Основные этапы подготовки объектов добычи ресурса

Тема: Анализ промысловых данных в автоматизированном управлении на основе PI System.
Глава 1: Особенности технологических процессов добычи и распределения углеводородов.
 Физические свойства нефти и нефтепродуктов.
 Основные этапы подготовки объектов добычи ресурса.
 Учет основных показателей добычи нефти (влияние показателей на дальнейшие этапы разработки).(технол. показатели разраб - http://www.sibniinp.ru/sibniinp/doc/leksii/leksii_mulyavin_SF.pdf)
Глава 2: Интегрированная обработка данных по добыче нефти с учетом условий среды разработки.
 Обзор существующих решений по интеграции информации, полученной со скважины (на этапах активной эксплуатации).
 Качественный анализ данных о технологическом процессе добычи и подготовки ресурса к реализации.
 Исследование возможностей интегрированной среды PI System по аналитической обработке данных.
 Экспериментальный анализ показателей давления в периоды интенсивной добычи и эксплуатации.

Вывод: Интегрированные технологии по учету и распределению добычи ( с помощью приложений PI System) позволяют поддерживать эффективность и способствуют повышению качества технологических процессов нефтегазового производства.



Физические свойства нефти и нефтепродуктов.
       «Нефть – природная горючая маслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли, важнейшее полезное ископаемое, содержащее жидкие углеводороды, в составе которых могут быть газообразные компоненты» (А.Я. Хавкин Введение в нефте- и газодобычу)
       Нефть обладает характерным запахом, а цвет ее зависит от растворенных в ней смол: почти бесцветная, светлая, темно-бурая, буро-зеленоватая. Под действием ультрафиолетового света нефть светится голубым или желто-бурым светом - это используют при поиске нефти.
       Нефть может быть представлена различными фракциями. Фракциями называются соединения, испаряющиеся в заданном промежутке температуры. Температуры же начала и конца кипения называются границами кипения фракции или пределами выкипания. Фракции, выкипающие до 330°С, называются светлыми дистиллятами. Фракция, которая выкипает при температуре свыше 350°С, является остатком отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут и полученные из него фракции – темные.
       Говоря о физических свойства нефти, начать стоит с газосодержания (гозонасыщенности), потому что важнейшие свойства нефти (вязкость, сжимаемость, плотность и др.) зависят именно от количества растворенного в ней газа. Газосодержание вычисляется по следующей формуле:
       G=V_г/V_(пл.н.) 
       где Vг – объем газа
       Vпл.н. – объем пластовой нефти
       Применение уравнений термодинамики для расчетов газонасыщенности нефти при высоких давлениях затрудняется из-за чрезвычайной сложности состава нефти и значительных пределов изменения пластовых давлений и температур. Поэтому газонасыщенность нефтей обычно определяют по экспериментальным данным при различных давлениях и температурах. [ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА - Ш. К. ГИМАТУДИНОВ]
Давление насыщения
       Давлением насыщения (или начала парообразования) пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости.
       Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. Так, например, на увеличение давление насыщения влияют: увеличение молекулярной массы нефти (и плотности), рост в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, увеличение температуры.  Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. 
       В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или же быть меньше его. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, при втором недонасыщена. Разница между давлениями насыщения и пластовым может колебаться в значительных пределах — от десятых долей до десятков МПа.
       Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лаборатории по пробам
       нефти, отобранным с забоя скважин. Стоит отметить, что давление насыщения нужно измерять при строгом соблюдении температурных условий пласта, чтобы избежать больших ошибок. 
	 [все про давление насыщения – ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА - Ш. К. ГИМАТУДИНОВ]
Сжимаемость нефти
Все жидкости обладают упругостью и нефть – не исключение. Упругость – это способность изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения:
?_н=-1/V  ?V/?p
где ?V — изменение объема нефти;
        V — исходный объем нефти;
        ?р — изменение давления.

       Коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу и зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Так, например, при увеличении температуры или уменьшении давления (вплоть до давления насыщения) коэффициент сжимаемости увеличивается. 
       Низкий коэффициент сжимаемости (4*10-10-7*10-10 м2/Н) характерен для нефтей, не содержащих растворенный газ. Повышенным коэффициентом сжимаемости (?н достигает 140*10-10 м2/Н) обладают легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа. Высокие же коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пласте в условиях, близких к критическим.
[ ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА - Ш. К. ГИМАТУДИНОВ]
Плотность.
       Нефть немного легче воды и практически в ней не растворяется. Плотность нефти зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафины и смолы. Для ее выражения чаще используют относительную плотность – отношение плотности рассматриваемого вещества к плотности стандартного вещества (чаще всего воды при 4°С). Стоит отметить, при определении относительной плотности требуется указывать температуры воды и нефтепродукта, при которых проводилось определение, так как нефтепродукты и вода имеют различные коэффициенты расширения. 
       Определение плотности можно проводить при любой температуре, а затем вычислить значение по формуле:
?_4^20=?_4^t+?(t-20),
где ?_4^t – плотность при температуре испытания; ? – коэффициент объемного расширения (его значения приводятс я в справочной литературе); t – температура, при которой определялась плотность, °С.
        Эта формула дает хорошие результаты в интервале температур от 0 до 50°С. 
       По значению относительной плотности нефть можно разделить на 4 вида:
 легкая (0,8-0,839 г/см3);
 средняя (0,84-0,879 г/см3);
 тяжелая (0,88-0,92 г/см3);
 очень тяжелая (более 0,92 г/см3);
 [Е.В. Бойко – Учебное пособие «Химия нефти и топлив»]
       Необходимо подчеркнуть, что  плотность пластовой нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти, что связано с изменением в пластовых условиях объема нефти под действием растворенного газа и температуры. При снижении давления до давления насыщения при постоянной температуре плотность нефти незначительно понижается, при дальнейшем снижении давления плотность нефти существенно возрастает за счет выделения из нее растворенного газа. Зависимость плотности от давления представлена на рис. 3.1.

ВЯЗКОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
       Вязкость пластовой нефти в зависимости от условий (состава нефти, состава и количества растворенного в ней газа, температуры, давления и др.) изменяется от долей единицы до десяти и более МПа. Вязкость уменьшается при повышении количества содержащегося в ней газа, а также при повышении температуры. Увеличение же вязкости происходит при увеличении плотности нефти или при повышении давления, причем некоторое увеличение вязкости нефти заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. До достижения давления насыщения увеличение вязкости с ростом давления значительно перекрывается понижением ее вследствие влияния растворяющегося газа (рис. III.21). 
  
       Говоря о зависимости вязкости нефти от состава и природы растворенного газа, можно выделить следующие закономерности: при растворении углеводородных газов вязкость понижается, причем понижение тем больше, чем выше молекулярная масса газа, а при растворении азота вязкость, наоборот, увеличивается.
       Вязкость нефти в пластовых условиях существенно отличается от вязкости сепарированной нефти, что обусловлено большим количеством растворенного газа, повышенным давлением и температурой в пласте.
       Существует следующая классификация нефти по вязкости:
 с незначительной вязкостью - ?н<1 мП*с: верхнемеловые отложения Северного Кавказа;
 маловязкие - 1??н<5 мП*с: Самотлоркое, Ромашкинское месторождения;
 с повышенной вязкостью - 5??н<25 мП*с: Арланское, Манчаровское месторождения.
 высоковязкие - ?н>25 мП*с: Ашальчинское, Ярегское, Северо-Комсомольское, Ван-Еганское  месторождения. 
ВЫВОД!!!


