Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "odwiert" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
Wyświetlanie 1-15 z 34
Tytuł:
Analysis of cavern and narrows of drilling wells in Azerbaijan fields
Analiza kawern i zwężeń w otworach wiertniczych na złożach węglowodorów w Azerbejdżanie
Autorzy:
Ibrahimov, Rafiq
Bahshaliyeva, Shirin
Efendiyeva, Leyla
Ibrahimov, Zaur
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31343914.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
well
deviation
drilling
technical parameters
economic parameters
mathematical statistics
odchylenie
odwiert
wiercenie
ekonomiczne wskaźniki wiercenia
techniczne wskaźniki wiercenia
statystyka matematyczna
Opis:
An analysis of numerous well data from the Karabagly and Kursangi monocline regions in Azerbaijan showed that the main reasons of natural curvature are structural and geological conditions of wells. In contrast to a number of fields where wells are naturally bent in only one direction under the combination of geological, technical and technological factors, there are three other directions in the areas of the Karabagly and Kursangi monocline. It is suggested that according to the proposed technology, drilling intervals are minimized by an assembly with a crooked sub, and the technical and economic parameters of drilling are improved. With an increase in the content of alkaline reagents in the drilling fluid, despite a significant decrease in the absolute value of fluid loss, the likelihood of complications increases. One of the main requirements for maintaining the integrity and stability of the wellbore is the prevention of filtration. This condition imposes a certain limitation on the amount of fluid loss in drilling fluids. In drilling practice, it is necessary to strive not only to minimize the fluid loss of flushing fluids, but also to the qualitative and quantitative evaluate various additives that slow down their physical and chemical impact on the rocks forming the walls of the well.
Analiza licznych danych otworowych z rejonu monokliny Karabagly i Kursangi w Azerbejdżanie wykazała, że głównymi przyczynami naturalnej krzywizny są warunki strukturalne i geologiczne otworów. W przeciwieństwie do wielu złóż węglowodorów, na których odwierty są naturalnie wygięte tylko w jednym kierunku pod wpływem kombinacji czynników geologicznych, technicznych i technologicznych, na obszarach monokliny Karabagly i Kursangi występują jeszcze trzy inne kierunki. Zgodnie z proponowaną technologią należy zminimalizować interwały wierceń poprzez montaż w zestawie przewodu wiertniczego zakrzywionego łącznika, co pozwala na poprawę wskaźników techniczno-ekonomicznych wiercenia. Wraz ze wzrostem zawartości odczynników alkalicznych w płuczce, pomimo znacznego spadku wartości bezwzględnej utraty płynów, wzrasta prawdopodobieństwo komplikacji wiertniczych. Jednym z głównych warunków zachowania integralności i stabilności odwiertu jest zapobieganie filtracji płuczki. Warunek ten nakłada pewne ograniczenia na wielkość utraty płynu w płuczkach wiertniczych. W praktyce wiertniczej należy dążyć nie tylko do minimalizacji ubytków filtratu z płuczki, ale także do jakościowej i ilościowej syntezy różnych dodatków spowalniających fizyczne i chemiczne oddziaływanie na skały budujące ścianę odwiertu.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 4; 257-260
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Application of systematic approach principles for lifting complexes in oil and gas wells
Zastosowanie zasad systematycznego podejścia do zespołów dźwigowych w odwiertach naftowych i gazowych
Autorzy:
Aliyev, Alesker M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31348269.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
lifting complex
operator
machine
well
control effect
lifting process
lowering process
multigraph
zespół dźwigowy
maszyna
odwiert
efekt kontroli
proces podnoszenia
proces opuszczania
multigraf
Opis:
The application of a systematic approach is crucial in the design, operation, and maintenance of lifting complexes in oil and gas wells. Lifting complexes play a vital role in the extraction of hydrocarbons by facilitating the movement of drilling tools, pipes, and other equipment in and out of the wellbore. The principles of a systematic approach and their significanc in ensuring the safe and efficient functioning of lifting complexes are outlined. The systematic approach involves the integration of various elements, including technology, personnel, processes, and equipment, to achieve desired outcomes. In the context of lifting complexes, the principles of a systematic approach are applied at different stages, from the initial design to the ongoing operation and maintenance. During the design phase, a systematic approach is essential to consider all the factors that influence the lifting complex's performance. This includes assessing the well's characteristics, such as depth, pressure, and geological formations, to determine the appropriate lifting capacity and equipment requirements. Additionally, factors like safety regulations, environmental considerations, and operational efficiency are taken into account to optimize the design. Once the lifting complex is operational, the systematic approach continues to play a crucial role. It involves implementing robust management systems, including quality control, maintenance procedures, and safety protocols. Regular inspections and preventive maintenance help identify potential issues and ensure the reliability of the lifting complex. Furthermore, the systematic approach emphasizes the training and qualification of personnel involved in the operation of lifting complexes. Proper training enables operators to understand the complexities of the equipment, follow standard procedures, and respond effectively to any unexpected situations. Continuous learning and skill development programs contribute to maintaining a high level of professionalism and safety awareness. The application of a systematic approach also includes ongoing monitoring and analysis of performance indicators. This allows for the identification of areas for improvement and the implementation of corrective measures to enhance efficiency, reduce downtime, and mitigate risks. In conclusion, the systematic approach is essential for the successful operation of lifting complexes in oil and gas wells. By considering all relevant factors, integrating technology and personnel, and implementing robust management systems, the systematic approach ensures the safe, efficient, and sustainable extraction of hydrocarbons. Adhering to the principles of a systematic approach leads to optimized designs, improved performance, and increased overall effectiveness of lifting complexes in the oil and gas industry.
W projektowaniu, eksploatacji i konserwacji zespołów dźwigowych w odwiertach naftowych i gazowych kluczowe znaczenie ma zastosowanie systematycznego podejścia. Zespoły dźwigowe odgrywają istotną rolę w wydobyciu węglowodorów, umożliwiając przemieszczanie narzędzi wiertniczych, rur i innego sprzętu do i z odwiertu. W niniejszym streszczeniu przedstawiono zasady systematycznego podejścia i ich znaczenie dla zapewnienia bezpiecznego i wydajnego funkcjonowania zespołów dźwigowych. Systematyczne podejście obejmuje integrację różnych elementów, w tym technologii, personelu, procesów i sprzętu, w celu osiągnięcia pożądanych rezultatów. W kontekście zespołów dźwigowych zasady systematycznego podejścia są stosowane na różnych etapach, od wstępnego projektu do bieżącej eksploatacji i konserwacji. W fazie projektowania systematyczne podejście jest niezbędne do rozważenia wszystkich czynników, które wpływają na wydajność zespołu dźwigowego. Obejmuje to ocenę cech odwiertu, takich jak głębokość, ciśnienie i formacje geologiczne, w celu określenia odpowiedniego udźwigu i wymagań sprzętowych. Dodatkowo, uwzględniane są czynniki takie jak przepisy bezpieczeństwa, względy środowiskowe i wydajność operacyjna w celu optymalizacji projektu. Systematyczne podejście odgrywa kluczową rolę także po uruchomieniu zespołu dźwigowego. Obejmuje ono wdrażanie skutecznych systemów zarządzania, w tym kontroli jakości, procedur konserwacji i protokołów bezpieczeństwa. Regularne kontrole i konserwacja zapobiegawcza pozwalają zidentyfikować potencjalne problemy i zapewnić niezawodność działania zespołów dźwigowych. Ponadto systematyczne podejście kładzie nacisk na szkolenie i kwalifikacje personelu obsługującego zespoły dźwigowe. Odpowiednie szkolenie pomaga operatorom zrozumieć złożoność sprzętu, postępować zgodnie ze standardowymi procedurami i skutecznie reagować na wszelkie nieoczekiwane sytuacje. Programy ciągłego uczenia się i rozwoju umiejętności przyczyniają się do utrzymania wysokiego poziomu profesjonalizmu i wiedzy na temat bezpieczeństwa. Stosowanie systematycznego podejścia obejmuje również bieżące monitorowanie i analizę wskaźników wydajności. Pozwala to na identyfikację obszarów wymagających poprawy i wdrożenie środków naprawczych w celu zwiększenia wydajności, skrócenia przestojów i ograniczenia ryzyka. Podsumowując, systematyczne podejście jest niezbędne w celu zapewnienia sprawnego działania zespołów dźwigowych w odwiertach naftowych i gazowych. Poprzez uwzględnienie wszystkich istotnych czynników, zintegrowanie technologii i personelu oraz wdrożenie solidnych systemów zarządzania, systematyczne podejście pozwala na bezpieczne, wydajne i zrównoważone wydobycie węglowodorów. Przestrzeganie zasad systematycznego podejścia prowadzi do optymalizacji projektów, poprawy wydajności i zwiększenia ogólnej efektywności zespołów dźwigowych w przemyśle naftowym i gazowym.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 11; 695-708
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Sprężanie cieczy z odwiertów eksploatacyjnych na powierzchnię z zastosowaniem metody sekwencyjnej aproksymacji
Compression of liquids from the operating wells to the surface applying the sequential approximation
Autorzy:
Akhundova, Nargiz R.
Rzazade, Samad A.
Aliyeva, Ofeliya
Bahshaliyeva, Shirin
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31343953.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
underground gas storage
dome-shaped
water pressure
flow contour
operating well
injection wells
pressure loss
gas-water contour
water trap
podziemny magazyn gazu
kształt kopuły
ciśnienie wody
kontur przepływu
odwiert produkcyjny
odwierty zatłaczające
strata ciśnienia
kontur gazowo-wodny
pułapka wodna
Opis:
W artykule omówiono problem wydobywania wody na powierzchnię poprzez zatłaczanie gazu do systemu ciśnieniowego wody zlokalizowanego w obrębie struktury o kształcie kopuły. Warstwa jest całkowicie wypełniona cieczą. Wymaga to utworzenia podziemnych zbiorników gazu w centralnej strefie wyższej części systemu ciśnieniowego wody. W tym celu woda odbierana z otworów odwierconych w strefach zmniejszonego ciśnienia musi być sprężana. W celu rozwiązania problemu stosuje się metodę sekwencyjnej aproksymacji, w wyniku której tworzenie się złoża następuje na skutek sprężania płynu poprzez odwierty robocze. Znane są ciecze i gazy, które wzbogacają system ciśnieniowy wody, system złożowy i jego parametry. System złożowy ograniczony jest wyznaczonymi konturami ciśnienia i przepływu. Z czasem ciśnienie wody w złożu zostało ustalone w wyniku zmiany sumy objętości kawerny w brzeżnej części złoża, pojemności wytworzonego gazu i ilości wtłaczanego gazu. W rozważanych warunkach ruch wody w obszarach ograniczonych konturem odbioru i przepływu ma charakter radialny. Mając na uwadze, że obszar ten nie jest zbyt duży, można zignorować własności elastyczne wody i porowatość zbiornika. Zagadnienie to można rozpatrywać jako filtrację nieściśliwego płynu w niezdeformowanym złożu. Przy stosunkowo niewielkiej zmianie natężenia przepływu, spowodowanej stałym ciśnieniem w obwodzie odbiorczym, woda sprężona przez gaz przepływa swobodnie przez głowicę odwiertu roboczego.
The article discusses the issue of pushing water to the surface by injecting gas into the dome of a water pressure system. The layer is completely filled with liquid. This requires the creation of underground gas storages in the central upper part of the water pressure system. For this purpose, the water must be pressurized from the drilled and unloaded wells. A sequential approximation method is used to solve the problem, and formation of the reservoir occurs due to the compression of the fluid through the operating wells. Fluids and gases that enrich the water pressure system, field system and parameters are known. The boundaries of the latter are the contours of the pressure and the flow. Over time, the water pressure in the reservoir has been determined by changing the sum of the volume of the cavity at the edge of the reservoir, the capacity of the created gas and the amount of injected gas. Under the conditions considered, the movement of water in the areas bounded by the contour of the discharge and flow can be considered as radial. Since this area is not very large, the elasticity of the water and the porosity of the reservoir can be ignored. This issue can be considered as the filtration of incompressible fluid in a nondeformable bed. With a relatively small change in flow rate due to the constant pressure in the discharge circuit, the water compressed by the gas flows freely through the wellhead of the discharge well.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 3; 184-189
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analysis of the hydraulic characteristics of flushing fluid when gas enters wells drilled from semi-submersible drilling rigs
Analiza charakterystyki hydraulicznej płynu przemywającego, gdy gaz dostaje się do odwiertów, które wykonano z półzanurzalnych platform wiertniczych
Autorzy:
Ibrahimov, Rafiq
Bahshaliyeva, Shirin
Ibrahimov, Zaur
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143206.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
hydraulika wiertnicza
hydrodynamic pressure
well
drilling hydraulic
drilling fluid
parameters
offshore drilling
drill pipe
blow-up prevention
reservoir fluids
resistance coefficients
ciśnienie hydrodynamiczne
odwiert
parametry
płyn wiertniczy
wiertnictwo morskie
rury płuczkowe
profilaktyka przeciwerupcyjna
płyny złożowe
współczynnik oporu przepływu
Opis:
The article considers how in recent years the study of hydraulics and hydrodynamics have been successfully used in the qualitative analysis of complications arising during the drilling of wells. One of the main factors determining the success of well drilling is hydrodynamic pressure. Also a boundary layer forms both on the wall of the casings and on the walls of the well has important means. One potential complication is the appearance of gas when a well is drilled from a semi-submersible drilling rig. The article deals with issues of clarifying the nature and eliminating gas, as well as preventive measures and their consequences. However, in order to take a final decision it is necessary to analyse the nature of the pressure change at the blowout preventer on a semi-submersible drilling rig. A number of works have been devoted to determining hydraulic pressure and hydraulic resistance in the circulation system of wells, on the basis of both stationary and non-stationary processes. Gas was observed in well no. 28 of the Sangachal-Sea field (Caspian Sea, Azerbaijan) at a depth of 3819 m and with a specific gravity of the flushing fluid of 2.25–2.27 g/cm3 . When the blowout preventer was closed, the pressure increased to 10 MPa for 2–3 hours, before decreasing to 2.5 MPa and stabilising. The conclusion from this is that if the flow rate, the angle of deviation of the installation and contact time of the surfaces are constant, the influence of the flushing fluid decreases as the pressure drop increases. As the fluid filtration rate increases, the friction force between the drill pipe and the borehole wall increases. The friction force between the surfaces of the column and the filter cake is inversely proportional to the fillet velocity.
W artykule wskazano w jaki sposób w ostatnich latach badania hydrauliczne i hydrodynamiczne zostały z powodzeniem wykorzystane do analizy jakościowej problemów powstających w procesie wiercenia otworów. Jednym z głównych czynników decydujących o powodzeniu wiercenia otworów jest ciśnienie hydrodynamiczne. Istotne znaczenie ma również tworzenie się warstwy przyściennej, zarówno na ściance rur okładzinowych, jak również na ścianie odwiertu. Jednym z problemów jest pojawienie się gazu podczas wiercenia odwiertu z platform półzanurzalnych. W artykule rozważane są zagadnienia związane z wyjaśnieniem charakteru i eliminacją przypadków pojawienia się gazu, ze środkami zapobiegawczymi i ich konsekwencjami. Jednak do podjęcia ostatecznej decyzji konieczne jest przeanalizowanie charakteru zmiany ciśnienia na głowicy przeciwerupcyjnej (BOP) na platformie półzanurzalnej. Szereg prac poświęcono wyznaczaniu ciśnienia hydrodynamicznego i oporu hydraulicznego w układzie obiegu płynu w odwiercie na podstawie procesów stacjonarnych i niestacjonarnych. W odwiercie nr 28 na polu Sangachal-Sea (Morze Kaspijskie, Azerbejdżan) zaobserwowano gaz na głębokości 3819 m, przy płynie przemywającym o gęstości 2,25–2,27 g/cm3 . Po zamknięciu głowicy przeciwerupcyjnej (BOP) ciśnienie wzrosło do 10 MPa na 2–3 godziny, a następnie spadło do 2,5 MPa i ustabilizowało się. Wynika z tego, że jeżeli natężenie przepływu, kąt odchylenia instalacji od pionu oraz czas kontaktu powierzchni są stałe, to czas płukania odwiertu maleje wraz ze wzrostem „spadku ciśnienia”. Wraz ze wzrostem szybkości filtracji płuczki wzrasta siła tarcia między rurą wiertniczą a ścianą odwiertu. Siła tarcia między powierzchnią kolumny rur a osadem filtracyjnym jest odwrotnie proporcjonalna do prędkości usuwania gazu z odwiertu.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 6; 422-425
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Development of foam-breaking measures after removing liquid contamination from wells and flowlines by using surface-active substances
Autorzy:
Volovetskyi, V. B.
Doroshenko, Ya. V.
Stetsiuk, S. M.
Matkivskyi, S. V.
Shchyrba, O. M.
Femiak, Y. M.
Kogut, G. M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2201061.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Stowarzyszenie Komputerowej Nauki o Materiałach i Inżynierii Powierzchni w Gliwicach
Tematy:
well
gas
flowline
liquid removal
gas-fluid flow
foam breaking
odwiert
gaz
linia przepływu
usuwanie cieczy
przepływ gaz-ciecz
Opis:
Purpose The purpose is to consider the complications that arise during the operation of gas condensate wells, in particular, the accumulation of liquid contamination. Development of new approaches to improve the efficiency of the separation equipment performance of gas gathering and treatment systems when a multiphase flow enters. Development of a foam breaking method in a gas-liquid flow after removal of liquid contaminants from wells and flowlines using surfactants. Design/methodology/approach An analysis was made of the complications that may arise when removing liquid contaminants from wells and flowlines using surfactants. Measures have been developed that will make it possible to timely prevent the ingress of foam into the separation equipment of gas gathering and treatment systems. Using computational fluid dynamics (CFD) modelling, an effective foam-breaking device was developed by supplying stable hydrocarbon condensate. Findings A method to minimize the negative impact of foam on the operation of separation equipment after fluid removal from wells and gas condensate field flowlines using a surfactant solution was elaborated. A method for its breaking was proposed to prevent the flow of foam into the gas processing unit. This method foresees the application of the technological scheme layout for supplying a stable hydrocarbon condensate to a gas-liquid flow entering the separators of the first of separation, both the main line and the measuring line. CFD modelling was used to study the process of foam breaking by feeding hydrocarbon condensate into it. The influence of the hydrocarbon condensate supplying method on gas-dynamic processes (distribution of pressure, velocity, volumetric particles of phases), and the efficiency of foam breaking was estimated. It was established that the supply of hydrocarbon condensate from one branch pipe to the pipeline through which the foam moved did not ensure its complete breaking. To increase the efficiency of foam breaking, a device with designed four nozzles for supplying hydrocarbon condensate was developed. CFD modelling made it possible to substantiate that in this case, a pressure reduction zone appeared at the place of condensate supply. Because of a sharp change in pressure, a strong improvement in the effect of foam breaking occurred. The understanding of the regularities of foam breaking processes by hydrocarbon condensate was obtained, and the design of a device for the complete foam breaking was developed. Research limitations/implications The obtained results of laboratory studies have shown that a sharp decrease in the stability of the foam occurs under the condition of an increase in the volume of stable hydrocarbon condensate added to the studied model of mineralized formation water. Based on the results of CFD modeling, a device for breaking foam by stable hydrocarbon condensate has been worked out, the effectiveness of which will be confirmed experimentally and in field conditions. Practical implications The results of the performed laboratory studies and CFD modelling allow a more reasonable approach to using various available methods and measures to prevent the ingress of foam with a gas-liquid flow into the separation equipment of gas gathering and treatment systems. This approach makes it possible to develop new effective ways and measures to prevent this complication. Originality/value Based on CFD modelling, it was found that when a stable hydrocarbon condensate is supplied into a gas-liquid flow, foam breaks. A method for breaking foam in a gas-liquid flow has been developed, which is original and can be introduced in practice.
Źródło:
Journal of Achievements in Materials and Manufacturing Engineering; 2022, 114, 2; 67--80
1734-8412
Pojawia się w:
Journal of Achievements in Materials and Manufacturing Engineering
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Thermolift oil recovery technologies stimulated with a resource-saving energy system
Technologie wydobycia ropy naftowej Thermolift, w których stosowany jest system energetyczny pozwalający na oszczędne wykorzystanie zasobów
Autorzy:
Hasanov, Ramiz
Ramazanov, Fazil
Musavi, Saida
Kazimov, Musa
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31344031.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
well
thermal lift
thermal activity
electrochemical generator
metric characteristic
threshold value
compatibility
electrophysical phenomena
material support
odwiert
wypór termiczny
aktywność termiczna
generator elektrochemiczny
cechy wskaźników
wartość progowa
kompatybilność
zjawiska elektrofizyczne
wsparcie materiałowe
Opis:
In this article, the creation of a thermal lift technology for oil wells through the use of installations with a solid oxide fuel cell has been discussed. The necessary calculations were carried out to determine the level of thermal activity in wells producing hydrocarbon resources of various compositions. Arrangements necessary to achieve this thermal activity based on solid oxide fuel cells (SOFCs) are proposed. SOFC metric characteristics are proposed that are compatible with their additional phenomena, namely, material support, shape, etc. The threshold value of the operating thermal characteristic of SOFCs is obtained depending on the structural and physical properties of their material support. The most effective ways for determination of the required thermobaric parameters of the fluid in accordance with the formation area and product, development of a resource-saving complex for the production of percussion fluid in accordance with these parameters, determination of processing periodicity to manage the thermobaric condition of the formation area, assessment of impact on the formation area and other factors generalise them. The purpose of the article is to develop a technology for management the thermobaric condition of the area through alternative resource-saving energy systems (development of Thermolift technology), substantiation of operational parameters and creation of surface equipment. The scientific idea of the presented article significantly increases the mobility of their hydrocarbon reserves on the basis of the thermobaric action of working agents, which are the product of a resource-saving surface complex (i.e. by providing Thermolift technology) and, finally increases the operational efficiency of production wells and, as a result, the production capacity of the reservoirs.
W niniejszym artykule omówiono powstanie technologii wyporu termicznego dla odwiertów ropnych przez zastosowanie instalacji z ogniwem paliwowym ze stałym tlenkiem. Przeprowadzono wymagane obliczenia w celu ustalenia poziomu aktywności termicznej w odwiertach eksploatujących zasoby węglowodorów o różnym składzie ropy naftowej. Zaproponowano układy niezbędne do osiągnięcia tej aktywności termicznej oparte na ogniwach paliwowych ze stałym tlenkiem (SOFC). Zaproponowano takie parametry wskaźników SOFC, które są zgodne z ich dodatkowymi cechami, takimi jak rodzaj zastosowanego materiału, kształt itd. Wartość progowa eksploatacyjnej charakterystyki termicznej SOFC uzależniona jest od właściwości strukturalnych i fizycznych zastosowanego do ich konstrukcji materiału. Związane jest to z najbardziej efektywnymi sposobami określenia wymaganych parametrów temperaturowo-ciśnieniowych eksploatowanego płynu w zależności od obszaru występowania formacji i produktu, opracowaniem bezpiecznego dla zasobów systemu produkcji płynu udarowego zgodnego z tymi parametrami, określeniem częstotliwości przetwarzania w celu zarządzania warunkami temperaturowo- ciśnieniowymi w obrębie formacji, czy też oceną oddziaływania w obszarze występowania formacji. Celem artykułu jest przedstawienie opracowanej technologii do zarządzania warunkami temperaturowo-ciśnieniowymi obszaru złoża wykorzystującej alternatywne, pozwalające na oszczędne wykorzystanie zasobów, systemy energetyczne (technologia Thermolift), wraz z uzasadnieniem parametrów eksploatacyjnych i przedstawieniem osprzętu powierzchniowego. Naukową ideą niniejszego artykułu jest znaczące zwiększenie zakresu mobilności dostępnych zasobów węglowodorów dzięki temperaturowo-ciśnieniowemu działaniu czynników roboczych będących produktem systemu powierzchniowego pozwalającego na bardziej ekonomiczne wykorzystanie zasobów (tj. poprzez dostarczenie technologii Thermolift), a finalnie – zwiększenie wydajności operacyjnej odwiertów eksploatacyjnych, prowadzące w efekcie do wzrostu wydajności produkcyjnej złóż ropy naftowej.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 11; 781-800
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Charakterystyka mikrolitofacji oraz warunków paleotemperaturowych skał ediakaru w otworze wiertniczym Bibiela PIG-1
The characteristics of microlithofacies and palaeotemperature conditions of Ediacaran rocks in the Bibiela PIG-1 borehole
Autorzy:
Kuberska, Marta
Kozłowska, Aleksandra
Sikorska-Jaworowska, Magdalena
Grotek, Izabella
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2076188.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
mikrolitofacje
warunki paleotemperaturowe
ediacar
odwiert Bibiela PIG-1
microlithofacies
palaeotemperature conditions
Ediacaran
Bibiela PIG-1 borehole
Opis:
The paper presents results of new petrographic and mineralogical analyses of Ediacaran clastic rocksin the Bibiela PIG-1 borehole drilled in 2016. Three types of microlithofacies have been distinguished. The basic types of rocks are siltstones and claystones containing thin layers of mudstones. Breccia is common, while sandstones form thin packages. The Ediacaran rocks are cut by numerous veins that intersect each other. They are filled with carbonates, quartz, chlorites and kaolinite. Ankerite, Fe-dolomite, dolomite, Mg-siderite (sideroplesite, pistomesite, metisite), Mn-siderite (manganosiderite) and Fe/Mn-calcite were identified among the carbonate minerals. Vitrinite reflectance index Ro (1.68%), Kübler index KI (0.72 to 1.10 Δo2ϴ CuK2) and smectite content (10-25%) in the mixed-layer illite/smectite indicate that the Ediacaran rocks in the Bibiela PIG-1 borehole have been altered under the conditions of late diagenesis at the maximum temperature estimated at approx. 160oC
Źródło:
Przegląd Geologiczny; 2021, 69, 6; 374--378
0033-2151
Pojawia się w:
Przegląd Geologiczny
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
The history of UGS Strachocina investment as an example of success achieved by cooperation between a western company and Polish oil and gas companies
Historia inwestycji PMG Strachocina jako przykład sukcesu współpracy firmy zachodniej z polskimi przedsiębiorstwami z sektora ropy naftowej i gazu ziemnego
Autorzy:
Filar, Bogdan
Miziołek, Mariusz
Kawecki, Mieczysław
Piaskowy, Marek
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143424.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
UGS Strachocina
horizontal well
natural gas
gas storage
UGS
expansion
PMG Strachocina
odwiert horyzontalny
gaz ziemny
magazynowanie gazu
rozbudowa
PMG
Opis:
In 2006 Oil and Gas Institute, Underground Gas Storage Department was given the task of designing the UGS Strachocina working volume, production and injection rates enlargement. Gas storage Strachocina is located in the south eastern part of Poland, near Sanok. The UGS Department ran some analysis before that date, which gave us the answer that the old vertical well technology would not be enough to achieve investment success. We knew that we needed to use horizontal well technology in which we had no experience at all. At that time there were only a few horizontal wells drilled in Poland. We decided to start cooperation with the company Baker Hughes, and asked them to help us to design the drilling technology and well completions. We knew that we needed to drill 8 horizontal wells in difficult reservoir conditions. Based on Baker Hughes’ recommendations, the EXALO Polish drilling company’s experience and the Institute’s knowledge of storage reservoir geology, the trajectories of 8 new wells were designed. Working with Baker Hughes, we designed the well completion based on expandable filters, the second time this type of completion technology had been used in the world at that time. During drilling, we were prepared for drilling fluid losses because of the extensive Strachocina reservoir’s natural fracture system. The investment was in doubt during the drilling of the first two horizontal wells because of huge drilling fluid losses and the inability of drilling the horizontal section length as designed. We lost 4000 cubic metres of drilling fluid in a one single well. During the drilling of the 2 nd well, we asked Baker Hughes to help us to improve the drilling technology. Our partners from Baker Hughes prepared the solution in 3 weeks, and so we were able to use this new technology on the 3rd well drilled. It turned out that we could drill a longer horizontal section with less drilling fluid loss. The paper will show the idea of the project, the team building process, the project problems solved by the team, decisions made during the UGS Strachocina investment and the results. It will show how combining “western” technology and experience with “eastern” knowledge created a success story for all partners.
W 2006 roku Instytutowi Nafty i Gazu, Zakładowi Podziemnego Magazynowania Gazu, powierzono zadanie zaprojektowania rozbudowy PMG Strachocina poprzez powiększenie pojemności czynnej i zwiększenie mocy zatłaczania oraz odbioru gazu. Magazyn gazu Strachocina zlokalizowany jest w południowo-wschodniej Polsce, niedaleko Sanoka. Zakład Podziemnego Magazynowania Gazu przeprowadził analizę eksploatacji PMG Strachocina do roku 2006. Wykonana analiza dała odpowiedź, że stara technologia odwiertów pionowych nie wystarczy do osiągnięcia sukcesu inwestycyjnego, polegającego na rozbudowie magazynu Strachocina. Zakład PMG wiedział, że musi skorzystać z technologii odwiertów poziomych, w której nie posiadał żadnego doświadczenia. W tym czasie wykonano w Polsce tylko kilka odwiertów poziomych. Postanowiliśmy nawiązać współpracę z firmą Baker Hughes i poprosiliśmy ją o pomoc w zaprojektowaniu technologii wiercenia i wykonania odwiertów. Zespół Zakładu PMG obliczył, że musi zostać odwierconych 8 otworów horyzontalnych, w trudnych warunkach geologicznych. Na podstawie zaleceń Baker Hughes, doświadczeń polskiej firmy wiertniczej Exalo oraz wiedzy Instytutu z zakresu geologii PMG Strachocina zaprojektowano trajektorię 8 nowych odwiertów. Współpracując z Baker Hughes, wspólnie zaprojektowaliśmy udostępnienie horyzontów magazynowych z wykorzystaniem technologii filtrów poszerzalnych. W tamtym czasie technologia ta została zastosowana na świecie po raz drugi. Podczas wiercenia byliśmy przygotowani na ucieczki płynów wiertniczych ze względu na rozległy system naturalnych spękań występujących w horyzontach magazynu Strachocina. Osiągnięcie parametrów inwestycyjnych było zagrożone podczas wiercenia dwóch pierwszych odwiertów poziomych ze względu na duże straty płuczki wiertniczej oraz niemożność odwiercenia projektowanej długości odcinka poziomego. W jednym odwiercie straciliśmy 4000 metrów sześciennych płuczki wiertniczej. Podczas wiercenia drugiego odwiertu poprosiliśmy firmę Baker Hughes o pomoc w udoskonaleniu technologii wiercenia. Nasi partnerzy z Baker Hughes przygotowali rozwiązanie w 3 tygodnie. W związku z tym udoskonalona technologia została zastosowana podczas wiercenia trzeciego odwiertu. Okazało się, że możemy wywiercić dłuższy odcinek poziomy z mniejszymi stratami płynu wiertniczego. W artykule przedstawiona została idea projektu, proces budowania zespołu, problemy projektowe rozwiązane przez zespół, decyzje podjęte w trakcie realizacji rozbudowy PMG Strachocina oraz ich rezultaty. Głównym celem publikacji jest pokazanie, jak połączenie „zachodniej” technologii i doświadczenia ze „wschodnią” wiedzą tworzy historię sukcesu wszystkich partnerów.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2021, 77, 11; 760-764
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
A Pen206 borehole jack suitability assessment for rock mass deformability determination
Autorzy:
Pierszalik, Rafał
Rajwa, Sylwester
Walentek, Andrzej
Bier, Krzysztof
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1853803.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Czytelnia Czasopism PAN
Tematy:
odwiert
skała
odkształcenie
borehole
jack
rock
deformability
assessment
test
Opis:
Currently available field rock mass deformability determination methods are rather difficult to perform, due to their complexity and a time-consuming nature. This article shows results of a suitability assessment of a Pen206 borehole jack (a hydraulic penetrometer) for field rock mass deformability measurements. This type of the borehole jack is widely used in Polish hard coal mining industry. It was originally intended only for quick rock mass strength parameters determination. This article describes an analysis and scope of basic modifications performed mainly on a borehole jack head. It includes discussion of results with possible directions for future development of the device.
Źródło:
Archives of Mining Sciences; 2020, 65, 3; 569-590
0860-7001
Pojawia się w:
Archives of Mining Sciences
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Hydrogeochemical modeling of water injection into an oil and gas well under high-pressure high-temperature (HPHT) conditions
Autorzy:
Krogulec, Ewa
Sawicka, Katarzyna
Zabłocki, Sebastian
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835584.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Czytelnia Czasopism PAN
Tematy:
water injection
well
hydrogeochemical modeling
Zechstein Main Dolomite
Polska
wtrysk wody
odwiert
modelowanie hydrogeochemiczne
cechsztyński dolomit główny
Polska
Opis:
Approximately 80% of water extracted from oil and gas deposits in Poland is disposed of by injection into the rock matrix. The aim of the model research was to predict both the hydrochemical reactions of water injected into wells for its disposal and the hydrogeochemical processes in the reservoir formation. The purpose of hydrogeochemical modeling of the hydrocarbon formation was also to determine the potential of formation waters, injection waters, and their mixtures to precipitate and form mineral sediments, and to determine the corrosion risk to the well. In order to evaluate saturation indices and corrosion ratios, the geochemical programs PHREEQC and DownHole SAT were used. The results of hydrogeochemical modeling indicate the possible occurrence of clogging in the well and the near-well zone caused mainly by the precipitation of iron compounds (iron hydroxide Fe(OH)3 and siderite FeCO3) from the formation water due to the presence of high pressures and temperatures (HPHT). There is also a high certainty of the precipitation of carbonate sediments (calcite CaCO3, strontianite SrCO3, magnesite MgCO3, siderite FeCO3) from the injection water within the whole range of tested pressures and temperatures. The model simulations show that temperature increase has a much greater impact on the potential for precipitation of mineral phases than pressure increase.
Źródło:
Acta Geologica Polonica; 2020, 70, 3; 419-433
0001-5709
Pojawia się w:
Acta Geologica Polonica
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Hydrogeochemical modeling of water injection into an oil and gas well under high-pressure high-temperature (HPHT) conditions
Autorzy:
Krogulec, Ewa
Sawicka, Katarzyna
Zabłocki, Sebastian
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/138717.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Czytelnia Czasopism PAN
Tematy:
water injection
well
hydrogeochemical modeling
Zechstein Main Dolomite
Polska
wtrysk wody
odwiert
modelowanie hydrogeochemiczne
cechsztyński dolomit główny
Polska
Opis:
Approximately 80% of water extracted from oil and gas deposits in Poland is disposed of by injection into the rock matrix. The aim of the model research was to predict both the hydrochemical reactions of water injected into wells for its disposal and the hydrogeochemical processes in the reservoir formation. The purpose of hydrogeochemical modeling of the hydrocarbon formation was also to determine the potential of formation waters, injection waters, and their mixtures to precipitate and form mineral sediments, and to determine the corrosion risk to the well. In order to evaluate saturation indices and corrosion ratios, the geochemical programs PHREEQC and DownHole SAT were used. The results of hydrogeochemical modeling indicate the possible occurrence of clogging in the well and the near-well zone caused mainly by the precipitation of iron compounds (iron hydroxide Fe(OH)3 and siderite FeCO3) from the formation water due to the presence of high pressures and temperatures (HPHT). There is also a high certainty of the precipitation of carbonate sediments (calcite CaCO3, strontianite SrCO3, magnesite MgCO3, siderite FeCO3) from the injection water within the whole range of tested pressures and temperatures. The model simulations show that temperature increase has a much greater impact on the potential for precipitation of mineral phases than pressure increase.
Źródło:
Acta Geologica Polonica; 2020, 70, 3; 419-433
0001-5709
Pojawia się w:
Acta Geologica Polonica
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Przejawy mineralizacji polimetalicznej w strukturze elewacji Brudzowic (Siewierza) na bloku górnośląskim (południowa Polska)
Polymetallic hydrothermal mineralization of the Brudzowice (Siewierz) elevation structurein the Upper Silesian Block (southern Poland)
Autorzy:
Markowiak, Marek
Habryn, Ryszard
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2076114.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
odwiert Bibiela PIG-1
Blok Górnośląski
konstrukcja elewacji Brudzowice
Siewierz
ordowik
ediakar
mineralizacja polimetaliczna
Bibiela PIG-1 borehole
Upper Silesian Block
Brudzowice elevation structure
Ordovician
Ediacaran
polymetallic mineralization
Opis:
In the northern part of the Upper Silesian Block, there is a latitudinal structure, several kilometres wide, stretching from Zawiercie through Siewierz towards Tworóg, where Devonian carbonate formations occur directly under the Triassic overburden. This tectonically controlled elevated structure, redefined in this paper as the Brudzowice (Siewierz) elevation, is the effect of Variscan restructuring of the area, which was accompanied by magmatism carrying polymetallic mineralization, and by intense erosion reaching the Lower Devonian formations. The Bibiela PIG-1 borehole, drilled in 2016, revealed the presence of Ordovician and Ediacaran clastics under the Devonian, in which metasomatic changes and ore mineralization located within the range of low-temperature hydrothermal effects associated with an acid magmatic intrusion were observed. A complex ore association with Cu, Fe, Zn, Pb, and Ni and As minerals have been found. The presence of chalcopyrite extends the list of documented manifestations of copper mineralization in the Upper Silesian Block, so far observed in the late Paleozoic and Lower Triassic formations, thus indicating the prospect for further exploration in this area.
Źródło:
Przegląd Geologiczny; 2020, 68, 6; 511--525
0033-2151
Pojawia się w:
Przegląd Geologiczny
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Sposoby uaktualniania charakterystyki wydobywczej odwiertu gazowego przez okresową modyfikację wielkości współczynnika przepływu laminarnego
Periodic updating of the laminar flow coefficient of the gas well deliverability formula
Autorzy:
Szpunar, Tadeusz
Budak, Paweł
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834378.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
możliwości produkcyjne
odwiert gazowy
test wielocyklowy
współczynnik przepływu laminarnego
współczynnik przypływu turbulentnego
ciśnienie denne stabilizacji
ustabilizowane natężenie przypływu
gas well deliverability
multi rate gas well test
laminar flow coefficient
turbulent flow coefficient
stabilized down hole pressure
stabilized flow rate
Opis:
The deliverability of each gas well must be known before the gas production is started which means that the relation between gas flow rate and bottom hole drown down pressure must be known in advance. The classical, isochronal and modified isochronal tests are used for this purpose. All of these tests should be able to calculate the coefficients of deliverability equation but laminar flow coefficient in particular because the turbulent flow coefficient doesn’t change much during well production period. In the paper proposed are techniques for approximate evaluation of laminar flow coefficient without closing the well for pressure build up and for evaluation of the average reservoir pressure. The laminar flow coefficient must be known to evaluate the relation between the gas flow rate and the drown down pressure. Provided are examples of calculation procedure using each of the techniques. Data from domestic gas industry were used to demonstrate usability of proposed methods. Obtained results of calculation of laminar flow coefficients using the proposed techniques are very close to results of the standard multi rate gas well deliverability test. The proposed method for calculation of laminar flow coefficient assumes that the exponent in deliverability formula may be different than two and that the flow rates must be equal to geometric average of the proceeding and the following rate which require to use the flow rate control choke. No such tests are used in industry but among hundreds of test data the authors succeeded to find a dozen or so which accidentally satisfied this requirements. The paper also provides another simple procedures for calculation of laminar flow coefficient which do not require closing the gas well for pressure buildup.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2020, 76, 4; 239-248
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Smart wells and model-based field production optimization
Inteligentne odwierty i optymalizacja produkcji oparta na modelu złoża
Autorzy:
Zolotukhin, Anatoly B.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834951.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
enhanced oil recovery (EOR)
improved oil recovery (IOR)
combined deployment
synergy
uncertainty impact
reactive and proactive strategy
“smart” well
high-tech well
optimization tasks
wspomaganie wydobycia ropy naftowej (EOR)
ulepszone wydobycie ropy naftowej (IOR)
połączone wdrożenie
synergia
wpływ niepewności
strategia reaktywna i proaktywna
odwiert inteligentny
odwierty zaawansowane technologicznie
zadania optymalizacji
Opis:
This paper is devoted to model-based optimization of smart well controls. Reservoir models are usually far from perfect because of the limited volume and quality of the available raw data, and the methods used to construct them, therefore model-based production optimization is extremely difficult and requires constant improvement of existing as well as the development of new approaches to its solution. The paper considers examples of some important, in our opinion, development tasks and shows possible ways of solving them, as well as a brief analysis of the results obtained with the help of approaches and methods that reflect different points of view on the uncertainty of the initial information and the accuracy of the forecast. Among the tasks considered: 1) separate and combined deployment of a smart injector and an EOR method (hot water injection); 2) use of smart wells to optimize the development of a small offshore oil field. As shown in the paper, the first task proved that quite significant synergy can arise due to the combined deployment of two IOR techniques (hot water injection and a smart injector). It also highlighted that synergy is quite insensitive to the uncertainty impact. The second task showed that the use of smart wells in combination with a proactive development strategy can significantly reduce the impact of uncertainty in the reservoir characterization on the reservoir performance. The economic efficiency of the proactive strategy in the considered example was proven to be 2–4 times higher when compared with the reactive control strategy.
Artykuł jest poświęcony optymalizacji zarządzania inteligentnym odwiertem opartej na modelu złoża. Modele złóż są zwykle dalekie od doskonałości z powodu ograniczonej ilości i jakości dostępnych danych oraz metod używanych do ich tworzenia, dlatego optymalizacja produkcji oparta na modelu jest niezwykle trudna i wymaga ciągłego doskonalenia zarówno istniejących jak i rozwoju nowych rozwiązań. W artykule rozważono przykłady kilku ważnych, w naszej opinii, zadań rozwojowych i wskazano możliwe sposoby ich rozwiązania, przedstawiono również krótką analizę wyników uzyskanych za pomocą sposobów i metod, które odzwierciedlają różne punkty widzenia na temat niepewności danych początkowych i dokładności prognoz. Omawiane zadania obejmują: 1) oddzielne i połączone wdrożenie inteligentnego odwiertu zatłaczającego i metody EOR (zatłaczanie gorącej wody); 2) wykorzystanie inteligentnych odwiertów do optymalizacji zagospodarowania małego podmorskiego złoża ropy naftowej. Jak przedstawiono w artykule, prace wykonane w ramach pierwszego zadania udowodniły, że może wyniknąć dość znacząca synergia, dzięki połączonemu wdrożeniu dwóch technik IOR (zatłaczania gorącej wody i inteligentnego odwiertu zatłaczającego). Należy podkreślić, że synergia ta jest dość niewrażliwa na wpływ niepewności. Badania przeprowadzone w celu realizacji drugiego zadania wykazały, że wykorzystanie inteligentnych odwiertów w kombinacji z proaktywną strategią zagospodarowania może znacząco zmniejszyć wpływ niepewności charakterystyki złoża na jego wydajność. Efektywność ekonomiczna strategii proaktywnej w rozważanym przykładzie okazała się 2–4 razy wyższa w porównaniu do reaktywnej strategii zarządzania.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2019, 75, 1; 17-23
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
A comparison of the efficiency of riverbank filtration treatments in different types of wells
Autorzy:
Górski, J.
Dragon, K.
Kruć, R.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/94344.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Uniwersytet im. Adama Mickiewicza w Poznaniu
Tematy:
groundwater contamination
surface water contamination
riverbank filtration
horizontal well
zanieczyszczenie wód gruntowych
zanieczyszczenia wód powierzchniowych
filtracja brzegu rzeki
odwiert horyzontalny
Opis:
In the paper, a comparison of the efficiency of riverbank treatments is outlined for the Krajkowo well field, where different methods of water abstraction are used. The water is extracted from 29 vertical wells that are located at a distance of 60–80 m from the channel of the River Warta and from a horizontal well with radial drains located 5 m below the bottom of the river. The results of a two-year water-quality investigation indicate that the water quality in both types of abstraction system is influenced by the quality of river water. The water quality observed in the horizontal well is closely similar to that of the river water, with similar concentrations of sulphates, nitrates and micropollutants, but a reduction in bacteriological contamination and plankton is clearly seen. The reduction in contaminants is mainly the result of physical processes, such as mechanical entrapment of suspended material and colloids as well as bacteria and plankton. In the vertical wells, the influence of contamination from river water is also visible, but the reduction in contamination is more significant, especially in cases of bacteria, plankton, micropollutants and nitrates, and is determined by both physical and chemical processes, such as sorption, dissolution, red-ox processes and denitrification. The present research shows that river water treatment is more effective in the case of vertical wells. The most favourable distance of a well from the channel of the river, from the perspective of water quality, is 150–200 m, which corresponds to a residence time of about six months.
Źródło:
Geologos; 2018, 24, 3; 245-251
1426-8981
2080-6574
Pojawia się w:
Geologos
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Wyświetlanie 1-15 z 34

Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies