К-Р по Основам нефтегазового дела. Контрольная работа по дисциплине основы нефтегазопромыслового дела

• Название: Контрольная работа по дисциплине основы нефтегазопромыслового дела
• Анкор: К-Р по Основам нефтегазового дела.doc
• Дата: 06.04.2018
• Размер: 379.5 Kb.
• Имя файла: К-Р по Основам нефтегазового дела.doc
• Тип: Контрольная работа; #17717
• страница: 2 из 5

Режим растворенного газа. Газовый режим, или режим раство­ренного газа, характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа в залежи и слабом поступлении в ее нефтяную часть краевой воды.

Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых вод также способствует проявлению газового режима, так как в этом случае вода не успевает занять освобождаемого нефтью объема и не играет роли активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам.

Основной движущей силой при газовом режиме, как уже говори­лось выше, является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью.

В начальный период извлечения нефти из такой залежи концен­трация свободного газа в жидкости еще очень мала и начальный газовый фактор обычно равен количеству газа, растворенного в еди­нице объема нефти. По мере снижения пластового давления из рас­твора выделяются новые порции газа, происходит его расширение. Газовый фактор возрастает, что ведет к излишнему и бесполезному расходованию запасенной в залежи энергии.

Так как вся используемая пластовая энергия заключена в рас­творенном в нефти газе, непрерывное расходование ее может про­исходить только при непрерывном падении пластового давления, а так как запас внутренней газовой энергии в любой залежи огра­ничен, давление сравнительно быстро падает до таких пределов, при которых дальнейшая эксплуатация скважин становится мало­эффективной.

При режиме растворенного газа из залежи удается отобрать лишь 15-20% нефти от ее первоначальных запасов; для получения боль­шего отбора приходится искусственно воздействовать на залежь путем закачки в нее с поверхности воды или газа.

Гравитационный режим. При полном истощении пластовой энер­гии единственной силой, заставляющей нефть двигаться по пласту, служит сила тяжести самой нефти. В этом случае нефть из повышен­ных зон пласта будет перетекать в пониженные и скапливаться там. Режим работы таких пластов называется гравитационным (от слова «гравитация», что означает сила тяжести).

Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь имеет крутые углы падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в пониженных зонах.
5. Нефть, химический состав, физические свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор.
Нефть - вязкая маслянистая жидкость, обычно темного цвета с различной консистенцией и со специфическим запахом. Нефть представляет собой смесь жидких углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов с примесью сернистых, азотистых, кислородных соединений.

По химическому составу нефть является смесью следующих компонентов: углерод – 82-87%, водород – 11-14%, азот – 0,2-0,7%, сера – 0,09-0,5%.

Плотность нефти в пластовых условиях колеблется в пределах 0,3-1 г/ куб.см. По плотности нефти дифференцируются на легкие (плотность до 0,81), средние (0,81- 0,87), тяжелые (0,87-0,90) и очень тяжелые (с плотностью свыше 0,90). Вязкость нефти в пластовых условиях может принимать значения от 0 до 2000 мПа*с. Это свойство нефти имеет большое значение при выборе системы разработки залежи и при добыче. Газонасыщенность – количество растворенного в нефти газа в пластовых условиях. Пределы изменения этого параметра 30 – 500 и более куб.м / куб.м. Газовый фактор – количество газа, добытого при дегазации 1 куб.м нефти. Растворение газа в нефти при повышении давления протекает до определенного предела, т.е. до давления насыщения жидкости газом. Этот предел зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и температуры.

Давление, при котором начинается выделение из нефти первых пузырьков растворенного газа, называется давлением насыщения пластовой нефти.
6. Природный углеводородный газ, попутный или нефтяной газ. Их физико-химические свойства, различие состава.
Углеводородный газ – постоянный спутник нефти. В земной коре газ может находится в следующих состояниях: свободном, растворенном, твердом (газогидраты), сорбированном. На 98% природный газ состоит из метана, присутствуют также этан, пропан, бутан, пентан и др.

Природный газ содержит большое количество неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, аргон, гелий и др.

Плотность газа по воздуху изменяется в пределах 0,73-1 г/ куб.см и определяется давлением и температурой. Вязкость газа очень мала и находится в прямой зависимости от температуры и давления. Газ обладает способностью растворятся в воде, нефти и др. жидкостях. Газ обладает способностью проникать и двигаться при небольших перепадах давления через тонкие каналы и отверстия даже впородах, обладающих очень низкой проницаемостью. Газ обладает теплотворной способностью.
7. Технологический процесс добычи нефти. Схема сбора и транспорта нефти и газа на нефтепромысле.
Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмульсию — смесь, в ко­торой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых скважин, кроме газа, может содержаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газоконденсатных скважинах также и жидкие углеводороды.

Кроме газа и жидкости в продукции скважин могут быть меха­нические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта, или крупинки твердых углеводородов — парафина, выделяющегося из нефти.

Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для заме­ров добываемой продукции на территории промыслов строится система трубопроводов, аппаратов и сооружений, в которых выпол­няются следующие операции:

1. 
   сбор и замер продукции скважин;
   
2. 
   отделение (сепарация) нефти от газа;
   
3. 
   освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;
   
4. 
   транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысло­вых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или
   газораспределительных узлов;
   
5. 
   обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев ее
   обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее легких угле­
   водородов;
   
6. 
   удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;
   
7. 
   учет добычи нефти и газа по нефтепромыслу и их сдача.
   

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и обработки нефти и газа не существует. Все имеющиеся схемы видо­изменяются в зависимости от местных условий: географического расположения промысла, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации скважин, качества добываемой нефти, ее обводненности и т. п.



8. Технологический процесс добычи природного газа.

Конструкцию газовых скважин для каждого конкретного место­рождения выбирают с учетом особенностей геологического разреза месторождений и условий эксплуатации залежей. Выбор диаметра эксплуатационных колонн газовых скважин зависит от геологопромысловой характеристики продуктивных пластов и условий эксплуа­тации скважин и обосновывается технико-экономическими расче­тами, учитывающими дебиты газа и потери давления в скважинах. Если залежи (или выделенные эксплуатационные объекты) имеют значительные размеры и в пределах разбуриваемых зон выделяются различные по дебитности скважин участки, то диаметр эксплуата­ционной колонны может быть различным для каждого из этих уча­стков.

На основании результатов исследований работы газовой залежи в целом и каждой скважины в отдельности устанавливают техноло­гический режим эксплуатации скважин. Технологические режимы работы скважин должны обеспечить получение максимально возможного дебита их при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям. Так как по мере отбора газа условия работы залежи и скважин меняются, то технологические режимы и максимально возможные дебиты скважин устанавливаются на период от 3 до 6 месяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивой работе скважин этот период может быть увеличен до года и более.

Максимально допустимые отборы газа из скважин определяют по результатам испытаний этих скважин и опытной эксплуатации с учетом геологопромысловых особенностей залежи.

При установлении величины отбора газа из скважины исходят из следующих условий:

а) количество песка в струе газа должно быть таким, чтобы вынос песка не приводил к разрушению призабойной зоны пласта и разъеданию подземного и наземного оборудования;

б ) не допускается образование конусов обводнения, что может привести к прорыву подошвенной воды; величина предельной депрессии, при которой возможна эксплуатация без прорыва подошвенной воды, устанавливается при испытании скважины, а также на основании систематических исследований скважин с учетом конкретных геолого-эксплуатационных условий их работы;

в ) учитываются конструкция скважины и состояние газовой залежи;

г) не допускаются образование в скважине гидратов и накапливание воды;

д) рабочее давление на устье скважины должно соответствовать условиям работы промысла и транспорта газа.

Рабочие дебиты скважин устанавливаются и уточняются по дан­ным эксплуатации и последующих испытаний скважин.

После проведения каких-либо мероприятий, вызывающих изме­нение продуктивности скважины (работы по интенсификации, кото­рые нами рассматриваются ниже, ремонтно-изоляционные работы и т. д.), технологический режим и максимально возможные рабочие дебиты должны устанавливаться вновь.

Режим работы газовой скважины регулируют:

а) штуцерами, установленными для каждой скважины на груп­повых сборных пунктах или на устье скважины;

б) противодавлением газа в системе газосбора.

Установленный режим работы скважины должен поддерживаться и систематически контролироваться геологической и технологиче­ской службой промысла. В случае нарушения установленного ре­жима работы скважины должны быть приняты меры к его восста­новлению.

Обслуживание газовых скважин

За работой газовых скважин ведется регулярное оперативное наблюдение. Оператор по добыче газа обязан регулярно следить за состоянием устьевого оборудования (герметичностью фланцевых соединений, исправностью задвижек и пр.) и при обнаружении уте­чек, пропусков и пр. принимать меры по их ликвидации; регулярно продувать влагоотделители; систематически следить за выносом воды, песка, конденсата и нефти (при нефтяной оторочке). Все сведения об обнаруженных неполадках в состоянии оборудования и в работе скважин операторы передают на диспетчерский пункт.

По указанию диспетчера оператор регулирует режим работы скважин.

Наблюдение за газосборными коллекторами при развитой системе сбора газа ведут обходчики. Они следят за состоянием коллекторов и регулярно продувают водоотделители. Обходчики контролируют также состояние всей арматуры. Если обходчик не в состоянии устранить неисправность, он немедленно сообщает об этом диспет­черу.

Промыслы, питающие магистральные газопроводы, имеют селек­торную телефонную связь со всеми объектами газового промысла. Это позволяет осуществлять диспетчерское управление всей системой газового хозяйства промысла, т. е. обслуживать не только газовые скважины, но и газосборную сеть и пункты передачи газа по ма­гистральным газопроводам.

Промысловый диспетчер централизует все текущее управление эксплуатацией скважин, сбором и транспортом газа.
9. Подготовка нефти на промыслах.
Процесс подготовки нефти для ее переработки условно разде­ляется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1—2%. При обессоливании содержание воды в нефти еще более сни­жается (от 0,1 % до следов) и, кроме того, удаляются соли. Это дости­гается пропусканием нефти через слой пресной воды, в результате чего соли, имеющиеся в нефти, растворяются и удаляются вместе с водой.

Процессы разрушения нефтяных эмульсий можно разделить на два этапа: первый — слияние капель диспергированной воды и вто­рой — осаждение укрупнившихся капель воды. Эти процессы можно осуществлять тепловым, химическим или электрическим способом.

При тепловом, или термическом, способе эмульсионную нефть нагревают до 45—80° С. При последующем отстое в течение нескольких часов вода частично отделяется от нефти и осаждается в резер­вуаре-отстойнике, откуда сбрасывается в канализацию.

Тепловой способ деэмульсации нефти основан на том принципе, что при нагреве эмульсии ее вязкость снижается, капли воды соеди­няются друг с другом и осаждаются.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках или труб­чатых печах.

Химический способ основан на воздействии химическими реагентами - деэмульгаторами на составные части эмульсии — нефть и воду.

В качестве деэмульгаторов используются различные поверхностно-активные вещества.

При введении деэмульгатора в эмульсионную нефть он вследствие своей растворимости в обеих фазах эмульсии свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе «вода — нефть», что способ­ствует разложению эмульсии.

Электрическое разрушение эмульсии основано на появлении разноименных электростатических зарядов на противоположных кон­цах каждой капельки воды, на взаимном притяжении капелек и элек­трическом пробое пленок нефти между этими капельками при подаче переменного или постоянного тока высокого напряжения на элек­троды, опущенные в поток эмульсии. При электрической деэмульса­ции нефти в железный сосуд вводят изолированный от стенок сосуда электрод, по которому протекает электрический ток напряжением в несколько тысяч вольт. Вторым электродом являются стенки со­суда, заземленные и соединенные с трансформатором напряжения.

При прокачивании эмульсии между электродами, через которые тропу екают ток высокого напряжения, эмульсия разрушается, освобожденные капельки воды соединяются в более крупные частички и вода постепенно оседает на дно сосуда.

Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно деэмульсацию осуществляют ком­бинированным способом, например тепловое воздействие комбини­руют с химическим или термохимическое воздействие сочетают с электрическим.

На промыслах широко распространен термохимический способ деэмульсации нефти.

10. Нефтедобывающие скважины. Их технологические функции.
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную длину. Начало скважины называется устьем, ее конец – забоем. Все полое пространство скважины, от ее устья до забоя, называется стволом. Скважины могут быть вертикальными или наклонно – направленными

Основное назначение скважины – извлечение нефти, газа или воды из недр на поверхность, т.е. скважина является каналом, соединяющим нефтяной, газовый или водяной пласт с поверхностью земли.

Способы эксплуатации нефтедобывающих скважин – фонтанный, компрессорный и насосный.

Фонтанный - способ, при котором подъем жидкости на поверхность происходит под действием природной пластовой энергии. Оборудование фонтанной скважины состоит из следующих ос­новных элементов: подъемных (насосно-компрессорных) труб; устье­вой фонтанной арматуры; выкидных линий; обвязки устьевой арма­туры с выкидными линиями; трапной установки (нередко продукция скважин направляется под буферным давлением на участковые сборные пункты или на центральный сборный пункт).

Компрессорный способ. Компрессорная эксплуатация нефтяных скважин является воспроизведением естественного фонтанирования. Разница заключается в том, что при фонтанировании источником энергии является газ, поступающий из пласта, а при компрессорной эксплуатации подъем жидкости из скважины происходит под действием энергии сжатого воздуха или газа, нагнетаемого в скважину с поверхности. Сжатие воздуха или газа производится в специаль­ных машинах, называемых компрессорами. Если в скважину нагнетают сжа­тый воздух, то такая уста­новка называется эрлиф­том (или воздушным подъемником), если же нагне­тают газ, то газлифтом (или газовым подъемни­ком).

Компрессорные сква­жины оборудуют одноряд­ным или двухрядным подъ­емником, спуская те же насосно-компрессорные трубы, которые применяют при фонтанной эксплуатации. При двухрядном подъемнике трубы первого ряда (большего диаметра) служат для нагнетания рабочего агента, а трубы второго ряда (меньшего диа­метра) — для подъема жидкости.

Насосный способ. При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется глубиннонасосными установками раз­личных типов:

1. 
   штанговыми насосными установками, в которых глубинный насос, спущенный в скважину, приводится в действие двигателем, размещенным на поверхности, при помощи специального привода через колонну насосных штанг; для откачки жидкости применяются глубинные штанговые на­сосы;
   
2. 
   бесштанговыми насосными установками,
   при которых насос спускают в скважину одновременно с двигателем,
   представляющим вместе с насосом единый агрегат. Агрегат спускают
   в скважину на насосных трубах, насосные штанги в этой установке
   отсутствуют. Насосы, применяемые для этого вида эксплуатации,
   называются бесштанговыми погружными на­сосами.
   

Бесштанговые погружные насосы в свою очередь делятся на цен­тробежные электронасосы и гидравлические поршневые насосы.
11. Газодобывающие скважины.
Конструкцию газовых скважин для каждого конкретного место­рождения выбирают с учетом особенностей геологического разреза месторождений и условий эксплуатации залежей. Конструкции забоев газовых скважин аналогичны конструкциям нефтяных скважин. В отличие от нефтяных скважин, которые эксплуатируются несколькими способами, газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом и, как правило, при спущенных фонтанных трубах, через которые газ поступает на поверхность. Фонтанные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной ко­лонны от истирания и разъедания при наличии в газе твердых при­месей или агрессивных компонентов, вызывающих коррозию; б) вы­носа жидкостей и механических примесей с забоя на поверхность; в) облегчения процесса освоения и глушения скважины при необхо­димости проведения подземного ремонта; г) проведения различного рода исследовательских работ, связанных со спуском в скважину глубинных приборов. На нижнем конце колонны фонтанных труб должна быть установлена муфта с внутренней конусной расточкой для обеспечения спуска глубинных приборов ниже башмака. Фон­танные трубы следует спускать до середины фильтра. В газовых скважинах приме­няют фонтанные трубы диаметром 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм. Муфты фонтанных труб, нахо­дящиеся на нижнем конце колон­ны, нужно обточить в верхней части, чтобы при подъеме труб избежать осложнений в случае за­девания муфт за пули, застрявшие в обсадной колонне при перфорации.

На скважинах с высоким давлением и высокодебитных, где воз­можно повреждение плашек (коррозией, разъеданием песком), сле­дует устанавливать на каждой выкидной линии по две задвижки — одну рабочую, другую резервную. Для замера температуры газа вваривают термометрические карманы в следующих местах: а) на буфере межтрубного пространства; б) на буфере фонтанной арма­туры; в) на выкидных линиях; г) на газовой линии за сепара­тором.

При монтаже фонтанной арматуры на устье скважины следует обращать внимание на тщательную сборку фланцевых соединений, правильное положение металлических прокладок, равномерную за­тяжку болтов, а также на плотность сальников-задвижек. Для переключения струи газа с одного выкида на другой, для крат­ковременных остановок газовой скважины надо пользоваться, так же как и на нефтяной скважине, только боковыми задвиж­ками.

Основная деталь фонтанной арматуры — задвижка — на газовых скважинах работает в несколько иных условиях, чем на нефтяных. Резьба клина и шпинделя в корпусе задвижки на нефтяных скважи­нах смазывается нефтью, а на газовых скважинах такая смазка отсутствует; резьба шпинделя и клина находится в условиях сухой газовой среды, что затрудняет открытие и закрытие задвижки. На газовых скважинах следует применять арматуры, укомплектован­ные прямоточными задвижками с уплотнительной смазкой или проходными кранами с уплотнительной смазкой.

После установки на устье газовой скважины фонтанной арматуры ее обвязывают с выкидными линиями, по которым продукция скважины направляется на сборную установку.

Газовые скважины осваиваются теми же методами, что и нефтяные скважины.
12. Нагнетательные скважины для закачки воды с целью поддержания пластового давления.
С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее конечной нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластовой энергии путем нагнетания в залежь воды, газа или воз­духа.

В большинстве случаев для поддержания пластовой энергии применяют законтурное заводнение, т. е. закачку воды в законтурные водоносные зоны залежи. Иногда законтурное заводнение дополняют внутриконтурным или центральным очаговым заводнением. При законтурном и внутриконтурном заводнении контур питания залежи добавочной энергией приближается непосредственно к залежи или находится в ней, что позволяет вести разработку залежи высокими темпами.

При искусственном воздействии на залежь с целью поддержания пластовой энергии рабочий агент целесообразно нагнетать в залежь с самого начала разработки. Это позволяет поддерживать пласто­вое давление на высоком уровне, близком к первоначальному, сохранять повышенные дебиты скважин и интенсифицировать раз­работку залежи, а также обеспечивает получение повышенных коэффициентов нефтеотдачи, присущих напорным режимам.

Для поддержания среднего пластового давления в залежи при­мерно на одном уровне общий объем закачиваемой в пласт воды при заводнении должен равняться объему извлекаемых из пласта жидкости и газа. Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной вели­чине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнета­тельной скважины определяется коэффициентом приемистости, так же как производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности.

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеюще­гося насосного оборудования.

Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти опре­деляется делением заданного объема закачки воды в сутки на погло­тительную способность одной скважины.
13. Приток нефти в скважину.
Жидкость, поступающая к скважине, должна проходить последовательно как бы через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей между непроницаемыми кровлей и подошвой; площади этих поверхностей постепенно уменьшаются по мере приближения к скважине. При постоянной мощности фильтрующегося слоя и его однородности скорость фильтрации движущейся к скважине жидкости должна в этих условиях непрерывно увеличиваться и достигать максимума на стенках скважины. С увеличением скоростей возрастают гидравлические сопротивления, а значит, на перемещение единицы объема жидкости в направлении к скважине непрерывно должны возрастать затраты энергии на единицу длинны пути или связанные с этим градиенты давления.

Для описания зависимости дебита скважины от градиента давления вокруг нее можно воспользоваться законом линейной фильтрации Дарси, согласно которому скорость линейной фильтрации пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся жидкости.

Можно написать

Площадь фильтрации F при радиальном потоке уменьшается по направлению к скважине.

При неизменной мощности залежи h на расстоянии r_i от оси скважины эта площадь будет равна 2r_ih. Тогда, относя перепад давлений d_p к бесконечно малому участку пути d_r, это выражение можно переписать в виде:
, отсюда

Интегрируя это уравнение в пределах от радиуса скважины r_c до радиуса кондуктора питания скважины R и от забойного давления p_заб до p_пл– пластового давления на контуре получим:
, откуда
Решив уравнение относительно Q, получим уравнение Дюпюи радиального установившегося притока однородной жидкости в скважину при водонапорном режиме:


где: Q – дебит скважины; r – проницаемость пласта; h – мощность пласта; p_плиp_заб – пластовое и забойное давления; вязкость жидкости; Rr_c– радиусы контура питания и скважины.
14. Приток газа в скважину.
При разработке нефтяного или газового пласта нефть или газ притекают в скважины по радиальным направлениям. Газ поступающий в скважину, приходит последовательно как бы через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, заключенных между непроницаемыми кровлей и подошвой пласта.

