Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Объем нефти в скважине


Объем - добываемая нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Объем - добываемая нефть

Cтраница 2

Эн - экономия условно-постоянных расходов за счет увеличения объема добываемой нефти ( Зн.  [16]

При работе гидропоршневых установок в скважину подается два объема дегазированной нефти на объем добываемой нефти. Понятно, что при этом происходит значительное разбавление последней.  [17]

В силу этой особенности количество извлекаемого из недр нефтяного газа зависит от объема добываемой нефти. При добыче нефти по существу отсутствует возможность регулирования количества добываемого с нефтью газа в зависимости от потребности в газе, возможностей сбора и транспорта его потребителям и других факторов. В результате этого при добыче нефтяного газа всегда в больней или меньшей мере имеют место его потери: в 1964 г. они составили более 7 1 мдрд.  [18]

Прочие производственные расходы определены согласно их размеру на 1 т нефти и объему добываемой нефти из скважины. Более 90 % прочих производственных расходов занимают отчисления на геолого-разведочные работы, которые определяются, исходя из установленных потонных отчислений и объема нефти.  [19]

Объем их во всех развитых нефтедобывающих странах мира быстро растет и намного превышает объем добываемой нефти. С учетом объема неутилизированной воды эту цифру, по-видимому, нужно удвоить.  [20]

При уменьшении отбора жидкости в третьей стадии ( см. рис. 2) наблюдается значительное уменьшение объема добываемой нефти за рассматриваемый период.  [21]

При определении годового экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость сравниваемых вариантов разработки месторождения по: объему добываемой нефти; времени осуществления затрат; методам расчета экономических показателей; составу затрат; ценам, принятым для выражения затрат и эффекта.  [22]

В годы бурного развития нефтедобывающей промышленности, когда ежегодно открывалось много крупных нефтяных месторождений и росли объемы добываемой нефти, резкое улучшение технико-экономических показателей промыслового хозяйства могло быть достигнуто путем ликвидации мелких и неэкономичных технологических объектов, их максимального укрупнения и централизации как для одного месторождения, так и для группы месторождений данного нефтегазоносного района.  [23]

При росте темпа отбора с 4 до 8 % от извлекаемых запасов в год наблюдается значительное увеличение объема добываемой нефти за рассматриваемый период, а при 12 % - лишь незначительный рост объема добываемой из пласта нефти. Это объясняется особенностями обводнения добываемой из пласта нефти.  [24]

Состав сооружений и методы эксплуатации нефтепромыслов являются источниками воздействия на ОПС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемой нефти, поэтому с природоохранных позиций необходима принципиально новая концепция проектных работ.  [25]

На поздних этапах разработки уровень добычи снижается до 20 - 10 % от максимального и стабилизируется, т.е. объем добываемой нефти уравновешивается подтоком глубинного флюида... Одной из вероятных причин подобного аномального явления является расположение этих скважин вблизи мощного нефтеподводящего канала [ 106, с.  [26]

Агрегат закачки кислоты в скважину АЗК-32 ( рис. 52) предназначен для повышения эффективности использования скважин, увеличения объема добываемой нефти.  [27]

Известно, что при добыче, транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов потери составляют порядка 6 % от объема добываемой нефти. Испарение углеводородного сырья из резервуаров составляет основную долю от общих потерь.  [28]

Среди применявшихся способов добычи фонтанная эксплуатация была преобладающей по количеству скважин с 1944 до 1959 гг., по объему добываемой нефти - до 1965 г. Это было достигнуто за счет системы заводнения, поддерживающей в продуктивных горизонтах пластовое давление, равное, а иногда и превышающее первоначальное.  [29]

Опыты показали, что селективная изоляция воды в высокопроницаемой модели сразу же после окончания безводного дебита приводит к увеличению объема добываемой нефти как из высокопроницаемой, так и из низкопроницаемой модели пласта. Во второй серии опытов хотя показатели вытеснения нефти из обеих моделей пласта и улучшились, однако они существенно уступают показателям вытеснения, полученным в первой серии опытов: расход воды в первой серии опытов в 2 раза меньше, чем во второй серии и время вытеснения нефти при этом сократилось в 1 56 раза.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

ОБЪЕМ ДОБЫЧИ СЫРОЙ НЕФТИ В СКВАЖИНЕ № 24 В РАЗМЕРЕ 1184 БАРРЕЛЕЙ В СУТКИ ПРЕВОСХОДИТ ОЖИДАНИЯ

ОБЪЕМ ДОБЫЧИ СЫРОЙ НЕФТИ В СКВАЖИНЕ № 24 В РАЗМЕРЕ 1184 БАРРЕЛЕЙ В СУТКИ ПРЕВОСХОДИТ ОЖИДАНИЯ

 

Компания «Жаикмунай» (тикер на ЛФБ: ZKM), занимающаяся разведкой и добычей нефти и газа, с удовольствием сообщает об объеме добычи сырой нефти в скважине № 24 в размере 1184 баррелей в сутки.

 

Скважина № 24. Данный объем добычи превзошел ожидаемые результаты на 50%. Скважина № 24 располагается в северо-западной части Чинаревского месторождения в Казахстане и в настоящее время характеризуется следующими параметрами:

 

  • Продуктивный пласт: Нижний углеродистый Турнейский карбонатный
  • Начальный дебит скважины (при давлении 26 бар и диаметре фонтанного штуцера 18 мм):
  • Сырая нефть: 1184 баррелей в сутки
  • Попутный газ: 89 285 м3 в сутки 

 

ОЖИДАЕТСЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ УВЕЛИЧЕНИЕ ДЕБИТА НА 25-45%

 

Вышеуказанный дебит был достигнут в сравнительно низкопроницаемом пласте (0,5-5,0 мД). Сейчас ведется подготовка к бурению в высокопроницаемом  пласте, что, вероятно, увеличит дебит на 25- 45% и составит от 1500 – 1700 баррелей в сутки.

 

НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ-ДУБЛЕРА

 

Скважина № 24 первоначально была пробурена в качестве  промысловой в 2004 году. Данная скважина давала возможность увеличения объема добычи при низких затратах.  В 2011 году было принято решение приостановить эксплуатацию этой скважины и забурить в обход ее новую скважину.  Компанией «Жаикмунай» была применена новая технология бурения скважины-дублера и воздействия на скважину. Бурение производилось под углом 60 градусов для того, чтобы обеспечить доступ к продуктивным пластам. Данная технология на территории месторождения ранее не применялась.

 

Комментарии Кай-Уве Кесселя, главного исполнительного  директора компании Жаикмунай: “Скважина № 24 дала нам возможность провести испытания новой технологии забуривания нового ствола в существующей продуктивной скважине. В результате, начальный дебит превзошел ожидаемый уровень на 50%. В настоящий момент мы планируем подсоединить скважину №24 к нефтеперерабатывающему заводу (НПЗ) и приступить к плановому бурению новых скважин в высокопроницаемом пласте”.

 

Для получения дополнительной информации посетите сайт www.zhaikmunai.com.

Скачать pdf-версию данного пресс-релиза можно здесь.

 

Дополнительная информация

 

ТОО «Жаикмунай» (Zhaikmunai LP)

Бруно Меер (Bruno Meere), специалист отдела по связям с инвесторами

[email protected]

+44 (0) 1624 68 21 79

 

Пелхам Белл Поттингер (Pelham Bell Pottinger)

Филипп Деннис (Philip Dennis)

Елена Добсон (Elena Dobson)

+44 (0) 20 7861 3232

 

О Компании
«Жаикмунай» - независимое нефтегазовое предприятие, в настоящее время занимающееся разведкой нефтегазовых месторождений, а также добычей и производством углеводородов. Бумаги Компании прошли листинг на Лондонской фондовой бирже (тикер: ZKM). Основной объем нефте- и газодобычи Компании идет с Чинаревского месторождения, расположенного на северо-западе Казахстана. ТОО «Жаикмунай», являющаяся дочерней компанией в полной собственности Zhaikmunai L.P., владеет 100% долей в разработке Чинаревского месторождения согласно Соглашению о разделе продукции, заключенному между ZhaikMunai LP и Правительством Республики Казахстан.
 
Ориентировочный характер заявлений
Некоторые заявления в настоящем документе носят ориентировочный характер. К таким заявлениям относятся выражения намерения, уверенности, существующих ожиданий Партнерства или его членов относительно различных вопросов. Заявления ориентировочного характера в настоящем документе могут быть представлены такими выражениями как «ожидается», «планирует», «сможет», «достигнет», «будет» и т.п., а также отрицательными формами подобных выражений. Такого рода заявления не являются обещаниями или гарантиями. Реальное положение вещей может быть серьезно скорректировано возможными рисками или непредвиденными обстоятельствами.

nostrumoilandgas.com

Основной объем - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Основной объем - нефть

Cтраница 1

Основной объем нефти в нашей стране добывается с применением заводнения продуктивных пластов поверхностными водами, что, как показывает практика, сопровождается появлением в добываемой продукции сероводорода.  [1]

Основной объем нефти в нашей стране добывается в Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях. Ниже приводится описание артезианских бассейнов этих районов и водоносных комплексов, используемых в качестве поглощающих горизонтов для захоронения сточных вод нефтяных месторождений.  [2]

Основной объем нефти в стране добывается с применением заводнения нефтяных месторождений природными водами, что привело к заражению их микроорганизмами и вспышке микробиологических процессов. Биогенный сероводород, образуемый сульфатвосстанав-ливающими бактериями ( СВБ), соединяясь с ионами 2 - и 3-валентного железа в попутнодобываемой сточной воде, образует дисперсный осадок сульфидов железа.  [3]

По БТС предполагается прокачивать основные объемы экспортной нефти с месторождений Ти-мано - Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.  [4]

По ней предполагается прокачивать основные объемы экспортной нефти с месторождений Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций. В составе первой очереди БТС протяженностью 457 км расширен и реконструирован нефтепровод Ярославль - Кириши, построены новый нефтепровод Кириши - Приморск и терминал по наливу нефти в Финском заливе в районе г. Приморска. БТС предусматривает поэтапное развитие с доведением экспорта нефти до 30 млн т в год. В декабре 2001 г. введена в эксплуатацию первая очередь БТС на объем 12 млн т экспорта нефти в год. Вопрос о расширении экспортных мощностей до 18 млн т в год, либо об увеличении пропускной способности БТС сразу до 30 млн т в год будет решен Транснефтью в ближайшее время.  [5]

В связи с тем, что основной объем нефти в стране добывается с применением заводнения продуктивных пластов, проблема профилактики заражения пласта микроорганизмами и борьба с ними является весьма важной и актуальной.  [6]

В настоящее время в Советском Союзе основной объем нефти добывают, применяя для заводнения нефтяных пластов сточную и минерализованную воду различных эксплуатационных горизонтов, а также пресную и морскую воду, которые транспортируют по трубопроводам большой протяженности. Концентрация водородных ионов в этих водах, как правило, отвечает нейтральным или близким к нейтральным средам, а один из основных коррозионных агентов в них - кислород.  [7]

В настоящее время в Советском Союзе основной объем нефти добывают, применяя для заводнения нефтяных пластов сточную и минерализованную воду, различных эксплуатационных горизонтов, а также пресную и морскую воду, которые транспортируют по трубопроводам большой протяженности. Концентрация водородных ионов в этих водах, как правило, отвечает нейтральным или близким к нейтральным средам, а один из основных коррозионных агентов в них - кислород.  [9]

При циклическом паротепловом воздействии на призабойную зону скважин на залежах с низкими пластовыми давлениями, в которых практически отсутствуют притоки жидкости к забоям добывающих скважин, основной объем нефти можно вытеснить за 2 - 3 цикла, хотя эффективными могут быть и последующие циклы.  [10]

При осуществлении циклического воздействия на призабойную зону скважин на залежах с низкими пластовыми давлениями, в которых практически отсутствуют притоки жидкости к забоям эксплуатационных скважин, основной объем нефти при блочном охвате пласта теплом можно вытеснить за 2 - 3 цикла.  [11]

Консервация залежей с истощенной пластовой энергией и восстановление в них начального пластового давления путем закачки в пласт объема воды, равного объему отобранных из этого пласта жидкости и газа, позволяют восстановить общую проницаемость коллектора и создать условия для перетока оставшейся в пласте нефти из менее проницаемых в более проницаемые слои, из которых до этого отбирали основные объемы нефти. Нефтеотдача при этом увеличивается в 1 5 - 2 раза по сравнению с обычным методом закачки воды в истощенные залежи.  [12]

В то же время встречены и противоположные случаи, когда нефтеносный по заключению пласт дает при опробовании воду. В этих пластах основной объем нефти находится фактически в связанном состоянии, а остаточная вода - в середине поры, в свободном капельном состоянии, поэтому она легко покидает поровой канал. Более того, когда много трещин, то идет активная фильтрация пластовой воды и нефть окисляется. Тогда даже подвижная нефть, окисляясь, становится малоподвижной, а иногда и неподвижной.  [13]

По литературным данным, в мире имеются большие запасы различных по качеству нефтей. Однако, как показывает практика, основные объемы нефти, направляемые на переработку и оцениваемые по двум главным показателям - плотности и содержанию серы, в массе своей имеют усредненные свойства.  [14]

В процессе заводнения гидрофильные и гидрофобные пласты проявляют себя различным образом. Для гидрофобных пластов картина обратная - переходные зоны занимают почти весь пласт, нефтенасыщение промытой зоны велико и очень постепенно уменьшается в процессе заводнения, основной объем нефти добывается в водный период эксплуатации.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Объём нефти в стволе скважины

 Объём нефти в стволе скважины

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • Общих молитв книга
  • Объём переполнения

Смотреть что такое "Объём нефти в стволе скважины" в других словарях:

  • Нефтяная вышка — (Oil derrick) Устройство, предназначение и использование нефтяных вышек Информация об устройстве, назначении, описании и использовании нефтяных вышек Содержание — это разрушения с помощью специальной техники. Различают два вида бурения:… …   Энциклопедия инвестора

  • Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС)  совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… …   Википедия

  • Бурение — Общая схема буровой установки: 1  буровое долото; 2  УБТ; 3  бурильные трубы; 4  кондуктор; 5  устьевая шахта; 6  противовыбросовое устройства; 7  пол буровой установки; 8  буровой ротор; 9  …   Википедия

  • Непримеров — Непримеров, Николай Николаевич Николай Николаевич Непримеров Дата рождения: 1 мая 1921(1921 05 01) (89 лет) …   Википедия

  • Непримеров, Николай Николаевич — Николай Николаевич Непримеров …   Википедия

  • Тепловой насос — Воздушный тепловой насос Тепловой насос  устройство для переноса тепловой энергии от источника низкопотенциальной тепловой энергии (с низкой температурой) к потребителю (теплоносителю) с более высокой …   Википедия

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Разведка нефтяных месторождений —         (a. oil field exploration; н. Erdollagerstattenerkundung, Prospektion von Erdolfeldern; ф. prospection petroliere, exploration des gisements d huile; и. prospeccion de yacimientos de petroleo, exploracion de depositos de oil) комплекс… …   Геологическая энциклопедия

universal_ru_en.academic.ru

Скважины нефтяные - Справочник химика 21

    Т р е б и н Г. Ф., К а п ы р и н Ю. В. О кристаллизации парафина в призабойной зоне нефтяных скважин. Нефтяное хозяйство , 1964, № 8. [c.137]

    ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРА ОБВОДНЕНИЯ И ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НО СКВАЖИНАМ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БАШКОРТОСТАНА [c.209]

    Для отработки рассматриваемого метода был выполнен графический анализ кривых восстановления забойного давления по всем нагнетательным скважинам нефтяных месторождений Куйбышевской области (более 60 скважин), в которые закачивается сточная пластовая вода, прошедшая простейший узел механической очистки и содержащая механические примеси (см. таблицу). [c.117]

    Логинов А. Ф. Трещины в пластах девонских песчаников Шкаповской площади и их влияние на приемистость нагнетательных скважин. Нефтяное хозяйство , 1963, Л о 3. [c.118]

    П е с л я к Ю. Л. Поведение глин при бурении и эксплуатации скважин. — Нефтяное хозяйство , 1960, Лг 11, с. 33—38. [c.276]

    Особую роль для химической переработки играют газы, добываемые из нефтяных скважин (нефтяные газы), отличающиеся высоким содержанием углеводородов С2. .. С5 + высшие- [c.45]

    Природные соединения и получение брома и иода. Содержание брома и иода в земной коре на несколько порядков меньше типических элементов и составляет (мае. доли, %) брома 1,6-Ю и иода 4,0-Ш . Собственные минералы обоих элементов редки, практического значения не имеют. Бром и иод содержатся в морской воде, в водах буровых скважин нефтяных месторождений, рапе соляных озер. Бром — постоянный спутник хлора. Так, в сильвине и карналлите содержится до 3 мае. долей, %, брома в виде твердого раствора замещения. Некоторые морские водоросли содержат значительные количества иода. Получают бром из морской воды, рапы соляных озер и подземных рассолов окислением бромидов хлором с последующей отгонкой брома с водяным паром и воздухом. Иод получают из буровых вод окислением иодидов хлором или нитратом натрия. [c.366]

    В табл. 1.24 представлены результаты расчетов компонентного состава для предельного случая массообмена между нефтью и опережающим нефтяным газом в скважине (фазового равновесия при рассматриваемых термобарических условиях). В табл. 1.24 приведена характеристика компонентного состава только газообразной составляющей скважинной продукции, так называемого скважинного нефтяного газа при термобарических условиях Т = 60 °С, р = 5,0 МПа. [c.143]

    Состав равновесного ( скважинного ) нефтяного газа [c.144]

    Объем скважинного нефтяного газа для трех различных случаев компонентного состава опережающего нефтяного газа получается различным  [c.144]

    Если молярная масса опережающего нефтяного газа, меньще молярной массы нефтяного газа пластовой нефти в скважине М , то растворимость нефти в нефтяном газе будет больше, что приведет к еще большему увеличению газового фактора, то есть концентрация паров нефти в скважинном нефтяном газе возрастает. [c.145]

    На рис. 1.15 приведены результаты расчетного исследования зависимости удельных объемов равновесного скважинного нефтяного газа при различных термобарических условиях в гипотетической скважине для всех трех типов анализируемых опережающих нефтяных газов легкого (график Скв-17,2 ), среднего (график Скв-22,8 ) и тяжелого (график Скв-28,2 ). Аббревиатура Скв в названии графика обозначает скважинный нефтяной газ, а число справа от Скв  [c.145]

    Совпадение объемов суммарного и скважинного нефтяных газов может происходить только при определенных термобарических условиях. [c.146]

    Если опережающий нефтяной газ тяжелый , то объем скважинного нефтяного газа не только меньше суммарного, но и существенно меньше объема опережающего нефтяного газа, то есть проявляется хорошо известный в нефтепромысловой практике эффект растворимости закачиваемого газа в нефти . [c.146]

    На устье гипотетической скважины объем скважинного нефтяного газа при поступлении опережающего нефтяного газа любого типа несколько больше суммарного. Но превышение объемов скважинных нефтяных газов над суммарным на устье очень близко для всех анализируемых случаев, поэтому из анализа поведения скважинных нефтяных газов только на устье невозможно предсказать качественно существенного различия их поведения по глубине скважины. [c.146]

    Свойства скважинного нефтяного газа по всей глубине подъема качественно повторяют свойства опережающих нефтяных газов. Например, молярные массы скважинного нефтяного газа качественно отличаются так же, как и молярные массы соответствующих им поступающих в скважину нефтяных газов. [c.147]

    Молярная масса скважинного нефтяного газа при поступлении среднего нефтяного газа совпадает с молярной массой пластового нефтяного газа в интервале перфорации. Однако при подъеме скважинной продукции к устью расхождение между ними увеличивается, достигая максимума на устье. [c.147]

    Из рис. 1.17 следует, что молярная масса равновесной со скважинным нефтяным газом нефти в зависимости от типа опережающего нефтяного газа, количественно изменяется по-разному. [c.147]

    На устье на значение молярной массы нефти, равновесной со скважинным нефтяным газом, практически не влияет тип опережаемого нефтяного газа. Однако, молярная масса нефти, равновесной со скважинным нефтяным газом, в этом случае всегда выше молярной массы нефти, равновесной с пластовым нефтяным газом при термобарических условиях на устье гипотетической скважины. [c.148]

    Рассмотрим более подробно компонентные составы легкого , пластового, суммарного и скважинного нефтяных газов, например, на глубине интервала перфорации, которые представлены в табл. 1.25. [c.148]

    Ниже приводится табл. 1.26, в которой представлены компонентные составы суммарного нефтяного газа и неравновесной с ним нефти, в результате взаимодействия которых образуются равновесные скважинный нефтяной газ и нефть. [c.150]

    Ниже приводится диаграмма, наглядно иллюстрирующая перераспределение компонентов опережающего нефтяного газа и пластовой нефти при наступлении равновесного состояния в зоне смешения. Для удобства сравнения по оси ординат откладывается разница удельных объемов суммарного и скважинного нефтяных газов по каждому компоненту смеси при поступлении легкого , среднего и тяжелого нефтяных газов в скважину. [c.151]

    Накопленный промышленный опыт эксплуатации промысловых объектов обустройства нефтяных месторождений показывает, что типовое давление первой ступени сепарации нефти от газа составляет 0,6-0,8 МПа. Как правило, первая ступень сепарации технологически совмещается с ДНС. Между дне и скважинами находятся групповые замерные установки (ГЗУ). Расстояние от устьев добывающих скважин до технологического объекта промыслового обустройства, на котором производится первая ступень сепарации нефти от нефтяного газа, может достигать нескольких километров. Как показали исследования В.П. Тронова и его учеников, в рельефных трубопроводах при движении по ним газожидкостных смесей потери давления могут на 40-50 % превышать аналогичные в горизонтальных трубопроводах. Фактическая величина типового давления на устьях добывающих скважин нефтяных месторождений в России составляет 1-1,5 МПа. [c.163]

    Значительным событием в развитии нефтяной отрасли республики в послевоенные годы стало открытие в 1949 г. морского месторождения Нефтяные Камни. Это время считается началом освоения каспийского шельфа. За короткий срок в открытом море появились морские промыслы на стационарных платформах, а позднее — и рабочий поселок, соединенные с сушей надводной эстакадой. Первая скважина Нефтяных Камней дала нефть 7 ноября 1949 г. Позже бьши открыты и другие месторождения на Апшеронском шельфе. [c.92]

    Бурение скважин. Скважиной (нефтяной или газовой) называют колодец круглого сечения, пробуриваемый в земле. Верх скважины называется ее устьем, а ддо, в котором буровой инструмент разрушает породу,—забоем. Совершенствование техники бурения позволяет проникать все глубже в толщу земной коры и вскрывать все новые запасы нефти и газа. Глубина скважин иногда достигает 4000—6000 м и более. [c.23]

    До ввода в эксплуатацию установок кислые воды, как таковые или в виде 70%-ного концентрата, применяются для призабойной обработки скважин нефтяных и газовых месторождений, для деэмульгирования нефти, обработки углей, при помоле цементного клинкера, очистки теплообменных поверхностей и т. д. [c.11]

    Большинство металлоконструкций эксплуатируется в природных, естественных средах. Значительное количество стальных сооружений эксплуатируется в атмосферных условиях. Магистральные и промысловые трубопроводы, водоводы, обсадные колонны скважин нефтяных и газовых месторождений работают под землей. Общая масса стали, находящаяся под землей, превышает 200 млн тонн, а поверхность стальных сооружений, подвергающихся почвенной коррозии, составляет более полутора миллиардов квадратных метров. [c.150]

    Другие виды деятельности и услуги ремонт скважин нефтяных и газовых Экспорт нефть Собств. акционерная Год основания 1992 г. [c.473]

    Балакиров Ю. А., Кроль В. С. Развитие методов воздействия на призабойную зону нефтяных скважин. Нефтяное хозяйство , 1964, № 11. [c.134]

    Касьянов Н.М., Штыркин В.Ф,, Рахматуллин Р.К, О количественной оценке влияния буровых растворов на проницаемость призабойной 80RH скважин. - Нефтяное хозяйство, 1974, №4, о.24-28, [c.81]

    Исходя из энергетизеских характеристик пороха и исследований, проведенных с применением комплекса контроля в скважинах нефтяных месторождений Пермской области, повышенная температура в зоне горения АДС наблюдалась в течение 1,5—4 ч. Поэтому сокращение времени на заключительные работы является резервом в повышении эффек-гивности ТГХВ. [c.111]

    Сидоревский В. А. Состояние призабойной зоны пласта при бурении скважин. Нефтяное хозяйство , 1968, № 4. [c.35]

    Беленький В. Н. Разработка нефтяных ыесторо кденнй с применением метода одновременной раздельной эксплуатации дауч пластов одной скважиной. Нефтяное хозяйство , 1965, № 1. [c.139]

    Для получения сжпжеппых газов в настоящее время широко применяют природные газы, добываемые из недр Земли, которые представляют собой смесь различных углеводородов, препмущественно метанового ряда (предельных углеводородов). Природные газы чисто газовых месторождений в основном состоят из метана и являются тощими или сухими тяжелых углеводородов (от пропана и выше) содержат менее 50 г/м . Попутные газы, выделяемые из скважин нефтяных месторождений совместно с нефтью, помимо метана содержат значительное количество [c.10]

chem21.info