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:

С_ЭФ = С _ДФ + С _БДФ

где: С_ЭФ – скважины эксплуатационного фонда;

С _ДФ – скважины действующего фонда скважин;

С _БДФ – скважины бездействующего фонда скважин.

На начало полугодия: С_ЭФ = 520+80=600 скважин;

На конец полугодия: С_ЭФ= 538+85=623 скважин.

- Скважины действующего фонда:

С_ДФ = С _{Н С} + С_ФС

где: С _{Н С} – скважины насосного способа эксплуатации;

С _ФС – скважины фонтанного способа эксплуатации.

На начало полугодия: С_ДФ = 400+120=520 скважин;

На конец полугодия: С_ДФ = 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: