Смекни!
smekni.com

Планирование объема добычи нефти (стр. 4 из 7)

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:

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: