estranged пишет:

сначала дебит по каждой, потом среднее. В самих РД естественно ни слова об этом. Всем сенькс.

Так точно делать не стоит. Смотрите 1 скважина отработала 1 сутки с дебитом 100 м3/сут, 2-ая 30 суток с дебитом 10 м3/сут. По такой методике вы получите средний дебит (обводненность, и т.д.) по объекту 55, что является очень завышенной цифрой.
Первый нефтяник посоветовал Вам правильно.

estranged пишет:

Привет) Кто нить можнт ответить, есть ли документ, регламентирующий как надо определять средний дебит по скважинам, обводненность и т.п. например за год? Имею ввиду РДшные таблицы вроде 8.1. Один нефтяник говорит вся нефть на все часы, другой сначала дебит по каждой, потом среднее. В самих РД естественно ни слова об этом. Всем сенькс.

Есть старая методика расчета Госплановской формы. Та, где коэффициент падения добычи нефти за год считается по трем коэффициентам: 1. Коэффициент изменения фонда скважин, 2. Коэффициент изменения дебита жидкости, 3. Коэффициент изменения обводненности. Если не ошибаюсь, в этой методике дается расчет среднего дебита. Хотя могу и ошибиться, что это там – давно это было. Поищу эту методику, может быть, найду, но в голове (и в Excel) все это имеется.

estranged пишет:

Привет) Кто нить можнт ответить, есть ли документ, регламентирующий как надо определять средний дебит по скважинам, обводненность и т.п. например за год? Имею ввиду РДшные таблицы вроде 8.1. Один нефтяник говорит вся нефть на все часы, другой сначала дебит по каждой, потом среднее. В самих РД естественно ни слова об этом. Всем сенькс.

Возможно поможет этот документ - формулы расчета табличных приложений в программном модуле Экспертиза TymeZYX. Таблица 42 в текущей нумерации согласно приложению к приказу №61 от 21.03.2007.TimeZYX_Tables.pdf

estranged пишет:

Спасибо, очень любопытный документ

Да, это правильный документ. Но, если Вы захотите рассчитать уровни добычи нефти на прогнозный период, то Вы вновь вернетесь к своему первоначальному вопросу: «как надо определять средний дебит по скважинам и обводненность?». Ведь у вас не будет ни отработанного времени, ни годовой добычи нефти (её как раз и надо найти). Не имея модели, многие промысловые геологи считают прогнозную добычу нефти по коэффициенту падения добычи (в приведенной таблице он назван процентом изменения добычи нефти п.21).
Большинство геологов, этот коэффициент прогнозируют различными методами или, можно сказать «играют», так чтобы показатели разработки были логичны. Особенно следят за темпом отбора и КИН. Грамотный геолог, зная геолого-физическую характеристику пласта, может приблизительно определить какой должен быть темп отбора нефти от остаточных запасов. 5 – 7% - это хороший темп. 2 -3% - задумайтесь о повышении эффективности разработки.
Лучше всего коэффициент падения добычи нефти считать по трем коэффициентам: 1. Коэффициент изменения фонда скважин, 2. Коэффициент изменения дебита жидкости, 3. Коэффициент изменения обводненности. Вот тут Вы и вернетесь к своему вопросу. С коэффициентом изменения фонда скважин все понятно. А вот какой должен быть средний дебит жидкости и обводненность – вопрос. Если вы не будете знать ответ на этот вопрос, то вам придется также «играть» дебитом и обводненностью. Таким образом, этот метод мало чем будет отличаться от первого. Чтобы определить дебит и обводненность надо провести дополнительные расчеты - определить зависимость ВНФ от накопленной добычи. По этой зависимости легко определить обводненность и добычу жидкости, а значит и дебит жидкости.
Все это относится к случаю, когда отсутствует модель, или для проверки расчетов на модели.
Надо сказать, что кроме этого метода есть ряд других методов расчета прогнозной добычи нефти.