n="justify"> 2 1 в один експлуатаційний об'єкт;
буріння 30 свердловин, в т.ч. 22 видобувних і 8 нагнітальних по сітці 500х500 м;
буріння свердловин на Південному куполі з розкриттям пласта Т 2 1 ;
застосування методу зміни напрямку фільтраційних потоків (ІНФП);
переклад під нагнітання вкв. 3 та 5; реперфорація пласта Т 1 в свердловинах 9, 14; в свердловин 65 провести дострелили до ВНК.
резервний фонд - 5 свердловин;
З 1990 по 2007 рік були виконані оперативні перерахунки по пластах Т 1 і Т 2 1 та оперативні підрахунки за новими промисловим об'єктам Т 2 2 і Т 3 .
У 1999р. ВАТ В«ОренбургнефтьВ» виконаний В«Аналіз розробки і прогноз технологічних показників по родовищах ВАТВ« Оренбургнефть В»на період дії ліцензійних угодВ», за результатами якого істотно скориговані проектні технологічні показники (протокол ЦКР № 2430 від 07.10.1999г.). p align="justify"> Пласти Т 3 і Т 2 2 поставлені на баланс згідно оперативних підрахунків запасів (протоколу № 467-2005м від 28.03.2005г і № 18/282 від 04.05.2006 р. відповідно ).
У 2006р. інститутом В«ТатНІПІнефтьВ» виконано В«Доповнення до технологічною схемою розробки Гірського родовищаВ» (протокол ТО ЦКР Роснадра № 590 від 13.12.2006г.) у зв'язку зі значною розбіжністю фактичних і проектних показників на підставі оперативних підрахунків запасів нафти. До реалізації в ДТСР був рекомендований четвертий варіант розробки з наступними проектними положеннями:
- видобуток: 2006 р. - 622,2 тис. т нафти, 1167,0 тис. т рідини, 2007. г - 673,1 тис. т нафти , 1600,1 тис. т рідини, 2008 р. - 654,4 тис. т нафти, 1927,5 тис. т рідини;
спільна розробка продуктивних пластів турнейского ярусу однієї сіткою свердловин;
сітка свердловин 500х500 м;
фонд свердловин за весь термін розробки - 61;
буріння п'яти видобувних свердловин (дві в 2006 р., три в 2007 р.) і одного БС (у 2008 р.);
У 2007 р. інститутом В«ТатНІПІнефтьВ» був виконаний і затверджений ...
