Разбивка на различные виды добычи нефти (базовый, добыча от ГТМ, добыча от ВНС) позволяет более точно определить темп падения (ТП) добычи.
Темп падения добычи нефти -это показатель, который характеризует скорость снижения дебита скважин со временем.
На базовых скважинах темп падения более пологий, потому что на скважинах никаких работ не проводилось, и они спокойно работают в своём установившемся режиме.
На скважинах из бурения (новая скважина) или после ГТМ добыча неустойчивая (т.е. неустановившийся режим работы). Идет вывод на режим. После стабилизации дебита его можно уже аппроксимировать. Скважину нефтегазодобывающее предприятие ставит на баланс. С течением времени дебит новой скважины уменьшается, кривая падения выполаживается и становится похожей на ТП базового фонда.
По приведенному выше графику мы видим, что через полгода дебит скважины снизился почти на 60%. А за третий год, судя по графику, падение дебита ожидается ниже 5 процентов. Судя по всему, это график снижения дебита новой скважины, т.е. запущенной после бурения.
Таким образом, по экспоненте мы можем прогнозировать дебит по каждой скважине на несколько лет отдельно по базовому фонду и по фондам ВНС и ГТМ. Сложив дебиты по всем скважинам, мы получим добычу по всему месторождению.
Необходимо помнить, что Темп падения (например, 60%) говорит о том сколько процентов добычи мы потеряем. А чтобы рассчитать добычу нефти, которая будет с таким темпом падения необходимо использовать (1-60%), т.е. 40% добычи останутся.
Средняя суточная добыча нефти за последние 3-5 суток (предприятие само определяет) месяца называется - выходная. Эта же добыча называется входной на следующий месяц.
Входная добыча - это реальный уровень добычи, исходя из которого планируется производство и сдача (реализация) продукции в наступающем новом отчётном периоде.