СПОСОБ ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПО УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ ОДНОГОРИЗОНТНОЙ СИСТЕМЕ СО СКВАЖИНАМИ ДЛИНОЙ ДО 800 МЕТРОВ
METHOD FOR THERMAL TREATMENT OF DEPOSIT OF HIGH-VISCOSITY OIL USING IMPROVED SINGLE-HORIZON SYSTEM WITH WELLS OF UP TO 800 METERS

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов термошахтным способом.
Одним из наиболее эффективных подземных способов термического извлечения тяжелых нефтей и природных битумов является одногоризонтная система разработки пласта. Процесс подземного извлечения нефти из пласта при использовании одногоризонтной системы впервые начал реализовываться на Ярегском месторождении 70-х годах 20-го столетия. (См. книгу «Опыт подземной разработки нефтяных месторождении и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти», авторы: Тюнькин Б.А., Коноплев Ю.П., г. Ухта, 1996, стр. 34).
Данная система разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает строительство верхнего ряда полого восходящих нагнетательных скважин и нижнего ряда полого восходящих добывающих скважин из буровой галереи. Нагнетательная и добывающая скважины расположены друг над другом или чередуются в горизонтальном направлении. Закачка теплоносителя происходит через ряд полого восходящих нагнетательных скважин с последующим прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через ряд добывающих скважин.
Недостатками данной системы при ее применении являются:
- Низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти в отдаленных от буровой галереи участках разрабатываемого блока из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу ствола нагнетательной скважины.
- Прорыв пара в буровую галерею, что приводит к потере тепла и уменьшению эффективности термического воздействия, или чрезмерный прогрев пород в приустьевой зоне буровой галереи, что приводит к значительному повышению температуры в рабочей зоне.
Для устранения данных недостатков для более эффективного процесса вытеснения высоковязкой нефти в отдаленных от буровой галереи участках разрабатываемого блока осуществляют бурение дополнительных нагнетательных вертикальных скважин по контуру разрабатываемого блока с вышележащих над продуктивным пластом выработок, что приводит к улучшению прогрева забойной зоны пласта полого восходящих скважин. Данная система получила название как одногоризонтная система с оконтуривающим штреком. Данный способ имеет более высокие технологические показатели, но требуетзначительных дополнительных капитальных затрат для создания дополнительных скважин и выработок.
Также известен способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе (см. патент РФ №2529039, 2013; МПК: Е21В 43/24). Способ предусматривает проводку добывающей галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. Согласно изобретению одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. При этом в плане траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев. При этом дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта.
Недостатками данного способа являются: - траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. Данное расположение скважин обеспечивает более высокую гидродинамическую связь между скважинами, что приводит к выносу рабочего агента через систему добывающих скважин и как вследствие уменьшению эффективности термического воздействия. Как известно в пласте высоковязкой нефти большая часть вытеснение происходит не за счет гидродинамики, как в традиционных методах вытеснения, а за счет теплопроводности горной породы, прогрева нефтенасыщенного пласта через трещины, далее при повышении температуры из нефти происходит выделение газа, повышается давление в порах пласта и происходит вытеснение флюида в более высокопроницаемые зоны, через которые нефть попадает уже в добывающую скважину (термогравитационное дренирование).
- данное расположение скважин влечет за собой уплотнение сетки скважин в разрабатываемом нефтяном блоке, что влечет за собой увеличение расходов на строительство скважин и их оборудование, а также требует панельное расположение скважин, что ведет к увеличению горнопроходческих работ. Отсутствие теплоизоляции также влечет за собой более интенсивный прогрев приустьевой породы, что приводит к потере тепла и уменьшению эффективности термического воздействия и к значительному повышению температуры в рабочей зоне.
Техническими задачами настоящего изобретения являются увеличение эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти в отдаленных от буровой галереи участках разрабатываемого блока путем равномерного прогрева пласта по всему интервалу нагнетательной скважины, что вследствие влечет к повышению нефтеотдачи, а также к ограничению прорыва пара в буровую галерею и уменьшению прогрева пород, залегающих вблизи буровой галереи за счет применения теплоизолированных колонн.
