Рассчитать производственную программу НГДП.
Алгоритм решения.
1. Объем валовой добычи в году t+1:
Qвt+1 = Qсt+1 + Qнt+1
Qсt+1 – добыча из старых скважин;
Qнt+1 – добыча из новых скважин.
2. Объем добычи из старых скважин:
Qсt+1 = Qп + Qвбд-Qвыб
Qп – добыча из скважин переходящего фонда;
Qвбд – добыча из скважин, введенных из бездействия в плановом году;
Qвыб – добыча из скважин, выбывших в бездействующий фонд.
3. Объем добычи из скважин переходящего фонда:
Qпt+1 = Sп * qп * 30,4 * Ккр * Кэп
Sп – фонд скважин переходящих;
qп – средне-суточный дебит переходящих скважин.
Sперех.(t+1) = Sд действ t; qп=qt
Ккр =Ки*(1-Ки12) / (1-Ки) - коэфф. кратности;
Ки – коэфф. изменения дебита переходящих скважин
Кэп = (tк- tо) / tк - коэфф. эксплуатации
tк, tо – время календарное (остановок)
4. Объем добычи из скважин, введенных из бездействия в действующий фонд:
Qвбдt+1 = Sвб * qвб * 183 * Кэп
5. Объем добычи из скважин, выбывших в бездействующий фонд:
Qвыбt+1 = Sвыб * qп * 30,4 * Ккр / 2 * Кэп
6. Объем добычи из новых скважин, введенных в эксплуатацию в плановом году:
Qн = Sн *qн * tн * Кэ
Объем работ по новым скважинам (скв.мес)
С = Sн * tн - считается от даты введения в эксплуатацию.
Объем попутного газа
Гпоп =Qв *Y *Ки
Y – газовый фактор, Ки – коэффициент утилизации нефтяного газа.
| Составить производственную программу НГДП. | |||||||||||
| Показатели / варианты | |||||||||||
| 1.Фонд скважин: | S | ||||||||||
| -переходящие | |||||||||||
| -из бездействия | |||||||||||
| -новые | 10с(01.04) | 40с(01.03) | 30с(10.05) | 10с(01.02) | 15 с(05.02) | 5 с(15.01) | 10 с(01.02) | 9 с(01.03) | 10 с(01.02) | 15 с(01.03) | |
| 10 с(01.06) | 20 с(01.07) | 40с(01.08) | 15 с(15.04) | 15 с(15.06) | 20с(01.04) | 10с(15.03) | 10с(01.04) | 5 с(01.03) | 20 с(15.05) | ||
| 5с(01.08) | 20с(10.11) | 10с(01.12) | 22с(01.08) | 12 с(01.09) | 15с(01.08) | 16 с(15.08) | 12с(15.09) | 5с(01.08) | 15с(01.09) | ||
| 6с(15.10) | 10с(01.10) | ||||||||||
| 2.Выведено скважин из действующего фонда | Sб | ||||||||||
| 3.Среднесуточный дебит скважин, т/сут: | q | ||||||||||
| переходящих | 5,7 | 25,9 | 15,9 | 16,5 | 13,3 | 8,6 | 11,7 | 7,9 | 13,5 | ||
| новых | 8,5 | 24,3 | 12,5 | 18,2 | 20,2 | 22,4 | 10,2 | 10,8 | 14,3 | ||
| вводимых из бездействия | 3,6 | 15,8 | 8,2 | 9,1 | 14,8 | 6,3 | 10,6 | ||||
| 3.Коэффициент изменения дебита переходящих скважин, доли | kи | 0,996 | 0,998 | 0,997 | 0,996 | 0,995 | 0,994 | 0,993 | 0,992 | 0,991 | 0,99 |
| 4.Среднегодовое число остановок скважин, сут.: | to | ||||||||||
| -переходящих | |||||||||||
| -новых | |||||||||||
| - выведенных из бездействия | |||||||||||
| 5.Газовый фактор, м3/т | Y | 17,5 | 13,8 | 12,5 | 16,2 | 14,8 | 13,5 | 12,2 | 14,5 | 11,8 | |
| 6.Коэффициент использования (утилизации) нефтяного газа, % | ky |
