Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России. - А (достоверные) — разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проект­ ным документом на

- А (достоверные) — разрабатываемые запасы залежи или ее части,
разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проект­
ным документом на разработку;

- В (установленные) — запасы разведанной, подготовленной к разра­
ботке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными
высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, раз­
ведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими
промышленные притоки нефти или газа;

— С1 (оцененные) — запасы части залежи, изученной достоверной сей­
сморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного
дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам кате­
горий А и В при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая инфор­
мация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную
продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи;

- С2 (предполагаемые) — запасы в не изученных бурением частях
залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. Зна­
ния о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по анало­
гии с изученной частью залежи, а в случае необходимости, с залежами
аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона.

Ресурсы нефти и горючих газов по геологической изученности под­разделяются на следующие категории:

— О1 (локализованные) — ресурсы нефти и горючих газов возможно
продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению
ловушках;

- В2 (перспективные) — ресурсы нефти и горючих газов литологост-
ратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной
нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур;

- ВЗ (прогнозные) — ресурсы нефти и газа литологостратиграфичес-
ких комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных струк­
тур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана.

Принятый документ классифицирует также месторождения. Так, по величине извлекаемых запасов месторождения углеводородов подразде­ляются на:

- уникальные (более 300 млн тонн нефти, 500 млрд м газа); круп­
ные (от 30 млн до 300 млн тонн нефти, от 30 млрд до 500 млрд м
газа);

- средние (от 3 млн до 30 млн тонн нефти, от 3 млрд до 30 млрд м
газа);

- мелкие (от 1 млн до 3 млн тонн нефти, от 1 млрд до 3 млрд м³ газа);

- очень мелкие (менее 1 млн тонн нефти, менее 1 млрд м газа).

Современная добыча нефти осуществляется посредством бурения сква­жин с последующим извлечением нефти и сопутствующих ей газов и воды [75, 76].

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Процесс добычи нефти можно условно разделить на 3 этапа:

1 - движение нефти по пласту к
скважинам благодаря искусствен­
но создаваемой разности давлений
в пласте и на забоях скважин,

2 - движение нефти от забоев сква­
жин до их устьев на поверхнос­
ти - эксплуатация нефтяных сква­
жин, 3 - сбор нефти и сопутству­
ющих ей газов и воды на
поверхности, их разделение, удале­
ние минеральных солей из нефти,
обработка пластовой воды, сбор по­
путного нефтяного газа.

Перемещение жидкостей и газа
в пластах к эксплуатационным сква­
жинам называют процессом разра­
ботки нефтяного месторождения.
Движение жидкостей и газа в нуж-
Ьуровая вышка _{ном нап}р_{авлении} происходит за

счет определенной комбинации нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, а также их количества и порядка работы.

Важной характеристикой нефтяных скважин является дебит - сред­несуточный уровень добычи нефти. По значению дебита (тонны/сутки) различают низкодебитные (до 7 т/с), среднедебитные (от 7 до 25 т/с), высокодебитные (от 25 до 200 т/с) и сверхвысокодебитные (более 200 т/с) нефтяные залежи. По мере извлечения нефти из скважины она становится все более труднодоступной и дебит скважины падает.

Кроме того, определяют нефтеотдачу скважины - степень полноты извлечения нефти. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к ее балансовым запасам, он возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти за весь срок разработки к балансовым запасам.

Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов в разработку; сетки размещения сква­жин; темп и порядок ввода их в разработку; способы регулирования ба­ланса и использования пластовой энергии.

В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения не­фти, различают системы разработки залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия; системы раз-