Технические задачи решаются усовершенствованием одногоризонтной системы термошахтной разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающее использование новых конструкций нагнетательных и добывающих полого восходящих скважин длиной до 800 м, использование закрытой системы сбора добываемой продукции скважин и регулирование темпа закачки пара в систему нагнетательных скважин и темпа отбора добывающих скважин.
Новые конструкции добывающих и нагнетательных скважин предусматривают наличие термоизолированных труб, также для нагнетательных скважин предусмотрено использование дифференцированной перфорации - увеличение количества перфорационных отверстий по длине ствола скважины от устья до забоя. На основе разработанных конструкций удалось обеспечить, с одной стороны, необходимые параметры теплового воздействия на пласт, с другой стороны, сохранение нормального температурного режима в горных выработках путем предотвращения прогрева горного массива в приустьевой зоне.
Темп отбора продукции добывающих скважин осуществляется прекращением или ограничением объема закачки пара в соседней нагнетательной скважине. Так же добывающие скважины, добывающая жидкость которых свыше 80-90°С, переводятся на периодический режим эксплуатации, что позволяет поддерживать оптимальный режим работы скважин с высокой температурой (не более 90°С), не допуская прорыва пара. Ограничение отбора жидкости с высокой температурой способствует увеличению охвата пласта процессом благодаря уменьшению выноса тепла из добывающих скважин и перераспределению пара в направлении менее прогретых зон пласта.
Для контроля и регулирования процесса закачки в пласт теплоносителя предусматривается строительства с буровой галереи определенного количества дополнительных контрольных скважин, с помощью которых производят замер температуры пласта вдоль стволов скважин для составления карты изотерм. На основе карт изотерм и замеров температуры добываемой жидкости осуществляется перенос нагнетания пара в слабо прогретые зоны пласта и ограничение закачки пара в зоны пласта с повышенной температурой или переход на циклический режим закачки теплоносителя с постепенным уменьшением продолжительности циклов закачки пара и увеличением циклов остановки по мере прогрева пласта. Контроль и регулирование процесса закачки в пласт теплоносителя способствует достижению максимальной тепловой эффективности и минимальных потерь тепла за пределы разрабатываемого участка и с добываемой жидкостью, обеспечению равномерного прогрева всего объема разрабатываемого пласта, что в итоге позволяет получить максимальный охват пласта процессом прогрева и нефтеизвлечения.
Впервые при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтой системе используются скважины длиной до 800 метров, что повлияло на увеличение площади разработки блока, что положительно отразилось на уменьшение горнопроходческих работ, что помогло снизить экономические затраты и сократить сроки пуска в эксплуатацию шахтного блока.
Заявленный способ может быть реализован при разработке блока 2Т-4 в нефтяной шахте №3 на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Применение данного способа разработки обосновано численным моделированием и опытом проведения работ на нефтяной шахте №2 в участках ОПУ-2бис, ОПУ-3бис.
С помощью программного комплекса Roxar IRAP RMS построена геологическая модель отложений D3dzr-D2ef Ярегского месторождения.
При моделировании залежи месторождения использовалась регулярная сетка Comer point, с размером ячеек по горизонтали 10×10 м. Подход к вертикальному моделированию определялся особенностями формирования пласта. Вертикальная размерность слоев (по Z) определялась общей толщиной зональных интервалов, пачек, степенью их неоднородности, минимальными значениями толщин проницаемых и непроницаемых прослоев, при этом толщина ячейки составила 0,5 м. В результате была построена детальная 3D сетка с высоким разрешением, достаточным для сохранения тонких прослоев в объеме трехмерной модели. Размер ячеек в модели составил 10×10×0,5 м. Количество ячеек по горизонтали: 940×1403; количество слоев по вертикали: 150; общее количество ячеек: 197823000.
После построения трехмерной сетки проводилось осреднение скважин (Blocking of wells) или процесс переноса скважинных данных на ячейки трехмерной сетки.
