Выбор и обоснование системы гидравлической разработки
Под системой открытой разработки месторождения понимается установленный порядок выполнения горно-подготовительных, вскрышных и добычных работ в пределах карьерного поля. Принятая система должна обеспечить планомерную и безопасную разработку месторождения при рациональном использовании его запасов, выполнение требований по охране окружающей среды и восстановлению земель, нарушенных открытыми горными выработками.
Рациональная система открытой разработки должна обеспечивать добычу полезного ископаемого в объеме, соответствующем плану, по качеству, отвечающему нормальным требованиям, максимальное его извлечение из недр, высокую производительность труда и экономичность при максимальной безопасности работ. Таким образом, правильный выбор системы открытой разработки должен обеспечивать высокую эффективность эксплуатации месторождения.
Принятая система открытой разработки предопределяет тип горно-транспортного оборудования, размеры карьера и его основные элементы, а также технико-экономические показатели работы карьера.
В настоящее время известны классификации систем открытых горных работ профессора Е.Ф. Шешко, академиков Н.В. Мельникова и В.В, Ржевского.
Е.Ф. Шешко в основу классификации систем разработки месторождений положил направление перемещения вскрышных пород в отвалы (1947 г.). Акад. Н.В, Мельниковым была предложена классификация систем разработки по способу производства вскрышных работ (1952 г.).
Классификация акад. В.В. Ржевского, в основу которой положены горно-геологические и геометрические предпосылки, характеризует сущность технологии открытых горных работ и облегчает последующий расчет систем разработок (табл. 7.3). В.В. Ржевский в качестве ведущих признаков открытых горных работ принимает направление выемки горной массы в плане и профиле и месторасположения отвалов.
При разработке горизонтальных или пологих залежей по окончании горно-подготовительных работ создается первичный фронт вскрышных и добычных работ карьера; возобновление горно-подготовительных работ возможно при реконструкции карьера. Таким образом, системы разработки в период эксплуатации характеризуются только порядком и последовательностью ведения вскрышных и добычных работ и изменением длины фронта работ или высоты отдельных уступов и размеров рабочих площадок. Такие системы разработки называются сплошными (рис. 7.9).
При разработке наклонных и крутых залежей горно-подготовительные работы ведутся как в период строительства, так и при эксплуатации карьера для создания фронта добычных и вскрышных работ. В состав горно-подготовительных работ в эксплуатационный период входят вскрытие и нарезка новых рабочих горизонтов. Таким образом, системы разработки наклонных и крутых залежей характеризуются порядком выполнения вскрышных, добычных и регулярных горно-подготовительных работ. Такие системы называются углубочными.
Имеются и другие специальные системы открытой разработки месторождений, которые применяются при проектировании открытых горных работ с использованием средств гидромеханизации.
На наш взгляд, классификация систем разработки, приведенная в табл. 7.3, является наиболее применимой, так как она учитывает не только горно-геологические и геометрические параметры месторождения, но и те признаки, которые указаны в других классификациях.
Исходными данными для обоснования системы разработки являются сведения о месторождении и карьерном поле.
Наибольшее применение при использовании гидромеханизации получила группа сплошных систем, ввиду незначительной мощности покрывающих пород: разработка вскрыши и россыпных месторождений гидромониторно-землесосными комплексами; разработка обводненных песчано-гравийных месторождений земснарядами (рис. 7.10).
Эти системы применяются в основном при разработке горизонтальных и пологих месторождений с небольшой мощностью вскрыши и полезного ископаемого.
Применение гидромеханизации при углубочных системах разработки ограничивается крепостью разрабатываемых пород, за исключением отработки четвертичных пород на передовых уступах.
Элементы системы разработки и их расчет
Основными элементами системы разработки являются: высота уступа, угол откоса уступа и бортов, ширина заходок, ширина рабочей площадки, длина фронта работ на уступе, длина и число блоков на уступе, скорость подвигания забоя и фронта горных работ и др. (рис. 7.11).
Высота уступа определяется с учетом физико-механических свойств пород, применяемого оборудования, мощности карьера, безопасности работ. Анализ полученных решений, проведенный автором, показал, что рациональная высота уступа при гидромониторном размыве по условию безопасного ведения работ и минимальных затрат составляет около 30 м. Затраты на разработку 1 м3 породы при увеличении высоты уступа с 10 до 25 м и с 25 до 35 м уменьшаются соответственно на 35-50 и 4-5 % (рис. 7.12).
