Лекции по Планированию (стр. 10 из 32)

С_э = t_э_____ ,

720(30)

где: t_э – время эксплуатации (без технически необходимых остановок)

2. Показатели использования фонда скважин и их планирования.

Уровень использования фонда скважин может быть повышен:

· за счет пуска скважин из бездействия,

· увеличение времени работы скважин, из-за снижения плановых и внеплановых остановок,

· повышение производительности (дебита) скважин за счет проведения ГТМ и ОТМ.

Время возможного использования оборудования в году составляет (24 х 365) = 8760 час – это календарный фонд времени (Т_кал).

В нефтедобыче - непрерывный процесс производства, при котором скважины работают круглосуточно. Практически скважины никогда не работают беспрерывно круглый год, они имеют плановые и внеплановые остановки.

Плановые остановки (t_п) связаны с проведением на скважинах планово-предупредительных ремонтов и ОТМ.

Внеплановые остановки (t_вн) вызываются различными непредвиденными причинами – это так называемые простои по организационно-техническим причинам или остановки, связанные с авариями и проведением работ по борьбе с авариями и их ликвидацией.

Т_эф = Т_кал – (t_п + t_вн)

Т_эф – эффективный фонд времени использования скважин.

Для оценки использования фонда скважин применяются показатели:

а) К_{использования фонда скважин} = С_э

С_чэ

- равен отношению скважино-месяцев эксплуатации (отработанных) к скважино-месяцам числившимся по всему эксплуатационному фонду.

Этот показатель дает представление о состоянии всего фонда скважин и степени его использования, т.е. поддержание действующих скважин в работоспособном состоянии и пуск скважин из бездействия.

б) К_{эксплуатации} = С_э

С_чд

- равен отношению скважино-месяцев эксплуатации (отработанных) к скважино- месяцам действующего фонда.

Чем ближе этот коэффициент к единице, тем больше времени чистой эксплуатации и тем меньше остановок.

Оба эти показатели отражают степень экстенсивности использования скважин.

Другой путь, увеличения использования скважин – это интенсивный, характеризующий напряженность использования оборудования в единицу времени. Повышение интенсивности - самое эффективное средство среди других, по улучшению использования оборудования в единицу времени, об интенсификации можно судить по производительности скважин.

Тема: 5 ПОКАЗАТЕЛИ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

И ИХ ПЛАНИРОВАНИЕ

1. Производительность скважин

2. Анализ выполнения производственной программы

3. Порядок составления производственной программы по категориям скважин.

1. Производительность скважин

Производительность скважин измеряется добычей из них продукта в единицу времени, при этом используется

· среднесуточный дебит (тн/сут),

· среднемесячный дебит (тн/мес.), который получается путем деления добычи за определенный период времени на число скважино-месяцев эксплуатации.

q = Q_в

С_э

Для увеличения производительности скважин применяют различные методы интенсификации добычи нефти, внедрение в производство геолого-технических мероприятий (ГТМ), этими методами достигается уменьшение падения дебита, некоторая его стабилизация.

Изменение дебита характеризуется k_{изменения дебита}, который при стабилизации равен 1.

k_{и.д.(изменения дебита)} за месяц равен отношению среднесуточного дебита за последующий период (q¢¢) к среднесуточному дебиту за предыдущий период (q¢):

k_и.д = q¢¢/ q¢

Данный коэффициент определяют по кривым производительности скважин, построенными на основании статистических данных отдела разработки

При расчете плановой добычи на год исходят из формулы:

Q_пл.г. = q_исход х К_{кр (годовой)}

где: Q_пл.г. - плановая добыча нефти;

q_исход - исходная добыча нефти;

К_{кр (годовой)} – годовой коэффициент кратности.

