№11
Показатели использования фонда скважин.
Определение потерь напора на трение для всех режимов течения жидкостей.
Источники пластовой энергии.
1. Показатели использования фонда скважин, оборудованных уэцн.
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда.Кэкспл.=Тэкспл./Ткал.ДФ
Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, определяется как отношение времени эксплуатации (наработки) к календарному времени работы эксплуатационного фонда. Кисп.=Тэкспл./Ткал.ЭФ
Под
коэффициентом использования фонда
скважин
понимается отношение скважин, составляющих
действующий фонд, к общему числу
эксплуатационных скважин, числящемуся
на объекте:
,
где Nдейст.
– количество действующих скважин на
конец года; Nбезд.
– количество бездействующих скважин
на объекте на конец года; Nосв.
– количество скважин, находящихся в
освоении после бурения.
К
бездействующему
фонду относятся скважины, которые
временно остановлены для проведения
каких-либо ГТМ на срок, больше месяца.
В него не входят: скважины в освоении
после бурения, находящиеся в консервации,
в ожидании консервации, контрольные и
пьезометрические, ожидающие ликвидации
и ликвидированные. Но они, наряду с
бездействующими, учитываются в
неработающем
фонде скважин.
Под
дебитом
нефти (жидкости, газа, конденсата, воды)
понимается отношение суммарно добытой
всеми доб. скважинами нефти (жидкости,
газа, конденсата, воды) за определенный
период, к продолжительности данного
периода в скважино-сутках:
,
где q
– дебит, т/сут. (м3/сут); Q
– суммарная добыча нефти, т (м3);
Т – среднее время работы одной добывающей
скважины, сут.;Nскв–
количество добывающих скважин, шт.
Соответственно, добыча нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) определяется произведением среднего дебита нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) доб. скважины и суммарного отработанного времени всех доб. скважин в скважино-сутках:Q = q×T×Nскв.
Обводненность продукции – отношение объема добываемой воды к общему объему добытой жидкости. Массовая (весовая) обводненность определяет долю воды в общем количестве добытой жидкости в тоннах, весовая – в кубических метрах. Обводненность определяется по формуле:
,
где fв,
fн–доли
воды (обводненность) и нефти в потоке
жидкости; Qн,
Qв
– добыча нефти и воды (т или м3);
Календарное время работы действующего фонда скважин – хар-т общее время экспл. и простоев всех скв., пребывавших в течение отчетного периода в действующем фонде. Состоит из времени эксплуатации, времени ремонтных работ, времени ликвидации аварий, времени простоя скважин.
Календарное время эксплуатационного фонда – показатель, характеризующий время пребывания скважин в эксплуатационном фонде.
Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин складывается из календарного времени действующего фонда скважин, бездействующего фонда скважин, нахождения скважин в освоении и ожидания освоения.
МРП (межремонтный период) – средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.
Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:
Т – календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366 ) ;
Ф – среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года ;
kэкспл– коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год ;
N – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата, для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.; для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины