Бобровское месторождение

Cтраница 2

Скважина № 2265 заложена 10 июня 1991 года на южном крыле Майского купола Бобровского месторождения. С сентября 1996 года скважина находилась в ожидании капитального ремонта. [16]

Таким образом, закачка полиакриламида с целью закупорки обводненных прослоев проведена на 8 добывающих скважинах пласта А4 Проскуринского купола Бобровского месторождения в 1992 - 1993 гг. Две скважины № 232 и 236 - после проведения операции не работали и из анализа исключены. [17]

Дебит скважин в среднем повысился на 3 5 т / сут ( примерно на 25 %), то есть монтаж 4 подвесных компрессоров на Бобровском месторождении позволил фактически отказаться от бурения и обустройства 1 скважины для достижения такого же эффекта. [18]

Из всего многообразия проведенных экспериментов были отобраны те опыты, которые по характеристикам модели пористой среды, составу и степени минерализации пластовых вод, а также по условиям проведения лабораторных опытов как можно ближе соответствовали условиям разработки пластов AI и Б2 Бобровского месторождения. [19]

Таким образом, использование композиции ПАС-УНИ позволяет улучшить процессы нефтевытеснения из неоднородных пористых сред. В связи с этим на Бобровском месторождении НГДУ Бузулукнефть были проведены опытные обработки призабойной зоны пласта с применением ПАС-УНИ. [20]

Динамика добычи нефти QB среднего дебита скважин по нефти. н по залежи пласта Т1 Толкаевского купола Соро-чинско - Никольского месторождения. [21]

На рис. 10.6 представлена динамика добычи и дебита нефти по годам. Как и по залежи пласта О2 Бобровского месторождения, впервые за 5 лет по данному объекту отмечен рост добычи и дебита нефти. [22]

Диаграммы ГРП в скважине 1043 Бобровского месторождения ( пласт Оз. [23]

По истечении нескольких минут подача прекращается и записывается процесс падения давления после остановки насосов. На рис. 6.6 приведена диаграмма мини-фрака, проведенного в пласте О3 скважины 1043 Бобровского месторождения. [24]

Исключение составляют скважины № 2145, 2173 и 2147 пласта О2 Савельевского купола Бобровского месторождения и скважина 1826 пласта А3 Родинского месторождения. [25]

На месторождениях НГДУ Бугурусланнефть для обработки ПЗП добывающих скважин применяются в комплексе растворы соляной кислоты и ПАВ. Результаты комплексных обработок ПЗП по некоторым скважинам приведены Б табл. 5.13 к 5.20. По данным, приведенным в этих таблицах, рассмотрено влияние на эффективность комплексных обработок отдельных показателей: концентрации ПАВ в растворе, объем раствора ПАВ, объем раствора кислоты на 1 м перфорированной толщины пласта, концентрации кислоты. Из рассматриваемых материалов таблиц следует, что эффективность обработок растет с увеличением объемов растворов ПАВ и кислоты на 1 м перфорированной толщины. Хорошие результаты получены при объемах растворов ПАВ 2 - 4 м3, кислоты - более 1 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта. Бобровского месторождения не дала эффекта, так как раствор маслорас-творимого реагента АНП-2 был приготовлен на пластовой воде. [26]

Страницы: 1 2