Вниикрнефть

Cтраница 2

ВНИИКРнефть была разработана и испытана технология крепления призабойной зоны пескопроявляющих добывающих и паронагнетательных скважин полимерными составами, имеющими широкий температурный диапазон применения ( 20 - 260 С), обладающими достаточными прочностными и фильтрационными характеристиками и обеспечивающими ограничение выноса механических примесей скважинными флюидами независимо от степени обводненности добываемой продукции. [16]

ВНИИКРнефти составлен документ по выполнению подготовительных работ к ремонту, по контролю герметичности элементов подземного и наземного оборудования и принятию решения о ремонте элементов ВСО ( 1990 г.) этого сложного объекта. [17]

ВНИИКРнефти предназначено для ликвидации прихватов нанесением по прихваченной части ударов, направленных сверху вниз или снизу вверх. [18]

ВНИИКРнефть, генеральный директор объединения Союзтермнефть ( 1981 - 1985); начальник Главного технического управления, член коллегии Миннефтепрома СССР ( 1985 - 1987); ведущий научный сотрудник Московского ин-та нефти и газа им. Награжден орденами и медалями СССР, дважды лауреат премии им. [19]

ВНИИКРнефти и при цементировании ряда скважин, где была получена возможность оценить ее преимущества и выявить недостатки. [20]

Устройства для очистки внутренних стенок обсадных колонн. [21]

ВНИИКРнефти, изготовляется по ТУ 39 - 1105 - 86 в опытном производственном объединении Карпатнефтемаш и предназначен для очистки обсадных колонн диаметром 140, 146 и 168 мм. [22]

Сравнительные данные способов восстановления герметичности скважин. [23]

ВНИИКРнефти разработан комплекс устройств ( ДОРН, скребок, печать, пластырь), который позволяет осуществить ремонт колонн способом установки тонкостенного продольно-гофрированного металлического пластыря. [24]

ВНИИКРнефти проведены поисковые исследовательские работы по отысканию новых рецептур мелкозернистого бетона, а также новых технологических регламентов изготовления и обработки бетонных насадок. [25]

Сравнение расчетный температур ( / с фактическимии Q для скважины 3 Суздальской.| Сравнение расчетных температур ( Ос фактическимии ( 2 для скважины 3 Суздальской при. [26]

ВНИИКРнефть, 1976) температуры потока у забоя составили: через 27 5 мин промывки 61 5 С, а через 55 мин - 56 С. Через 2 ч промывки расчетная температура была 52 С, а фактическая - 54 С. [27]

ВНИИКРнефти и других институтах и лабораториях, показывают, что в некоторых случаях глубина проникновения агрессивных агентов в тамгюнажный камень весьма мала, а в других - образцы пропитываются агрессивным агентом насквозь. [28]

Рентгенограммы магнезиально-песчаного камня двухсуточного срока твердения в насыщенном растворе бишофита при Т. [29]

ВНИИКРнефть, ГАНГ и ППИ разработали и предложили магнезиальные вяжущие ( табл. 13.3), которые обеспечивают качественное крепление скважин в отложениях бишофита. [30]

Страницы: 1 2 3 4 5