  в  которой  различные  этажи  нефтеносности  имеют  не  только  различные 

емкостно-фильтрационные свойства, но и отличные друг от друга свойства пластового флюида. 

На сегодняшний день в мировой практике существуют различные способы разработки залежей ВВН 

и  ПБ,  которые  обуславливаются  геологическим  строением  и  условиями  залегания  пластов,  физико-

химическими  свойствами  пластового  флюида,  состоянием  и  запасами  углеводородного  сырья, 

климатогеографическими  условиями  и  т.д.  Условно  их  можно  подразделить  на  три,  неравноценные  по 

объему  внедрения,  группы:  1  –  карьерный  и  шахтный  способы  разработки;  2  –  так  называемые 

«холодные» способы добычи; 3 – тепловые методы добычи.  


 

284 


Традиционно  существующие  тепловые  методы  разработки  нефтяных  месторождений,  принято 

объединять в три группы: внутрипластовое горение, паротепловая обработка призабойной зоны скважины 

(ПЗС) и закачка в пласт теплоносителей – пара или горячей воды (неизотермическое вытеснение). 

Следует  отметить  особую  важность  применения  тепловых  методов  в  целях  интенсификации 

нефтеизвлечения из пластов сложным геологическим строением и высокой вязкостью нефти. 

Как  известно  вязкость  жидкостей  при  увеличении  температуры  быстро  уменьшается.  Закон 

этого  уменьшения  близок  к  экспоненциальному  –  зависимость  динамической  вязкости  µ  от 

абсолютной температуры Т имеет вид (формула Андраде): 



Т

В

Ае

/



,                                                                     (1) 

где А и В – численные коэффициенты. 

Однако существуют  соотношения, более точно  описывающее влияние температуры на вязкость 

жидких  углеводородов.  В  частности,  можно  представить  связь  кинематической  вязкости  ν  и 

абсолютной температуры Т в виде 

[

]

F



T

log

D

)

C

log(

log

=

+



+

ν



Здесь  C,D  и  F  –  константы.  Этот  вид  записи  удобен  для  получения  стандартных  кривых  в 

координатах ν – Т, постоянных в масштабе, позволяющем представить график изменения вязкости в 

виде прямой (рис.2). Этот закон проверен экспериментально и хорошо выполняется при условий, что 

среда остается жидкой во всем диапазоне изменения температуры. 

 

 

 



Рисунок 2. Влияние температуры на вязкость нефти 

 

1 – сырая нефть, шт. Калифорния; 2 – сырая нефть, Колумбия; 3 – отложения, центральные штаты;  



4 – сырая нефть, шт. Калифорния; 5 – Цилиндровое масло, центральные штаты; 6 – моторное масло,  

центральные штаты; 7 – сырая нефть, шельфовые месторождения; 8 – тяжелая нефть, северная  

часть шт. Луизина; 9 – красная нефть, центральные штаты; 10 – сырая нефть, южная часть шт. Техас;  

11 – сырая нефть, шельфовые месторождения; 12 – Легкое парафиновое масло, центральные штаты;  

13 – вакуумный дистиллят, шт. Пенсильвания; 14 – сырая нефть, шт. Вайоминг; 15 – масло для  

печатных машин, центральные штаты 

 

285


Соответствие  теоретических  результатов  экспериментальным  путем  было  проверено  при 

температурах до 260°С для 15 видов дегазированной нефти и углеводородов[1]. 

 Применение  различных  технических  средств,  предусмотрено  в      тепловых  методах  такие  как: 

парогенераторы; газогенераторы; электронагреватели; парогазогенераторы; термохимические заряды; 

водогрейные установки [2]. 

Проделан  анализ  литературных  источников  по  существующим  технологиям  добычи 

высоковязкой нефти, рассмотрены основные месторождения высоковязкой нефти в РК, применяемые 

методы воздействия на этих месторождениях. Перечисленые способы разработки ТН и ПБ  являются 

лишь  основной  частью  существующих  способов  разработки    в  мировой  практике  по  мимо 

перечисленого  в  мировой  практике  применяются  гораздо  больше  тепловых  и  нетепловых  способов 

разработки ТН. 

Перечисленные  способы  имеют  преимущества  и  недостатки,  однако  в  случае  объединения 

некоторых из них в совокупности можно устранить недостатки и увеличить преимущества. 

 



1   ...   43   44   45   46   47   48   49   50   ...   81


©emirb.org 2017
әкімшілігінің қараңыз

войти | регистрация
    Басты бет


загрузить материал