При росте скоростей увеличиваются гидравлические сопротивления.

Если вместо жидкости к скважине притекает только газ, то на основании закона Дарси формула для притока газа будет иметь вид:


где: Q – массовый расход газа, причем Q=Vp_r; V – переменный объемный расход газа при переменном давлении p; p_r – плотность газа при тех же условиях; - константа, зависящая от природы газа (=p/p_r).
15. Системы разработки залежей.
Под разработкой нефтяной залежи понимается управление про­цессом движения в залежи и в эксплуатационных скважинах жидко­стей и газа и регулирование баланса пластовой энергии. Возмож­ность разработки достигается при помощи определенной системы размещения заданного числа скважин на площади, порядка ввода их в эксплуатацию, поддержания определенного режима их эксплуа­тации, применения искусственных методов воздействия на залежь путем закачки в нее воды или газа.

Большинство нефтяных залежей относится к пластовым зале­жам, поэтому принятая в настоящее время классификация методов разработки оформилась на опыте разработки нефтеносных пла­стов.

Системы разработки нефтяных пластовых залежей различаются:

1) по расположению эксплуатационных скважин и по порядку из ввода в эксплуатацию;

2) по характеру воздействия на пласт.

Классификация систем разработки по признаку расположения эксплуатацион­ных скважин.

Соответственно этому признаку существуют две системы разбу­ривания пласта:

1. 
   разбуривание сплошной сеткой скважин;
   

2) разбуривание рядами скважин (батареями).

По порядку ввода скважин в эксплуата­цию различают сгущающуюся и ползущую систему разработки.

Сгущающейся системой разработки назы­вается такой порядок бурения, при котором первые скважины бурят по разреженной сетке на всей площади залежи; скважины второй очереди закладывают между ними, скважины третьей очереди за­кладывают в промежутках между ранее пробуренными скважинами и т. д.

Ползущей системой разработки называется такая, при которой скважины закладывают последовательно, рядами, с предельным расстоянием между скважинами в ряду.

После проводки одного ряда скважин закладывают ряд, ему па­раллельный, на минимальном расстоянии от первого; после разбуривания второго ряда закладывают третий и т. д. до тех пор, пока залежь не будет сплошь покрыта скважинами.

В зависимости от направления фронта разбуривания при пол­зущей системе различают разбуривание по простиранию и по падению (или восстанию) пласта.

При разбуривании рядами нефтяная залежь покрывается сква­жинами только частично и расстояния между скважинами в ряду, как правило, меньше расстояний между рядами.

Разбуривание пласта рядами скважин характеризуется:

1. 
   направлением рядов скважин;
   
2. 
   расстоянием между рядами скважин и скважинами в рядах;
   
3. 
   последовательностью разбуривания пласта.
   

Разбуривание рядами обычно применяется в пластах при водо- или газонапорных режимах, естественных или искусственно соз­даваемых путем нагнетания воды или газа в пласт.

Направление рядов скважин может быть параллельно контурам нефтеносности (рис. 10G, а) или параллельно рядам скважин, через которые в пласт нагнетается газ или вода (рис. 10G, б).

Расстояние между рядами скважин обычно изменяется в преде­лах 400—600 м (реже до 800 м), между скважинами в рядах — в пре­делах 300—000 м.

По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделя­ются на поэтапную и одновременную.

Поэтапная система разработки пласта ха­рактеризуется тем, что вначале бурят три ряда скважин, ближай­ших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значитель­ную часть пласта неразбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бу­рение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин.

Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда первый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважип и т. д.

Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в случае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплош­ного разбуривания по восстанию, отличаясь от нее тем, что в экс­плуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов скважин.

При одновременной системе разработки залежь охватывается заводнением одновременно по всей площади.

16. Три основных параметра характеризующих систему разработки.