Ромашкинское нефтяное месторождение

Cтраница 2

Для Ромашкинского нефтяного месторождения в Татарии, продуктивность которого связана с девонскими и каменноугольными отложениями, предусмотрены два этажа разведки. Скважины первого этажа вскрывают высокодебитные залежи девона, а второго предназначены для разведки менее продуктивной терригенной и карбонатной толщи карбона. [16]

Разработка уникального Ромашкинского нефтяного месторождения является в экологическом отношении сложным и ответственным видом деятельности человека. [17]

Схема положений внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. [18]

На Ромашкинском нефтяном месторождении около Vs части девонской залежи нефти подстилается подошвенной водой. Начальная нефтеносная площадь пласта Дг Бавлинского нефтяного месторождения более чем на 62 % имеет подошвенную воду. Если залежь подстилается полностью подошвенной водой, как, например, залежи пласта IV - б Мухановского месторождения Куйбышевской обл. Дху Бавлинского месторождения, то на плане может быть проведен только внешний контур нефтеносности. [19]

На Ромашкинском нефтяном месторождении в отложениях бобриковского горизонта нижнего карбона насчитывается 13 укрупненных залежей нефти. Проектирование разработки и освоение этих залежей осуществлялось группами поочередно. В группу первоочередных объектов были отнесены наиболее крупные пять залежей, в которых содержалось более 60 % общих извлекаемых запасов всех залежей бобриковского горизонта. [20]

Головка под-насосного электронагревателя. [21]

На Ромашкинском нефтяном месторождении в Татарии для электротепловой обработки применена конструкция проточного электронагревателя ТатНИПИнефти ( рис. 97), в которой герметичность кабельного ввода обеспечивается при любом забойном давлении. [22]

На известном Ромашкинском нефтяном месторождении в Татарии, которое сорок лет назад, в пору начала разработки, было одним из крупнейших в мире, для девонских отложений для основных нефтяных пластов региональным репером является пласт верхний известняк. Вниз от поверхности этого верхнего известняка выполняют отсчеты и корреляцию нефтяных пластов и слоев. Поэтому интересно узнать: насколько сама эта опорная поверхность подвержена колебаниям ( понятно, не во времени, а в пространстве) и насколько предсказуемы эти колебания. [23]

На гигантском Ромашкинском нефтяном месторождении можно выделить значительное число участков, где действительно имело место существенное снижение начального пластового давления в связи с задержкой освоения системы его поддержания. [24]

На скважинах Ромашкинского нефтяного месторождения интенсивность отложения парафина сравнительно высокая, однако манифольды и выкидные линии скважин запарафиниваются медленно. [25]

Алькеевская площадь Ромашкинского нефтяного месторождения находится в разработке более 40 лет. [26]

Как известно, Ромашкинское нефтяное месторождение входит в число крупнейших нефтяных месторождений мира. Эти пласты залегают очень полого, почти горизонтально, с наклоном порядка десяти минут. Пласты разделены на слои. Между пластами и между слоями имеются практически непроницаемые глинистые прослои. Но разделение пластов на слои, выдержанность пластов и слоев по площади распространения, а также выдержанность непроницаемых прослоев между пластами и слоями являются нерегулярными. При сравнительно небольшой мощности слоев и пластов месторождение обладает очень большой нефтеносной площадью. К этому необходимо еще добавить, что нефтяные пласты обладают сравнительно невысокой гидропро-водностью. [27]

Разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения осложняется коррозией напорных нефтепроводов системы нефтесбора внутренней коррозией. Внутренняя коррозия приводит к значительным потерям металла, преждевременному выходу из строя трубопроводов, связана с дорогостоящими ремонтами напорных нефтепроводов системы нефтесбора, вызывая при этом значительное загрязнение окружающей природной среды. Анализ отказов напорных трубопроводов систем нефтесбора в НГДУ Иркенннефть показывает, что в 1999 году на число отказов, связанных с внутренней коррозией, приходится 27 0 % от всех отказов. [28]

Из рассматриваемых площадей Ромашкинского нефтяного месторождения по Ташлиярской и Сармановской проектная нефтеотдача обеспечивается при отборе жидкости до одного порового объема. По этим площадям реально обеспечить нефтеотдачу выше проектной. По Миннибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской, Березовской, Восточно-Сулеевской, Алькеевской, Холмовской и Карамалинской площадям проектная нефтеотдача может быть достигнута при отборе жидкости не превышающим 150 % от порового объема. При существующей системе задача эта практически не реальна. На 1.01.97 г. из пластов продуктивного горизонта Абдрахмановской площади извлечено жидкости в количестве 109 8 % от объема порового пространства. По Южно-Ро - машкинской и Восточно-Лениногорской площадям достижение проектной нефтеотдачи выходит за рамки 200 % отбора жидкости. [29]

Анализ хода разработки Ромашкинского нефтяного месторождения имеет как теоретическую, так и практическую ценность. На основе такого анализа могут быть выданы рекомендации по дальнейшей разработке этого месторождения, по совершенствованию разработки других нефтяных месторождений Татарии и по проектированию рациональной разработки новых нефтяных месторождений страны, прежде всего - крупных и крупнейших месторождений, расположенных в Западной Сибири. [30]

Страницы: 1 2 3 4