| 1267,7 | |||||||||
| 10с(01.02) | 10с(01.04) | 8с(01.02) | 10с(01.03) | 12с(01.03) | 20с(01.04) | 10с(01.03) | 20с(01.02) | 9с(01.03) | с(01.02) |
| 20с(01.05) | с(01.06) | с(01.04) | с(01.05) | с(15.05) | с(01.06) | 10 с(01.05) | с(01.05) | с(01.05) | с(01.03) |
| 20 с(15.09) | 15с(01.08) | 15с(01.08) | 15с(15.07) | 12с(01.08) | 20 с(01.09) | 20с(15.07) | 20 с(15.09) | 15 с(01.10) | с(01.08) |
| 10 с(01.10) | 10 с(01.09) | ||||||||
| 14,8 | 8,6 | 11,7 | 7,9 | 13,5 | 14,8 | 10,5 | 7,9 | 0,73 | |
| 13,3 | 12,8 | 10,8 | 12,5 | 14,2 | 8,2 | 26,4 | 22,4 | 14,2 | |
| 8,4 | 6,9 | 7,4 | 9,3 | 8,1 | 5,8 | 16,8 | 16,8 | 11,8 | 3,4 |
| 0,989 | 0,988 | 0,987 | 0,986 | 0,985 | 0,984 | 0,983 | 0,982 | 0,981 | 0,98 |
| 10,8 | 10,6 | 11,4 | 12,4 | 12,8 | 10,5 | 10,9 | 11,2 | 11,1 | 12,5 |
Пример формирования исходных данных
| Вариант 9 исходные данные | |||||
| показатель | обозначение | ед.изм. | дата ввода | значение | |
| 1.Фонд скважин: | S | ||||
| переходящие | Sп | скв. | 01 января | ||
| введённые из бездействия | Sввбд | скв. | принято 183 сут | ||
| новые | Sн | скв. | 01февраля | ||
| скв. | 01марта | ||||
| скв. | 01августа | ||||
| скв. | 01октября | ||||
| 2. Выведено из действ.фонда | Sвыб | скв. | принято 183 сут | ||
| 3.Среднесуточный дебит: | q | ||||
| переходящих | qп | т/сут. | 7,9 | ||
| новых | qн | т/сут. | 10,8 | ||
| введённых. из бездействия | q введ бд | т/сут. | 6,3 | ||
| 4.Коэф-нт изменения дебита | Кизм | d | 0,991 | ||
| 5. Среднегодовое число остановок: | to | ||||
| - переходящих | toп | сут. | |||
| - новых | toн | сут. | |||
| - введ/вывед. из бездействия | to выв бд | сут. | |||
| 6.Газовый фактор | Y | м3/т | 14,5 | ||
| 7.Коэф. извлечения попутного газа | Кисп | % | |||
| Форма для решения Вариант № Задачи 5 | |||||||
| Показатели | обозн. | ед.изм. | значение | расчет | формула | ||
| Объем добычи из старых скважин.,всего | Qc | тыс.т | Qc=Qп+Qввод бд-Qвыб | ||||
| -объем добычи из перех. | Qп | тыс.т | Qп=Sп*qп*30,4*Ккр*Кэ | ||||
| -объем добычи из введ. из бездействия | Qввбд | тыс.т | Qввод бд=Sввбд*qввбд*183*Кэ | ||||
| -объем добычи из выб.из действ. | Qвыб. | тыс.т | Qвыб=Sвыб*qп*30,4*Ккр/2*Кэ | ||||
| Объем добычи из новых скважин, всего | Qн | тыс.т | Qн=Qн1+Qн2+Qн3+Qн4 | ||||
| в т.ч. по срокам ввода: | Qн1 | тыс.т | Qн1=Sн*qн*tн*Кэ | ||||
| Qн2 | тыс.т | Qн2=Sн*qн*tн*Кэ | |||||
| Qн3 | тыс.т | Qн3=Sн*qн*tн*Кэ | |||||
| Qн4 | тыс.т | Qн4=Sн*qн*tн*Кэ | |||||
| Объем добычи нефти | Qв | тыс.т | Qв=Qc+Qн | ||||
| Объем добычи газа | Гпоп | тыс.м3 | Гпоп=Qв*У*Ки | ||||
| Коэффициент кратности = Кизм х (1-Кизм12) / (1 - Кизм) = | |||||||
| Коэффициент эксплуатации (Кэ) | - переходящих = - введ/вывед бездействия = - новых = | ||||||
Задача 6