2.1 Методика расчета дополнительной добычи нефти

Расчет экономической эффективности новой техники и организационно-технических мероприятий в нефтедобыче в большинстве случаев требует определения дополнительного объема добычи нефти. Изменение объема добычи нефти может произойти в результате увеличения суточной производительности скважин (дебита), ввода в эксплуатацию новых скважин (в том числе нагнетательных), сокращения простоев скважин при проведении ремонтных и исследовательских работ.

Если в дипломном проекте обосновывается необходимость строительства новых нефтяных скважин, то прирост объема добычи нефти (∆А) из них определяется по формуле

ΔА = N_н ,

где N_н – количество новых скважин;

q_н – проектируемый среднесуточный дебит новых скважин по нефти, т/сут;

365 – количество дней в году;

К_э – коэффициент эксплуатации новых скважин.

Продолжительность расчетного периода при определении экономической эффективности от строительства новых скважин не должна превышать 10 лет, исходя из предельного (нормативного) срока окупаемости капитальных вложений принятых для нефтяной промышленности. Дебит скважин по годам расчетного периода снижается.

Дополнительную добычу нефти по одной или группе скважин (ΔА) от проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти, изменения режима их работы как во времени, так и по мощности можно определить по формуле

где q₁, q₂ – среднесуточный дебит по скважине или группе скважин по нефти, до и после внедрения новой техники т/сут;

к_э – коэффициент эксплуатации скважин;

к_у – коэффициент успешности МУН;

- коэффициент снижения добычи нефти во второй и последующие годы, показывающий снижение эффекта со временем.

ΔА_р – потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия, т;

365 – число дней в году.

Потери добычи нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия определяется:

Где - продолжительность осуществления МУН, определяется на основание наряд – задания, час;

- продолжительность работы бригады КРС (ПРС) на скважине в течении суток, час./сут.

По мероприятиям, проектируемым к внедрению, для определения объема добычи нефти после внедрения за исходный дебит принимается среднесуточная производительность скважин, определяемая на основе гидродинамических исследований или статистических данных ранее проводимых аналогичных мероприятий. За исходный среднесуточный дебит для определения расчетного объема добычи до внедрения мероприятия принимается фактический дебит скважин по нефти за последние 3 месяца их работы до проведения мероприятия.

Дополнительную добычу нефти необходимо рассчитывать по каждой скважине в отдельности вследствие различия их среднесуточных дебитов. При расчете экономического эффекта по мероприятиям, по которым прирост добычи нефти прогнозируется на срок более одного года для определения объема добычи во второй и последующие годы необходимо вводить коэффициент снижения добычи нефти( ). Коэффициент определяется на основе изучения изменения дебитов по фактическим данным, проведенных аналогичны МУН. Расчет суммарного среднесуточного дебита сводится в отдельную таблицу.

В дипломных проектах, посвященных проблемам совершенствования поддержания пластового давления, при расчете экономической эффективности необходимо определять дополнительную закачку воды в пласт и дополнительную добычу нефти, получаемую за счет этого.

Дополнительная добыча нефти по мероприятиям, направленным на повышение нефтеотдачи путем закачки в пласт нового вытесняющего агента (ΔА), определяется по формуле

ΔА = А_з ^. Н_уд ,

где А_з – объем закачки в пласт вытесняющего агента, м³;

Н_уд – норматив удельной дополнительной добычи нефти, т/м³.

Если внедрение новой техники в нефтедобыче отражается на изменении межремонтного периода работы скважин, то прирост добычи нефти определяется так

,

где Т_с, Т_н – межремонтный период до и после проведения мероприятия, сут;

t_р – продолжительность одного текущего подземного ремонта; сут.

q – среднесуточный дебит скважин, т/сут;

N – количество скважин, на которых внедряется новая техника или проводятся мероприятия по увеличению межремонтного периода

В данной формуле - ) ^. N – показывает количество подземных ремонтов, сокращающихся в результате увеличения межремонтного периода.;

Прирост добычи попутного газа определяется:

Где Ф – газовый фактор, ;

У –коэффициент использования попутного газа.

При проведении мероприятий, связанных с изменением обводненности скважин, происходит снижение отбора жидкости, что отражается на энергетических затратах и затратах по искусственному воздействию на пласт. Изменение отбора жидкости и закачиваемой воды можно определить по формулам

Где - добыча жидкости до и после проведения мероприятия, тн;

- добыча попутной воды до и после проведения мероприятия, ;

Часть мероприятий, предлагаемых в дипломных проектах, посвященных совершенствованию системы сбора, хранения, замера и подготовки нефти и газа, способствует увеличению объема добычи нефти за счет уменьшения потерь и более полного сохранения легких фракций. Дополнительная добыча нефти в этих случаях определяется на основе результатов научно-исследовательских работ, определяющих процент сокращения потерь нефти и объема перекачки и подготовки нефти после проведения мероприятий.