УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

по курсу: «Управление разработкой интеллектуальных месторождений»
(23879)

Практическое занятие № 2.

«Факторный анализ причин отклонения фактической добычи нефти от проектной»

Уфа 2017

Одной из основных целей технологического проектного документа разработки месторождения является прогноз уровней добычи. Известно, что фактические данные добычи нефти на месторождении далеко не всегда совпадают со спроектированными ранее величинами. В таком случае в новом проектном документе выполняется анализ причин отклонения фактической добычи от ее проектного значения. Одним из видов данного анализа является факторный анализ, где в качестве факторов влияющих на уровень добычи нефти () выделяется дебит по жидкости (), обводненность (), коэффициент эксплуатации () и среднедействующий фонд скважин ().

Данные величины связаны следующей формулой:

, (1)

где - годовая добыча нефти, т,

- средний дебит жидкости, т/сут,

- обводненность, д.ед.,

- коэффициент эксплуатации, д.ед.,

- количество дней в данном году (365 или 366),

- среднедействующий фонд скважин.

Величина среднедействующего фонда скважин в данном году () рассчитывается следующим образом. К примеру, в данном году с прошлого года работает 10 скважин (переходящий фонд скважин на начало года). Первого декабря запустили в работу новую скважину. Таким образом, данная скважина проработала 31 из 365 дней данного года. В таком случае среднедействующий фонд составит скважин.

В данном контексте будем называть скважину новой, если скважина в текущем и предыдущем году не добывала нефти. Это возможно в следующих случаях:

Ø ввод в эксплуатацию из бурения;

Ø перевод с другого объекта;

Ø ввод в эксплуатацию после длительного простоя (скважина не работала в этом и предыдущем году);

Ø перевод из других категорий (нагнетательных, пьезометрических и т.д.).

Коэффициент эксплуатации рассчитывается по формуле:

, (2)

где - фактическое время работы каждой конкретной скважины, ч.,

- потенциально возможное время работы скважины, ч.

В нашем примере максимально возможное время работы скважин часа. В ходе эксплуатации скважины по той или иной причине возможны ее остановки и, следовательно, простои в работе. Поэтому настоящее время работы скважин может быть ниже максимально возможного времени работы. В нашем случае, если предположить что скважины проработали 84000 часов, то коэффициент эксплуатации составит 0,95 д.ед.

Дебит скважин по жидкости рекомендуется рассчитывать следующим образом:

, (3)

где - годовая добыча жидкости, т.

Обводненность в долях единиц рассчитывается по общеизвестной формуле:

. (4)

Таким образом, ключевыми данными для расчета величин анализируемых факторов (, , , ) являются величины годовой добычи нефти () и жидкости (), времени работы скважин (), количество переходящих с предыдущего года скважин и количество новых скважин с датой их ввода в эксплуатацию. Источником информации для расчета фактических величин является МЭР по скважинам, проектные величины могут быть взяты из таблиц по форме 8.1 предыдущего проектного документа.

В таблице 1 приведены фактические и проектные технологические показатели разработки месторождения за один год эксплуатации.

Таблица 1 – Проектные и фактические показатели

	Проектные данные	Фактические данные

Добыча нефти, тыс. т

	Проектные данные	Фактические данные
Добыча нефти (Qн), т	20907	22425
Дебит по жидкости (q_ж), т/сут	4,0	4,7
Обводненность (η), д.ед.	0,50	0,48
Коэффициент эксплуатации (K), д.ед.	0,941	0,836
Действующий фонд скважин (N)	30,5	30,0

	Разность значений
ΔQн, т	151 7,6
Δqж, т/сут	0,7
Δη, д.ед.	-0,02
ΔK, д.ед.	-0,115
ΔN	-0,4

	Отклонение добычи, тыс.т
	1,52
	3,50
	0,94
	-2,56
	-0,36

Проектная годовая добыча нефти, млн.т	Допустимое отклонение фактической годовой добычи от проектной, %
До 0,010	Не регламентируется
От 0,010 до 0,025	50,0
От 0,025 до 0,05	40,0
От 0,05 до 0,10	30,0
От 0,10 до 1,0	25,0
От 1,0 до 5,0	20,0
От 5,0 до 10,0	15,0
От 10,0 до 15,0	12,0
От 15,0 до 20,0	10,0
От 20,0 до 25,0	8,5
Свыше 25,0	7,5

№	Вид	Годовая добыча, т.	Средний дебит жидкости, т/сут	Обводнен-ность, д.ед.	Коэффициент эксплуатации, д.ед.	Средне-действующий фонд скважин, шт	Количество дней в году
1	Проект	127458	15.5	0.57	0.95	55	366
1	Факт	93315	16.3	0.68	0.94	52	366
2	Проект	72041	26.5	0.93	0.95	112	365
2	Факт	80450	23.7	0.92	0.93	125	365
3	Проект	2674762	13.9	0.45	0.95	1009	365
3	Факт	2495616	16.4	0.56	0.96	987	365
4	Проект	199530	22.7	0.21	0.95	32	366
4	Факт	227390	24.4	0.25	0.97	35	366
5	Проект	5126786	31.1	0.31	0.95	689	365
5	Факт	5173838	34	0.34	0.94	672	365
6	Проект	3300229	40	0.39	0.95	389	366
6	Факт	3109371	42	0.42	0.93	375	366
7	Проект	43996	48.8	0.48	0.95	5	365
7	Факт	26806	51	0.5	0.96	3	365
8	Проект	1684007	58.4	0.58	0.95	198	365
8	Факт	1613902	56	0.56	0.97	185	365
9	Проект	3518877	68	0.67	0.95	451	366
9	Факт	3021381	66.4	0.66	0.94	389	366
10	Проект	102061	58.4	0.58	0.95	12	365
10	Факт	106791	55	0.56	0.93	13	365
11	Проект	1572734	48.9	0.5	0.95	185	366
11	Факт	1647957	46.2	0.46	0.96	188	366
12	Проект	571555	40.4	0.4	0.95	68	365
12	Факт	573332	37.8	0.37	0.97	68	365
13	Проект	471690	38	0.58	0.95	85	366
13	Факт	439662	52	0.69	0.92	81	366
14	Проект	5105114	235	0.95	0.95	1253	365
14	Факт	3434335	269	0.97	0.97	1202	365
15	Проект	20477	4.0	0.52	0.94	31	366
15	Факт	22542	4.7	0.48	0.84	30	366
16	Проект	176523	89.0	0.89	0.95	52	365
16	Факт	148329	95.0	0.91	0.97	49	365

№	Вид	Годовая добыча, т.	Средний дебит жидкости, т/сут	Обводнен-ность, д.ед.	Коэффициент эксплуатации, д.ед.	Средне-действующий фонд скважин, шт	Количество дней в году
17	Проект	7625635	69.0	0.35	0.95	489	366
17	Факт	9742026	98.3	0.42	0.93	502	366
18	Проект	13601789	138.0	0.85	0.95	1895	365
18	Факт	10912802	156.0	0.88	0.92	1736	365
19	Проект	125548	59.0	0.66	0.95	18	366
19	Факт	110974	57.6	0.65	0.94	16	366
20	Проект	4600085	85.6	0.18	0.95	189	365
20	Факт	4531371	84.9	0.25	0.97	201	365
21	Проект	622366	15.2	0.68	0.95	368	366
21	Факт	575774	14.1	0.61	0.96	298	366
22	Проект	1926501	365.0	0.78	0.95	69	366
22	Факт	1788937	389.6	0.81	0.93	71	366
23	Проект	18900685	189.6	0.79	0.95	1369	365
23	Факт	13143112	186.5	0.84	0.96	1257	365