Cтраница 3
На Бавлинском месторождении остановленные при разрежении сетки скважины не пускаются в эксплуатацию. [31]
На Бавлинском месторождении методы повышения производительности скважин применяются практически с начала его разработки. И если на начальном этапе они играли незначительную роль, то с вводом в разработку менее продуктивных запасов залежей нефти нижнего карбона значение их заметно возросло. [32]
Верхнетурнейский подъярус Бавлинского месторождения слагается известняками, в виде редких прослоев малой толщины встречаются доломитизированные известняки и доломиты. [33]
Для условий Бавлинского месторождения принятые конструкции скважин показаны на рис. 9.3. На первом этапе было бурение скважин с усложненной конструкцией в районах, расположенных вблизи санитарно-защитных зон. [34]
Верхнетурнейский подъярус Бавлинского месторождения слагается известняками, в виде редких прослоев малой толщины встречаются доломитизированные известняки и доломиты. [35]
Для условий Бавлинского месторождения принятые конструкции скважин показаны на рис. 9.3. На первом этапе было бурение скважин с усложненной конструкцией в районах, расположенных вблизи санитарно-защитных зон. [36]
Однако на Бавлинском месторождении достигнуто существенное повышение коэффициента нефтеотдачи на участке в районе скв. [37]
Достигнутая на Бавлинском месторождении величина текущего коэффициента нефтеизвлечения 0 575 и намеченная его конечная величина 0 606 меньше соответствующих значений 0 687 и 0 80 по месторождению Восточный Техас. Это лишь частично объясняется худшими коллекторскими свойствами пласта и большей вязкостью нефти. [38]
ТГХВ на Бавлинском месторождении применяется с 1973 г. Только на добывающих скважинах выполнено 103 обработки. [39]
Достигнутая на Бавлинском месторождении величина текущего коэффициента нефтеизвлечения 0 575 и намеченная его конечная величина 0 606 меньше соответствующих значений 0 687 и 0 80 по месторождению Восточный Техас. Это лишь частично объясняется худшими коллекторскими свойствами пласта и большей вязкостью нефти. [40]
ТГХВ на Бавлинском месторождении применяется с 1973 г. Только на добывающих скважинах выполнено 103 обработки. [41]
В то время Бавлинское месторождение было разбурено по сетке 20 гектаров на скважину, при остановке же половины действующих скважин плотность сетки составит 40 гектаров на скважину. [42]
Известняки кизеловского горизонта Бавлинского месторождения по состоянию на 1.01.94 г. опробованы более чем в 340 скважинах. Анализ результатов опробования показывает, что за редким исключением без соляно-кислотной обработки промышленного притока добиться не удается. Основная причина этого - некачественное вскрытие пласта ( механическая, химическая и биологическая кольматация призабойной зоны), обусловленное как применяемыми промывочными жидкостями, так и спецификой емкостно-фильтрационной характеристики коллекторов. [43]
Вследствие небольших размеров Бавлинского месторождения и размещения объектов подготовки нефти и переработки газа на территории промысла технологические схемы Бароняна - Везирова и Гипровостокнефти на этом месторождении имеют наиболее развитый совместный сбор жидкости и газа; по существу в схеме Гипровостокнефти имеется только одна сепарационно-дожимная установка. Поэтому для сравнения совместного и раздельного сбора жидкости и газа наиболее показательным является Бавлинское месторождение. [44]
Известняки кизеловского горизонта Бавлинского месторождения по состоянию на 1.01.94 г. опробованы более чем в 340 скважинах. Анализ результатов опробования показывает, что за редким исключением без соляно-кислотной обработки промышленного притока добиться не удается. Основная причина этого - некачественное вскрытие пласта ( механическая, химическая и биологическая кольматация призабойной зоны), обусловленное как применяемыми промывочными жидкостями, так и спецификой емкостно-фильтрационной характеристики коллекторов. [45]