Основные этапы подготовки объектов добычи ресурса.
       Перед непосредственной добычей углеводородов необходимо построить систему разработки. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить следующие инженерные решения:
 выделить объекты разработки;
 определить последовательность и темп разбуривания, обустройство этих объектов;
 определить число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин;
 принять решение о необходимости воздействия на пласт с целью извлечения нефти;
 определить число резервных скважин;
 обеспечить управление разработкой, охраной недр и окружающей среды.
       Наиболее важной частью создания такой системы является выделение объекта разработки. Здесь очень важно понимать разницу понятий «месторождение» и «объект разработки». 
       Нефтяное месторождение – это скопление углеводородов в земной коре, относящееся к одной или нескольким геологическим структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Пласты и массивы горных пород, в которых локализованы залежи углеводородов, имеют различное распространение под землей и достаточно часто обладают разными геолого-физическими свойствами. Так, например, отдельные нефтегазоносные пласты могут находиться только на некоторых участках месторождения или могут быть разделены толщами непроницаемых пород. Таким образом, различные по свойствам пласты необходимо разрабатывать различными группами скважин, а иногда и с помощью разных технологий. Именно поэтому и вводится понятие объекта разработки.
       Объект разработки – это геологическое образование, искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения и содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр происходит при помощи отдельной группы скважин или других горнотехнических сооружений. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Основное отличие объекта разработки от месторождения заключается в том, что объект разработки выделяется людьми, которые будут разрабатывать месторождение, а не природой. Также можно выделить следующие основные особенности объекта разработки – наличие в объекте разработки промышленных запасов и отдельная, подходящая этому объекту разработки группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. 
       Как было сказано выше, важнейшим этапом построения системы разработки является выделение объекта разработки и его подготовка к непосредственно добыче.  Рассмотри этот процесс более подробно. 
       На первом этапе необходимо получить информацию о физико-химических свойствах нефти, которые были описаны в пункте 1 главы 1. Эти сведения имеют большое значение. Например, нецелесообразно объединять в один объект пласты с разной вязкостью нефти, потому что их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти, с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. 
       Следующим этапом является оценка свойств пласта. При подготовке объекта добычи нефти очень важно знать, какой коллектор будет в эксплуатации, какими свойствами он обладает. 
«Коллектор нефти - горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления, т.е. при разработке нефтяной залежи.» [И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ]
	«Под геолого-физической характеристикой пласта понимается совокупность исходной информации о породах, слагающих пласт, и насыщающих их флюидах на отдельных участках залежи, которая посредством различных приемов и методов экстраполируется на весь пласт.» [Т.Д. Голф-Рахт Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов»
       «Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:
1) гранулометрический (механический) состав пород;
2) проницаемость;
3) пористость;
5) насыщенность пород водой, нефтью и газом;
6) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций);
7)удельная поверхность » [[ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА - Ш. К. ГИМАТУДИНОВ]

гранулометрический (механический) состав пород;
	Гранулометрический состав – это массовое содержание частиц различной величины в породе. Именно от гранулометрического состава зависят пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные и другие свойства пористой среды. Также по гранулометрическому составу можно получить сведения о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Именно поэтому при изучении происхождения осадочных пород целесообразно начинать с анализа гранулометрического состава.
	По гранулометрическому составу породы можно оценить количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. Это возможно благодаря тому, что именно размеры частиц песков, из которых состоит пласт, обуславливают величину их поверхности, контактирующей с нефтью.
       Важное значение имеет гранулометрический состав и в нефтепромысловой практике. Так, например, на основе анализа гранулометрического состава для предотвращения поступления песка в скважину во время эксплуатации нефтяных месторождений подбирают фильтры, которые устанавливаются на забое.
       Исследования показывают, что размеры частиц для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 1—0,01 мм.
проницаемость;
Проницаемость — параметр, который характеризует способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ под действием перепада давления.
       Абсолютно непроницаемых тел не существует, однако многие породы являются мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов. Это обусловлено сравнительно небольшими перепадами давления в пласте, а также малым размером пор коллектора.
Так как проницаемость одной и той же пористой среды в зависимости от количественного и качественного состава в ней будет различной, используют три понятия: абсолютная, фазовая и относительная проницаемость.
       Абсолютная проницаемость пористой среды определяется при наличии в ней какой-либо одной фазы, химически инертной по отношению к породе. Такая проницаемость  используется для характеристики физических свойств пород. 
       Фазовая (эффективная) проницаемость определяется для пород, в порах которой осуществляется движение многофазных систем. Она зависит не только от физических свойств пород, но еще и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.
Относительная проницаемость пористой среды - отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной. Относительная проницаемость горной породы уменьшается при увеличении доли воды в поровом пространстве.
       В лабораторных условиях проницаемость определяют при фильтрации жидкости или газа через образцы горных пород. При фильтрации замеряется расход рабочего агента в единицу времени и перепад давления по длине керна.
       В качестве примера проницаемых пород можно назвать пески, песчаники, известняки, а непроницаемых или плохо проницаемых – глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и др. 
       Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в достаточно широких пределах. Приток нефти и газа наблюдается и при незначительной проницаемости пород (в пределах 0,010–0,020 мкм2  = 10–20 мД) до 0,1–2 мкм2 = 100–2000 мД.
       пористость;
Пористость горной породы – это наличие пустот, вмещающих пластовые флюиды, в этой горной породе. Различают общую (абсолютную), открытую и эффективную пористость.
Общая пористость характеризуется отношением общего объема всех пустот породы, включая поры, связанные и не связанные между собой к объему всей породы:
m_общ=V_пор/V_(г.п.) 
где Vпор – суммарный объем пор в образце породы;
       Vг.п. – объем образца породы.
       Открытая пористость - отношение объема сообщающихся пор (пустот) к объему всей породы. Коэффициент открытой пористости используется при оценке геологических запасов нефти в пласте. 
m_откр=V_(пор сооб)/V_(г.п.) 
где Vпор сооб – суммарный объем сообщающихся пор в образце породы;
       Vг.п. – объем образца породы.
       Эффективная пористость учитывает только объем открытых пор, по которым возможно движение жидкости или газа:
m_откр=V_(пор дв)/V_(г.п.) 
где Vпор дв – суммарный объем пор, по которым возможно движение жидкости;
       Vг.п. – объем образца породы.
         На структуру порового пространства пород влияет гранулометрический состав частиц, химический состав пород, соотношение количества больших и малых пор, а также происхождение пор. 
         Поры  по происхождению можно разделить на две группы: первичные и вторичные. Первичные поры представляют собой пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., которые образуются в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные же поры образуются  в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, и т. д.
малых пор.
Свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:
    1) субкапиллярные — меньше 0,0002 мм.
    2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм;
    3) сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм;
    Удачными коллекторами нефти являются те породы, поры которых представлены в основном сверхкапиллярными и капиллярными каналами достаточно большого сечения. По сверхкапиллярным каналам и порам нефть движется свободно, движение по капиллярным каналам и порам происходит при значительном участии капиллярных сил. 
	В субкапиллярных же каналах в природных условиях жидкости практически не могут перемещаться, потому что из-за маленького расстояния между стенками канала жидкость находится под действием молекулярных сил материала стенок и достаточно сильно удерживается силой притяжения. Такие породы практически непроницаемы для жидкостей и газов.
       Таким образом, можно сделать вывод, что  при перепадах давления, существующих в естественных условиях, не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.
       Насыщенность горных пород
