85. Які показники характеризують продуктивність свердловини та її зміну у часі?

Продуктивність свердловин - характеристика видобувної свердловини ( нафтової, газової, водної), визначає відбір пластового флюїду при її експлуатації. Чисельно оцінюється коефіцієнтом продуктивності, рівним відношенню дебіту свердловини до депресії, створюваної на її вибої (різниці пластового і вибійного тисків ). У практиці користуються також коефіцієнт питомої продуктивності, що враховує дебіт свердловини, що припадає на одиницю потужності пласта ( 1 м).

Продуктивність залежить від потужності і проникності пласта, в'язкості, а також компонентного складу пластового флюїду, діаметра свердловини, ступеня і досконалості розкриття пласта, способу розкриття, фізико - хімічних властивостей і забрудненості привибійної зони. Продуктивність може з часом змінюватися залежно від зміни нафтогазонасиченості пласта і властивостей привибійної зони свердловини. Коефіцієнт продуктивності визначається при проведенні гідродинамічних досліджень методом сталих відборів. Використовується при складанні проектів розробки родовищ, при визначенні раціонального режиму експлуатації видобувних свердловин і підборі необхідного для підйому рідини свердловинного обладнання.

86. Як розраховують ефективний фонд часу використання свердловин?

Корисний (ефективний) фонд робочого часу – це середня кількість робочих днів, яка корисно використовується протягом планового періоду, і визначається як різниця між номінальним фондом і кількістю неявок на роботу з різних причин: втрати робочого часу та неявки, дозволені законом (чергові і додаткові відпустки, відпустки у зв’язку з вагітністю і пологами, через навчання, неявки у зв’язку з хворобою, у зв'язку з виконанням держобов'язків).

87. Як планують обсяг видобутку нафти?

При розробці виробничої програми визначається обсяг видобутку нафти НГВУ загалом, а також окремих промислів. План передбачає також видобуток за категоріями свердловин(перехідні, ті, що вводяться з бездіяльності та із буріння), за способом експлуатації (фонтанний, компресорний, глибинно-насосний), по експлуатаційних об’єктах, за сортами нафти(несірчана, мало сірчана, масляна). Вихідними даними для розробки цих планів є доведені завдання з видобутку нафти і газу, фонд свердловин та показники їх роботи (проектні і фактичні).

У всіх випадках, отримавши попередні завдання, НГВУ аналізує і визначає перш за все можливості видобутку нафти з перехідних свердловин, потім з введених із бездіяльності. В останню чергу визначається об’єм видобутку з нових свердловин.

Як вже зазначалось, планування видобутку нафти має свої особливості при розробці родовищ, за проектом і без нього. В першому випадку, оскільки свердловино – пласт розглядається, як єдина гідродинамічна система, обсяг видобутку нафти визначається по пластах, виходячи з середньодобових норм відбору нафти з цих продуктивних горизонтів, передбачених і скоригованих практикою експлуатації цих горизонтів, і календарного часу запланованого періоду.

Якщо розробка пласта досягла повного розвитку, то при незмінній нормі відбору нафти з пласта плановий обсяг видобутку буде дорівнювати середньодобовій нормі відбору, помноженій на календарне число днів. Обсяг видобутку з кожної конкретної свердловини перехідного фонду і тих, що вводяться з бездіяльності визначається на основі матеріалів їх досліджень.

Процес планування видобутку нафти завершується складанням балансу видобутку. Складання балансів видобутку нафти має мету передбачити її розподіл у плановому періоді між споживачами. В балансі нафти відображається загальний об’єм нафти, що видобувається, кількість нафти, що реалізується для переробки, товарна, нетоварна – витрата нафти, а також зміни залишків нафти в ємностях з початку року до кінця.