Методика разработки плана добычи нефти

МЕТОДИКА РАЗРАБОТКИ ПЛАНА ДОБЫЧИ НЕФТИ

(по месторождениям, имеющим проект разработки)

Расчет показателей производственной программы производится по каждому месторождению в несколько этапов:

ЭТАП 1. Определение объема добычи нефти в планируемом году из старых (перешедших с прошлого года) скважин.

На этом этапе проводят следующие расчеты:

1.1. Определение коэффициента эксплуатации в планируемом году новых скважин, введенных в предыдущем году

Kэн_t+1 = , (1.1)

где Nн_t - ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин в году,

предшествующему планируемому, скв.;

30,4 – коэффициент перевода скважино-дней в скважино-месяцы;

365 – календарный фонд времени работы скважин в планируемом году,

дни;

t_{оно t+1} - время остановок в планируемом году новых скважин, введенных в

эксплуатацию в предшествующем году;

t+1 - индекс планируемого года;

t - индекс года, предшествующего планируемому.

1.2. Определение расчетной добычи нефти из новых скважин, введенных в предыдущем году:

Qнр_t+1 = Nн_t × q_{н t} × 365 × Кэн_t+1, (1.2)

где q_{н t} – среднесуточный дебит новых скважин по нефти в году, предшествую-

щем планируемому, т/сут.

1.3. Определение добычи нефти из старых скважин в планируемом году:

Qp_t+1 = Qc_t + Qнр_t+1, (1.3)

где Qc_t – добыча нефти из старых скважин в году, предшествующем планируе-

мому, т.

1.4. Определение коэффициента изменения добычи нефти из старых скважин в планируемом году по сравнению с предшествующим годом.

Коэффициент изменения добычи нефти определяется как произведение трех коэффициентов, учитывающих изменение фонда добывающих скважин, нефтесодержания их продукции и дебитов скважин по жидкости:

Кид_t+1 = Kf_t+1 × Kq_t+1 × Kn_t+1, (1.4)

где Kf_t+1 – коэффициент изменения нефтесодержания продукции старых сква-

жин по жидкости в планируемом году, доли ед.;

Kq_t+1 - коэффициент изменения среднего дебита старых скважин по жидко-

сти в планируемом году, доли ед.;

Kn_t+1 - коэффициент изменения числа старых действующих добывающих

скважин в планируемом году, доли ед.

1.4.1. Коэффициент изменения нефтесодержания продукции старых скважин по жидкости в планируемом году можно определить по формуле:

Kf_t+1 = , (1.5)

где – проектируемое содержание нефти в жидкости, добываемой из старых скважин в планируемом году, доли ед.;

расчетное содержание нефти в жидкости, добываемой из старых скважин в планируемом году, которое было бы получено при работе всех старых скважин в планируемом году с нефтесодержанием, имевшим место в предшествующем году, доли ед.;

Fc_t+1 = 1 – Bc_t+1, (1.6)

Fp_t+1 = , (1.7)

где Bc_t+1 – обводненность продукции старых скважин в планируемом году, доли

ед.;

Qрж_t+1 - расчетная добыча жидкости из старых скважин в планируемом году,

т.

Qрж_t+1 = Qcpж_t+1 + Qнрж_t+1, (1.8)

Qнрж_t+1 = Nн_t × q_{нж t} × 365 × Kэн_t+1, (1.9)

где Qcpж_t+1 - добыча жидкости из старых скважин в предшествующем году, т;

Qнрж_t+1 - расчетная годовая добыча жидкости из новых скважин, введенных

в предшествующем году, т;

q_{нж t} - среднесуточный дебит новых скважин по жидкости в предшествующем году, т/сут.

1.4.2. Коэффициент изменения среднего дебита старых скважин по жидкости в планируемом году можно определить по формуле:

Kq_t+1 = , (1.10)

где q_{сж t+1} – проектируемый дебит старых скважин по жидкости в планируемом

году, т/сут.;

q_{рж t+1} - расчетный дебит старых скважин по жидкости в планируемом году,

который был бы получен при работе всех старых скважин в плани-

руемом году с дебитами, имевшими место в предшествующем году,

т/сут.;

q_{рж t+1} = , (1.11)

Тр_t+1 = [(Nc_t – 0,5 DNc_t) + Nн_t] × 365 × Kэ_t+1, (1.12)

где Тр_t+1 – расчетная продолжительность работы всех старых скважин в плани-

руемом году, скв.-сут.;

Nc_t - действующий фонд добывающих скважин на начало года, предшест-

вующего планируемому году;

DNc_t - выбытие старых скважин из эксплуатационного фонда в предшест-

вующем году, скв.;

Kэ_t+1 - коэффициент эксплуатации действующего фонда добывающих

скважин на планируемый год, доли ед.

1.4.3. Коэффициент изменения числа старых действующих добывающих скважин в планируемом году можно определить по формуле:

Kn_t+1 = , (1.13)

где Тc_t+1 – проектируемое время работы старых скважин в планируемом году,

скв.-сут.;

Тc_t+1 = (Nc_t+1 – 0,5DNc_t+1) × 365 × Kэ_t+1, (1.14)

где Nc_t+1 – действующий фонд добывающих скважин на начало планируемого

года, скв.;

DNc_t+1- проектируемое выбытие старых скважин из эксплуатационного фон-

да в планируемом году, скв.

1.5. Объем добычи нефти в планируемом году из старых скважин:

Qc_t+1 = Qp_t+1 × Кид_t+1. (1.15)

ЭТАП 2. Определение объема добычи нефти в планируемом году из новых скважин, вводимых в эксплуатацию.

На этом этапе проводятся следующие расчеты:

2.1. Определение числа новых скважин, вводимых в эксплуатацию в планируемом году:

Nн_t+1 = Nнэ_t+1 + Nнр_t+1 + Nно_t+1, (1.16)

где Nнэ_t+1 – количество новых добывающих скважин, вводимых из эксплуата-

ционного бурения в планируемом году, скв.;

Nнр_t+1 - количество новых добывающих скважин, вводимых из разведочного

бурения в планируемом году, скв.;

Nно_t+1 - количество новых добывающих скважин в планируемом году из ос-

воения с прошлых лет, скв.

2.2. Объем добычи нефти в планируемом году из новых скважин:

Qн_t+1 = Nн_t+1 × q_{н t+1} × m_t+1, (1.17)

где Nн_t+1 - количество новых скважин, вводимых в эксплуатацию в планируе-

мом году, скв.;

q_{н t+1} - проектируемый среднесуточный дебит новых скважин по нефти в

планируемом году, т/сут.;

m_t+1 - среднее число дней работы одной новой добывающей скважины в

планируемом году, сут.

ЭТАП 3. Определение объема добычи нефти в планируемом году и величины вводимой мощности:

Q_t+1 = Qc_t+1 + Qн_t+1, (1.18)

M = Nн_t+1 × q_{н t+1} × 365 × Kэ_t+1. (1.19)

ЭТАП 4. Определение объема работ в эксплуатации.

На этом этапе проводятся следующие расчеты:

4.1. Определение скважино-месяцев, числящихся по действующему фонду:

Счд_t+1 = , (1.20)

где Nв_t+1 – количество скважин, вводимых из бездействия в планируемом году,

скв.

4.2. Определение скважино-месяцев, числящихся по всему эксплуатационному фонду:

Счэ_t+1 = , (1.21)

где Nэ_t+1 – количество скважин эксплуатационного фонда на начало планируемого периода, скв.

4.3. Определение скважино-месяцев эксплуатации:

Сэ_t+1 = , (1.22)

4.4. Определение коэффициентов использования фонда скважин:

Kэ_t+1 = , (1.23)

Kи_t+1 = . (1.24)

Дата добавления: 2015-08-29