       Насыщенность горных пород показывает, какую часть порового объема занимает та или иная фаза (нефть, вода, газ). Коэффициент нефтенасыщенности – это отношение объема пор, заполненных нефтью, ко всему объему сообщающихся пор. Величина нефтенасыщенности пластов колеблется в довольно широких пределах (от 55 до 95 %).
механические свойства (упругость,  сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций);
Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность являются наиболее важными механическими свойствами горных пород, влияющими на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки
и эксплуатации месторождений. Стоит учитывать, что свойства породы могут резко изменяться в зависимости от условий залегания.
	От упругости, например, зависит перераспределение давления в пласте во время эксплуатации месторождения. Несмотря на то, что упругость пород и жидкостей очень мала, в процессе эксплуатации значительное количество жидкости дополнительно вытесняется из пласта в скважины за счет
расширения объема жидкости и уменьшения объема пор при снижении пластового давления из-за больших размеров пластовых водонапорных систем. Помимо этого упругие свойства пород и жидкостей определяют скорость процессов перераспределения пластового давления. А по скорости перераспределения давления и  упругим свойствам пород и жидкости можно судить о проницаемости и других параметрах х.
       Также важно в процессе эксплуатации месторождения знать прочность пород на сжатие и разрыв. Эти характеристики нужны при изучении процессов искусственного воздействия на породы призабойной зоны скважин, широко применяемых в нефтепромысловом деле для увеличения притока нефти.
       удельная поверхность;
       Удельная поверхность пород – это суммарная поверхность частиц или поровых каналов, которые  содержатся в единице объема образца. 
На удельную поверхность пористых тел влияет степень дисперсности частиц, из которых они слагаются. Удельная поверхность же, в свою очередь, влияет на проницаемость, адсорбционную способность, содержание остаточной воды и т.д. Также достаточно важно знать величину удельной поверхности нефтеносной породы из-за большого влияния молекулярно-поверхностных сил на процессы фильтрации нефти. Чем больше удельная поверхность, тем сильнее проявляются поверхностно-молекулярные силы, оказывая влияние на фильтрацию пластовых флюидов и затрудняя извлечение нефти из продуктивных пластов в скважины. 
       В крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью число молекул, находящихся на поверхности достаточно мало по сравнению с числом молекул внутри объема жидкости, поэтому никакого влияния на процесс фильтрации не происходит. Но, если пористая среда обладает большой удельной поверхностью, то число поверхностных молекул жидкости возрастает. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе оказывают более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.
       Определение величины удельной поверхности  - достаточно трудная задача. Существует способы определения удельной поверхности по гранулометрическому составу, по величине пористости и проницаемости. Также есть методы оценки этого параметра: фильтрационный, основанный на измерении сопротивления течению через пористое тело разреженного воздуха; адсорбционный, а также метод меченых атомов.
       Таким образом, пласт обладает множеством свойств, поэтому при выделении и подготовке объекта разработки не учитывать свойства пласта будет грубейшей ошибкой. Так, например, пласты, резко отличающиеся по проницаемости, удельной поверхности и неоднородности нецелесообразно разрабатывать как один объект, потому что они могут отличаться по продуктивности, пластовому давлению, а значит они также будут отличаться по способам эксплуатации скважин, по изменению обводненности продукции в процессе эксплуатации, а также по скорости выработки запасов нефти.
	Также при выделении объекта разработки необходимо обращать внимание на фазовое состояние углеводородов и режим пласта. Пласты могут залегать сравнительно недалеко друг от друга по вертикали, иметь сходные геолого-физические свойства, однако даже при таких показателях объединять их в один объект разработки не всегда хорошо из-за разных фазовых состояний углеводородов или же режимов пластов. Например, нецелесообразно объединять в один объект разработки два пласта, в одном из которых есть газовая шапка, а второй из которых разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, потому что для их разработки потребуется различная технология извлечения нефти и разные схемы расположения и числа скважин.
	На следующем этапе нужно выбрать технологию эксплуатации скважин. Технология разработки нефтяного месторождения – это совокупность методов, применяемых для извлечения из недр нефти.
	Следующим этапом является определение схемы размещения скважин. Выбор схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин, определение их числа и взаимного расположения – основные задачи при разработке нефтяных месторождений. От сетки размещения скважин зависят следующие показатели: годовая добыча нефти, жидкости, срок разработки месторождения, темпы отборы нефти и жидкости, скорость обводнения продукции, конечная нефтеотдача,  динамика пластового давления и некоторые другие показатели. Задача выбора схемы размещения скважин решается с учетом геолого-физических свойств пластов и флюидов, технических, технологических и экономических факторов.
	При выборе схемы расположения скважин необходимо знать, будет ли применяться воздействие на пласт с целью извлечения нефти или же не будет. Так, если воздействие на пласт не будет применяться и предполагается,  что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, то применяют равномерное, геометрически правильно расположение скважин по четырехточечной или трехточечной сетке.