Увеличение высоты уступа дает значительные экономические преимущества: уменьшается число уступов в карьере, благодаря чему сокращается общая длина трубопроводов, снижается стоимость их монтажа и обслуживания; повышается производительность землесосных установок, так как уменьшается число их передвижек в забое; уменьшаются объем недомыва и время, затрачиваемое на подрезку уступа, на 1 м3 разрабатываемой породы.
В то же время при увеличении высоты уступа по требованию техники безопасности увеличивается расстояние от гидромонитора до откоса уступа, ухудшается качество струи и снижается эффективность размыва.
Ширина рабочей площадки уступа определяется главным образом шириной и числом гидромониторных заходок.
При разработке четвертичных отложений наименьшую ширину рабочей площадки, м, можно приближенно определить по выражениям:
- при продольных заходках (рис. 7.13, а)
- при поперечных заходках (рис. 7.13, б)
где Aз - ширина заходки землесосной установки, м,
где Aг - ширина заходки гидромонитора, м; n - число гидромониторных заходок; С - расстояние от нижней бровки разрабатываемого уступа до полосы укладки труб, м; Вт - ширина полосы укладки труб (зависит от числа параллельно уложенных труб), м; Вт.т - расстояние от полосы укладки труб до транспортной (автомобильной) полосы (Bт.т = 1,5 м); T - ширина транспортной полосы (для автотранспорта T=4,5 м); Z - ширина призмы возможного обрушения (ширина полосы безопасности), м,
где αн - угол откоса нерабочего борта уступа (αн = 45*60°), град; αр - угол откоса рабочего борта уступа (αр = 60*80°), град; lmin - минимальное расстояние гидромонитора от забоя уступа [см. формулу (7.23)], м; Bз - ширина зумпфа (Bз = 12 м); Bз.у - ширина места расположения забойной землесосной установки (Вз.у = 10 м).
Длина фронта работ уступа Lф.у равна длине полной заходки (длине уступа). Часть уступа по длине, отрабатываемая одной гидроустановкой, называется блоком фронта работ. Длина блока Lб зависит от длины фронта работ уступа и числа гидроустановок, расположенных на уступе (при продольных заходках) (см. рис. 7.2, 7.13). Часть блока, разрабатываемая с одной стоянки забойной землесосной станции, называется картой. Длина карты Lк зависит от уклона пульпоотводной канавы i и принятой высоты недомыва породы hн уступа. Ширина и длина карты определяются шагом передвижки и шириной заходки гидроустановки. Число блоков в пределах одного уступа определяется по формуле
Фронт работ карьера составляет суммарную протяженность фронтов работ отдельных уступов. Фронт вскрышных и добычных работ в процессе эксплуатации карьера непрерывно перемещается к его конечным контурам.
Интенсивность отработки месторождения характеризуется скоростью подвигания фронта работ за год. Скорость подвигания фронта горных работ на гидровскрыше зависит от мощности полезного ископаемого, производственной мощности карьера и режима работы средств гидромеханизации и может составлять от 60 до 400 м.
Высокие темпы подвигания фронта горных работ достигаются при разработке маломощных горизонтальных пластов полезного ископаемого. Меньшее подвигание фронта работ имеет место при отработке наклонных и крутонаклонных залежей.
Уступы на вскрыше и добыче при круглогодовом режиме работ должны отрабатываться с одинаковым годовым подвиганием.
При сезонном режиме работы гидромеханизации скорость подвигания на гидровскрыше будет равна частному от деления скорости подвигания фронта работ на нижерасположенных уступах на коэффициент сезонности.
Скорость подвигания фронта горных работ, м/год,
где Qг.в - годовой объем пород на гидровскрыше, м3; Hр.з - высота рабочей зоны, отрабатываемой средствами гидромеханизации (Нр.з = Hуnу), м; Hу - высота разрабатываемого уступа, м; ny - число разрабатываемых уступов.
Скорость подвигания забоя гидроустановки, м/сут,
где Qс.з - суточная производительность землесосной установки по породе, м3.
Перемещение фронта вскрышных и добычных работ может быть чаще всего параллельное продольное, параллельное поперечное, веерное и смешанное (рис. 7.14), что соответствует принятой системе разработки (см. табл. 7.4).
Введение
Система разработки - это совокупность технико-технологических и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин. Система разработки включает последовательность и темп разбуривания залежи; число, соотношение, взаимное расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода; мероприятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей. Разработка нефтяного месторождения должна вестись по системе, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техники эксплуатации скважин и других объектов и сооружений при обязательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды.
Система разработки залежи должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи. Для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки предназначены методы исследования скважин и пластов.
Добываемая нефть - смесь нефти, газа, менерализованной воды, механических примесей и других попутных компонентов - должна быть собрана и рассредоточена на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции - товарной нефти, нефтяного газа, а так же пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.
Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта. Для накопления, кратковременного хранения и учета нефти предназначены нефтяные резервуары. Основным требованием, предъявляемым к резервуарам, является надежность.
Целью исследования данной работы является изучение методов системы разработки месторождений, определение рациональной системы извлечения нефти из недр, выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей и транспортировки.
Задачи исследования:
Изучить системы разработки месторождений и оборудование для хранения нефти и газа.
Система разработки месторождений
Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах и их число; темп и порядок ввода их в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.
Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений.)
Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежью называется естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.
Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто -- различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения.
Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию. Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания обусловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
Система разработки месторождений должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах.
Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п.
Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки.
Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин.
Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи.
Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин.
В настоящее время без поддержания пластового давления разрабатываются либо залежи, имеющие активный естественный режим, способный обеспечить поддержание давления в процессе всего периода разработки и получение высокого конечного коэффициента нефтеотдачи, либо небольшие по запасам месторождения, где организация работ по поддержанию давления экономически нецелесообразна.
Добыча нефти и газа ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, при помощи колодцев. Но началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть и сейчас практически вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин. В настоящее время структура сырьевой базы такова, что крупные месторождения находятся на поздней стадии разработки и применение традиционных технологий по вовлечению невыработанных запасов может быть экономически нецелесообразным. Вследствие чего значительные объемы запасов окажутся не вовлеченными в промышленную разработку. Как известно, все вопросы разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин тесно связаны с режимом пласта и все происходящие в них процессы легко объяснимы.
Согласно существующим представлениям, режимом нефтяных залежей называется доминирующая сила пластовой энергии, проявляющаяся в процессе разработки. Все известные нам режимы (водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный) характеризуются определенной закономерностью. Наиболее характерной является зависимость газового фактора (F) от коэффициента нефтеизвлечения (h), а также изменение диапазона компонентного состава газа нефтяных залежей. Режимы могут проявляться как в отдельности, так и в смешанном виде (в сочетании с другими режимами). Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, в залежах нефти, имеющих смешанный режим, изменение газового фактора происходит в соответствии с преобладающим режимом, проявляющимся в процессе разработки.
Режимы разработки залежей:
Упругий , при котором в качестве единственного источника энергии используется энергия упругого расширения воды, нефти и горных пород.
Водонапорный, при котором используется только энергия гидростатического напора краевых вод. Нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды. При водонапорном режиме давление воды действует на нефть снизу.
Газонапорный, при котором используется энергия сжатого газа, заключенного в газовой шапке (режим газовой шапки). Нефть вытесняется к забоям скважин под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии. При газонапорном режиме газ создает давление на нефть сверху.
Режим растворенного газа, при котором основным источником энергии является энергия выделяющегося и расширяющегося газа. Режим растворенного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует свободный газ. Нефть продвигается к пласту под действием энергии расширяющегося газа.
Гравитационный режим - нефть из пласта продвигается к забою под действием гравитационных сил (сил тяжести). При гравитационном режиме отсутствует напор краевых вод, газовой шапки и газа, растворенного в нефти. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет сил гравитации, проявляющихся в залежи. Такой режим характерен для поздних стадий разработки м/р.
На разрабатываемых залежах какой либо из указанных режимов разработки в чистом виде встречается редко. Обычно режимы сосуществуют в различных комбинациях.
Например: нефтяная залежь может одновременно разрабатываться под действием давления газа в газовой шапке и напора краевых вод. Режим растворенного газа может сочетаться с газонапорным или упругим:
Смешанный, режим, при котором проявляется одновременно несколько движущихся сил.
В результате эксплуатации скважин из недр извлекаются не все запасы содержащихся в залежах углеводородов.
Отношение извлеченного из залежи количества нефти или газа к их первоначальным (геологическим) запасам - называется коэффициентом нафтеотдачи (газоотдачи) пласта.
Значение этого коэффициента зависит в первую очередь от режима разработки.
При разработке нефтяных залежей наиболее эффективны упругий и водонапорный режимы, называемые режимом вытеснения нефти водой, т.к. вода имеющая большую вязкость, хорошо вытесняет нефть.
Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме и режиме растворенного газа наименьший, т.к. лишь часть энергии расширяющегося газа расходуется на вытеснение нефти. Большая часть непроизводительно проскальзывает по направлению к скважинам.
При гравитационном режиме с низким темпом отбора нефти можно получить высокий коэффициент нефтеотдачи, но увеличение длительности разработки залежи может оказаться экономически невыгодным.
Газоотдача выше нефтеотдачи пластов вследствие небольшой вязкости газов и слабого взаимодействия их с пористой средой горных пород. Наибольшую газоотдачу можно достигнуть снижением пластового давления до атмосферного. Поэтому разработку газовых залежей прекращают при давлении на устье скважин чуть больше атмосферного.
Режим эксплуатации залежи (м/р) можно искусственно изменить.
Например: закачка газа в ее наиболее высокую часть для создания газовой шапки - переводится с гравитационного или с режима растворенного газа на газонапорный; закачка воды в скважины, пробуренные вокруг залежи на продуктивный пласт - искусственно создается водонапорный режим разработки.
Совокупность мероприятий, при помощикоторых можно воздействовать на процесс разработки залежи и управлять этим процессом, называется системой разработки залежи.
На одной и той же залежи можно применять различные системы. Наиболее рациональной будет такая, которая обеспечивает выполнение намеченных планов добычи нефти и газа и достижение полного их извлечения из недр земли с минимальными затратами.
Система разработки залежи может изменяться по мере её выработки и получения дополнительной информации о свойствах и строении продуктивных пластов. Комплекс мероприятий, улучшающих систему разработки - называется регулированием системы разработки эксплуатируемой залежи (бурение новых скважин, изменение условий работы скважин - перевод с фонтанного способа эксплуатации на механизированный и др.)
Геометрически неправильные схемы расположения скважин получаются в результате различных мероприятий по регулированию (бурение новых скважин, выключение старых - нерентабельных и др.). Такие схемы размещения скважин используются при разработке газовых залежей.
Система размещения скважин при разработке газовых залежей мало влияет на газоотдачу пласта. Число же газовых скважин определяется потенциальными возможностями (т.е. предельно допустимым дебитом) каждой отдельно и общей потребностью в газе. Газовые скважины размещаются равномерно в наиболее высоких участках залежи.
В процессе разработки нефтяных залежей при естественных режимах происходит истощение пластовой энергии и падение пластовых давлений. При снижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ и напорный режим работы залежи переходит в режим растворенного газа, а дебиты скважин уменьшаются. Дальнейшее истощение энергии выделяющегося из нефти газа приводит к проявлению гравитационного режима разработки и к необходимости использования дополнительных источников энергии для подъема нефти из скважины.
Таким образом, разработка нефтяных месторождений при естественных режимах не обеспечивает высоких темпов добычи нефти и высоких коэффициентов нефтеотдачи пласта: в недрах остаются огромные количества нефти, особенно при режиме растворенного газа. В результате разработка залежей может затянуться на многие годы, а затраты возрастут за счет использования дополнительных источников энергии. Для обеспечения высоких темпов отбора нефти из залежи и достижения коэффициентов нефтеотдачи необходимо в процессе разработки искусственно поддерживать пластовое давление путем закачки в залежь воды или газа (воздуха). Закачка воды в пласт - заводнение - самый распространенный в мире метод ППД. Свыше 90% всей нефти добывают из заводненных месторождений.
Педагогическая технология - Модульная" № уроков - модулей в теме - М 3 и М 4
Система должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах. Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п. Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки. Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин. Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи. Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруго водонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шахматный порядок расположения скважин. Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной толщины пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. Рассмотренные размещение скважин и их перфорация наилучшим образом отвечают процессу внедрения в залежь краевых вод, восполняющих отбор жидкости из нее. Из водонефтяной зоны, имеющей обычно небольшую величину, нефть вытесняется водой к скважинам. В процессе разработки происходит "стягивание" контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, скважины последующих рядов.
Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод
применяется для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти на всей площади такие залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; объем залежи уменьшается. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров (рис. 59). При высоте залежи, составляющей 200 - 300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти - до 1-2 мПа-с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх. 
Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газа применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной сетке сперфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины. Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразований. Поскольку вода обеспечивает лучшее вытеснение нефти из коллектора по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками. Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК. Методы обоснования оптимальных интервалов перфорации при разработке нефтяной части газонефтяных залежей рассмотрены в главе. Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки успешно применяется при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта.