Сам процесс осреднения начинается с определения ячеек, через которые прошла траектория скважины, при этом каждой такой ячейке, обрабатываемой индивидуально, присваивается среднее из значений каждой скважинной кривой, попавших в эту ячейку. На сетку усреднялись следующие параметры: литология (коллектор-неколлектор), песчанистость, пористость и нефтенасыщенность.
Корректность полученных значений по ячейкам и количество скважин участвующих в осреднении контролировалось путем сопоставления исходных и осредненных данных Blocking of wells по опции Statistics. А также проводилось визуальное сопоставление сформированных объектов BlockWells с исходными скважинами с помощью инструмента Well log editor/calculator.
На фигурах 1-2 представлены гистограммы распределения пористости по скважинам (wells), после осреднения (BW) и в модели (MODEL) и нефтенасыщенности по скважинам (wells), после осреднения (BW) и в модели (MODEL).
Среднее значение пористости по скважинам составляет 0,242 д. ед., после осреднения - 0,243 д. ед., в модели - 0,245 д. ед. (разница не превышает 1%).
Среднее значение нефтенасыщенности по скважинам составляет 0,753 д. ед., после осреднения - 0,753 д. ед., в модели - 0,786 д. ед. (разница не превышает 5%).
Для расчета коэффициента абсолютной проницаемости использовалась зависимость открытой пористости и абсолютной газопроницаемости (Кп=4,305*lgКпр+10,61). Данная зависимость получена по результатам анализов кернового материала и приведена в материалах «Оперативного подсчета запасов нефти Ярегского месторождения» 2012 г., графически представлена на фиг. 3.
На фигуре 4 представлена гистограмма распределения проницаемости в модели
Исходными данными для литологического моделирования являются результаты попластовой интерпретации ГИС, загруженные в формате дискретной кривой со значениями «0» и «1», соответствующих неколлектору и коллектору.
Параметр литологии рассчитан путем интерполяции непрерывной кривой с радиусом эллипсоида по латерали 10000×10000, по вертикали 0,5 м. Далее полученный непрерывный куб дискретизировался с использованием отсечки 0,5 для получения дискретного куба литологии.
Распределение петрофизических параметров проводилось только в объеме пород, определенных на этапе литологического моделирования как коллектор. Основой для создания пространственного распределения пористости являлась непрерывная криваяпористости, рассчитанная во всех скважинах. Распределение пористости осуществлялось методом Petrophysical modelling с радиусом эллипсоида 10000×10000 по латерали и 0,5 по вертикали. Коэффициент пористости изменяется в пределах от 1 до 34%.
Используя петрофизическую зависимость (фиг. 3) был построен куб проницаемости.
Моделирование нефтенасыщенности, также как и пористости, производилось отдельно по зонам (основной и «переходной») методом Petrophysical modeling на основе значений, полученных в результате интерпретации ГИС. Ниже «переходной зоны» нефтенасыщенность задавалась равной 0.
Коэффициент нефтенасыщенности изменяется в пределах от 0 до 88%. «Переходная зона» выделена при интерпретации геофизических исследований скважин.
После распределения петрофизических параметров в модели был вырезан отдельный блок 2Т-4 (НШ-3) со всеми ранее полученными свойствами полной модели.
Для создания фильтрационных моделей использовался программный комплекс CMG, в состав которого входит термический модуль STARS. Выбранный пакет математического моделирования позволяет учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы процесса разработки.
В качестве математической модели, описывающей процесс разработки залежи, выбрана модель трехфазной неизотермической фильтрации, так как в качестве закачиваемого агента используется пар высокой температуры. Термодинамическое состояние воды зависит от термобарических условий, определяемых с помощью таблиц теплофизических свойств, предусмотренных в программном комплексе. При закачке пара происходят фазовые превращения «пар-жидкость».
