Основные принципы размещения предприятий нефтяной промышленности. Производственная программа предприятий нефтедобывающей промышленности и методы её определения, страница 3

При определении добычи нефти используют следующие показатели, характеризующие производительность скважин и ее изменение во времени.

Дебит скважины – т.е. производительность скважины в единицу времени (час, сутки, месяц). В текущем определении преимущественно используют показатель среднемесячного дебита.

Различают показатели начального, исходного и текущего дебита скважин, каждый из которых имеет свою область применения при определении добычи нефти.

Начальный дебит – это среднесуточная производительность новой скважины за первые 30 дней ее эксплуатации. Этот показатель используют при определении добычи нефти из новых скважин.

Исходный дебит – среднесуточная производительность скважины к началу планируемого периода с учетом нормальных условий эксплуатации. Этот показатель используют при определении добычи нефти из переходящих скважин.

Текущий дебит – это среднесуточный дебит скважин по месяцам рассматриваемого периода. При его расчете отправляются от исходного дебита и учитывают изменение во времени (коэффициент изменения дебита).

Коэффициент месячного изменения дебита К_и характеризует темп изменения дебита скважин и определяется как отношение среднесуточного дебита за последующий месяц в т/сутки q’’ к среднесуточному дебиту за предшествующий месяц q’ по формуле

При определении этого коэффициента используют кривые производительности скважин, основанные на фактических геолого-статистических данных, и учитывают эффект от реализации намечаемых геолого-технических данных и организационных мероприятий.

Уровень этого коэффициента, как показывает анализ эксплуатации, зависит от физико-геологической характеристики отдельных пластов, расстояний между скважинами, величины текущего дебита, мероприятий по интенсификации добычи нефти и других факторов.

Коэффициент изменения дебита применяют при определении добычи нефти по месторождениям, эксплуатируемым на режиме растворенного газа.

Коэффициент кратности представляет собой сумму коэффициентов месячного изменения дебита за рассматриваемый период (например, год) и показывает, во сколько раз добыча нефти за этот период превышает исходную месячную добычу нефти.

Годовой коэффициент кратности К_кр определяют по следующей формуле убывающей геометрической прогрессии:

где К_и – коэффициент месячного изменения дебита.

Входная добыча нефти – это ожидаемая суточная добыча нефти к началу планируемого периода с учетом ввода скважин в эксплуатацию из бурения и из бездействия и реализации геолого-технических мероприятий по повышению производительности скважин. Входной добычей является добыча нефти в декабре предшествующего года.

Коэффициент эксплуатации характеризует уровень использования действующих скважин во времени и представляет собой отношение времени процесса эксплуатации скважин к календарному времени этих скважин.

Объем эксплуатационного бурения определяется по числу вводимых скважин, их средней глубине, а также с учетом необходимого задела скважин, вводимых из разведочного бурения и освоения. В объеме эксплуатационного бурения в соответствии с проектом разработки учитывается бурение нагнетательных и других вспомогательных скважин.

    Объем разведочного бурения рассчитывается с выделением поискового и разведочного бурения, исходя из планируемого прироста запасов (по категории В+С₁ ) и эффективности разведочного бурения (прирост запасов на 1м проходки).

Основные технико-экономические показателихарактеризующие производственную мощность в бурении скважин:

а) проходка,

б) количество скважин, начатых бурением,