3.3 Прогнозування руху фонду свердловин по Пасічнянському газопромислі
У передбаченні майбутнього підприємства прогнозування, з одного боку, передує плануванню, а з іншої сторони є складовою планування і використовується на наступних стадіях:
-аналіз середовища для формування стратегії підприємства;
-на етапі реалізації планів для оцінки можливих відхилень прогнозованих показників від запланованих.
Використовують наступні етапи прогнозування:
1)прогнозування, що ґрунтується на творчому баченні майбутнього та інтуїції прогнозиста;
2)пошуковий етап - це спосіб наукового прогнозування від теперішнього до | майбутнього.
Існують два підходи до прогнозування:
-екстраполяційний (проекція минулого у майбутнє);
-альтернативний;
3) нормативне - передбачає визначення узагальнених цілей та стратегічнихорієнтирів на майбутнє з позитивним оцінюванням розвитку підприємства, виходячи з цілей.
В даній курсовій роботі проводимо екстраполяційний підхід до
прогнозування руху фонду свердловин експлуатаційного і діючого фондів на 2009-2010 роки. Для цього будуємо графічні залежності зміни по роках
експлуатаційного і діючого фондів свердловин, а також коефіцієнтів
використання та коефіцієнтів експлуатації фонду свердловин. На дані графічні залежності додаємо лінію тренда, характер даної лінії (параболічна, лінійна та ін.) визначаємо в залежності від показника величини достовірності апроксимації, який має бути близьким до одиниці, що забезпечить більш точний прогноз на майбутнє.
Рисунок 3.3 – Кількість свердловин експлуатаційного фонду на прогнозні роки
Як видно з графічної залежності, кількість свердловин експлуатаційного фонду в 2012 році становитиме 482 штук, а в 2013 році - 486 штук. З цього робимо висновок, про збільшення в наступні роки видобутку продукції по підприємству.
Рисунок 3.4 – Прогнозування кількості свердловин діючого фонду
Проекстраполювавши дану графічну залежність на вісь ординат можна зробити висновок що у 2009 році кількість свердловин діючого фонду по Бориславському родовищу становитиме 375 штуки тоді як в 2010 – 379 штук. Зростання кількості свердловин діючого фонду призведе до збільшення видобутку нафти і газу по підприємству.
Рисунок 3.5 – прогнозування коефіцієнту використання свердловин
З графічної залежності видно, що коефіцієнт використання фонду свердловин в 2009 році зросте до0,79, а в 2010 до 0,82.
Рисунок 3.6 – Прогнозування коефіцієнту експлуатації свердловин
Як видно з графіка в 2009 році коефіцієнт експлуатації фонду свердловин буде становити 0,987, а в 2010 році - 0,99, що означатиме про більше охоплення свердловин експлуатацією.
Розділ 4 Основні напрямки та шляхи покращення діяльності
Методика визначення планових показників, що характеризують ступінь використання свердловин, закріплених за ГПУ , залежать перш за все від того, чи розробляється родовище за попередньо складеним проектом, чи без нього.
Проект передбачає визначену систему та етапи розробки покладу,строки вводу свердловин, величини відбору нафти та інші фактори, і є джерелом отримання цілого ряду вихідних даних для переводу свердловин з однієї категорії в іншу, з одного способу експлуатації в інший, для часу роботи свердловин, дебетів і т. п. При цьому виходять із уявлення про пластпо свердловинах, пробурених на цей пласт, як про єдину гідродинамічну систему; необхідності відбору нафти з пластів; порядку вводу та обмеження використання фонду свердловин.
Якщо родовище розробляється без проекту, то в основу плануванняпокладають дослідно- статистичні дані, отримані по окремих свердловинах і групах свердловин, об'єднаних за ознаками приблизно однакових величинзміни дебіту. На відміну від розробки родовища за проектами тут виходять ізуявлення про окремі свердловини як про об'єкти планування, із можливостейнеобмеженого відбору рідини найбільш повного використання фонду свердловин і техніки з метою максимального видобутку нафти і газу заданих геологічних умов. Важливим фактором, що впливає на порядок розрахунків, є закономірна зміна та безпосередньо падіння дебітусвердловин в зв'язку з виснаженням покладу.
Рух фонду свердловин - це зміна за певний період часу загальноїкількості свердловин, закріплених за ГПУ, та переведення свердловин з однієї категорії в іншу, а також з одного способу експлуатації на другий. Базою для розробки плану руху свердловин служить поділ свердловин іза категоріями та групами на початок запланованого періоду, проектрозробки і геолого- технічних і організаційних заходів, передбачуваних можливостей вводу свердловин та обґрунтування переводу свердловин з одного способу експлуатації на інший.
Введення в експлуатацію нових свердловин передбачається залежно від обсягу видобутку нафти, що припадає на ці свердловини.
Що стосується вибуття свердловин із експлуатаційного та діючого фондів, а також тих, що підлягають ліквідації, то це питання розв'язується перш за все на основі стану розробки родовища і окремих його ділянок (наводненості, виснаженості і т. п.). Враховується також технічний стан свердловин, що підлягають ліквідації.
Основне завдання планування використання фонду свердловин - забезпечення раціонального використання основних фондів ГПУ, аналіз таконтроль стану свердловин кожної категорії.
Дані спостережень і контрольних замірів фіксуються у відповідних
документах і додаються до проектів розробки. !
Дебіт свердловин планується по кожній свердловині. Методика планування дебетів залежить від системи розробки родовища, стану покладу та окремих свердловин, а перш за все від того, чи розробляється родовище запопередньо складеним проектом, чи без нього.
При розробці родовища за проектом дебіти свердловин визначаються на основі проектних даних, враховуючи можливості раціонального відбору нафти із пластів на даному етапі їх експлуатації. Проект передбачає середньодобові та річні норми відбору нафти із пластів. Ці норми визначаються можливостями видобутку нафти із конкретних свердловин.
На основі норм відбору дебіт свердловини обмежується з метою забезпечення рівномірного стягування водонафтового контакту, зменшенняоб'єму видобутку води та на основі цього стабілізації пластового тиску, скорочення газових факторів і т.д.
Середньодобова норма відбору нафти з пласта є максимально можливим видобутком нафти за добу, що допускається запроектованою технологією нафтовидобутку в конкретних умовах покладу. Під нормою відбору нафти із свердловини в цьому випадку розуміється максимально можлива її продуктивність, що забезпечує оптимальні умови експлуатації родовища в цілому та окремих його ділянок.
Раціональний відбір нафти із кожної свердловини встановлюється на основі ретельного дослідження з обов'язковим обліком матеріалів, які характеризують стан розробки пласта в цілому (пластовий тиск, допустима депресія, наводненість, умови стягування водонафтового контакту і т.п.).
Умови розробки родовища постійно змінюються, і норми відбору нафти повинні періодично переглядатися. При цьому слід мати на увазі, що для розробки родовищ (залежно від прийнятої технології) закономірні обводнення окремих ділянок та родовища в цілому, падіння пластових тисків і зменшення динамічного рівня. В цих умовах раціонально перейти від обмеженого відбору рідини до необмеженого. Дебіт свердловин на таких ділянках встановлюють, виходячи із умов форсованого видобутку при максимальному використанні можливостей експлуатаційного обладнання.
Іншими словами, щороку кількість свердловин по Бориславському родовищу змінюється внаслідок вибуття свердловин з експлуатації через обвод не шість, корозію обладнання, відкладення в шлейфах свердловин парафінів, солей; перехід свердловин на інші способи експлуатації, що пов'язано із зниженням дебіту та періодом фонтанування свердловин та іншими причинами.
Для підвищення ефективності планування руху фонду свердловин на підприємстві керуються проектами на розробку родовища та доповненнями до проекту розробки родовища. Для цього потрібно проводити постійний контроль за станом свердловин, слідкувати за виносом рідини з метою попередження обводнення свердловин в експлуатаційних свердловинах,слідкувати за рівнем рідини у водозабірних свердловинах, проводити контрольні заміри в нагнітальних свердловинах і т.д.