А. В. Павловская Планирование на предприятии

Скачать 4.93 Mb.

Название	А. В. Павловская Планирование на предприятии
страница	7/19
Дата публикации	05.01.2015
Размер	4.93 Mb.
Тип	Учебное пособие

100-bal.ru > Право > Учебное пособие

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ... 19

3.3 Расчет продолжительности цикла строительства скважин

Основным плановым документом производственной программы бурового предприятия является план-график строительства скважин. По каждой скважине, включенной в план-график строительства скважин, рассчитываются даты начала и окончания вышкомонтажных работ, бурения, испытания и демонтажа бурового оборудования.

Календарная продолжительность цикла строительства скважин () определяется по проектным нормам времени по формуле:

, (3.23)

где – проектная продолжительность строительства вышки и привышечных сооружений, монтажа, демонтажа оборудования и разборки привышечных сооружений, сут.;
– проектная продолжительность подготовительных работ к бурению, сут.;

– проектная продолжительность бурения и крепления скважины, сут.;

– проектная продолжительность испытания в процессе бурения, сут.;

– проектная продолжительность испытания скважин по окончании бурения, сут.

Продолжительность строительства вышки и привышечных сооружений, монтажа, демонтажа оборудования и разборки привышечных сооружений определяется по единым нормам времени («ЕНВ на монтаж и демонтаж вышек и оборудования для бурения») в часах на отдельные виды работ. По работам, не предусмотренным в ЕНВ, применяют местные нормы.

Календарная продолжительность подготовительных работ к бурению () для скважин различной глубины определяется по нормам времени, приведенным в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Нормы времени на подготовительные работы к бурению

Глубина скважины, мдо 1500до 2500до 3500Более 3500, дни2346

Нормативная продолжительность бурения и крепления скважин (), проектная скорость бурения () рассчитываются исходя из прогрессивных технических, технологических, конструктивных и организационных решений, принятых в рабочем проекте, на основе действующих норм времени на эти работы, принятых из «Единых норм времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые».

Плановая продолжительность бурения и крепления скважины корректируется с учетом поправочного коэффициента (), утвержденного нефтяной компанией для буровой организации по целям бурения.

Этот коэффициент учитывает перерывы в работе, связанные с ликвидацией аварий, происшедших не по вине исполнителей работ, и простой по организационным причинам, не зависящие от исполнителей работ: плановое отключение энергии; отсутствие на базах труб цемента и т. д.; бездорожье и др.

Поправочный коэффициент рассчитывается по целям бурения на основании данных бурения скважин за два года, предшествующих году расчета:

, (3.24)

где – затраты времени, обусловленные остановками и авариями, не зависящими от исполнителей работ, за 2 года, предшествующих году расчета поправочного коэффициента;

– затраты времени по проходке, креплению, вспомогательным и ремонтным работам в среднем за 2 года, предшествующих году расчета поправочного коэффициента.

Утвержденный поправочный коэффициент действует не более трех лет.

Плановая продолжительность бурения скважин рассчитывается по форме таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Расчет плановой (проектной) продолжительности
бурения скважин
Тип проекта и № скважинКол-во скважинПроектная глубина, мЗабой на 1.01, мПроходка, мВремя

бурения по нормеВремя

бурения по плануКоммерческая скорость,

м/ст.-мес.сут.ст.-мес.сут.ст.-мес.по нормепо плану №1

№2

…

Итого по площади

В первую очередь в таблицу вносят скважины, переходящие бурением с прошлого года, затем скважины, планируемые начать и закончить в плановом году и, наконец, скважины, которые будут начаты в плановом году, а закончены в следующем году.

Объем проходки по последним скважинам определяется путем вычитания из плановой проходки по площади () суммарной проходки по всем остальным скважинам, запланированным окончанием бурения. Плановую продолжительность бурения всех скважин на площади определяют по формуле:

. (3.25)
Плановую (проектную) продолжительность бурения индивидуальной скважины (или нескольких скважин одного типа) определяют умножением продолжительности бурения скважины, рассчитанной по действующим на буровом предприятии техническим нормам времени (), на поправочный коэффициент ():

. (3.26)
Проектная (плановая) скорость бурения () (в м/ст.-мес.) по каждой скважине рассчитывается по формулам:

, (3.27)

, (3.28)

где – проектная глубина скважины, м;

720 – число ст.-час. в 1 ст.-мес.;

30 – число суток в 1 ст.-мес;

– нормативная продолжительность бурения скважины, соответственно в ст.-час, в ст.-сут.

