Особенности планирования производственной программы в нефтегазодобыче Исходные данные для производственной программы

1. Проект разработки месторождения (составляется на длинные промежутки времени и ежегодно уточняются);

2. Спрос на нефть и газ:

   1. Госзаказ

   2. Объем нефти для иностранных партнеров

   3. На собственные нужды

   4. Потери нефти и газа

   5. Объем нефти или газа реализуемые на открытых рынках

Спрос определяется предложением, а предложение – производственными мощностями.

3. Производственные мощности

   1. Мощность входящая

   2. Мощность исходящая = Мв + Мн + Мбез + М’б

      1. Мв – объем добычи из переходящего фонда скважин

      2. Мн – объем добычи из новых скважин

      3. Мбез – объем добычи из скважин введённых из бездействия

      4. М’б – объем добычи, из скважин которые будут введены из бездействия

   3. Мощность среднегодовая

4. Мероприятия по улучшению использования производственных мощностей

Для создания нужно учесть все эти данные и согласовать их.

Показатели производственной программы

1. Планируется объем добычи нефти, попутного и природного газа и газоконденсата в натуральном выражении:

   1. Валовая продукция

   2. Товарная продукция = валовая – (потери + на собственные нужды)

2. Объем производства и реализации продукции в стоимостном выражении:

   1. Валовая продукция

   2. Товарная продукция

   3. Реализованная продукция – та, которая оплачена в отчетном периоде

3. Планирование объема работ в эксплуатации:

   1. Определяется на основе движения фонда скважин: Эксплуатационный фонд

      1. По действию

         1. Действующий фонд – скважины, которые простаивают меньше месяца

            1. Дающие нефть

            2. Простаивающие

         2. Бездействующий фонд

      2. По возрасту

         1. Старые (переходящие) – введены в эксплуатацию до планируемого года

         2. Новые – введены в эксплуатацию в планируемом периоде

   2. Измеряют в скв/мес:

      1. Скв/мес числившиеся по эксплуатационному фонду С_ч.э.=Т_ч.э.=S_э*t_ч.э.

      2. Скв/мес числившиеся по действующему фонду С_ч.д.=Т_ч.д.=S_д*t_ч.д.

      3. Скв/мес по эксплуатации - суммарное время работы действующих скважин С_э.=Т_э.=S_д*(t_ч.д. – t_ост)

4. Показатели использования фонда скважин:

   1. Коэф. использования фонда скважин К_и.ф.= Т_э / Т_ч.э. = С_э / С_ч.э.

   2. Коэф. эксплуатации К_э.= Т_э / Т_ч.д. = С_э / С_ч.д

Планирование показателей

1. Объем добычи нефти. Подходы:

   1. По видам скважин, по пластам, по отдельным месторождениям, по группам скважин

      1. П о переходящему фонду скважин по i-ому пласту, по j-ому способу эксплуатации Qn_ij(t+1) = Sn_ij(t+1) * qn_ij(t+1) * 30,4 * Кэn_ij(t+1) * Ккрn_ij(t+1)

         1. S

            Объем добычи за месяц

            n_ij(t+1) – число скважин переходящих

         2. qn_ij(t+1) - среднесуточный дебет (т/сут)

         3. 30,4 – среднее число дней в месяце

         4. Кэn_ij(t+1) – коэф. эксплуатации

         5. Ккрn_ij(t+1) – коэф. кратности, показывает во сколько раз объем добычи за год больше чем за исходный месяц. Ккр= [Ки*(1-Киⁿ)] / 1-Ки

            1. Ки – месячный коэффициент изменения дебета

            2. N – количество месяцев, на которое мы считаем коэффициент кратности

      2. По скважинам введенных из бездействия по i-ому пласту, по j-ому способу эксплуатации Qбез_ij(t+1) = Sбез_ij(t+1) * qбез_ij(t+1) * 183 * Кэбез_ij(t+1)

      3. Из новых скважин по i-ому пласту, по j-ому способу эксплуатации Qн_ij(t+1) = Sн_ij(t+1) * qн_ij(t+1) * 183 * Кэн_ij(t+1)

      4. Объем добычи по i-ому пласту, по j-ому способу эксплуатации Q_t+1= Qn_ij(t+1) + Qбез_ij(t+1) + Qн_ij(t+1) – Q’б_(t+1)

         1. Q’б_(t+1) – объем по скважинам, которые мы планируем ввести в бездействие

   2. Планирование в целом по организации по средневзвешенным величинам

Q_t+1 = Q_{cтарые(t+1)} + Q_{новые(t+1)}

1. Q_{cтарые(t+1)} = (Q_ct + Q_рн(t+1)) * K_и(t+1)

   1. Q_ct – добыч из старых скважин в предплановом периоде

   2. Q_рн(t+1) – расчетная годовая добыча из скважин, которые были новыми в году t. Q_рн(t+1) = S_нt * q_нt * 365 * K_{эксп(t+1)}

      1. S_нt – количество новых скважин в году t

      2. q_нt – средний дебит

      3. K_{эксп(t+1)} – коэффициент эксплуатации в плановом периоде

   3. K_и(t+1) – коэффициент изменения добычи нефти из переходящих скважин в планируемом году по сравнению с предшествующим годом. K_и(t+1) = К_S(t+1) * К_q(t+1) * K_нс(t+1)

      1. К_S(t+1) – коэффициент, учитывающий изменение числа скважин (действующего фонда) по сравнению с проектом разработки

      2. К_q(t+1) – коэффициент изменения среднесуточного дебита по жидкости

      3. K_нс(t+1) – коэффициент изменения нефтесодержания в жидкости

2. Q_{новые(t+1)} = S_н(t+1) * q_н(t+1) * 183 * K_{эксп.н.(t+1)}

1. Объем добычи попутного газа:

   1. Г_поп(t+1) = Q _(t+1) * f * K_исп

      1. F – газовый фактор (м³/т) – содержание газа в 1 т нефти

      2. Q _(t+1) – объем добычи в планируемом году

2. Объем добычи природного газа при t воздуха 20^ОС и р=0,1Мпа, рассчитывается аналогично добыче нефти (метод b), отличие в том что вместо коэффициента нефтесодержания используется коэффициент изменения газа.

   1. K^ПГ_И(t+1) = К_S(t+1) * К_q(t+1)

3. Объем добычи газоконденсата:

   1. Q_ГК = Г_ПР(t+1) * ГР * ОТ_(t+1)

      1. Г_ПР(t+1) – объем добычи природного газа в планируемом году

      2. ГК – газовый ресурс (потенциальное содержание газоконденсата в газе)

      3. ОТ_(t+1) – степень отбора газоконденсата