11.2. Эксплуатационный фонд - основа в планировании добычи нефти

При планировании должно быть запроектировано максимально возможное использование производственных мощностей, т.е. фонда добывающих скважин, с получением из него предусмотренного проектным документом уровня добычи.

Фонд скважин эксплуатационного объекта (месторождения) складывается из разных групп скважин, отличающихся по своему назначению и техническому состоянию. Эксплуатационный фонд включает действующее и бездействующие добывающие скважины, а также осваиваемые или ожидающие освоения после бурения.

К скважинам, осваиваемым или ожидающим освоения после бурения, относят скважины, принятые после бурения для последующей эксплуатации на нефть (газ), а также переведенные для этой цели из числа нагнетательных, специальных, законсервированных и др., если ранее они никогда продукции не давали.

К другим группам скважин относятся скважины, не предназначенные и не используемые для эксплуатации на нефть или газ. При этом в группы нагнетательных, специальных, вспомогательных (водозаборные, поглощающие) включают все скважины: действующие, выбывшие в бездействие в отчетном и предыдущих годах, находящиеся в освоении и ожидании освоения. В группе нагнетательных скважин выделяют действующие, которые

119

определяются по тому же принципу, что и действующие добывающие скважины (т.е. находятся в работе в конце последнего дня отчетного квартала), с тем отличием, что их действие связано с закачкой воды или другого рабочего агента. В другие группы скважин входят также скважины, находящиеся в консервации, в ожидании ликвидации, ликвидированные после эксплуатации и ликвидированные после бурения.

Находящиеся в консервации - это скважины, которые в какой-то период не могут быть использованы ни для какой цели и на которые в связи с этим оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В этой группе показываются все законсервированные скважины, независимо от их назначения и причин консервации. После окончания срока консервации скважину, если она не подлежит ликвидации, переводят в соответствующую часть фонда. Находящиеся в ожидании ликвидации - скважины, на которых проводят работы по ликвидации, или скважины, документы на ликвидацию которых направлены в соответствующие органы. Ликвидированные - скважины, ликвидация которых оформлена в установленном порядке и ликвидационные работы на которых уже выполнены; ликвидированные после эксплуатации скважины, которые после завершения эксплуатации не могли быть использованы в других целях; ликвидированные после бурения - скважины, непригодные для использования по различным причинам: (прекращенные бурением по техническим и геологическим причинам, выполнившие свое геологическое назначение, непродуктивные и т.п.).

Специально для целей планирования выделяют две категории скважин эксплуатационного фонда - старые и новые.

В течение отчетного года перевод скважины из одной категории в другую не производится, хотя она может побывать в течение года в разных группах эксплуатационного фонда или перейти из него в другие группы скважин.

11.3. Долгосрочное и текущее планирование добычи нефти, газа и конденсата .

Долгосрочное и текущее планирование добычи нефти базируется на промышленных запасах открытых месторождений. Оно основывается на утвержденных проектах и технологических схемах

120

разработки по объемам добычи, эксплуатационному бурению, расчету капитальных вложений и другим показателям плана.

При долгосрочном и текущем планировании добыча нефти рассчитывается как сумма добычи нефти из старых (переходящих) и новых скважин.

Количество вводимых новых скважин определяется исходя из объема планируемой на этот период проходки по добывающим скважинам и средней глубины этих скважин. Кроме того, учитывается ввод в эксплуатацию скважин из разведочного бурения и добывающих скважин из освоения с прошлых лет, из простоя и консервации.

При расчете добычи из новых скважин наиболее сложно прогнозировать их средний дебит. Дело в том, что в технологических схемах и проектах разработки на основании гидродинамических расчетов определяется средний дебит по всему фонду добывающих скважин. В то же время при разбуривании залежи в эксплуатацию последовательно вводятся участки с различной продуктивностью, а следовательно, и с разными дебитами скважин.

Последовательность разбуривания участков разной продуктивности определяется при составлении ковра бурения на планируемый период. При этом учитывается как продуктивность участков (по возможности в первую очередь разбуриваются наиболее продуктивные участки), так и организационно - хозяйственные ограничения, связанные с перебазированием буровых установок, наличием труднодоступных мест - озер, болот, рек, населенных пунктов и др., состоянием поверхностного обустройства территории месторождения, в том числе внутрипромысловой системы сбора и транспорта нефти и т.п.

В этих условиях прогнозирование дебитов новых скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения в планируемый период, наиболее достоверно можно выполнить путем сопоставления ковра бурения с какой - либо картой, отражающей продуктивность вводимых в эксплуатацию участков залежи с размещенными на них скважинами. По эксплуатируемым месторождениям, когда производится уплотнение сетки, проектные скважины размещают на карте разработки и для каждой из них дебит устанавливают исходя из дебитов окружающих действующих скважин. По новым месторождениям или при вводе в разработку неразбуренных участков эксплуатируемых месторождений дебиты новых скважин

121

целесообразно определять исходя из их вероятной продуктивности по картам нефтенасыщенной мощности или гидропроводности.

Все основные показатели, используемые при пятилетнем и текущем планировании уровней добычи нефти, обосновываются в проектных документах на разработку месторождений (технологических схемах и проектах разработки) и представляются в единой информационной таблице.

Планы добычи нефти по группам месторождений и в целом по нефтегазодобывающему району устанавливают суммированием показателей по месторождениям и эксплуатационным объектам. , Коэффициенты изменения добычи из переходящего фонда, дебиты новых скважин и время их эксплуатации определяют при этом как средневзвешенные величины за каждый планируемый год:

где п - число месторождений или эксплуатационных объектов в составе групп или района.