Bányászati és Kohászati Lapok - Kőolaj és Földgáz, 1981 (14. évfolyam, 1-12. szám)

1981-12-01 / 12. szám

uvelicsenija nefteizvlecsenija iz porisztoj szredü. ANH 12 28—33. [222] Pejszahov, Sz. I.—Él'darov, T. R.: Ékszperimental’noe iszszledovanie vütesznenija odnorodnüh szmesivajuscsih­­szja nen’jutonovszkih szisztem. Izv. VUZ NG 5 38—42. [223] Buszlov, V. V.: Faktorü, vlijajuscsie na éffektivnoszt’ vü­tesznenija nefti gazami vüszokogo davlenija. NH 1 35—6. [224] Galonszkij, P. P.: Ob iszpol’zovanii kanal’no-drenazsnoj szisztemü razrabotki neftjanüh mesztorozsdenij. NH 1 27— 32. [225] Pavlov, V. P.: О razrabotke zalezsej nefti v porovo-trescsi­­novatüh kollektorah. NH 1 32—4. [226] Susztef, I. N.—Golubeva, G. P.: Vlijanie geologicseszkih faktorov na pokazateli razrabotki neftjanüh mesztorozs­denij. GNG 5 34—8. [227] Abbaszov, A. A.—Aszkerova, R. M.—Ahmedov, A. AJ К metodike opredelenija optimal’nogo rezsima ékszplua­­tacii szkvazsin. ANH 8 40—4. [228] Szeid-Rza, M. K.: Nekotorüe voproszü razrabotki meszto­­rozsdenija Long-Bics (SZSA). ANH 8 53—4. [229] Kumar, A.: Steady flow equation for wells in partial water­­drive reservoirs. JPT 1654—65. [230] Dykstra, H.: The prediction of oil recovery gravity drain­age. SPE 6548 16 p. [231] Kumar, A.: Drainage areas for wells in edge water-drive reservoirs. JPT 1673—82. [232] Woods, E. D.—Khurana, A. K.: Pseudofunctions for water coning in a three-dimensional reservoir simulator. SPEJ 251—62. [233] Mincseva, R. M.: Prognozirovanie obvodnenija szkvazsin pri razrabotke trescsinovatüh kollektorov. NH 6 39—42. [234] Vahitov, G. G.—Mirzadzsanzade, A. H.—Rüzsik, V. M.— Kiszilenko, В. E.—Mehlizade, R. N: Oszobennoszti vütesz­nenija vodoj neftej sz vjazkouprugimi szvojsztvami. NH 4 38—41. [235] Augusztin J.—Kuhn T.—Solt К.—Szakony I.— Vincze T.: Kőolajtelepek műveléstervezésének korszerű módszerei. KF 10 302—6. [236] Pápay J.: Heterogén felépítésű, szabálytalan geometriájú víztárolók energiaviszonyainak elemzése. KF 11 328—35. [237] Sincovec, R. F.: Generalized collocation methods for time­­dependent, nonlinear boundary-value problems. SPEJ 345—52. 238] Weber, K. J.—Klootwyk, P. H.—Konieczek, J.— Van der Vlught, W. R.: Simulation of water injection in an oil rim reservoir of the barrier bar type in Nigeria. SPE 6702 12 p. [239] Pápay J.—Gundel I.: Az átmeneti zónában történő nyomás­veszteség és gravitáció hatása az anyagmérleg-egyenlettel való paramétermeghatározás pontosságára. KF 6 162—7. [240] Christianson, S. H.: Performance and unitization of the Empire Abo Pool. SPE 6384 16. [241] Elbani, H. A.—Накат, H. R.: Reduced withdrawal maxi­mizes recovery in Egyptian field. PE Sept. 78, 82, 84. [242] Young, R. E.—Fairfield, W. H.—Dykstra, H.: Performance of a high-pressure gas injection project, Swanson River field, Alaska. JPT 99—104. [243] Wilson, Q. T.: Willow Draw field attic air injection pro­ject Park county, Wyoming. ERDA C—3 14 p. [244] Rothrock, R.—Crawford, P. B.: Nitrogen floods need specialized surface equipment. PE Aug. 22, 24, 26. [245] Rushing, M. D.—Thomasson, В. C.—Reynold, B.—Craw­­ford, P. B.: Miscible displacement with nitrogen. PE Nov. 26, 28, 30. [246] Kuehm, H. G.: Hawkins inert gas plant: design and early operation. SPE 6793 8 p. [247] Meehan, D. N.—Menzie, D. E.—Crichlow, H.: A laborato­ry study of water immobilization for improved oil recovery. SPE 6515 9 p. [248] Ogadzsanjanc, V. G.: Ob optimal’nüh szkorosztjah prod­­vizsenija VNK v neftjanüh plasztah. NH 3 33—6. [249] Kleinitz, W.—Menz, D.: Chemische Ausfüllungen beim Wasserfluten; Ursachen und vorbeugende Maßnahmen. EEZ 12 428—36. [250] McCune, С. C.: On-site testing to define injection-water quality requirements. JPT 17—24. [251] George, C. J.—Stiles, L. H.: Improved techniques for eval­uating carbonate waterfloods in West Texas. SPE 6739 11 p. [252] Kazemi, H.—Merrill, L. S.: Numerical simulation of wa­ter imbibition in fractured cones. SPE 6895 lip. [253] Roy, M. B.