	Если же определенное перемещение водонефтяного раздела предполагается, то скважины располагают с учетом этих разделов.

	Если система разработки предполагает воздействие на пласт, то необходимо знать, каким оно будет. При законтурном заводнении вода закачивается в пласт  через нагнетательные скважины, которые располагаются за внешним контуром нефтеносности. Добывающие же скважины располагаются параллельными контуру рядами внутри контура нефтеносности. На рисунке N представлен пример размещения скважин при законтурном заводнении. Два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности, также имеется один центральный ряд добывающих скважин.

       При большей ширине месторождения можно расположить и пять рядов добывающих скважин, но теория и опыт разработки показывают, что еще большее увеличение количества скважин нецелесообразно. Потому что, если число рядов добывающих скважин больше пяти, то центральная часть месторождения слабо поддается воздействию законтурного заводнения.
       Если же на объекте используется внутриконтурное воздействие, то схема расположения скважин может быть рядной или площадной.
       При рядной схеме расположения скважин на месторождении обычно в направлении, поперечном простиранию месторождения, располагают ряды нагнетательных и добывающих скважин. На практике применяют однорядные, трехрядные и пятирядные схемы расположения скважин. Однорядная схема представляет собой чередование одного ряда добывающих скважин и одного ряда нагнетательных, трехрядная система – чередование трех рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных, пятирядная схема – чередование пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин.  Больше пяти рядов добывающих скважин, как правило, не применяют, потому что  в таком случае в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением практически не будет ощущаться, что приведет к падению пластового давления.
        Система с однорядной схемой расположения скважин является достаточно интенсивной, так как число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных. Эту схему применяют при разработки сильно неоднородных слабопроницаемых  пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ по испытанию методов повышения нефтеотдачи.
       Трехрядная схема расположения является более интенсивной, чем пятирядная, и обеспечивает некоторую возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательных скважины посредством раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. Однако при пятирядной схеме имеются большие возможности регулирования процесса разработки пласта посредством перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.
       Что же касается площадных схем расположения скважин, то наиболее часто используемыми являются пятиточечная, семиточечная и девятиточечная схемы. Например, для пятиточечная схема расположения представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная скважина. Наглядно расположение скважин при пятиточечной схеме размещения представлено на рисунке:
       
       Расположение скважин при семиточечной схеме:
       
       Расположение скважин при девятиточечной схеме:
       
       Из рассмотренных площадных схем расположения скважин наиболее интенсивной является пятиточечная, наименее – девятиточечная.  Все пощадные схемы считаются «жесткими», потому что в случае, когда нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, эксплуатировать по тем или иным причинам нельзя, то применение других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ невозможно. При площадном расположении скважин есть возможность более рассредоточено воздействовать на пласт.
       Кроме выше перечисленных есть и другие схемы размещения скважин. Например, батарейное расположение скважин, которое применяется для залежей круговой формы. Еще на практике применяются смешанные схемы, которые представляют собой комбинацию описанных ранее схем размещения скважин.

В разработке нефтяных месторождений принято выделять 4 стадии:

