Cтраница 1
Разработка Ромашкинского месторождения путем разделения его на несколько площадей требует исключительного внимания к регулированию пластового давления и движению нагнетаемой воды по продуктивным пластам. [1]
История разработки Ромашкинского месторождения насчитывает 50 лет. Открытие крупнейших залежей в кыновско-па-шийских коллекторах терригенной толщи девона в пределах вершины Южно-Татарского свода ( ЮТС) на уникальном Ромаш-кинском месторождении значительно снизило интерес геологов к отложениям среднего девона. [2]
Система разработки Ромашкинского месторождения с применением внутриконтурного заводнения обеспечивала возможно более полный охват всех нефтеносных пород процессом вытеснения, поскольку расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами значительно сокращаются по сравнению с законтурным заводнением. [3]
Вариант разработки Ромашкинского месторождения, запроектированный институтом ВНИИнефть в Генсхеме 1955 года, характеризуется постоянным отношением амплитудного дебита всех пробуренных скважин к начальным извлекаемым запасам нефти, введенным в разработку. [4]
Опыт разработки Ромашкинского месторождения показал, что при выборе линий разрезания необходимо учитывать прежде всего закономерности литологического строения продуктивного горизонта, так как эффективно работают линии разрезания, расположенные вкрест залегания коллекторов различной продуктивности. Это положение хорошо иллюстрируется на следующих примерах. [5]
Опыт разработки Ромашкинского месторождения показал, что при выборе линий разрезания необходимо учитывать главным образом закономерности литологического строения продуктивного горизонта, как эффективно работают линии разрезания, расположенные вкрест залегания коллекторов различной продуктивности. [6]
Анализ разработки Ромашкинского месторождения позволяет разделить все площади на группы, системы разработки которых обеспечили различные темпы вовлечения запасов в разработку. Для этого были рассчитаны начальный дебит залежи, полученный в результате осуществления первоначально запроектированной системы и условный максимально возможный дебит, который может быть получен в случае одновременного осуществления всех мероприятий, проведенных на данной залежи. Разница между начальным и максимальным дебитами является резервом добывных возможностей залежи, а их отношение характеризует исходную степень интенсивности системы воздействия на залежь. Рост отношения дебитов по мере внедрения мероприятий по интенсификации отражает темп использования резерва залежи и изменение во времени степени интенсивности системы воздействия. [7]
Опыт разработки Ромашкинского месторождения показал, что даже при эксплуатации таких гигантских месторождений нефти с применением системы внутриконтурного заводнения перенос нагнетания можно осуществить не только после обводнения эксплуатационных рядов скважин, а уже после продвижения закачиваемой воды на отдельные обводненные скважины освоением этих скважин под закачку воды. [8]
Проектировал разработку крупного Ромашкинского месторождения ( Азнакаевская, Чишминская, Ташлиярская и др. площади) и др. месторождений Татарии, многих месторождении Казахстана и Западной Сибири; рассчитывал разработку месторождения Са-мотлор ( Тюменская обл. [9]
Технико-экономические показатели разработки Ромашкинского месторождения наиболее высокие в Советском Союзе. [10]
От эффективности разработки Ромашкинского месторождения зависела судьба нефтяной промышленности республики Татарстан. [11]
Впервые осуществлять разработку Ромашкинского месторождения с помощью поддержания давления путем закачки воды во вну-триконтурные разрезающие ряды нагнетательных скважин предложил акад. [12]
Актуальность изучения опыта разработки Ромашкинского месторождения заключается в том, что в настоящее время внутриконтур-ное заводнение является основным методом разработки нефтяных месторождений СССР. [13]
Для анализа результатов разработки Ромашкинского месторождения была использована следующая зависимость - текущий дебит нефти месторождения равняется амплитудному дебиту одной скважины, умноженному на число пробуренных и введенных в работу скважин и еще умноженному на оставшуюся долю введенных в разработку извлекаемых запасов нефти, причем эта доля равна единице минус отношение накопленного отбора нефти к введеным в разработку начальным извлекаемым запасам нефти. [14]
За 20 лет разработки Ромашкинского месторождения технология заводнения пластов была значительно усовершенствована. На основе опыта заводнения пластов Туймазинского и Ромашкинского месторождения в настоящее время проектируется и осуществляется заводнение пластов на месторождениях Поволжья, Западной Сибири, Казахстана и других районов. [15]