Cтраница 3
После ликвидации Министерства нефтяной промышленности вопросы разработки Ромашкинского месторождения стали регулярно обсуждаться на ежегодных совещаниях, проводимых Управлением нефтяной промышленности Татсовнархоза, а затем Объединением Татнефть. [31]
Комиссия отметила, что в результате десятилетней разработки Ромашкинского месторождения накоплен большой опыт разработки. [32]
МНП окончательно утвердила составленную ВНИИ генеральную схему разработки Ромашкинского месторождения. С учетом высказанной ранее при обсуждении генсхемы критики в утвержденный вариант был внесен ряд существенных изменений и дополнений. [33]
Направление дальнейшего совершенствования и уточнение основных принципов разработки Ромашкинского месторождения в третьей стадии разработки были выполнены в третьей Генсхеме разработки, составленной в 1974 - 1976 гг. ТатНИПИнефть при участии объединения Татнефть и ВНИИ. [34]
В этих условиях при подготовке к уточненному проектированию разработки Ромашкинского месторождения авторы задались целью создать метод гидродинамических расчетов, позволяюпщй учитывать весь перечисленный выше комплекс основных факторов. [35]
Указанный опыт был впоследствии использован и при проектировании разработки Ромашкинского месторождения. Для этого месторождение сначала было разделено на отдельные площади, границы площадей были узаконены, и по ним располагались ряды нагнетательных скважин. [36]
Владимир Николаевич уже достаточно подробно останавливался на формировании системы разработки Ромашкинского месторождения. Конечно же, это уникальный опыт, который надо всесторонне изучать и, действительно, от 1 - й Генеральной схемы, которая вовлекала в разработку только 52 % активных запасов нефти горизонтов Д, и Д, в процессе ее реализации осталась только идея внутриконтурного заводнения. Все ее остальные положения были переделаны уже в ходе реализации второго этапа разработки Ромашкинского месторождения ( 1956 - 1968 гг.) и закреплены на уровне составления 2-ой Генеральной схемы развития добычи нефти из горизонтов Д, и До, которая в большей мере, чем 1-я Генсхема, учитывала неоднородность этих пластов и делала еще один шаг вперед в деле развития основной идеи внутриконтурного заводнения. Но по оптимизации сетки был сделан шаг назад, проектные сетки скважин оказались очень редкими. Была сделана попытка ликвидировать все эти недостатки на третьем этапе проектирования разработки горизонтов Д, и До, который завершен составлением третьей Генеральной схемы. [37]
Капитальный ремонт скважин ( КРС) является неотъемлемой частью разработки Ромашкинского месторождения и предназначен для поддержания пробуренного фонда скважин в работоспособном состоянии. КРС также является важным средством регулирования разработки нефтяных месторождений ( отбора нефти, воды, а также закачки воды по пластам), особенно на поздней стадии разработки. [38]
В настоящее время считается, что на данном этапе разработки Ромашкинского месторождения изменение свойств добываемой нефти связано со следующей причиной. Как известно, это месторождение имеет весьма большую водо-нефтяную зону, охватывающую более 2 / з площади месторождения. При перфорации водо-нефтяных пластов с целью продления безводного периода эксплуатации нижняя часть обычно не вскрывается. Как правило, нижние перфорационные отверстия находятся на 4 - 6 м выше водо-нефтяного контакта. [39]
В марте 1963 г. весьма детальный и всесторонний анализ состояния разработки Ромашкинского месторождения был проведен специальной комиссией, состоящей из ведущих специалистов-нефтяников СССР. [40]
В последующие годы, особенно после открытия и ввода в разработку гигантского Ромашкинского месторождения, плотность сетки Туймазинского месторождения многократно приводилась в качестве примера загущенной сетки. [41]
В последующие годы, особенно после открытия и ввода в разработку гигантского Ромашкинского месторождения, плотность сетки Туймазинскюго месторождения многократно приводилась в качестве примера загущенной сетки. [42]
Мы понимаем, что существующая технология строительства скважин на данной стадии разработки Ромашкинского месторождения уже не обеспечивает приемлемый уровень рентабельности. [43]
Прирост извлекаемых запасов нефти за счет мероприятий по интенсификации и усовершенствованию разработки Ромашкинского месторождения дается по сравнению с начальными извлекаемыми запасами нефти по Генсхеме, составленной в 1955 г. институтом ВНИИнефть. [44]
При расчетах принимались следующие условия, подтвержденные к тому времени практикой разработки Ромашкинского месторождения. [45]