—Thuckcr, C. W.—Lakey, C. J.—Cloud, W. B.: Waterflood redevelopment prior to future tertiary attempts — a case history. SPE 6460 12 p. [254] Meyers, B. D.—Hagier, J. A.: Field study — Ford Geral­dine (Delaware sand) Unit. SPE 6383 16 p. [255] Meyers, B. D.—Daggett, L. P.—Cowden, J. R.: Pecos river water treatment for water injection. SPE 6883 8 p. [256] Cordiner, F. S.—Livingston, A. R.: Tensleep reservoir study, Oregon Basin field, Wyoming — Engineering plans for development and operation, South Dome. JPT 897—- 902. [257] Moore, B. L., Jr.: Webster field unit waterflood facilities. SPE 6880 7 p. [258] World’s largest offshore waterflood goes on stream. WO Jan. 89—90. [259] Wagner, O. R.: The use of tracers in diagnosing interwell reservoir heterogeneities — field results. JPT 1410^—6. [260] Szurgucsev, M. L.—Gorbunov, A. T.—Ciinkova, O. É.— Sziszkin, E. A.—Tokareva, N. A.—Miihtarjanc, Sz. A.: Prognozirovanie pokazatelej razrabotki mesztorozsdenij sz primeneniem novüh metodov uvelicsenija nefteotdacsi. NH 4 29—33. [261] Mihel'man, A. I.—Fedoriv, L. V.—Radüs, V. N.: Izmenenie nefteotdacsi modeli plaszta pri vütesznenii nefti namagni­­csennoj vodoj. Izv. VUZ NG 12 78, 90. [262] Gabdrahmanov, A. G.—Aszmolovszkij, V. Sz.—Iszlamov, F. Ja.—Faszhutdinov, R. A.—Mirzagaliev, M. Z.—Rahim­kulov, I. F.—Avaneszov, I. G.: Opüt zakacski vodnogo rasztvora poliakrilamidami. NH 12 33—4. [263] Vahitov, G. G.—Mirzadzsanzade, A. H.—Rüzsik, V. M.— Kiszilenko, В. E.—Mehtizade, R. N.: Oszobennoszti vütesz­nenija vodoj neftej sz vzajkouprugimi szvojsztvami. NH 4 38—41. [264] Dadasev, R. M.—Lisztengarten, L. B.—Nabiev, G. L: Szosztojanie proceszszov podderzsanija plasztovogo davle­nija i meroprijatija po ih ulucsseniju. ANH 4 40—4. [265] Bajramov, A. M.—Mamed-Zade, A. M.—Mihajlov, V. M. —Neretin, V. D.: Vlijanie magnitnoj obrabotki vodü na proceszsz vütesznenija uglevodorodnogo fljuida iz porisz­toj szredü. Izv. VUZ NG 12 25—9. [266] Schulz, W.: Erfahrungen mit dem Einsatz von Fluthilfsmit­­teln bei Laborversuchen zur besseren Entölung von Lager­stätten. EEZ 2 52—7. [267] Heinemann Z.: Szimulációs modell a polimeres kőolaj­kiszorítás vizsgálatához. KF 12 353—8. [268] Stanislaw, J. F.—Kabir, C. S.: Polymer flow behaviour as applied enhanced recovery. JCPT 2 91—7. [269] Du Bois, В. M.—Johnson, J. P.—Cunningham, J. W.: Poly­mer enhanced waterflooding a status report of the North Stanley project Osage county, Oklahoma. ERDA В—1 17 p. [270] Dominguez, J. G.—Will hite, G. P.: Retention and flow charateristics of polymer solutions in porous media. SPEJ 111—21. [271] Knight, B. L.—Rhudy, J. S.: Recovery of high-viscosity crudes by polymer flooding. JCPT 4 46—56. [272] Vossoughi, S.—Seyer, F. A.: Pressure drop and flow dis­tribution of a polymer solution in a non-homogeneous po­rous medium. JCPT 3 110—5. [273] Shaw, R. A.—Stright, D. H.: Performance of the Taber South polymer flood. JCPT 1 35—40. [274] Townsend, W. R.—Becker, S. A.—Smith, C. W.: Polymer use in calcareous formation. SPE 6382 9 p. [275] Sparlin, D. D.: Polyacrylamides can restrict water, oil and gas production — it’s your choice. SPE 6473 3 p. [276] Groeneweld, H.—George, R. A.—Melrose, J. C.: Pembina field polymer pilot flood. JPT 561—70. [277] Tinker, G. E.—Tixier, С. E.—Montague, D. R.—Bowman, R. W.—Swarbrick, J. C.—Bates, T.: Coalinga demonstra­tion project oil recovery by polymer flooding. ERDA B—3 13 p. [278] S/oat, B.: How to get more for your chemical dollar. PE Nov. 20—3. [279] Cambell, T. C.: A comparison of sodium hydroxide for al­kaline waterflooding. SPE 6514 8 p. [280] Raimondi, P.—Gallagher, В. 1.—Ehrlich, R.—Messmer, 1. H.—Bennett, G. S.: Alkaline waterflooding: design and implementation of a field pilot. JPT 1359—68. [281] Carmichael, J. D.: Caustic waterflooding demonstration project ranger zone Long Beach unit, Wilmington field, California. ERDA В—2 18 p.

Next