Продолжительность испытания объектов в эксплуатационной колонне () определяется по сметным нормам, принятым из «ЕНВ на опробование (испытание) разведочных и эксплуатационных скважин», исходя из состава и объема работ по проекту.
3.4 Расчет показателей плана-графика строительства скважин

При составлении плана-графика строительства скважин рассчитываются следующие показатели:

Количество буровых установок (), находящихся в бурении, определяется делением планового объема эксплуатационного () и разведочного () бурения на годовые объемы проходки в расчете на одну буровую установку, находящуюся в бурении:

, (3.29)

где 12,17 – число месяцев в году.

Число буровых установок (), необходимых предприятию для выполнения производственной программы, определяют с помощью коэффициента оборачиваемости буровых установок ():

. (3.30)

Коэффициент оборачиваемости рассчитывается на основе учета затрат времени по всем стадиям обращения буровых установок, находящихся на балансе бурового предприятия.

Число буровых бригад зависит от организации строительства скважин. Если буровые бригады сами выполняют подготовительные работы к бурению, бурение и испытание скважин, то число необходимых буровых бригад:

, (3.31)

где – число скважин, соответственно начинаемых бурением и заканчиваемых испытанием;

365 – среднегодовой фонд рабочего времени одной буровой бригады, бригадо-дни;

– плановая проходка по предприятию, м;

– плановая скорость бурения, м/ст.- мес.

Если испытание ведется специальными бригадами, то число буровых бригад будет определяться двумя первыми составляющими, а бригад по испытанию скважин – третьей составляющей (с годовым фондом рабочего времени одной бригады по испытанию). Если подготовительные работы к бурению выполняются специальными пуско-наладочными бригадами, то число буровых бригад будет определяться только второй составляющей формулы, а число пуско-наладочных бригад – первой составляющей.

Число вышкомонтажных бригад:

, (3.32)

, (3.33)

где – число буровых, предполагаемых к устройству и монтажу;

– годовой фонд рабочего времени одной вышкомонтажной бригады, дни;

– время занятости вышкомонтажной бригады на одной буровой, дни;

– время занятости буровой бригады на одной буровой, дни;

– планируемый простой готовой буровой в заделе, дни.

Для определения плановых объемов проходки по месяцам по скважинам и сроков окончания бурения скважин используют технологические графики проходки скважин. Технологический график представляет зависимость нормативных и плановых затрат времени бурения скважины от ее глубины (рис. 3.2). Кривая плановых затрат времени сдвигается вправо от нормативной кривой в связи с необходимостью корректировки нормативной продолжительности бурения скважины по коэффициенту Кп.

Рисунок 3.2 – Технологический график проходки скважины

Продолжительность бурения: 1 – нормативная, 2 – плановая.
Форма плана-графика строительства скважин приведена в таблице 3.3.

План-график строительства скважин составляют в такой последовательности:

1) в первую очередь в план-график включают переходящие скважины и по нормам времени с учетом поправочного коэффициента определяют сроки окончания бурения этих скважин;

Таблица 3.3 – План-график строительства скважин на 20__год

№ скважины№ буровой бригады

Ф.И.О. бурового мастера№ и тип буровой установкиПроектная глубинаПласт проектныйНазначение скважиныВид буренияВид энергииТип скважиныЗабой на 01.01.10__годаСтроитель-ство и монтажБурение Дата окончания испытанияДата окончания демонтажаЯнварьФевральМартИтогоАпрельМайИюньИтогоИюльАвгустСентябрьИтогоОктябрьНоябрьДекабрьИтогоДата началаДата окончанияДата началаДата окончания

Проходка, м.
Станко-месяцы бурения, ст.- мес.
Коммерческая скорость бурения, м/ст.- мес.
Число скважин, начинаемых бурением.
Число скважин, законченных бурением.
Число скважин, начинаемых испытанием.
Число скважин, законченных строительством.
Коэффициент занятости буровых бригад.
Коэффициент экстенсивного использования буровых установок.
Коэффициент интенсивного использования буровых установок.
Коэффициент интегрального использования буровых установок.

2) на основании действующих норм времени определяют сроки начала и окончания строительно-монтажных работ, подготовительных работ к бурению, испытания и демонтажа. И только дату начала и окончания бурения указывают по плановой продолжительности;

3) буровую бригаду, освобождающуюся после бурения или испытания (в зависимости от принятой формы организации работ по строительству) одной скважины, переводят на очередную скважино-точку. Если подготовительные работы выполняет сама буровая бригада, то после учета дней нормативной продолжительности подготовительных работ к бурению планируют начало буровых работ;

4) затраты времени и проходку по месяцам распределяют по технологическому графику с учетом даты начала и окончания бурения;

5) объем проходки по кварталам и за год определяют суммированием месячным результатов;

6) определяют объем проходки по законченным скважинам и разницу между плановым заданием по проходке и этим объемом. Недостающий объем проходки включают по скважинам, переходящим бурением на следующий год;

7) рассчитывают итоговые показатели:

а) проходка в метрах. Определяется за месяц суммированием месячной проходки по всем скважинам, включенным в план-график;

б) станко-месяцы бурения. Определяются путем деления на 30 суммарного количества дней бурения по отдельным скважинам за определенный месяц;

в) коммерческая скорость бурения определяется делением месячной проходки на станко-месяцы бурения за этот же период;

г) коэффициент занятости буровых бригад ():

, (3.34)

где – нормативное время подготовительных работ к бурению и испытания за месяц, бригадо-дни;

– плановая продолжительность бурения всех скважин за месяц, бригадо-дни;

– календарный фонд времени пребывания буровых бригад на буровом предприятии, бригадо-дни.

Календарный фонд времени буровых бригад за месяц определяется по формуле:
. (3.35)

Календарный фонд времени буровых бригад за год определяется по формуле:

, (3.36)

где 30,4 – среднее число дней в месяце;

365 – число дней в году;

д) коэффициент экстенсивного использования буровых установок:

, (3.37)

где – календарное время пребывания буровых установок на буровом предприятии, ст.- сут.;

– время занятости буровых установок в бурении и испытании, ст. - сут.

Календарный фонд времени буровых установок за месяц определяется по формуле:

. (3.38)

Календарный фонд времени буровых установок за год определяется по формуле:

. (3.39)

е) Коэффициент интенсивного использования буровых установок:

, (3.40)

где – максимальная коммерческая скорость бурения, м/ст.- мес.

При планировании в качестве можно принять нормативную коммерческую скорость, то есть техническую скорость.
Задача 3.1

Составить план-график строительства скважин в управлении буровых работ на планируемый год.

Плановый объем проходки по заключенным с заказчиками договорам –40100 м. Плановая коммерческая скорость – 1570 м/ст.- мес.

На площади предполагается бурение двух типов вертикальных скважин на нефть:

1) пласт I: тип Т-16, проектная глубина 2100 м, нормативная продолжительность бурения одной скважины 36 сут.;

2) пласт IV: тип Т-14, проектная глубина 1500 м, нормативная продолжительность бурения 24 сут.

Для бурения скважин используется буровая установка 2500-ДГУ. С прошлого года перешли незаконченные бурением скважины:

N 30 на пласт I, проектная глубина 2100 м, забой 1800 м, нормативная продолжительность бурения 27,5 сут.;

N 31 на пласт I, проектная глубина 2100 м, забой 180 м, нормативная продолжительность бурения 27,5 сут.;

N 32 на пласт IV, проектная глубина 1500 м, забой 1000 м, нормативная продолжительность бурения 8 суток.

С прошлого года перешла незаконченная строительно-монтажными работами скважина N 1, на которой строительно-монтажные работы будут проводиться еще 5 суток. На пласт I предполагается пробурить в планируемом году

еще 15 скважин. Остальной объем проходки приходится на скважины типа Т-14.

Нормативная продолжительность отдельных этапов цикла строительства скважин:

– строительно-монтажных работ – 10 сут.;

– подготовительных работ к бурению – 3 сут.;

– испытания – 8 сут.;

– демонтажа бурового оборудования – 3 сут.
Задача 3.2

Определить коэффициенты экстенсивного, интенсивного и интегрального использования буровых установок по следующим данным:

1. Средняя глубина скважины, м – 3010.

