Планирование объёмов добычи нефти и газа на нефтегазодобывающих предприятиях

Планирование объёма добычи нефти и нефтяного газа

Расчёт добычи нефти производится по всем месторождениям и эксплуатационным объектам, находящимся в разработке и подготовленным к разработке, и определяется как сумма добычи нефти из старых и новых скважин:    

где   –  добыча нефти в планируемом году, т.;

       – добыча нефти в планируемом году из скважин, перешедших с прошлого года, т.;

       – добыча нефти из новых скважин, вводимых в эксплуатацию из эксплуатационного и разведочного бурения и освоения с прошлых лет, т;

       –  добыча нефти из скважин, вводимых из бездействия, т.

Добыча нефти из старых скважин, перешедших с прошлого года, рассчитывается как произведение коэффициента изменения добычи по старым скважинам на расчётный объем добычи нефти, который был бы получен в планируемом году из старых скважин при работе всех их с производительностью, имевшей место в предшествующем году:

где  –  расчётная добыча нефти из старых (переходящих) скважин в планируемом году;

       – коэффициент изменения добычи нефти из старых (переходящих) скважин в планируемом году по сравнению с предшествующим годом, доли единицы.

Коэффициент изменения добычи нефти из старых скважин в планируемом году определяется как средневзвешенная величина коэффициентов изменения по месторождениям нефтяной компании:

где  – расчётная добыча нефти из старых переходящих скважин в планируемом году по i-му месторождению, тыс. т;

       – коэффициент изменения добычи нефти из старых переходящих скважин в планируемом году по i-му месторождению;

       – количество месторождений в нефтяной компании (НГДУ).

Коэффициент изменения добычи нефти по 1-ому месторождению  рассчитывается как произведение трёх коэффициентов:

где  – коэффициенты, характеризующие изменение соответственно числа действующих старых скважин в планируемом году, дебита старых скважин и количества нефти в добываемой из старых скважин жидкости, доли единицы.

Расчётная добыча нефти из старых (переходящих) скважин в планируемом году определяется как сумма добычи нефти из старых переходящих скважин в предшествующем году и расчётной добычи нефти из новых скважин, введённых в предшествующем году:

где   – добыча нефти из старых (переходящих) скважин в году, предшествующем планируемому, тыс. т;

       – расчётная годовая добыча нефти из новых скважин, введённых в предшествующем году, тыс. т.

Расчётная годовая добыча нефти из новых скважин определяется за полный год работы всех новых скважин, введённых в эксплуатацию в предшествующем году:

где  – ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин в году, предшествующем планируемому, скв.;

        – среднесуточный дебит новых скважин по нефти в году, предшествующем планируемому, т/сут.:

        – коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин, введённых в предшествующем году.

Добыча нефти из новых скважин, вводимых из эксплуатационного и разведочного бурения, а также из освоения с прошлых лет определяется по формуле:

где  – среднесуточный дебит новых скважин, вводимых в планируемом году, т/сут.;

       – число новых скважин, вводимых в планируемом году;

        – среднее число дней работы новой скважины, вводимой в планируемом году.

Среднесуточный дебит новых скважин по нефти, число дней работы одной новой добывающей скважины в планируемом году рассчитываются по проектам разработки как средневзвешенные величины по месторождениям.

Нефтегазодобывающие предприятия производят расчёт плана добычи нефти и ввода новых скважин по цехам добычи нефти и газа (нефтяным промыслам) с разбивкой по месяцам и кварталам.

Добыча нефти из скважин, вводимых из бездействия:

где  – число скважин, вводимых из бездействия в году ;

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

        – среднее время работы одной скважины в планируемом году, сут.

При отсутствии проекта разработки месторождений основой планирования объёмов добычи нефти служат фонд скважин, исходный среднесуточный дебит, коэффициент месячного изменения дебита и коэффициент эксплуатации скважин. Под исходным среднесуточным дебитом понимается среднесуточный дебит скважин в последнем месяце отчётного года (в декабре). Расчёт объёмов добычи нефти ведётся по категориям скважин (переходящие, восстанавливаемые и вводимые из бурения), по способам эксплуатации и пластам.

Добыча нефти из переходящих скважин по месяцам планируемого года определяется по формуле:

где  – исходный среднесуточный дебит одной скважины, т/сут.;

       – число переходящих скважин;

        – коэффициент месячного изменения дебита, доли ед.;

        – календарное число дней в месяце;

        – коэффициент эксплуатации скважин;

       м – порядковый номер месяца.

Годовой объем добычи нефти:

где  – коэффициент кратности, доли единицы;

       – среднее число дней в месяце.

Коэффициент кратности показывает, во сколько раз годовой объем добычи нефти больше объёма добычи за месяц, предшествующий плановому периоду, и рассчитывается по формуле:

где  – исходная добыча за месяц, предшествующий плановому периоду, т.

Ресурсы газа () определяются по формуле:

где  – добыча нефти в планируемом году;

       – средний газовый фактор, м/т.

Газовый фактор () представляет собой количество кубических метров нефтяного газа, извлекаемого с 1 т нефти.

Плановую добычу нефтяного газа определяют в зависимости от степени его утилизации по формуле:

где  – коэффициент полезного использования газа.

Планирование объёма добычи природного газа и газоконденсата

План добычи природного газа () предусматривает максимально возможную его добычу из старых скважин, перешедших с прошлых лет            (), из старых скважин, вводимых из бездействия (), и из новых скважин :

Добыча газа из старых скважин, перешедших с прошлых лет, в планируемом году определяется по формуле:

где  – ожидаемая расчётная добыча газа из старых переходящих скважин, тыс. м;

       – коэффициент изменения добычи газа из старых скважин, отражающей колебание добычи в связи с изменением пластовых давлений и отбора газа из пласта, влияние мероприятий по интенсификации добычи газа.

Расчётная добыча газа из старых скважин, переходящих с прошлого года:

где  – добыча газа из старых (переходящих) скважин в году, предшествующем планируемому, тыс. м;

       – число газовых скважин, введённых в году, предшествующем планируемому;

       – среднесуточный дебит одной новой скважины в году, предшествующем планируемому, тыс. м/сут.;

       – коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин, введённых в предшествующем году.

Добыча газа из скважин, вводимых из бездействия, определяется на основе данных о числе скважин (), среднесуточном дебите () и количестве дней работы в году ():

Добыча газа из новых скважин (QГHt+1) в планируемом году:

где  – число новых скважин, подлежащих вводу в эксплуатацию в планируемом периоде (в первую очередь из освоения с прошлых лет, консервации и из разведочного бурения);

      – среднесуточный дебит одной новой скважины, соответствующий геологическим условиям разработки газовых месторождений (по проектам разработки газовых месторождений), тыс. м/сут.;

      – среднее число дней эксплуатации одной новой скважины в год ввода её в действие с учётом нормативного срока освоения.

Исходными данными для планирования добычи газового конденсата являются: удельное потенциальное содержание конденсата в добываемом газе при текущем пластовом давлении (г/м), удельный отбор конденсата из газа (г/м), степень отбора конденсата от потенциального содержания (%), добыча газа из газоконденсатных залежей.

Ресурс газоконденсата:

где – потенциальное содержание (ресурс) газоконденсата в 1м газа, г.

Плановый объем добычи газоконденсата:

где – удельный отбор газоконденсата из газа, г/м.