что такое фонд скважин

Фонд скважин

Смотреть что такое «Фонд скважин» в других словарях:

фонд скважин — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN stockwell stock … Справочник технического переводчика

фонд скважин — 3.44 фонд скважин: Число и классификация (по состоянию и назначению) всех скважин, пробуренных на месторождении. Примечание По состоянию скважины подразделяют на действующие, бездействующие, находящиеся в освоении после бурения, в консервации и т … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

фонд скважин эксплуатационный — 3.1.21 фонд скважин эксплуатационный: Общее количество действующих, бездействующих и ожидающих освоения скважин, числящихся на балансе организации. Источник: СТО Газпром 2 2.3 145 2007: Инструкция по техническому диагностированию скважин ПХГ … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Общий фонд скважин — 54. Общий фонд скважин определяется как сумма эксплуатационного фонда скважин и скважин, находящихся в консервации, контрольных, находящихся в ожидании ликвидации, прочих, ликвидированных после эксплуатации и бурения. Источник: Постановление… … Официальная терминология

действующий фонд скважин — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN producing well stock … Справочник технического переводчика

осваиваемый фонд скважин — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN stock of wells under test … Справочник технического переводчика

простаивающий фонд скважин — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN nonoperating well reservenonoperating well stock … Справочник технического переводчика

фонд — 2.1 фонд: Упорядоченная совокупность документов, соответствующая задачам и профилю библиотеки, информационного центра и предназначенная для использования и хранения Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Источник

Все о нефти

Фонд скважин. Учет изменений фонда и показатели работы

В этой статье разберем некоторые показатели, которыми характеризуется фонд скважин на нефтегазодобывающем предприятии. И начнем мы с определения, что такое фонд скважин.

Фонд скважин

Вся совокупность скважин в ведении нефтегазодобывающего предприятия называется фонд скважин. Хотя чаще принято говорить о фонде скважин относящемуся к определенному месторождению (фонд скважин Мишкинского месторождения, например). В общем, фонд скважин – это число скважин на месторождении и классификация этих скважин по назначению и текущему состоянию.

Фонд скважин может состоять из добывающих, нагнетательных, специальных (оценочных, контрольных) и вспомогательных (водозаборных, поглощающих) скважин. Также в фонде скважин выделяются скважины ожидающие освоения, законсервированные скважины, ликвидированные, действующие и бездействующие скважины.

Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала (года) по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин». В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала (года). Отчет на конец четвертого квартала характеризует фонд на конец отчетного года. Отчеты составляют раздельно для нефтяных и газовых скважин.

Основное внимание, конечно, уделяется работе добывающего фонда скважин. Именно от этих скважин в первую очередь зависит экономическая эффективность работы предприятия.

Для оценки эффективности использования фонда скважин существуют специальные показатели, такие как среднедействующий фонд скважин (СДФ) за месяц, год; коэффициент эксплуатации скважин (К_эксп.); межремонтный период работы скважин (МРП).

Коэффициент эксплуатации скважин (К_эксп.)

Коэффициент эксплуатации скважин – это отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Как правило, не бывает так чтобы средний Кэксп. по всем скважинам месторождения был равен единице. Чаще всего он колеблется около значений 0,96 – 0,98.

В то же время по одной отдельно взятой скважине коэффициент эксплуатации вполне может быть равен единице. Например, за прошедший месяц отдельная скважина вполне могла проработать без каких-либо остановок, тогда если разделить время фактической работы этой скважины на календарное время за месяц, то

Почему по всему фонду скважин коэффициент эксплуатации не бывает равен единице? Ответ на этот вопрос заключается в том, что для проведения различных ремонтных работ необходима остановка скважин. Их останавливают для проведения исследований (например, КВУ) или проведения запланированных ГТМ, планово-предупредительных ремонтов или работ по оптимизации оборудования и т. п. Из-за вынужденной остановки на время проведения ремонтных и других работ фактическое время работы по тем или иным скважинам будет меньше календарного.

Среднедействующий фонд скважин (СДФ)

Средний действующий фонд скважин (сокращенно среднедействующий фонд или СДФ) измеряется в скважинах. Как правило, этот показатель используется для расчета планового коэффициента эксплуатации скважин, который в свою очередь используется в плановых расчетах добычи нефти.

Фонд скважин месторождения все время пребывает в движении (особенно на крупных месторождениях). Какие-то скважины уходят в бездействие, какие-то наоборот вводятся из бездействия. Бурятся новые скважины, проводятся ГТМ, скважины переводятся из одного фонда в другой (например, из нагнетательного в добывающий) и т. п. Как правило, скважины вводятся в произвольное число месяца, поэтому среднедействующий фонд в каждом конкретном месяце, чаще всего, не является целым числом.

Предположим, что какое-то гипотетическое месторождение разрабатывается десятью добывающими скважинами. И за прошедший месяц число действующих скважин никак не менялось. В этом случае среднедействующий фонд скважин равен 10.

Далее, предположим, что одна из скважин в прошедшем месяце ушла в бездействие. В бездействие скважины уходят, как правило, с первого числа, поэтому в том месяце, в котором скважина ушла в бездействие, среднедействующий фонд будет равен девяти.

Рассмотрим теперь другой случай. На первое число месяца фонд скважин состоял из десяти действующих добывающих скважин, а шестого числа была введена в эксплуатацию еще одна добывающая скважина. Понятно, что на первое число следующего месяца фонд скважин будет равняться одиннадцати. Но вопрос, каков среднедействующий фонд в прошедшем месяце, т.е. в месяце ввода новой скважины?

Чтобы ответить на этот вопрос надо знать, сколько было календарных дней в прошедшем месяце. Допустим, это был октябрь, т.е. 31 календарный день. Тогда новая скважина, введенная 6-го числа, проработала в прошедшем месяце 26 дней. А ее доля в СДФ равняется 26/31=0,84. То есть СДФ в прошедшем месяце равен 10,84 скважин (10 скважин на начало месяца + 0,84 скважины дала введенная скважина).

Межремонтный период работы скважин (МРП)

После ввода в эксплуатацию добывающие скважины испытывают воздействие различных неблагоприятных факторов. Как с точки зрения работы пласта (кольматирование призабойной зоны пласта, обводнение подстилающей или закачиваемой водой, например), так и с точки зрения работы оборудования, спущенного в скважину (это может быть отказ насоса, обрыв штанг, снижение подачи насоса из-за отложений парафина в клапанах насоса, коррозия НКТ).

В этой связи в скважине периодически проводятся различные ремонтные работы для устранения выявленных нарушений. Для контроля эффективности работы скважин существует показатель «межремонтный период работы» (МРП) скважин.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважин от ремонта до ремонта, т. е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами. МРП измеряется в сутках.

Нефтегазодобывающие предприятия стремятся увеличить МРП с тем, чтобы снизить затраты на ремонтные работы и предотвратить потери нефти от простоя скважин, находящихся в ремонте (или в ожидании ремонта).

Как можно увеличить МРП? Для этого выявляют и устраняют факторы, приводящие к преждевременной остановке скважин, такие как коррозия глубинно-насосного оборудования, НКТ, штанг; проводят мероприятия по борьбе с различными скважинными осложнениями (отложениями АСПО, гидратов, солей, засорением насосов механическими примесями). Какие еще скважинные осложнения существуют и как с ними бороться читайте в статье Предупреждение и борьба с осложнениями при эксплуатации скважин.

Значительный эффект на удлинение межремонтного периода оказывает комплексный ремонт скважин, то есть одновременный ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины.

Источник

ФОНД СКВАЖИН РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Скважины представляют собой основную со­ставляющую системы разработки месторождения, поскольку служат каналами для подъема УВ и попутных компонентов из недр, для получения информации о залежах, для управления процессами дренирования пластов.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объ­екте) подразделяется на группы по разным признакам — по назначению, очередности бурения, способам эксплуатации, по состоянию на отчетную дату, времени ввода в эксплуата­цию и т.д.

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждо­го квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы.

Ниже приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его на группы и основным признакам.

По своему назначению скважины подразделяются на сле­дующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные, вспомогательные.

Добывающиескважины по большинству объектов состав­ляют основную часть фонда скважин. Они предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважиныпредназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетатель­ными и др. При внедрении процесса внутрипластового горе­ния нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предше­ствует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

Специальныескважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы — оценочные и контрольные скважины.

Оценочные скважиныиспользуются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических иссле­дований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

Контрольныескважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке зале­жей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезомет­рические и наблюдательные скважины.

Пьезометрическиескважины служат для проведения на­блюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины сна­чала располагали за контуром нефтеносности, по данным о поведении пластового давления в них судят об активности законтурной области и ее связи с залежью. Позднее в нефтя­ной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, расположенные в пределах залежи, остановленные для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательныескважины предназначены для наблюде­ния за характером вытеснения нефти из пластов — за пере­мещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщеннос­ти пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газо­вой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструк­цию скважин выбирают в зависимости от поставленных за­дач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с непер-форированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов.

Для изучения процессов, протекающих в пластах, радио­активными методами ГИС наряду со специальными скважи­нами широко используют контрольно-эксплуатационные сква­жины. Возможности включения эксплуатационных скважин в сеть специальных особенно широки при разработке много­пластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины — добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая сква­жина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной — для перфори­рованных. При разработке газовых месторождений к кон­трольно-эксплуатационным относят также скважины, в ко­торых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, необходимых для наблюдательных скважин.

Фонд специальных скважин частично создается за счет их целенаправленного бурения, а частично — из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи. Так, в число пьезометрических переводят разведочные сква­жины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добываю­щие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значи­тельную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в дру­гую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной сква­жине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненнос­ти пластов скважину можно использовать в качестве пьезо­метрической.

К числу вспомогательныхскважин на месторождении от­носят водозаборные и поглощающие скважины. Водозабор­ные — это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продук­тивные пласты и использования для других нужд при разра­ботке месторождения. Поглощающие (сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения по­путных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов (см. главу XVIII).

В качестве вспомогательных, так же как и специальных, используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.

По времени ввода в эксплуатацию выделяют две категории скважин эксплуатационного фонда — старые и новые. Выде­ление этих категорий используется при составлении отчетно­сти по добыче нефти (газа) и при оценке добычи и объемов бурения на предстоящий год и на более продолжительные периоды (см. главу XVII).

К категории старых относят скважины, которые впервые были введены в эксплуатацию на нефть (газ) в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года, в том числе:

· скважины, перешедшие с прошлого года, т.е. те старые скважины, которые на 1 января отчетного года находились в действующем фонде;

· скважины, восстановленные из бездействия, т.е. старые скважины, которые в прошлые годы давали нефть (газ), но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 ян­варя текущего года числились в бездействии или вообще бы­ли исключены из эксплуатационного фонда и числились в других группах скважин.

К категории новых относят скважины, которые в отчет­ном году впервые введены в эксплуатацию на нефть (газ) из бурения или из освоения после бурения прошлых лет, а так­же скважины, переведенные из других групп, если они ранее не эксплуатировались на нефть (газ).

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

Источник

Фонд скважин различного назначения

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат:

Каналами для подъема У В и попутных компонентов из недр,

Для получения информации о залежах,

для управления процессами дренирования пластов.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам—

—по назначению,

—по очередности бурения,

—по способам эксплуатации,

—по состоянию на отчетную дату,

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждого квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы, на основании которых планово-экономическое подразделение составляет отчет по эксплуатации скважин нефтегазодобывающего предприятия в целом.

Ниже приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его на группы по основным признакам.

Скважины эксплуатационного объекта (месторождения, предприятия в целом) по своему назначению подразделяются на следующие основные группы:

Добывающие скважины — предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов. По большинству эксплуатационных объектов составляют наибольшую часть фонда скважин

Нагнетательные скважины предназначеныдля нагнетания в пласты различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

Специальныескважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы:

Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят:

— пьезометрические и

— наблюдательные скважины.

Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье.Пьезометрические скважины обычно располагаются за контуром нефтеносности, т. е. в водоносной части пласта; по данным о поведении пластового давления в них составляется характеристика законтурной области. В последние годы в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, остановленные в пределах залежи для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов — за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с неперфорированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов.

Наряду со специальными скважинами для изучения процессов, протекающих в пластах, широко используют контрольно-эксплуатационные скважины. Возможности включения таких скважин в сеть специальных скважин особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины, добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной—для перфорированных. При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины, в которых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, свойственных наблюдательным скважинам.

Дата добавления: 2018-09-20 ; просмотров: 344 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

ФОНД СКВАЖИН РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Дата добавления: 2013-12-24 ; просмотров: 7398 ; Нарушение авторских прав

Лекция 17 КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

Тема 6.2. Организация контроля за исполнением документов. Система АСКИД (автоматизированный контроль исполнения документов).

Раздел 6. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТЫ С ДОКУМЕНТАМИ

Контроль исполнения документов по ГОСТ Р 51141-98 определяется как совокупность действий, обеспечивающих своевременное исполнение документов. Функция контроля — одна из важнейших управленческих функций, в контроле выделяются два аспекта: контроль, включающий анализ существа и полноты исполнения решений, и контроль за сроками исполнения.

При большом объеме документооборота такой контроль также могут осуществлять специально уполномоченные лица или специальное контрольное подразделение, например инспекция при руководителе.

Такой контроль может осуществлять и вышестоящая организация путем проведения ревизий, проверок, анализом представленных отчетов, справок, однако такой контроль не всегда проводится систематически и планомерно.

Контроль за сроками, как правило, осуществляют работники службы ДОУ или при небольшом объеме документооборота эту работу выполняет секретарь или специально назначенный работник.

Все документы, требующие исполнения, должны быть поставлены на контроль. Однако не всегда это реально осуществить технически и, кроме того, в силу сложившейся практики на контроль ставятся документы, содержащие наиболее важную для деятельности конкретной организации информацию.

Учитывая данный фактор, в каждой организации разрабатывается перечень документов, подлежащих контролю исполнения с указанием сроков исполнения. Данный перечень является, как правило, приложением к инструкции по ведению делопроизводства. Иногда он издается в виде самостоятельного документа.

о предоставлении статистической отчетности, о сроках подачи апелляций на решение судебных инстанций и др. Типовой срок исполнения таких распространенных видов документов, как служебное письмо, телеграмма, установлен ГСДОУ. Если в организации есть специфические виды документов, для которых не установлены типовые сроки упомянутыми выше документами, то организация устанавливает для таких документов сроки исполнения и включает их в перечень, после утверждения которого они становятся типовыми.

Срок исполнения входящих документов должен исчисляться с момента поступления документа в организацию (реквизит 9). Однако с момента фиксации факта поступления до проставления резолюции руководителя, определяющей исполнителей, характер исполнения и сроки, иногда проходит несколько дней, поэтому в некоторых организациях срок исполнения документа исчисляют от даты резолюции.

Сроки исполнения внутренних документов исчисляют, как правило, с момента доведения их до исполнителей.

Срок исполнения может корректироваться только руководителем автором резолюции, но не сотрудниками, осуществляющими контроль за сроками исполнения. Фактически руководитель, рассматривающий документ, и определяет: подлежит ли данный документ контролю за исполнением. На левом поле контрольного документа на уровне заголовка предусмотрено проставление реквизита 17 «Отметка о контроле» в виде буквы «К» или слова «контроль». Эту отметку могут проставить и работники службы ДОУ перед отправкой к исполнителю, исходя из резолюции руководителя или текста документа (приказа, указания, распоряжения и др.).

Контроль исполнения всегда строится на базе регистрационных данных: регистрационных карточек или автоматизированных данных. Введение специальных форм контрольных карточек не рекомендуется.

Форма контроля выбирается в зависимости от объема документооборота, принятой системы регистрации, возможностей организации.

Проверка хода исполнения в соответствии с ГСДОУ должна проводиться:

Если задание должно быть исполнено в срок от 2 до 10 дней, проверка хода исполнения осуществляется чаще, как правило, раз в 2 дня.

Снять документ (задание) с контроля согласно ГСДОУ может либо руководитель, поставивший его на контроль, либо ответственный исполнитель после выполнения задания, сообщения результатов исполнения заинтересованным лицам или организациям. Подписывая ответный документ или справку об исполнении контрольного задания, руководитель, который определял это задание, подтверждает, что он провел контроль за исполнением документа по существу и что исполнение проведено качественно.

Однако в практике случаются ситуации, когда контрольная служба устанавливает, что содержание, форма и процедура исполнения не соответствовали заданию. Это часто бывает при смене руководителей, определявших задание, смене исполнителей. В этом случае контрольная служба имеет право вернуть документ исполнителю, считая его неисполненным.

Для снятия документа с контроля исполнитель обязан предоставить в контрольную службу следующие документы:

1. Контрольный документ с проставленным в левом нижнем углу реквизитом 28 «Отметка об исполнении документа и направлении его и дело». В данную отметку согласно ГОСТ Р 6.30-2003 включают следующие данные:

ссылку на дату и номер документа, свидетельствующего о его исполнении, или при отсутствии такового документа, краткие сведения об исполнении;

слова «В дело», номер дела, в котором будет храниться документ.

Отметка об исполнении и направлении его в дело должна быть подписана и датирована исполнителем документа или руководителем структурного подразделения, в котором исполнен документ.

2. Ответный документ или любое другое документированное подтверждение исполнения (справка об исполнении, например). Эти документы должны быть подписаны тем руководителем, который давал задание. Они также до предъявления контрольной службе должны быть зарегистрированы на участке регистрации, т. е. иметь регистрационный номер и дату

В случае применения автоматизированного контроля исполнения документов, который наиболее рационален сегодня, цели, последовательность контрольных операций, нормативные документы, регламентирующие эту работу, естественно, остаются прежними. С применением компьютеров возрастают скорость работы контрольной службы и объемы контролируемых массивов. Для внедрения автоматизированного контроля исполнения необходимы наличие автоматизированной системы регистрации, применение единых регистрационно-контрольных карточек (РКК), разработка внутренних классификаторов (структурных подразделений, исполнителей, корреспондентов и др.). Автоматизированный контроль, как указано в Типовой инструкции по делопроизводству в министерствах и ведомствах Российской Федерации, строится на базе данных автоматизированной регистрации и обеспечивает оперативное информирование о состоянии Исполнения всех видов документов, поручений и изданий, а также предварительный контроль сроков подготовки и исполнения документов, анализ исполнительской дисциплины.

Контрольные действия осуществляются в контрольной службе, местах регистрации документов с использованием автоматизированных рабочих мест или автоматизированных пунктов обработки информации. Напоминание исполнителям о сроках исполнения, сводки состояния исполнения, сведения о переносе сроков, завершение исполнения выводятся на экран дисплея.

ПАРАМЕТРЫ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ СИСТЕМУ РАЗРАБОТКИ

Данное на предыдущей лекции определение системы разработки нефтяного месторождения — общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

1. наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2. расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Фонд скважин — общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется он на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр. Можно указать четыре основных параметра, характеризующие ту или иную систему разработки.

1.Параметр плотности сетки скважин — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении , то Размерность — м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2.Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин. Размерность параметра — т/скв.

3. Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.

4. Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. .

Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат каналами для подъема УВ и попутных компонентов из недр, для получения информации о залежах, для управления процессами дренирования пластов.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам — по назначению, очередности бурения, способам эксплуатации, по состоянию на отчетную дату, времени ввода в эксплуатацию и т.д.

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждого квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы, как характеристика фонда скважин.

По своему назначению скважины подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные, вспомогательные,

1.Добывающие скважиныпо большинству объектов составляют основную часть фонда скважин. Они предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

2.Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательнымии др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предше­ствует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

3.Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы — оценочные и контрольные скважины.

3.1Оценочные скважиныиспользуются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

3.2Контрольныескважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезометрические и наблюдательные скважины.

Пьезометрическиескважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины сначала располагали за контуром нефтеносности, по данным о поведении пластового давления в них судят об активности законтурной области и ее связи с залежью. Позднее в нефтяной промышленности к пьезометрическимстали относить и скважины, расположенные в пределах залежи, остановленные для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов — за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасьпценности пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с непер­форированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов,

Для изучения процессов, протекающих в пластах, радиоактивными методами ГИС наряду со специальными скважинами широко используют контрольно-эксплуатационные скважины. Возможности включения эксплуатационных скважин в сеть специальных особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины — добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной — для перфорированных. При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины, в ко­торых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, необходимых для наблюдательных скважин.

Фонд специальных скважин частично создается за счет их целенаправленного бурения, а частично — из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи. Так, в число пьезометрических переводят разведочные скважины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добывающие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значительную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в другую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной скважине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненности пластов скважину можно использовать в качестве пьезометрической.

В качестве вспомогательных, так же как и специальных, используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.

скважины, перешедшие с прошлого года, т.е. те старые скважины, которые на 1 января отчетного года находились в действующем фонде;

скважины, восстановленные из бездействия, т.е. старые скважины, которые в прошлые годы давали нефть (газ), но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 ян­варя текущего года числились в бездействии или вообще были исключены из эксплуатационного фонда и числились в других группах скважин.

К категории новых относят скважины, которые в отчетном году впервые введены в эксплуатацию на нефть (газ) из бурения или из освоения после бурения прошлых лет, а также скважины, переведенные из других групп, если они ранее не эксплуатировались на нефть (газ).

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

Источник