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 ням кількості експлуатаційних свердловин, розмірів експлуатаційних площ і запасів у них;

2. дані стосовно стану розвіданих фондів, підготовлених до розробки, із зазначенням кількості фондових точок, розмірів площ і запасів у них;

3. характеристика площ, на яких ведеться розвідка, із зазначенням стану розвідки, розрахунком потрібного розвідувального метражу, очікува­ них результатів і термінів закінчення розвідувальних робіт;

4. характеристика стану польових геолого-пошукових і геофізичних робіт на окремих площах і плани подальших робіт на цих площах;

5. план і необхідний об'єм геолого-пошукових, геофізичних та інших робіт для забезпечення виконання перспективного плану, а також темпи і масштаби робіт на майбутнє.

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.

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 переднього року;

• 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 ції або збільшення його фактичного значення порівняно з плановим;

3. відповідність планових і фактичних свердловино-місяців експлуа­ тації та середнього видобутку на один свердловино-місяць.

Основні показники для аналізу плану видобутку по нових свердлови­нах наведено нижче:

1. відповідність кількості свердловин, фактично уведених в експлуа­ тацію, запланованій кількості;

2. відповідність запланованих термінів буріння і введення нових сверд­ ловин в експлуатацію фактичним термінам;

3. відповідність фактичних початкових дебітів запроектованим і прий­ нятим при плануванні;

4. відповідність усіх фактичних показників експлуатації показникам, прийнятим при плануванні.

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 нафти і газу за геолого-промисловими даними?

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

СПОСТЕРЕЖЕННЯ ПРИ БУРІННІ СВЕРДЛОВИН

У процесі буріння опорних, параметричних, пошукових та роз­відувальних свердловин має бути постійний геологічний контроль за їх проходкою. На цей час у зв'язку із значним удосконаленням промислово-геофізичних методів дослідження свердловин (особливо електрометричних і радіоактивних) для повноцінного вивчення геологічного розрізу в сверд­ловині та одержання необхідних даних для здійснення надійної кореляції розрізів свердловин застосовують комплексно геологічні та геофізичні ме­тоди досліджень. Тому поряд з описанням і вивченням відібраного із сверд­ловини керна та шламу, вивченням у лабораторних умовах мікрофауни, мінерального складу, карбонатності порід і т. ін., що дає змогу отримати дані стосовно характеру пробурених порід, обов'язково проводиться пов­ний комплекс геофізичних досліджень. Проте головним найважливішим фактичним матеріалом для вирішення геологічних завдань є кам'яний ма­теріал (керн і шлам), а також дані візуальних спостережень геологічної служби за процесом буріння (газонафтопроявами, водопроявами тощо), що обов'язково документуються.