Планирование объема добычи нефти из старых скважин
Опубликовано: 06.09.2018
Этот показатель планируют с учетом предусмотренных в проектах разработки коэффициентов изменения норм отбора нефти по месторождениям в планируемом году Кщ+i (доли единицы)
Naomi Klein: Addicted to risk
где Qpi+i — расчетная добыча нефти из старых скважин, т. е. добыча, которая была бы получена из эгмх'скважин при их среднесуточной производительности, имевшей место в предшествующем году, т.
Расчетная добыча нефти представляет собой входную годовую мощность всех скважин, имеющихся в наличии на начало планируемого года. Она определяется как сумма добычи нефти, полученной из старых скважин Qc * в году, предшествующем планируемому, и расчетной добычи нефти из новых скважин, введенных в этом же году (в расчете на полный год при фактически полученных дебитах) Qupt+i'-
IZN VREM
где Nnt — число скважин, введенных в эксплуатацию в году, предшествующем планируемому; qnt — среднесуточный дебит в том же году, т/сут; Kat+i — коэффициент эксплуатации в планируемом году скважин, введенных в предшествующем году, доли единицы.
Коэффициент эксплуатации определяют по изложенной методике с учетом намечаемых в плане мер по сокращению различного рода простоев, повышению числа ремонтов и росту межремонтного периода работы скважин.
Коэффициент изменения добычи нефти в планируемом году Km (+i по объединению (предприятию) определяют как средневзвешенную величину этих показателей, предусмотренных в проектах разработки отдельных месторождений. Этот коэффициент учитывает влияние геолого-физических и промыслово-технологи-ческих факторов на изменение фонда добывающих скважин и их производительность. Определяют его как произведение трех исходных коэффициентов:
где Кп t+i — коэффициент, отражающий изменение числа действующих старых скважин в планируемом году, доли единицы; Kqt+i — коэффициент, изменения дебита старых скважин (по жидкости) в планируемом году, доли единицы; Kf t+i — коэффициент изменения нефтесодержания в добываемой из старых скважин жидкости, доли единицы.
Согласно принятой методике, порядок определения Ка t+u Kg t+u Kf t+i следующий:
где Tct+i и Tpi+i — соответственно проектируемое и расчетное время работы старых скважин в планируемом году, скважино-суток; Tct — фактическое время работы старых скважин в предшествующем году, скважино-суток; THP;+i — расчетное время работы новых скважин, введенных в эксплуатацию в предшествующем году, скважино-суток; Л^с< и Nct+\— число старых скважин соответственно в предшествующем и планируемом году; ДЛ^сг и ANct+i — соответственно число выбывших из эксплуатации старых скважин в предшествующем году и проектируемое выбытие таких скважин в планируемом году; 0,5 — коэффициент, отражающий равномерность выбытия скважин в течение года; NHt — число новых скважин, введенных в эксплуатацию в предшествующем году; Kat+i и K3Ht+i— коэффициент эксплуатации скважин в планируемом году соответственно всего действующего фонда и фонда новых скважин, введенных в предшествующем году, доли единицы; qCmt+i и qCp>Kt+i — соответственно проектируемый и расчетный дебиты старых скважин по жидкости в планируемом году, т/сут; Qcm — объем добычи жидкости из старых скважин в предшествующем году, тыс. т; Qcpmt+i — расчетный объем добычи нефти из старых скважин в планируемом году, тыс. т; qnmt — среднесуточный дебит новых скважин по жидкости в предшествующем году, т/сут; Bct+i — проектируемая обводненность продукции старых скважин в планируемом году, доли единицы.