3.2 Аналіз планування руху фонду свердловин по Пасічнянському газопромислі

До показників об'єму робіт за плановий період відносяться:

• свердловино-місяці, що рахувалися по всьому експлуатаційному фонду ( ;

• свердловино-місяці, що рахувалися по всьому діючому фонду ;

• свердловино-місяці експлуатації всіх свердловин ( .

Розрахуємо свердловино-місяці експлуатаційного фонду свердловин за 2009 рік, а дані за інші роки обраховуємо аналогічно і результати обрахунків заносимо в таблицю. На 2009 рік в експлуатаційному фонді Пасічнянського газопромисла нараховувалось 472 свердловин, тоді

свердловино-місяців (2.2)

На 2009 рік нараховувалося 365 свердловин діючого фонду. Таким чином, сумарний календарний час діючого фонду становить:

свердловино-місяців (2.3)

Визначаємо свердловино-місяці експлуатації всіх свердловин виходячи з умови, що по діючих 472 свердловинах в 2009 році 41764 днів затрачено на підземні і капітальні ремонти, а також на дослідження свердловин на усталених і кеусталених режимах. Отже,

свердловино-місяців (2.4)

Коефіцієнт використання фонду свердловин вираховуємо за формулою (2.5) на 2009 рік:

Коефіцієнт експлуатації свердловин рахуємо за формулою (2.6) на 2009 рік:

Час можливої роботи свердловини обмежується календарним фондом 8760 год. Але оскільки свердловини не працюють цілий рік у зв'язку з необхідністю ремонту свердловин та інших заходів з підтримання свердловини в працездатному стані. В середньому приймаємо, що часпланових зупинок становить день або 720 год із загальних 8760 год. Таким чином, ефективний фонду часу визначається за залежністю (2.1)

год=335 діб

Середньомісячний дебіт за 2009 рік по Пасічнянському газопромислі розраховуємо аналогічно за формулою (2.8)

т/місяць

Середньодобовий дебіт нафти за липень 2009 року становить 0,28 т/добу, тоді як дебіт за серпень даного року становить 0,26 т/добу. Отже, місячний коефіцієнт зміни дебіту дорівнює:

Кріммісячногокоефіцієнтузмінидебітувикористовуютьтакожкоефіцієнткратності,який показує в скільки разів обсяг видобутку нафти за рік перевищує обсяг видобутку за останній місяць попереднього року. Середньодобовий дебіт за грудень визначаємо за формулою (2.11):

т/добу

Таким чином, коефіцієнт кратності дорівнює:

(2.10)

Отже, ми бачимо, що за 2009 рік по Пасічнянському газопромислі обсяг видобутку нафти за рік перевищує обсяг видобутку нафти за грудень в 799,2 рази.

Аналогічно розраховуємо всі показники об'єму робіт за 2010-2011 роки і результати розрахунків заносимо в таблицю 3.3.

Таблиця 3.3- Показники об'єму робіт по Пасічнянському газопромислі за 2009-2011 роки

Показники	2009 рік	2010 рік	2011 рік
свердловино-місяці експлуатаційного фонду,	5743	5779	5828
свердловино-місяці діючого фонду,	4441	4477	4526
свердловино-місяці експлуатації,	4351	4387	4436
Коефіцієнт використання фонду свердловин,	0,76	0,76	0,77
Коефіцієнт експлуатації свердловин,	0,98	0,982	0,985
Середньодобовий дебіт свердловин, , т/'добу	0,29	0,28	0,28
Середньомісячний дебіт, т/'добу	8,7	9,2	9,4
Місячний коефіцієнт зміни дебіту,К	0,93	0,93	0,93
Коефіцієнт кратності,	799,2	865,1	881,3

Рисунок 3.2- Динаміка основних показників руху фонду свердловин

Провівши розрахунки по основних показниках, що стосуються руху фонду свердловин бачимо наступні результати: свердловино-місяці експлуатаційного фонду в 2009 році становлять 5743, в 2010 - 5779 , а у 2011- 5828. Такий приріст свердловино-місяців експлуатаційного фонду з кожним роком пояснюється тим, що з кожним роком зростає експлуатаційний фонд свердловин, а отже з ним і свердловино-місяці експлуатаційного фонду.

Свердловино-місяці діючого фонду в 2000 році становлять 4441, в 2010- 4477, а у 2011 - 4526.Таке зростання з кожним роком пояснюється аналогічно. Так як зростає експлуатаційний фонд свердловин, то з ним і зростає діючий фонд, а отже зростають і свердловино-місяці діючого фонду.

Свердловино-місяці експлуатації у 2009 році становлять 4351, у 2010 році - 4387, а у 2011 - 4436. Таке зростання пояснюється тим, що збільшується експлуатаційний фонд свердловин, а також можливе зменшення відведеного часу на ремонти свердловин.

Коефіцієнт використання фонду свердловин у 2009 і у 2010 році становлять 0.76, а у 2011 - 0.77. Також можна показати що коефіцієнт експлуатації свердловин у 2009 році становить 0.98, у 2010 - 0.982, а у 2011 - 0.985. Таке незначне зростання обох коефіцієнтів пояснюється незначним зменшенням затрат часу на ремонти свердловин.

Середньодобовий дебіт свердловин практично не змінюється і становить у 2009 році - 0.29 т/добу, у 2010 році - 0.28 т/добу, а у 2011 - також 0.28 т/добу. Проте середньомісячний дебіт з кожним роком зростає і становить у 2009році - 8.7 т/добу, у 2010 році - 9.2 т/добу, а у 2011 році - 9.4 т/добу. Це є логічним так як з попереднього пункту ми побачили, що зріз загальний видобуток нафти, що пояснюється вводом нових технологій видобутку нафти по родовищу.

Місячний коефіцієнт зміни дебіту є незмінним і становить 0.93. Це пояснюється тим, що Свердловини працюють більш-менш стабільно та з однаковим дебітом.

Коефіцієнт кратності з кожним роком зростає і становить у 2009 році 799.2, у 2010 році - 865.1, а у 2011 році - 881.3. Так як коефіцієнт зміни дебіту є незмінним, то таке зростання коефіцієнта кратності можна пояснити зростанням середньомісячного дебіту.

Отже, підбивши підсумки, бачимо, що експлуатаційний фонд свердловин досліджуваного об'єкта використовується раціонально, проте і слід зазначити, що необхідно скоротити кількість днів затрачених на ремонти свердловин.