2. Плановая продолжительность , сут.:

- монтажно-демонтажных работ – 15;

- подготовительных работ к бурению – 4;

- бурения – 120,

в том числе: механического бурения – 38;

спуско-подъемных операций – 20;

подготовительно-вспомогательных работ – 19;

крепления скважины – 10;

- планового ремонта оборудования – 3;

- ликвидации осложнений – 7;

- испытания – 12.

3. Время ремонтных работ и пребывания установок в резерве в процентах от времени монтажно-демонтажных работ – 30,2 %.
Задача 3.3

Определить показатели плана-графика строительства скважин: количество буровых бригад, количество буровых установок на балансе бурового предприятия, коммерческую скорость бурения, коэффициенты экстенсивного, интенсивного и интегрального использования буровых установок, коэффициент занятости буровых бригад по исходным данным, приведенным в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Исходные данные

ПоказателиКоличествоПлановый объем проходки, м.
Станко-месяцы бурения, ст.- мес.
Количество скважин, начинаемых бурением, скв.
Количество скважин, начинаемых испытанием, скв.
Нормативное время подготовительных работ к бурению в расчете на 1 скважину, сут.
Нормативное время работ по испытанию скважины на продуктивность в расчете на 1 скважину, сут.
Коэффициент оборачиваемости бурового оборудования, ед.
Техническая скорость, м/ст.-мес.70800

50,57

41

42

3

8

1,87

1540

Контрольные вопросы

Система технико-экономическиъх показателей плана строительства скважин.
Система натуральных показателей объема буровых работ.
Показатели темпов бурения скважин.
Показатели темпов строительства скважин.
Показатели использования производственной мощности буровых организаций.
Методические основы разработки производственной программы
бурового предприятия.
Методика расчета нормативной продолжительности цикла строительства скважин.
Методика расчета плана-графика строительства скважин.
Планирование показателей использования буровых установок.

4 Планирование производства и реализации продукции
на нефтегазодобывающих предприятиях
Исходными данными для разработки этого плана служат проекты разработки месторождений, план ввода и использования производственных мощностей и мероприятий по повышению эффективности производства, результаты анализа хозяйственной, инвестиционной и финансовой деятельности за предшествующий период.
4.1 Показатели плана производства и реализации продукции

нефтегазодобывающего предприятия

План производства и реализации продукции нефтегазодобывающего предприятия включает следующие показатели:

1) объема производства и реализации продукции;

2) объема работ в эксплуатации;

3) использования фонда скважин;

4) производительности скважин.

Показатели объема производства и реализации продукции в натуральном выражении:

Добыча нефти (), планируемая и учитываемая в тоннах, отражает всю добытую из скважин за данный период времени нефть.
Добыча газа (), планируемая и учитываемая в тыс.м, представляет собой ту часть добытого из газонефтяных и газовых скважин газа, которая за данный период времени должна быть использована (утилизирована), поскольку остальная часть газа не используется и представляет собой неучтенные потери.
Добыча газоконденсата (), планируемая и учитываемая в тоннах, характеризует весь добытый из скважин за данный период времени газоконденсат.
Валовая добыча нефти, газа и газоконденсата (), планируемая и учитываемая в тоннах, представляет всю добычу за данный период времени нефти, используемого газа и газоконденсата.

Для приведения единицы измерения добычи газа к одному эквиваленту с нефтью объемное количество добычи газа пересчитывают в весовое количество условного газа. При этом за единицу измерения (1 т) принимают количество условного газа с теплотворной способностью 10000 кал/кг, эквивалентное 1 т нефти. Пересчет осуществляется при помощи переводного коэффициента (), который рассчитывается в зависимости от качества газа по формуле:

, (4.1)

где – относительная плотность добытого газа (при плотности воздуха, равной единице);

– плотность воздуха, кг/м3, (а = 1,293);

– калорийность добытого газа, Дж/кг;

– калорийность условного газа, Дж/кг, ( = 41800Дж/кг).

Количество газа в весовом измерении в тоннах рассчитывается по формуле:

, (4.2)

где – количество планируемого и учитываемого газа, тыс. м.

