Планирование объема добычи нефти

    = · 365;

     = · 365. 

  Несмотря  на непрерывный характер производства в нефтедобыче, скважины требуют периодических остановок для проведения ремонтных работ и геолого-технических мероприятий.

    Число остановок на ремонт подземного и наземного оборудования планируют на основе продолжительности межремонтного периода работы скважин по видам ремонта, а число остановок в связи с проведением геолого-технических мероприятий – в соответствии с планом проведения таких мероприятий.

  На  предприятиях для определения затрат времени на эти цели обычно составляют совмещенный план работ по ремонту скважин и проведению геолого-технических мероприятий. Общие затраты времени на ремонт и проведение геолого-технических мероприятий планируют исходя из времени (на один ремонт) и числа запланированных ремонтов (мероприятий). Для сокращения продолжительности простоев скважин геолого-технические мероприятия в плане обычно совмещают либо одно с другим, либо с ремонтными работами подземного и наземного оборудования.

  Эффективный фонд времени скважин  (плановый фонд времени работы скважин) вычисляют как разницу между календарным фондом времени действующих скважин и суммарной длительностью плановых простоев . На основе этих данных по приведенной выше методике определяют плановые коэффициенты использования и эксплуатации скважины  

     

  Дебиты скважин планируют по проектным данным, учитывающим  
возможность оптимальных отборов нефти и газа из пласта на данном  
этапе его разработки.

  Среднесуточная  норма отбора нефти и пласта – это оптимальная суточная добыча на данном этапе разработки месторождения. Суточную норму отбора (дебит) нефти из скважин определяют по формуле

   

   

   
где – коэффициент продуктивности;

     – пластовое давление;

     – забойное давление;

     k – показатель, характеризующий условия фильтрации (определяют по индикаторной кривой).

  Для планирования и анализа степени использования эксплуатационного фонда скважин во времени применяют два показателя:

  - коэффициент использования скважин,

  - коэффициент эксплуатации.

  При этом время работы и простой скважин  могут выражаться в скважино-часах, скважино-сутках и скважино-месяцах.

  Скважино-месяц  – это условная единица измерения времени работы и простоев скважин, равная 720 скважино-часам или 30 скважино-суткам. Различают скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному и действующему фондам скважин, и скважино-месяцы эксплуатации.

  Скважино-месяцы числившиеся по эксплуатационному фонду С _{ч э,} характе-ризуют суммарное календарное время, в течение которого скважины числились в эксплуатационном фонде (в действии и бездействии), а скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду, С _{ч д} – общий   календарный фонд только действующих скважин.

  Скважино-месяцы эксплуатации (отработанные) характеризуют суммарное время работы действующих скважин, т.е. время, в течение которого скважины дают продукцию. При этом время накопления жидкости при периодической эксплуатации относится к рабочему времени.

  Коэффициент использования скважин k_и представляет собой отношение времени работы всех скважин, выраженного в скважино-часах Ч_р, скважино-сутках Д_р или скважино-месяцах С_р к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах (Ч_{ч э} , Д_{ч э}, С _{ч э} ), т.е. 

    k_и = Ч_р /Ч_{ч э}= Д_р/Д_{ч э}= С_р /С _{ч э}. 

  Коэффициент интенсивного использования скважин k_и определяют как отношение фактического среднесуточного дебита q_{сут ф} к проектному q_{сут п ,} т.е.  

  k_{и с} = q_{сут ф} /q_{сут п}. 

    В плановых расчетах этот показатель равен единице, поскольку плановый дебит равен проектному.

  Коэффициент эксплуатации скважин k_э – это отношение времени работы скважин, выраженного в скважино-часах Ч_р, скважино-сутках Д_р или скважино-месяцах С_р к суммарному календарному времени действующего фонда скважин, выраженному в тех же единицах (Ч_{ч д} , Д_{ч д}, С _{ч д}), т.е. 

    k_э = Ч_р /Ч_{ч д} = Д_р/Д_{ч д} = С_р /С _{ч д}. 

  Коэффициент эксплуатаций, характеризующий степень использования во времени наиболее активной части фонда скважин, имеет важное значение при планировании и анализе результатов работы предприятия.

  Интенсивность отбора нефти характеризуют дебиты скважин. Различают среднесуточные и среднемесячные дебиты, причем последние определяют по отношению к отработанным и числившимся по действующему фонду скважино-месяцам.

  Среднесуточный  дебит скважин (одной или группы) – это количество нефти, добытое за сутки непрерывной работы скважины (скважин) q_сут, он равен отношению общей добычи нефти Q_н (в тоннах) к числу скважино-суток Д_р, отработанных скважиной (или группой) за один и тот же период времени, т.е.  

  q_сут = Q_н / Д_р.  

  Дебит за один скважино-месяц отработанный – q_ср  исчисляется отношением 

  q_ср = Q_н / С_р,  

а дебит  на один скважино-месяц, числившийся по действующему фонду скважин 

  q_сд = Q_н / С_{ч д}. 

  Среднесуточный дебит и дебит на один скважино-месяц отработанный характеризуют производительность скважин в единицу рабочего времени, а дебит на скважино-месяц числившийся – добычу нефти из скважины (группы скважин) действующего фонда в течение одного условного календарного месяца (30 суток).

  Планирование  показателей работы скважин зависит  от многих условий, главное из которых – наличие  заранее составленного проекта разработки месторождения. В проекте нефтяной пласт и пробуренные на него скважины рассматривают как общую гидродинамическую систему с характерными для нее научно обоснованными показателями эксплуатации. Проектные данные и служат исходными при составлении плана использования фонда скважин, а отсюда и объема добычи нефти.

  План  по добыче нефти составляют по предприятию в целом, по цехам, по категориям скважин, по способам эксплуатации, по пластам и по сортам нефти. В первую очередь определяют объем добычи нефти по переходящим с прошлого года действующим скважинам, затем по скважинам, вводимым в плановом году из бездействия. Разница в добыче по государственному заданию и добыче из переходящих и вводимых из бездействия скважин должна быть восполнена из новых скважин, вводимых из бурения.

  Планирование  добычи нефти из новых скважин, вводимых в эксплуатацию в планируемом году планируют на основе проектных данных по числу вводимых скважин , их среднесуточному дебиту , среднему числу суток работы одной новой добывающей скважины за год и коэффициенту эксплуатации  

    . 

  Число новых скважин, вводимых за счет эксплуатационного  бурения, определяют делением проектируемого объема буровых работ на среднюю  глубину этих скважин. Разведочные скважины зачисляют в действующий фонд после оценки на продуктивность каждой из них по уже разрабатываемым и вновь вводимым в разработку месторождениям.

    Среднее число суток работы новой скважины зависит от графика  
их ввода в эксплуатацию. При равномерном вводе в течение года 365/2.

  Планирование объема добычи нефти из скважин, вводимых из бездействия определяют по формуле  

    , 

где – число скважин, вводимых из бездействия в году t+1;

     – ожидаемый среднесуточный дебит вводимых из бездействия скважин, т/сут;

     – среднее  число суток работы одной скважины в t+1 году (зависит от графика ввода скважин из бездействия);

     – коэффициент  эксплуатации вводимых из бездействия скважин.

  Планирование  объема добычи нефти из переходящих скважин осуществляют с учетом предусмотренных в проектах разработки коэффициентов изменения норм отбора нефти по месторождениям в планируемом году  

    , 

где – расчетная добыча нефти из переходящих скважин (добыча, которая была бы получена из этих скважин при их среднесуточной производительности в предшествующем году), т.

  Расчетную добычу нефти определяют как сумму  добычи из старых скважин  в предшествующем планируемому (отчетном) году и расчетной добычи из новых скважин, введенных в том же году , при этом принимают на уровне фактической добычи отчетного года  

    365  

где – число новых скважин, введенных в эксплуатацию в отчетном  
году;

      – среднесуточный дебит этих скважин в том же году, т/сут;        

      – планируемый на t+1 год коэффициент эксплуатации скважин, введенных в отчетном t году.

  Коэффициент изменения добычи нефти в планируемом году по объединению определяют как средневзвешенную величину этих показателей, предусмотренную в проектах разработки отдельных месторождений. Этот показатель учитывает влияние геолого-физических и промыслово-технологических и других факторов на изменение фонда действующих старых скважин, их производительности и обводненности добываемой продукции.

  Планируемую добычу нефти по объединению определяют суммированием объемов добычи по проектам разработки отдельных нефтяных месторождений. Общую добычу по месторождению рассчитывают из скважин, перешедших с прошлого года , из новых скважин, вводимых в эксплуатацию в планируемом году из эксплуатационного и разведочного бурения и освоения с прошлых лет и из скважин, вводимых из бездействия  

    . 

  В заключение плановых расчетов составляют баланс на год с распределением по кварталам. Баланс нефти имеет приходную часть (ресурс нефти) и расходную часть, отражающую распределение ресурсов по потребителям, потери и изменение остатков в хранилищах в течение года, выделяют товарный и нетоварный расход продукции.

  Остаток продукции на начало планируемого периода  определяют замером в емкостях, а на конец года по нормативному остатку, равному двух-трехсуточной плановой добыче. Добычу нефти берут из производ-ственной программы. Товарный расход определяют на основе заявок сторонних организаций и выделенных им лимитов, а нетоварный по нормам расхода на те или иные нужды. По нормам также определяют потери нефти при ее технической подготовке и транспортировке. 

2. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

2.1. Определение показателей использования фонда скважин. 

Составляю график   движения скважин в  течение полугодия, для этого определяю: 

- Скважины эксплуатационного фонда: 

С_ЭФ = С _ДФ + С _БДФ 

где: С_ЭФ – скважины эксплуатационного фонда;