При тепловых методах разработки месторождений высоковязких нефтей при прогнозировании технологических показателей с помощью гидродинамического симулятора необходимы следующие теплофизические свойства:
- начальная температура пласта
- 10°С;
- коэффициент теплового расширения породы
- 0,972⋅10<sup>-8</sup> 1/°С;
- коэффициент сжимаемости породы
- 1,0⋅10<sup>-9</sup> 1/Па;
- теплоемкость породы
- 1,863⋅10<sup>6</sup> Дж/(м<sup>3</sup>⋅K);
- теплопроводность породы
- 2,90 Вт/(м⋅K);
- теплопроводность воды
- 0,6 Вт/(м⋅K);
- теплопроводность нефти
- 0,15 Вт/(м⋅K);
- теплоемкость пород кровли пласта
- 3,035-10<sup>б</sup> Дж/(м<sup>3</sup>⋅K);
- теплопроводность пород кровли пласта
- 1,59 Вт/(м⋅K);
- теплоемкость пород подошв пласта
- 3,035⋅10<sup>6</sup> Дж/(м<sup>3</sup>⋅K);
- теплопроводность пород подошв пласта
- 1,59 Вт/(м⋅K). Зависимость вязкости нефти от температуры принята в соответствии с результатами лабораторных исследований (табл. 1).
Для дальнейшего обоснования были использованы координаты проходки буровой галереи блока, которые позволили расположить буровую галерею в геолого-фильтрационной модели.
Для обоснования оптимального расположения скважин были проведены серии численных экспериментов. Опираясь на полученные результаты было выбрано расположение нагнетательных и добывающих скважин в шахматном порядке в одногоризонтной системе разработки. Расстояние между забоями также составляет 50 м. Возможность разуплотнения скважин до 50 м доказана в ходе выполнения научно-исследовательской работы (фиг. 5).
Для безопасного ведения работ (предотвращения прорыва пара в наклонные выработки) предусмотрен отход от контура блока на расстояние не менее 15 м (фиг. 6).
Следует отметить, что температура стенок выработки зависит от расстояния между устьями скважин, чем расстояние меньше, тем выше температура.
С целью определения оптимальной расстановки скважин были проведены численные эксперименты различного положения устьев скважин в добычной галерее.
Из расчетов был сделан вывод, что отсутствие теплоизоляции скважин приведет к существенному росту температуры на стенке горной выработки приустьевой зоны скважин. Согласно выполненным расчетам установлено, что при применении теплоизолированных труб оптимальным расстоянием между устьями нагнетательныхскважин является расстояние не менее 3,5-4 м с учетом расположения между ними устьев добывающих скважин при расстоянии на забое 50 м. Как видно из представленных рисунков (фиг. 6), дополнительное уплотнение устьев скважин приведет к росту температуры стенки горной породы.
Используя накопленный промысловый материал по опытным участкам ОПУ-2бис и ОПУ-3бис, разрабатываемых по модернизированной одногоризонтной системе, было проведено сопоставление безразмерных кривых, характеризующих эффективность одногоризонтной системы с модельными расчетами (фиг. 7).
Как видно из рисунка разработанная геолого-фильтрационная модель шахтного блока 2Т-4 достаточно адекватно воспроизводит фактическую безразмерную кривую, что свидетельствует о корректности разработанной геолого-фильтрационной модели.
В проекте было предусмотрено наличие в конструкции скважин термоизолированных труб. На основе разработанных конструкций удалось обеспечить, с одной стороны, необходимые параметры теплового воздействия на пласт, с другой стороны, сохранение нормального температурного режима в горных выработках путем предотвращения прогрева горного массива в приустьевой зоне. Конструкция термоизолированных труб представлена на фиг. 8-9.
Для обоснования применения теплоизолированных труб при разработке шахтного блока 2Т-4 (НШ-3) также были проведены численные эксперименты с помощью гидродинамического симулятора CMG (модуль Stars) и встроенной опции Flexwell. Результаты численных экспериментов (распределение температуры) представлены на фиг. 10.
Согласно выполненным расчетам необходимо отметить, что применение теплоизолированных труб при разработке шахтного блока 2Т-4 (НШ-3) позволит снизить температурную нагрузку на массив горной породы в приустьевой зоне, а также обеспечить комфортные и безопасные условия в добывающей галерее.
Интервал перфорации во всех нагнетательных скважинах должен составлять 2/5 длины скважины от забоя. Отверстия могут быть круглыми или щелевыми, длина щелей - 100 мм. В секторах количество отверстий в нагнетательных скважинах должно увеличиваться от устья к забою скважины. Данное обстоятельство необходимо для дифференцированного распределения пара по стволу скважины (фиг. 11).
Для обоснования диаметров и количества перфорационных отверстий была использована методика (ПАТЕНТ НА ПОЛЕЗНУЮ МОДЕЛЬ, Автор(ы): Мизякин Ю.К., Петров Н.А., Пчела К.В., Осокин А.С. Патентообладателей): Открытое акционерное общество "Нефтяная компания"Роснефть" УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОДАЧИ ПАРА В СКВАЖИНУ). Авторами предложена следующая зависимость:
вых
где d - диаметр перфорационных отверстий, м
- массовый расход пара, кг/с
вх
вх
3
p, ρ - давление и плотность пара на входе в отверстие, Па, кг/м.
Приняв средний темп закачки теплоносителя 50 т/сут для длинных скважин согласно ранее выполненным расчетам, при максимальной длине скважины блока 2Т-4 (порядка 750 м) с учетом точки выпуска пара на отметке 3/5 длины скважины от устья было установлено, что для дифференцированного распределения пара по пласту количество перфорационных отверстий с диаметром 3 мм должно распределяться в соответствии со следующим графиком (фиг. 12).
Устья всех нагнетательных скважин оборудуются клапаном регулирующим. Регулирующий клапан позволяет снизить давление пара до необходимого уровня в случае его прорыва в добывающую скважину.
Для подачи пара в уклон используются пароподающая скважина (фиг. 13).
Конструкция добывающих скважин принимается такой же, как и конструкция нагнетательных, при этом длина термоизолированной колонны уменьшается по сравнению с нагнетательными скважинами в 2 раза. В отличие от нагнетательных скважин, в добывающих скважинах колонна НКТ перфорируются по всей длине, начиная от башмака обсадной колонны. Диаметр перфорационных отверстий должен составлять 3 мм и количество отверстий не менее 95 шт. на 1 п. м.
Используется закрытая система сбора нефти (фиг. 14), при которой устья всех добывающих скважин подсоединяются к нефтепроводу диаметром 114 мм. Устья скважин подсоединяются к нефтепроводу через вентиль и оборудуются устройством, автоматически перекрывающим скважину при прорыве пара, или регулируемым устройством (штуцером, краном и др.), позволяющими создать необходимое противодавление, которое предотвратит образование в скважине паровой фазы и обеспечит постоянную работу скважины. Минимальное допустимое давление на устье, позволяющее предотвратить прорыв пара, - 1,5 атм. Для контроля за давлением в добывающих скважинах устье оборудуется манометром. При снижении давления ниже указанной величины необходимо ограничивать отбор жидкости из скважины и увеличить противодавление. При этом произойдет перераспределение пара в пласте, что будет способствовать увеличению охвата пласта тепловым воздействием. Для возможностизамера добываемой продукции на устье каждой скважины предусмотрен специальный замерной кран.
В схеме расположения скважин для контроля распространения теплоносителя предусмотрены контрольные скважины. На фиг. 15 приведена конструкция контрольных скважин. Эти скважины необходимо обсадить трубами диаметром 73 мм, которые следует зацементировать по всей длине с подъемом цемента до забоя скважин. Это необходимо не только для предотвращения прорыва пара по затрубному пространству в галерею, но и для получения представительных температурных данных, которые будут искажаться в случае фильтрации теплоносителя по затрубному пространству.
На основе выполненных расчетов обоснованы и разработаны конструкции нагнетательных скважин, обеспечивающие, с одной стороны, необходимые параметры теплового воздействия на пласт, с другой стороны, сохранение нормального температурного режима в горных выработках. Согласно выполненным расчетам установлено, что при применении теплоизолированных труб оптимальным расстоянием между устьями нагнетательных скважин является расстояние не менее 3,5-4 м с учетом расположения между ними устьев добывающих скважин при расстоянии на забое 50 м.
Выполненная на основе численного моделирования оценка роли теплопроводности в прогреве пласта при закачке пара через плотную сетку подземных скважин показала, что при модернизированной одногоризонтной системе разработки теплопроводность вносит большой вклад в прогрев пласта и способствует более равномерному и высокому охвату пласта процессом прогрева и нефтеизвлечения. На основе накопленной промысловой, геологической информации разработанная фильтрационная модель позволила обосновать конструкции, оптимальное расположение добывающих и нагнетательных скважин длиной до 800 м.
На фигурах 1-2 представлены гистограммы распределения пористости по скважинам (wells), после осреднения (BW) и в модели (MODEL) и нефтенасыщенности по скважинам (wells), после осреднения (BW) и в модели (MODEL). Среднее значение пористости по скважинам составляет 0,242 д. ед., после осреднения - 0,243 д. ед., в модели - 0,245 д. ед. (разница не превышает 1%). Среднее значение нефтенасыщенности по скважинам составляет 0,753 д. ед., после осреднения - 0,753 д. ед., в модели - 0,786 д. ед. (разница не превышает 5%).
На фигуре 3 графически представлена зависимость открытой пористости и абсолютной газопроницаемости (Кп=4,305*lgКпр+10,61) для расчета коэффициента абсолютной проницаемости. Данная зависимость получена по результатам анализовкернового материала и приведена в материалах «Оперативного подсчета запасов нефти Ярегского месторождения» 2012 г.
На фигуре 4 представлена гистограмма распределения проницаемости в модели
На фигуре 5 изображено оптимальное расположение скважин в шахматном порядке в одногоризонтной системе разработки. Расстояние между забоями также составляет 50 м. Возможность разуплотнения скважин до 50 м доказана в ходе выполнения научно-исследовательской работы.
На фигуре 6 представлена схема буровой галереи блока, на которой для безопасного ведения работ (предотвращения прорыва пара в наклонные выработки) предусмотрен отход от контура блока на расстояние не менее 15 м. Также на фигуре 6 показано оптимальное расстояние между устьями нагнетательных скважин при применении теплоизолированных труб, расстояние не менее 3,5-4 м с учетом расположения между ними устьев добывающих скважин при расстоянии на забое 50 м.
На фигуре 7 показано сопоставление безразмерных кривых, характеризующих эффективность одногоризонтной системы с модельными расчетами. Для сопоставления используется накопленный промысловый материал по опытным участкам ОПУ-2бис и ОПУ-3бис, разрабатываемых по модернизированной одногоризонтной системе.
На фигурах 8-9 представлена конструкция термоизолированных труб. На позиции 1 представлена ТТ 0114×73,2 - НКТ ∅73,3 - замерной узел, 4 - клапан регулирующий.
На фигуре 10 приведены результаты численных экспериментов (распределение температуры) для обоснования применения теплоизолированных труб при разработке шахтного блока 2Т-4 (НШ-3). Эксперименты были проведены с помощью гидродинамического симулятора CMG (модуль Stars) и встроенной опции Flexwell.
На фигуре 11 представлено сопоставление дифференцированного распределения пара по стволу скважины с постоянным распределением пара по стволу скважины.
На фигуре 12 показан график распределения количества перфорационных отверстий с диаметром 3 мм по длине скважины с учетом выпуска пара на отметке 3/5 длины скважины от устья.
На фигуре 13 представлена схема положения пароподающей скважины и схема системы паронагнетания блока. На 5 позиции показан вентиль чугунный фланцевый, 6 - редукционный клапан для пара, 7 - регулируемый предохранительный клапан, 8 - расходомер.
На фигуре 14 показана схема закрытой системы сбора нефти, при которой устья всех добывающих скважин подсоединяются к нефтепроводу диаметром 114 мм. На 9позиции показаны вагонеточные весы, 10 - замерная емкость, 11 - сливная емкость, 12 - шаровые краны.
На фигуре 15 приведена конструкция контрольных скважин, необходимых для контроля распространения теплоносителя в пласте.