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:

сбор и замер продукции скважин;

отделение (сепарация) нефти от газа;

освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;

транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов;

обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев ее обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее легких углеводородов;

удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;

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 ri от оси скважины эта площадь будет равна 2?rih. Тогда, относя перепад давлений dp к бесконечно малому участку пути dr, это выражение можно переписать в виде:

, отсюда

Интегрируя это уравнение в пределах от радиуса скважины rc до радиуса кондуктора питания скважины R и от забойного давления pзаб до pпл - 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; pпл и pзаб - пластовое и забойное давления; ????вязкость жидкости; R rc - 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=Vpr; V - переменный объемный расход газа при переменном давлении p; pr - плотность газа при тех же условиях; ??- константа, зависящая от природы газа (?=p/pr).

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:

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:

направлением рядов скважин;

расстоянием между рядами скважин и скважинами в рядах;

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

Плотность сетки скважин.

Площадь залежи разбуривается однородной геометрической сеткой скважин (в большинстве случаев треугольной) или рядами скважин, располагаемыми параллельно контуру нефтеносности. Однородная геометрическая сетка скважин применяется на нефтяных залежах, работающих на режиме истощения пластовой энергии или с неподвижным постоянным контуром нефтеносности (режим растворенного газа, массивные «водоплавающие» залежи с напором подошвенных вод), а также на залежах небольшого размера.

При такой сетке скважины размещают по углам равносторонних треугольников, на которые разбивается площадь залежи. Длина стороны треугольника, или расстояние между соседними скважинами, выбирается в зависимости от геолого-физической характеристики залежи. В залежах, сложенных малопроницаемыми породами или содержащих высоковязкую нефть, расстояния между скважинами обычно принимаются меньшими, чем в залежах с высокопроницаемыми породами или содержащих маловязкую нефть.

Площадь дренирования, охватываемая каждой скважиной при равномерной треугольной сетке, представляет собой окружность с радиусом, равным половине расстояния между скважинами.

Эта площадь равна: S = 0,785а2, где а -- расстояние между скважинами.

При частой сетке, т. е. при малом расстоянии между скважинами, область дренирования отдельной скважины может накладываться на области дренирования соседних скважин. Применение такой частой сетки размещения скважин нерационально, так как на площади пробуриваются лишние скважины; запас нефти, имеющийся в залежи, может быть отобран и без этих скважин.

Излишне разреженная сетка размещения скважин также может оказаться нерациональной, так как область дренирования каждой скважины ограничена и в периферийных зонах этих областей будут целики с большими запасами нефти; конечная нефтеотдача залежи будет низкой.

До 1950 г. обычно все залежи в СССР разбуривались по сплошной сетке. В настоящее время сплошной сеткой разбуривают рифогенные залежи и залежи небольших размеров. Крупные залежи, которые разрабатываются с поддержанием давления путем заводнения, разбуриваются, как правило, батареями скважин.

При разбуривании по сплошной сетке площадь нефтяной залежи независимо от ее размеров покрывается скважинами, расположенными на одинаковых расстояниях одна от другой.

Система разбуривания по сплошной сетке характеризуется следующими основными элементами:

формой сетки скважин;

расстоянием между скважинами;

порядком ввода скважин в эксплуатацию.

Существуют только две геометрические сетки, по которым можно равномерно расположить скважины по пласту: квадратная и треугольная.

В нашей стране принята треугольная сетка, потому что в этом случае пласт дренируется равномернее и коэффициент извлечения нефти из пласта в условиях разработки при режиме растворенного газа выше, чем при квадратной сетке.

Расстояния между скважинами изменяют в пределах 110--400 га. Расстояния между мелкими скважинами обычно принимают равными 110--120 га, а между глубокими 150--400 га.

Соотношение между нагнетательными и добывающими скважинами.

Для одновременного эффективного воздействия заводнения на все скважины, размещенные на залежи, необходимо условие, чтобы на полосе между нагнетательными рядами скважин было расположено три (не более пяти) эксплуатационных батарей скважин. При большем числе эксплуатационных рядов скважин (семь -- девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания в силу интерференции их скважинами крайних рядов.

17. Стадии разработки месторождения. Контроль и регулирование процесса разработки

Процесс разработки месторождения условно делится на четыре этапа.

Для управления процессом разработки нефтяной залежи и регулирования продвижения контуров нефтеносности необходимо вести систематический контроль за работой каждой скважины и залежи в целом. Такой контроль заключается в наблюдении за дебитами нефти, газа и воды по каждой скважине и за распределением пластового давления по всей залежи и по отдельным ее зонам.