Cтраница 3
Приведенные данные убедительно показывают, почему в новых залежах нефти скважины длительное время дают чистую нефть, в то время как анализы образцов породы указывают на большое содержание в ней связанной воды. Это обстоятельство следует иметь в виду при подсчете запасов объемным методом. [31]
Суммарный выход базовых дистиллятных и остаточных масел из образца нефти скважины № 1 с индексом вязкости 85 - 88 не превышает 16 %, считая на нефть. [32]
В результате исследования реологических свойств искусственных эмульсий, полученных из нефти скважин, реагирующих на закачку серной кислоты, оказалось, что свойства эмульсий из осерненной нефти мало отличаются от свойств эмульсий из малосернистой нефти. [33]
Представляет интерес также тот факт, что при снижении температуры нефти скважины № 674 от температуры начала кристаллизации ( 23 С) до температуры на устье ( 8 С) из нее выделяется всего лишь 25 % твердых углеводородов от общего содержания их в нефти и при снижении температуры до 0 5 С выделяется около 50 % твердых углеводородов. Остальная часть твердых углеводородов находится в растворенном состоянии. [34]
В табл. 9 за значение А принимается отношение удельного дебита нефти скважин, освоенных сжатым воздухом, к удельному дебиту скважин, освоенных пеной. [35]
Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. [36]
Обе нефти являются парафиновыми - содержание парафина составляет 9 5 % в нефти скважины № 6 и 6 % в нефти скважины № 8, температура плавления парафина соответственно 49 и 53 С. [37]
Такое независимое регулирование скважин должно обеспечить ликвидацию пульсаций давления и увеличение отбора нефти кз скважины. [38]
Расчеты, проведенные выше, показали, что для достижения максимальной суммарной добычи нефти скважины необходимо эксплуатировать до высокой степени О ЕОГНРН-вести. Вместе с тем добычг попутной воды требует значительных затрат. Поэтому изыскание методов, ограничивать щих водоприток, имеет весьма важное практическое значение. [39]
В практике проектирования разработки нефтяных месторождений возникла настоятельная потребность в умении определять дебит нефти вертикально-горизонтальной скважины, т.е. такой горизонтальной скважины, которая пересекает многослойный нефтяной пласт не только своей горизонтальной частью, но и своей вертикальной частью. [40]
В - таблЛ приведены результаты расчетов по характеристике и кривым отиоеите вного изменения дебита нефти скважин. Из ре-видно, что дополнительная добыча нефти, наЛденнал по методам отличается дру. [41]
Основной проблемой на поздней стадии разработки многопластовых нефтяных месторождений методами заводнения является снижение дебитов нефти скважин и рост обводненности продукции при наличии неизвлеченных запасов в малопроницаемых пластах и изолированных зонах. Одним из таких объектов является крупнейшее многопластовое Ромашкинское нефтяное месторождение платформенного типа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. [42]
На рис. 2 представлены кривые изменения коэффициента вязкости от напряжения сдвига при различных газосодержаниях нефти скважины 693 Шкаповского нефтяного месторождения. [43]
Благодаря эффекту нагнетания воды в пласт добыча скважины GH1 постоянно увеличивается, суточная добыча нефти скважины GH1 достигла 92 тонн. [44]
Основной проблемой на поздней стадии разработки многопластовых нефтяных месторождений методами заводнения является снижение дебитов нефти скважин и рост обводненности продукции при наличии неизвлеченных запасов в малопроницаемых пластах и изолированных зонах. Одним из таких объектов является крупнейшее многопластовое Ромашкинское нефтяное месторождение платформенного типа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. [45]