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:

(2.2.1)

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:

(2.2.2)

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:

Внимание!

Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.

Расчет стоимости Гарантии Отзывы

(2.2.3)

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:

(2.2.4)

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:

(2.2.5)

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:

(2.2.6)

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:

(2.2.7)

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:

(2.2.8)

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:

(2.2.9)

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:

(2.2.10)

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:

	(2.2.11)
	(2.2.12)

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

Ресурсы газа () определяются по формуле:

(2.2.13)

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:

(2.2.14)

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 :

(2.2.15)

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

(2.2.16)

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:

(2.2.17)

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 ():

(2.2.18)

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

(2.2.19)

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: