2.Основные показатели разработки залежей.

Для хар-ки процесса извлечения нефти из недр применяют показатели, определяющие во времени как интенсивность, так и степень извлечения нефти, воды и газа.

Добыча нефти Qн – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча qнс, приходящаяся на одну скважину.

Добыча жидкости Qж – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени.

Добыча газа Qг – зависит от содержания газа в пластовой нефти. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель – накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки.

Помимо абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп разработки – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Обводненность продукции – отношение дебита нефти к суммарному дебиту нефти и воды (дебиту жидкости).

Темп отбора жидкости- отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % /год.

3. Планирование добычи нефти цеха добычи. Плановые показатели цеха, тпп

План по добыче нефти предусматривает определение объёма добычи по предприятию в целом, по цехам и группам скважин и их категориям, по способам эксплуатации, пластам. В первую очередь опр-ют объёмы нефти по переходящим действующим скв, затем по скв-ам, вводимым из бездействия. Общая добыча Q_о рассч-ся как добыча из старых, т.е. перешедших с прошлого года Q_с, из новых скв, вводимых в эксплуатацию в планируемом году Q_н, и из скв, вводимых из бездействия Q_в.

Q_о=Q_с+Q_н+Q_в

Планирование добычи нефти из старых скв-н. Добыча нефти из старых скв-н опр-ся как сумма добычи нефти полученной из старых скв Q_{с пред} в году, предшествующем планируемому, и расчётной добычи нефти из новых скв Q_{н пред}, введённых в том же году.

Q_с= Q_{с пред} + Q_{н пред},

Q_{н пред}=N_{н пред}*q_{н пред}*365*k_экс

где N_{н пред} – число скважин, введённых в эксплуатацию в году, предшествующем планируемому; q_{н пред} – среднесут. дебит в том же году; k_экс – коэф-нт эксплуатации в планируемом году скважин, введённых в предыдущем году.

Планирование добычи нефти из новых скв-н. Добыча нефти из новых скв-н Q_н, вводимых в эксплуатацию из бурения в планируемом году, планируется на основе проектируемых среднес. дебита q_н, среднего числа суток работы одной новой добывающей скв за год Д_н и коэф-та эксп-ции k_экс:

Q_н = N_н * q_н * Д_н * k_экс,

где N_н – число вводимых новых скв в планируемом году.

Число скважин, дебит и другие исходные данные определяются по проектам разработки как средневзвешенные величины по месторождениям.

Среднее время работы 1 скважины (в сут) зависит от графика их ввода в эксплуатацию. При равномерном вводе в течение года Д_н =365/2.

Планирование добычи нефти из скв, вводимых из бездействия.

Q_в = N_в * q_в * Д_в * k_экс,

где N_в– число скв-н, вводимых из бездействия в году, предшествующем планируемому; q_в– ожидаемый среднесут. дебит вводимых из бездействия скв; Д_н – среднее время работы 1 скв в году

Плановые показатели цеха, ТПП- Добыча нефти, жидкости, закачка воды, количество ГТМ, численность цеха, фонд скважин.