|
НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ
Планування завжди пов'язане з певними термінами, залежно від яких по-різному визначаються і його завдання. Як відомо, виділяють два види планування: перспективне (на 5, 7, 10 років і більше) і детальне, чи поточне (на місяць, квартал, рік). Один із найважливіших принципів планування — єдність і нерозривний зв'язок перспективного й детального планування, що забезпечується його безперервністю. За основу планування приймають затверджені директивними органами цифри перспективного розвитку народного господарства, у тому числі розвитку нафтової і газової промисловості. На основі перспективних планових завдань Уряд України встановлює контрольні цифри для міністерств і відомств, які через підвідомчі їм організації доводять їх до кожного підприємства. На підприємствах контрольні цифри підлягають уточненню і всесто-ронньому техніко-економічному обґрунтуванню, після чого підприємства складають проекти планів, які направляють у вищі організації, де проводиться взаємна ув'язка проектів планів з контрольними цифрами. На основі проектів планів галузей Кабінет Міністрів України складає проект плану розвитку народного господарства наступного року і подає його на затвердження до Верховної Ради. Після затвердження план набуває сили закону і стає обов'язковим для виконання всіма організаціями та підприємствами. На основі затверджених планових завдань підприємства розробляють технічні, промислові та фінансові плани, які є основним документом для всієї виробничо-господарської діяльності наступного року. 2.5.1. Перспективне планування Перспективне планування передбачає складання плану розвитку нафтової промисловості на декілька років: п'ять, десять і більше. Складання плану на декілька років порівняно з детальним плануванням звичайно проводиться за укрупненими показниками. Після такого загального визначення основних показників з окремих розділів плану може бути проведено детальніше планування. Геологічна частина перспективного плану має містити такі відомості: 1) дані щодо стану фондів, що знаходяться в експлуатації, із зазначен 2) дані стосовно стану розвіданих фондів, підготовлених до розробки, 3) характеристика площ, на яких ведеться розвідка, із зазначенням
4) характеристика стану польових геолого-пошукових і геофізичних 5) план і необхідний об'єм геолого-пошукових, геофізичних та інших Важливою частиною плану є проектування заходів щодо удосконалення і раціоналізації геолого-пошукових, геохімічних, гідрогеологічних, геофізичних та інших робіт, намічених у плануванні геологічних робіт. Геологічна частина перспективного плану має містити відомості про перспективні і прогнозні запаси, порядок введення площ і горизонтів у розробку, кількість свердловин, що підлягають введенню в експлуатацію, їх дебіти, обсяги буріння, середні глибини горизонтів, що дало б змогу розрахувати всі необхідні показники з буріння і експлуатації, а також інші елементи плану. При розрахунку видобутку, глибини й кількості свердловин можна використовувати методично один із варіантів розрахунку за укрупненими показниками. При цьому слід мати на увазі, що для родовищ, що працюють за проектами розробки, кількість свердловин та інші показники планують на основі даних проектів розробки з урахуванням передбачуваних змін у технології розробки покладів і техніки буріння до початку планового періоду. У разі відсутності проектів розробки методика планування має розрізнятися для родовищ з неводонапірним і водонапірним режимами. Для родовищ з неводонапірним режимом розрахунок планових показників можна проводити з використанням річного коефіцієнта зміни (падіння) дебіту за схемою, яка показана на рис. 2.2. Для кожного планованого року загальний видобуток є сумарним видобутком нафти із старих (()с) і нових ((?н) свердловин, а за видобуток початкового року беруть видобуток попереднього року. Планові показники розраховують таким чином. На перший рік планового періоду плановий видобуток визначають як Видобуток нафти в старих свердловинах для першого року планового періоду обчислюють за даними щодо видобутку нафти за початковий рік і середньорічним (за декілька минулих років) коефіцієнтом падіння видобутку.
Для планування за зазначеною схемою потрібно мати дані щодо пластового тиску, коефіцієнтів продуктивності в різних зонах пласта, допустимих вибійних депресій. Планування видобутку нафти по окремих свердловинах можна полегшити складанням карт ізобар на початок і кінець розрахункового року, відповідно до даних щодо питомого падіння пластового тиску, а також карт рівного коефіцієнта продуктивності. Важливим завданням є встановлення допустимих вибійних депресій з урахуванням того, шо крупнозернисті піски високої проникності витримують невеликі депресії, а глинисті дрібнозернисті піски зберігають стійкість за досить високих (1,5—2,0 МПа) депресій. Для цього слід проводити випробування свердловин з різними депресіями, спостерігаючи за вмістом піску в струмені нафти. Необхідність встановлення відповідних допустимих депресій виникає також за наявності підошовних вод, утворення пробок тощо. Всі згадані фактори (геологічні й технічні) слід враховувати під час планування дебіту окремих свердловин. Боротьбу за збільшення видобутку нафти по таких покладах слід зосереджувати на вирішенні деяких часткових завдань, особливих у кожному конкретному випадку, наприклад: поліпшення коефіцієнтів експлуатації; збільшення міжремонтного періоду роботи свердловин; ретельне вивчення стану кожної свердловини. При цьому потрібно враховувати і очікуване прогресуюче збільшення вмісту води в загальній кількості відібраної рідини до кінця планового року та інші показники. Видобуток нафти з ще не повністю розбурених покладів планують аналогічно по місяцях планового року і складають так званий планшет експлуатації (табл. 2.1). Кількість нових свердловин, запланованих на який-не-будь період, визначають переважно за технічними можливостями, а їх початкові дебіти — за поточними дебітами сусідніх свердловин. Необхідні дані для планування в цьому випадку заносять в планшети буріння (табл. 2.2). Планування видобутку нафти по покладах, що характеризуються падінням тиску і дебіту в часі, ґрунтується на вивченні: • вхідних середньодобових дебітів кожної свердловини за грудень по • місячних коефіцієнтів падіння дебітів; • числа свердловино-місяців експлуатації; • коефіцієнтів експлуатації. Вхідні дебіти визначають за даними щодо місячного коефіцієнта падіння. Число свердловино-місяців експлуатації і коефіцієнти експлуатації встановлюють за декілька останніх років з урахуванням заходів щодо збільшення термінів роботи свердловин і міжремонтного періоду їх експлуатації. В цьому разі також складають планшет буріння і планшет експлуатації, проте для таких покладів ураховують коефіцієнт зміни (падіння) дебітів. Якщо коефіцієнт падіння протягом всього планового року однаковий, для спрощення розрахунків видобутку нафти можна використовувати коефіцієнт кратності. Коефіцієнтом кратності називають суму членів спадної геометричної прогресії, у якої перший член і знаменник дорівнюють місячному коефіцієнту падіння, а число членів — кількості місяців планового періоду (у разі року — 12). Цей коефіцієнт обчислюють за співвідношенням Видобуток вільного газу планують з урахуванням можливих відборів газу, пропускної спроможності газопроводів і наявності споживачів газу по всій трасі газопроводу. Останнє має велике значення у зв'язку з тим, що в період сезонних зменшень споживання газу в кінцевому пункті газопроводу (за відсутності відповідних сховищ газу) потужність магістральних газопроводів можна використовувати не більше ніж на 85 %. Наявність же уздовж траси газопроводу таких сезонних (буферних) споживачів, які у період сезонних надлишків газу можна перемикати з іншого виду палива на газ, може забезпечити постійність споживання газу. Виходячи з такої постійності споживачів газу і наявності газопроводів відповідної пропускної спроможності, планування видобутку газу можна проводити для кожної свердловини окремо за формулою Планування видобутку супутнього газу проводиться роздільно по родовищах, що розробляються за тиску, вищому за тиск насичення нафти газом, і родовищах, що розробляються за тиску, нижчому за тиск насичення. Для родовищ, що розробляють за тиску, вищому за тиск насичення, газовий фактор у часі практично є сталим і видобуток планового супутнього газу визначають перемноженням середнього газового фактора в поточному (початковому) році на плановий видобуток нафти планового року. Для родовищ, що розробляють за пластового тиску, нижчому за тиск насичення, видобуток супутнього газу планують також з урахуванням газового фактора, але з огляду на можливу зміну його значень у часі. Згідно з "Інструкцією з визначення газового фактора і ресурсів супутнього газу, що видобувається разом з нафтою з надр", планування видобутку супутнього газу в цих умовах "слід проводити тільки на найближчі один-два роки". При плануванні видобутку супутнього газу не прагнуть його збільшення, оскільки, як вже наголошувалося, розчинений в нафті газ є одним із основних'елементів пластової енергії, збереження якої потрібне для раціональної розробки. Тут більшу увагу надають питанням утилізації газу для повного припинення спалювання цього цінного продукту у факелах. Планування видобутку нафт і газів, що характеризуються різними властивостями, ведеться роздільно і може бути поділено за типами покладів і режимами їх роботи. При цьому можна враховувати і виділяти також: свердловини, що вводять в експлуатацію внаслідок добурювання їх на нижчеза-лягаючі горизонти; свердловини, в яких проведені роботи з повернення їх на вищезалягаючі горизонти, та ін. Важливою деталлю планування видобутку нафти і газу по старих свердловинах є необхідність врахування на плановий період заходів щодо підвищення їх продуктивності. Плани буріння свердловин й видобутку нафти і газу зазвичай супроводжують графічними додатками, серед яких першорядне значення мають карти фондів і карти розробки нафтових та газових покладів. При аналізі виконання плану видобутку по старих свердловинах у першу чергу враховують такі показники: 1) відповідність фактичного видобутку запланованим дебітам; 2) відповідність планових і фактичних значень коефіцієнта експлуата 3) відповідність планових і фактичних свердловино-місяців експлуа Основні показники для аналізу плану видобутку по нових свердловинах наведено нижче: 1) відповідність кількості свердловин, фактично уведених в експлуа 2) відповідність запланованих термінів буріння і введення нових сверд 3) відповідність фактичних початкових дебітів запроектованим і прий 4) відповідність усіх фактичних показників експлуатації показникам, Для безперервного контролю за виконанням і перевиконанням запланованих показників ведеться щодобовий облік видобутку нафти і газу та метражу проходки. Підсумки діяльності нафтодобувних (і пов'язаних з ними) підприємств з метою перевірки виконання річних планів підбивають на кінець кожного місяця і кварталу поточного року. Аналіз виконання плану допомагає розкривати невикористані резерви підприємств, виявляти можливі недоліки і прорахунки планування і сприяє найчіткішій і злагодженій організації всіх виробничих процесів. КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ 1. Які існують категорії свердловин? 2. Схарактеризуйте принцип відбору керна під час буріння свердловин. 3. Що таке геолого-технічний наряд (ГТН)? 4. Опишіть вибір інтервалу відбору керна. 5. Що таке конструкція свердловин? 6. Які основні принципи планування буріння свердловин та видобутку 7. Що таке перспективне і детальне внутрішньопромислове планування? 8. Що таке опорна свердловина ? 9. Що таке параметрична свердловина ? 10. Що таке свердловини спеціального призначення? РОЗДІЛ ІЗ ГЕОЛОГІЧНІ |
||||
|