1 стадия – ввод местopoждения в эксплуатацию. Эта стадия хаpактеpизуется интенсивным стpoительством скважин фонда, темп разработки увеличивается и достигает своего максимального значения к концу периода, добыча продукции с небольшой весовой обводненностью. Об окончании этой стадии свидетельствует выравнивание кривой текущих отборов нефти. КИН на первой стадии достигает приблизительно 10%.
2 стадия – поддержание достигнутого максимального уровня добычи нефти. Для этой стадии характерен наиболее высокий текущий уровень добычи нефти, который сохраняется в течение некоторого времени. Также происходит строительство и ввод в эксплуатацию оставшихся скважин основного фонда и большей части резервного фонда. Часть фонтанирующих скважин переводится на механизированную эксплуатацию. Происходит освоение систем поддержания пластового давления. Обводненность продукции на этой стадии увеличивается до 5-7% в год. По причине высокой обводненности некоторая часть скважин выводится из эксплуатации. КИН достигает 10-20%.
3 стадия – стадия падающей добычи нефти. На этом этапе необходимо замедлить темп снижения добычи нефти, что делает эту стадию самой сложной стадией всего процесса разработки. Обводненность к концу этой скважины достигает 75-85%. Часть добывающих скважин переводится в нагнетательный фонд или вообще выводится из эксплуатации из-за высокой обводненности или плохого технического состояния. КИН для высоковязкой нефти составляет 10-20%, для маловязкой – 40-50%.
4 стадия – завершающая стадия разработки. На этой стадии достаточно медленный темп снижения текущих отборов нефти. Обводненность составляет более 80%.
	Основной период разработки образуют первые три стадии, за которые отбирают 70-95% от извлекаемых запасов нефти. В течение же последней стадии добывают основной объем попутной воды, извлекают оставшиеся запасы нефти и определяют конечное значение КИН, общий срок разработки месторождения.


ЧТО ДАЛЬШЕ???

Учет основных показателей добычи нефти (влияние показателей на дальнейшие этапы разработки) [http://www.sibniinp.ru/sibniinp/doc/leksii/leksii_mulyavin_SF.pdf, И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ]
       Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения, относятся: добыча нефти, жидкости и попутного газа, текущая обводненность, коэффициент извлечения нефти, водонефтяной фактор, темп отбора нефти, забойное давление, пластовое давление. Рассмотрим каждый показатель более подробно.
       Добыча нефти (Qн) –суммарная добыча нефти по всем добывающим скважинам, пробуренным на объекте, в единицу времени.  На практике чаще всего применяется показатель, называемый годовой добычей нефти, т.е. добыча нефти из всех добывающих скважин за один год.
       Характер изменения этого показателя во времени зависит как от свойств пласта и насыщающих его жидкостей,  так и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.
       Добыча жидкости (Qж) – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени добывают чистую нефть. Такой период эксплуатации скважины называется безводным. Затем с целью вытеснения нефти применяют заводнение, закачивая в пласт воду, тем самым поддерживая пластовое давления на заданном уровне. Таким образом, рано или поздно, по мере роста объема закачанной в пласт воды, продукция скважин начинает обводняться, и с течением времени добыча жидкости начинает превышать добычу нефти. 
       Здесь же следует сказать о таком важном показателе, как текущая обводненность, который отражает долю воды в потоке и вычисляется по формуле:
       f=(1-(дебит нефти)/(дебит жидкости))*100%
       Следующим важным технологическим показателем является темп отбора нефти. Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние всех технологических операция, осуществляемых на месторождении, на процесс разработки.
       Темп отбора может рассчитывать относительно начальных извлекаемых запасов, а также относительно остаточных (текущих) извлекаемых запасов. 
       Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов – это отношение добычи нефти Qн к начальным извлекаемым запасам Qниз:
       t_низ=Q_н/Q_низ 
       Темп отбора нефти от остаточных  извлекаемых запасов – это отношение добычи нефти Qн к остаточным извлекаемым запасам Qоиз (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчетного периода):
       t_оиз=Q_н/Q_оиз 
       Изменение темпа отбора жидкости зависит от нескольких показателей, среди которых водонефтяной фактор, расход нагнетаемой в пласт воды, значение пластовых давления и температуры.
       Водонефтяной фактор – это отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, т.е. какой объем воды добыт на 1 т полученной нефти. Водонефтяной фактор вычисляется по следующей формуле:
       ВНФ=?(накопленная добыча воды@с начала разработки)/?(накопленная добыча нефти@с начала разработки)
       Этот параметр является косвенным показателем эффективности разработки и, начиная со стадии снижающейся добычи, начинает быстро нарастать.
       При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге водонефтяной фактор в конечном итоге достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5-8 м3/т и в некоторых случаях достигает 20 м3/т.
       Одним из важнейших параметров является коэффициент извлечения нефти(КИН) – отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам неф.......................