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
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 года365
где
– число новых скважин, введенных в эксплуатацию в отчетномКоэффициент 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:
СЭФ = С ДФ + С БДФ
где: СЭФ – скважины эксплуатационного фонда;
С ДФ – скважины действующего фонда скважин;
С БДФ – скважины бездействующего фонда скважин.
На начало полугодия: СЭФ = 520+80=600 скважин;
На конец полугодия: СЭФ= 538+85=623 скважин.
- Скважины действующего фонда:
СДФ = С Н С + СФС
где: С Н С – скважины насосного способа эксплуатации;
С ФС – скважины фонтанного способа эксплуатации.
На начало полугодия: СДФ = 400+120=520 скважин;
На конец полугодия: СДФ = 430+108=538 скважин.
Результаты расчетов представляю в таблице 1.
таблица 1
Показатели | Остаток на начало полу - годия | прибыло | убыло | Остаток на на конец полу- годия | |||||
Из буре- ния | Из без- дей- ствия | Из дру- гих | И Т О Г О | В другой спо- соб | В без- дей - ствие | И Т О Г О | конец полу- годия | ||
Скважины эксплутационного фонда | 600 | 14 | 8 | 32 | 54 | 27 | 4 | 31 | 623 |
в том числе: | |||||||||
1.Действующий фонд скважин | 520 | 14 | 8 | 20 | 42 | 20 | 4 | 24 | 538 |
из них: | |||||||||
А) насосные | 400 | 6 | 8 | 20 | 34 | - | 4 | 4 | 430 |
Б) фонтанные | 120 | 8 | - | - | 8 | 20 | - | 20 | 108 |
2. Бездействующий фонд скважин | 80 | - | - | 12 | 12 | 7 | - | 7 | 85 |
- количество скважино - суток, числившиеся по эксплуатационному фонду: