Расчетная добыча - нефть
Cтраница 1
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) С. [1]
Например, при перспективном планировании по расчетной добыче нефти планируется себестоимость. Если добыча нефти рассчитана неверно, то фактическая себестоимость всегда будет выше планируемой. [2]
Из табл. 72 следует, что для всех трех площадей величины расчетной добычи нефти ( при гс. Пр 10 - J м расчетная и фактическая добыча близки друг к другу. [3]
 |
Сопоставление фактической и проектной добычи нефти в зависимости от накопленной добычи нефти. [4] |
Однако в течение первых 30 месяцев, когда была добыта основная часть запасов нефти, согласованность расчетной добычи нефти с фактической стала неудовлетворительной. Метод Пратса и эмпирический дали несколько лучшую степень согласованности. [5]
Для буровых предприятий - вновь созданные нефтедобывающие мощности, определяемые или по екважино-суткам пребывания новых скважин у заказчика, или по расчетной добыче нефти из сданных заказчику скважин. [6]
При этом для определения добычи нефти по переходящему фонду скважин, как отмечалось ранее, используются коэффициенты изменения их годовой производительности, которые представляют собой частное от деления добычи нефти в данном году из переходящих кважин на расчетную добычу нефти при условии, если бы все переходящие скважины работали на полную годовую мощность без снижения дебитов в рассматриваемом году. [7]
Однако если в условиях водонапорного режима естественные условия благоприятствуют эффективному и полноценному извлечению всех промышленных запасов нефти, то в условиях упруго-водонапорного режима лишь в сравнительно редких случаях удается извлечь промышленные запасы нефти, так как при превышении расчетной добычи нефти происходит смена режима на смешанный режим - режим растворенного газа на разрабатываемой площади и упруго-водонапорный в небольшой полосе, прилегающей к наступающим краевым водам. Это приводит к снижению текущей добычи нефти, сильному растягиванию срока разработки и уменьшению нефтеотдачи. [8]
Поэтому на первом этапе проектирования при составлении технологических схем разработки нефтяных залежей и месторождений при проектировании добычи нефти возникают заметные или значительные ошибки. Чтобы компенсировать возможные ошибки в сторону снижения расчетной добычи нефти, в расчеты вводят понижающий коэффициент, обеспечивающий 90 % - ную надежность проектной добычи нефти. При осуществлении технологической схемы разработки в 10 случаях из 100 проектная добыча нефти не будет выполнена, а в 90 случаях из 100 проектная добыча нефти будет выполнена и может быть, если в том есть необходимость, заметно или значительно перевыполнена. [9]
Для обработки фактических промысловых данных и экстраполяции полученных результатов, как правило, используют различные статистические методы прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей и конечного коэффициента нефтеотдачи. С помощью различных эмпирических зависимостей ( характеристик вытеснения) представляется возможным находить расчетную добычу нефти и добычу нефти как текущую, так и накопленную на любой момент времени. [10]
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) С. [11]
По результатам замера и числу часов работы ( эксплуатации) путем теоретического расчета определяют суточный дебит каждой скважины, который затем включают в суточный рапорт эксплуатации скважин и добычи нефти. Но так как суточный дебит отдельных скважин рассчитывается по замерам, длительность которых не превышает обычно 1 - 2 ч, то добыча нефти, установленная расчетным путем, будет отклоняться от фактического количества нефти, поступившей за сутки в сборные резервуары. Это обстоятельство вызывает необходимость уточнять расчетную добычу нефти из отдельных скважин по результатам замеров уровня взлива нефти в сборных резервуарах. Для уточнения суточный дебит отдельной скважины умножают на коэффициент корректива. В табл. V.1 приводится соответствующий цифровой пример. [12]
На рассматриваемой нефтяной залежи при первоначальном проектировании разработки гидродинамически исследованных скважин было всего 5 % или 10 % от числа проектных скважин. В следующей табл. 3.2 показаны связанные с малым числом исследованных скважин экономические потери. Это вероятные экономические потери, в среднем происходящие в такой ситуации, потому что вероятной является резервируемая часть расчетной добычи нефти. [13]
Средний коэффициент продуктивности по нефти у 50 скважин отличается от среднего коэффициента у 100 скважин. Отличие может быть как в сторону завышения, так и в сторону занижения. Для проектировщика опасным является отклонение в сторону завышения, т.е. завышение проектной добычи нефти по сравнению с фактической. Поэтому проектировщик, ради обеспечения 90 % - ной надежности проектной добычи нефти, вводит резервирование ( снижение) расчетной добычи нефти. При осуществлении разработки нефтяной залежи возможно требование точного выполнения проектной добычи нефти без перевыполнения. [14]
Ниже приведены результаты идентификации по нескольким скважинам. В табл. 9.3 отражена динамика изменения фактической и расчетной добычи нефти и воды. [15]
Страницы: 1