Применение - данная технология
Cтраница 1
Применение данной технологии успешно зарекомендовало себя при зарезке боковых стволов на скважинах № 3007С - 1 Бураевской и № 7585С - 1 Арланской площадях Нефтекамского УБР. На первой скважине зарезка была осуществлена за четверо суток, на второй уже за двое. Для сравнения - при вырезании участка колонны с помощью вырезающих устройств продолжительность работ по зарезке ствола в АНК Башнефть составляет в среднем 8 суток. [1]
 |
Классификация методов утилизации нефтешламов. [2] |
Применение данных технологий на практике показало необходимость предварительного снижения вязкости нефтешлама методом компаундирования его сырой или ловушечной нефтью. [3]
Применение данной технологии дает значительный экономический эффект. [4]
Применение данной технологии позволяет повысить механические свойства сталей на 25 - 30 %, стабилизировать значения ударной вязкости. [5]
Применение данной технологии основано на реакции взаимодействия растворов гидроксохлорида алюминия и гидроксида натрия, в результате которой образуется гелеобразный осадок гидроокиси алюминия. Для флокуляции и уменьшении подвижности образующихся осадков в смесь гидроксида натрия добавляются незначительные количества полимеров. Последовательное закачивание в пласт водных растворов ПАА, щелочи и гидроксохлористого алюминия приводит к образованию полимердисперсных агрегатов преимущественно в высокопроницаемых промытых водой пропластках. Образующиеся гели гидроокиси алюминия устойчивы в динамических условиях фильтрации воды и создают при высокой температуре остаточный фактор сопротивления. [6]
Применение данной технологии з комплексе с оборудованием скважины гравийным фильтром типа ФСК-114 решает проблему не только ограничения пескопроявлений, но и водо-проявлений. [7]
Однако применение данной технологии сдерживается очень высокими капитальными вложениями в пункты термообработки. Расчеты показывают, что при производительности нефтепровода 8 млн. т / год капиталовложения в пункт термообработки ( в ценах 1980 г.) составляют 37 4 млн. руб, при производительности 18 млн. т / год - 76 млн. руб, а при производительности 38 млн. т / год - 152 млн.руб. Это очень дорого. Поэтому при технико-экономическом сравнении вариантов транспорта ваысокопарафи-нистых нефтей способ термообработки, как правило, проигрывает. [8]
Однако применение данной технологии сдерживается очень высокими капитальными вложениями в пункты термообработки. Расчеты показывают, что при производительности нефтепровода 8 млн. т / год капиталовложения в пункт термообработки ( в ценах 1980 г.) составляют 37 4 млн. руб, при производительности 18 млн. т / год - 76 млн.руб., а при производительности 38 млн. т / год - 152 млн.руб. Это очень дорого. Поэтому при технико-экономическом сравнении вариантов транспорта высокопа-рафинистых нефтей способ термообработки, как правило, проигрывает. [9]
Однако применение данной технологии сдерживается очень высокими капитальными вложениями в пункты термообработки. Расчеты показывают, что при производительности нефтепровода 8 млн. т / год капиталовложения в пункт термообработки ( в ценах 1980 г.) составляют 37 4 млн. руб, при производительности 18 млн. т / год - 76 млн. руб, а при производительности 38 млн. т / год - 152 млн.руб. Это очень дорого. Поэтому при технико-экономическом сравнении вариантов транспорта ваысокопарафи-нистых нефтей способ термообработки, как правило, проигрывает. [10]
Таким образом, применение данной технологии исследования нагнетательных скважин без подъема НКТ позволяет без особых затрат проверить фонд скважин и по результатам исследований запланировать, а также конкретизировать виды КРС. [11]
Всего с начала применения данной технологии было обработано 87 скважин, по 83 скважинам эффект завершен. [12]
Проведены исследования по возможности применения данной технологии при стабилизации сернистого газоконденсата Оренбургского месторождения. [13]
 |
Схема создания одноэтапного обратного конуса. [14] |
Значительный эффект получен при применении данной технологии на скважинах с боковыми стволами, пробуренными на нефтяную залежь пласта ДТУ Александровской площади Туймазинского нефтяного месторождения. [15]
Страницы: 1 2 3 4