К_{кр год.}= Q_пл.г

q_исход

Годовой коэффициент кратности (К_{кр год.}) показывает во сколько раз годовая добыча нефти больше добычи исходного месяца (k_и.д)

При k_и.д = 1, то К_{кр год} = 12 – добыча нефти по месяцам не изменяется;

При k_и.д < 1, то К_{кр год} < 12 – добыча нефти по месяцам падает;

При k_и.д > 1, то К_{кр год} > 12 – добыча нефти по месяцам может увеличиваться.

2. Анализ выполнения производственной программы

Анализ производственной программы НГДУ является важным средством выявления резервов, увеличение добычи нефти, а также базой для обоснованного плана на следующий год;

основными факторами, влияющими на добычу нефти являются:

q_исход.- средний дебит на 1 скважино-месяц эксплуатации;

К_э- коэффициент эксплуатации;

С_чд. - скважино-месяц числившийся по действующему фонду (дальше - Сч).

Расчет факторов на добычу нефти:

Q_пл = q_{исход план.} х К_э.план х С_{ч.д. план}

Q_факт = q_{исход факт.} х К_э.факт х С_{чд.факт}

DQ = Q_факт. - Q_пл.

DQ = DQ_q.+ DQ_Счд + DQ_Кэ DQ - отклонение

Влияние на добычу нефти каждого из 3-х факторов условно в изолированном виде определяется методом данных подстановок по соответствующим формулам:

DQ_q = (q_ф - q_пл) х К_эф х С_чфDQ_q = Dq х К_эф х С_чф – отклонения за счет среднего дебита.

DQ_сч = (С_чф -С_чпл) х q_пл х К_э.плDQ_сч = DС_ч.д. х q_пл х К_э.пл – отклонения за счет скважино-месяцев числившихся по действующему фонду

DQ_кэ = (К_э.ф - К_эпл) х q_пл х С_ч.ф.DQ_кэ = DК_э. х q_пл х С_ч.ф – отклонения за счет коэффициента эксплуатации

3. Порядок составления производственной программы по категориям скважин.

На основе проекта разработки месторождения планируют фонд скважин, их движение, перевод их из одного способа эксплуатации в другой, отключение скважин.

Добыча нефти на всех уровнях планирования рассчитывается как сумма добычи нефти из старых (Q_ст) и новых (Q_н) скважин:

Q_п = Q_ст + Q_н

Фонд скважин делится на категории

1) Старые скважины (действующие или бездействующие) вступившие в эксплуатацию до начала планового года, они делятся на два вида:

а) переходящие скважины, (Q_пер) – это скважины, участвовавшие в производственном процессе в предшествующем планируемому году месяце, независимо от количества добытой из каждой скважины нефти и длительности эксплуатации в этом месяце;

б) восстановленные скважины (Q_в) – это скважины, вступающие в эксплуатацию из бездействия в течении планируемого года.

2) Новые скважины (Q_н.), вступающие в эксплуатацию из бурения в течение планируемого периода. НГДУ рассчитывает план добычи нефти отдельно по каждой категории скважин.

В начале рассчитывается по переходящим скважинам (Q_пер) по месяцам, исходя из среднесуточных дебитов по отдельным скважинам или группам скважин (q_мес.) умноженных на соответствующие коэффициенты изменения дебитов (k_и.д.), время эксплуатации (отработанное в данном месяце) (t_э) и число скважин данной группы (n):

Q_пер. = q_мес х k_и.д х t_э х n

Аналогично рассчитывается, по всем последующим месяцам, затем суммируют и получают план добычи за год. Затем составляют план добычи нефти и из восстанавливающих скважин, также как и план по переходящим скважинам, но только по каждой скважине отдельно, с учетом срока пуска ее в эксплуатацию.

Далее определяется количество скважин, подлежащих бурению, анализируют разведанные фонды для бурения и выбирают наиболее эффективный вариант проекта добычи нефти по новым скважинам и считают план добычи нефти по новым скважинам со срока их ввода в эксплуатацию.

Добыча нефти из новых скважин в планируемом году:

Q_н = n_скв х q_н х Т_эк