Факторный анализ причин отклонения фактической добычи нефти от проектной
Автор: nigmatullin1702 • Октябрь 21, 2020 • Практическая работа • 1,987 Слов (8 Страниц) • 639 Просмотры
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное бюджетное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений
Практическое занятие № 2
по курсу: «Управление разработкой интеллектуальных месторождений»
«Факторный анализ причин отклонения
фактической добычи нефти от проектной»
Выполнил:ст.гр. МГБ 04-15-01 И.Н. Белопухов
Проверил: доцент И.А. Дьячук
Уфа 2016
Цель работы:
1. Оценить необходимость составления нового проектного документа
(сравнить фактически достигнутую добычу нефти с проектной и сделать соответствующий вывод).
2. Провести факторный анализ и определить влияние каждого из факторов на добычу в абсолютном и процентном выражении (использовать методический подход для определения степени влияния каждого из факторов, сделать выводы и наметить основные технологические решения по оптимизации существующей системы разработки эксплуатационного объекта).
Исходные данные для расчёта приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Параметры под забуривание БС (БГС)
№ | 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 |
7 | Проект | 43996 | 48.8 | 0.48 | 0.95 | 5 | 365 |
Факт | 26806 | 51 | 0.5 | 0.96 | 3 | 365 |
Ход выполнения работы:
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 за количество дней (T) от ее проектного значения. Одним из видов данного анализа является факторный анализ, где в качестве факторов влияющих на уровень добычи нефти ([pic 1]) выделяется дебит по жидкости ([pic 2]), обводненность ([pic 3]), коэффициент эксплуатации ([pic 4]) и среднедействующий фонд скважин ([pic 5]).
Данные величины связаны следующей формулой:
[pic 6], (1)
Величина среднедействующего фонда скважин в данном году ([pic 7]) 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 [pic 8] скважин.
Коэффициент эксплуатации рассчитывается по формуле:
[pic 9], (2)
где [pic 10]- фактическое время работы каждой конкретной скважины, ч.,
[pic 11] - потенциально возможное время работы скважины, ч.
Дебит скважин по жидкости рекомендуется рассчитывать следующим образом:
[pic 12], (3)
где [pic 13] - годовая добыча жидкости, т.
Обводненность в долях единиц рассчитывается по общеизвестной формуле:
...