Валовая добыча нефти, газа и газоконденсата ():

(4.3)

Товарная добыча нефти, газа и газоконденсата (), планируемая и учитываемая в тоннах, рассчитывается вычитанием из валовой добычи продукции ее расхода на собственные производственные нужды предприятия, так называемого нетоварного расхода продукции (), и потерь продукции (). Товарная добыча нефти, газа и газоконденсата ():

, (4.4)

, (4.5)

где – объем сдачи продукции в переработку, т;

– товарный расход продукции, сданной другим потребителям: управлениям буровых работ, жилищно-коммунальному хозяйству и другим потребителям, т;

– потери продукции, т.

Реализация нефти, газа и конденсата (), планируемая и учитываемая в тоннах, рассчитывается на основе товарной добычи нефти, газа и конденсата с учетом изменения остатков запасов нефти на конец года () против остатков на начало года () в товарном парке нефтегазодобывающего предприятия и с учетом нефти в товарах отгруженных. Реализация нефти, газа и конденсата ():

, (4.6)

где – количество продукции, сданной потребителям на начало планируемого года, но не оплаченной ввиду ненаступления сроков оплаты, т;

– количество продукции, не оплаченной потребителем в установленные сроки, т;

– количество продукции, сданной потребителям на конец планируемого года, но подлежащей оплате в последующем году, т.

Кроме добычи нефти, газа и газоконденсата нефтегазодобывающие предприятия могут выполнять работы промышленного характера и производственные услуги, которые учитываются объемами продукции в стоимостном выражении.

Показатели объема производства и реализации продукции в стоимостном выражении.

1. Товарная продукция () включает стоимость товарной добычи нефти (), газа () и газоконденсата () в действующих ценах предприятия и стоимости работ промышленного характера и производственных услуг, оказанных предприятием на сторону:

, (4.7)

где – действующие цены на нефть, газ и газоконденсат, тыс. руб.;

– стоимость работ промышленного характера и производственных услуг, тыс. руб.

2. Валовая продукция () включает сумму валовой добычи нефти, газа и газоконденсата в действующих ценах, стоимости работ промышленного характера и производственных услуг, оказанных предприятием на сторону:

, (4.8)

где – действующие цены на нефть, газ и газоконденсат, руб.

В связи с отсутствием неизменных цен на нефть, газ и газоконденсат валовая продукция планируется и учитывается как и товарная продукция в действующих ценах на нефть, газ и газоконденсат.

3. Реализованная продукция () включает сумму оплаченных покупателями нефти, газа, газоконденсата. Моментом реализации считается поступление выручки от продажи отгруженной и сданной покупателю продукции и услуг.

Добыча нефти и газа зависит от фонда скважин, его движения и степени использования в плановом периоде.

Основная часть скважин составляет эксплуатационный фонд, который включает действующие и бездействующие скважины. К действующему фонду относятся скважины, которые хотя бы несколько часов работали и давали продукцию в последнем месяце отчетного года (квартала). Действующий фонд включает две группы скважин: дающие нефть и газ (продукцию) и остановленные в последнем месяце отчетного года (квартала).

К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца. Такие скважины могут быть остановлены в текущем году или в прошлые годы.

Скважины эксплуатационного фонда подразделяются на старые скважины, зачисленные в этот фонд до начала отчетного года, и новые, зачисленные в эксплуатационный фонд в течение отчетного года.

Старые скважины делятся на переходящие и восстанавливаемые. К переходящим относятся такие скважины, которые в предшествующем отчетному периоду месяце работали (хотя бы несколько часов) и давали продукцию. К восстанавливаемым относятся скважины, вводимые из бездействия в течение отчетного периода.

Показатели объема работ в эксплуатации:

1. Скважино-месяцы, числившиеся по всему эксплуатационному фонду скважин (), характеризуют суммарное календарное время, в течение которого скважины числились в действии и бездействии, т. е. это календарный фонд времени эксплуатационного фонда скважин:

, (4.9)

где – среднегодовой эксплуатационный фонд скважин:

– соответственно скважино-часы и скважино-сутки, числившиеся по эксплуатационному фонду скважин.

Скважино-месяц – это условная единица измерения времени работы и простоев скважин, равная 720 часам или 30 суткам.

2. Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин (), характеризуют суммарный календарный фонд времени действующих скважин:

, (4.10)

где – соответственно скважино-часы и скважино-сутки, числившиеся по действующему фонду скважин;

М – среднегодовой действующий фонд скважин.

Среднегодовой действующий фонд скважин рассчитывается по формуле:

, (4.11)

где – число действующих скважин соответственно на начало года, зачисленных в действующий фонд в i-ом месяце планируемого года и выбывающих из действующего фонда в j-ом месяце планируемого года;

– количество полных месяцев работы скважин с момента зачисления в действующий фонд в i-ом месяце до конца года с учетном месяца ввода, мес.;

– количество полных месяцев работы выбывающих скважин с начала года до момента выбытия в j-ом месяце без учета месяца выбытия, мес.;

– количество месяцев ввода новых скважин;

– количество месяцев выбытия скважин.

На основе среднегодового действующего и эксплуатационного фондов скважин планируется календарный фонд времени действующих и эксплуатационных скважин.

3. Скважино-месяцы эксплуатации (или отработанные) () характеризуют суммарное время работы действующих скважин, т. е. время, в течение которого скважины дают продукцию:

, (4.12)

где – соответственно скважино-часы и скважино-сутки работы скважин.

Скважины в процессе эксплуатации требуют периодических остановок для проведения ремонтных работ и геолого-технических мероприятий с целью интенсификации притока нефти и газа.

Плановый эффективный фонд времени работы скважин определяется разницей между календарным фондом времени действующих скважин и суммарной длительностью плановых простоев скважин в ремонте и геолого-технических мероприятиях ():

. (4.13)

Показатели использования фонда скважин применяются для планирования и анализа использования эксплуатационного фонда скважин во времени:

1. Коэффициент использования скважин () определяется отношением суммарного времени работы всех скважин, выраженного в скважино-часах , скважино-сутках или скважино-месяцах () к календарному времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах :

. (4.14)

2. Коэффициент эксплуатации скважин К_Э характеризует степень
использования во времени наиболее активной части фонда скважин и
определяется отношением суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-часах , скважино-сутках или скважино-месяцах () к календарному времени действующего фонда скважин, выраженному в тех же единицах :

. (4.15)

Интенсивность отбора нефти характеризуют дебиты скважин.

Показатели производительности скважин:

Среднесуточный дебит скважин (одной и группы) – это среднее количество нефти (), добытое за сутки непрерывной работы скважины (скважин), определяется отношением валовой добычи нефти () (к числу скважино-суток , отработанных скважиной (или группой) за один и тот же период времени:

. (4.16)

Дебит на 1 скважино-месяц отработанный в тоннах () определяется отношением общей добычи нефти () к числу отработанных скважино-месяцев () за одно и то же время:

. (4.17)

Дебит на 1 скважино-месяц, числившийся по действующему фонду скважин, в тоннах ()определяется отношением общей добычи нефти () к числу скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду скважин, ():

. (4.18)
4.2 Планирование объема добычи нефти и нефтяного газа

Расчет добычи нефти производится по всем месторождениям и эксплуатационным объектам, находящимся в разработке и подготовленным к разработке, и определяется как сумма добычи нефти из старых и новых скважин:

, (4.19)

где – добыча нефти в планируемом году, т.;

– добыча нефти в планируемом году из скважин, перешедших с прошлого года, т.;

– добыча нефти из новых скважин, вводимых в эксплуатацию из эксплуатационного и разведочного бурения и освоения с прошлых лет, т;

– добыча нефти из скважин, вводимых из бездействия, т.

Добыча нефти из старых скважин, перешедших с прошлого года, рассчитывается как произведение коэффициента изменения добычи по старым скважинам на расчетный объем добычи нефти, который был бы получен в планируемом году из старых скважин при работе всех их с производительностью, имевшей место в предшествующем году:

, (4.20)

где – расчетная добыча нефти из старых (переходящих) скважин в планируемом году;

– коэффициент изменения добычи нефти из старых (переходящих) скважин в планируемом году по сравнению с предшествующим годом, доли единицы.

Коэффициент изменения добычи нефти из старых скважин в планируемом году определяется как средневзвешенная величина коэффициентов изменения по месторождениям нефтяной компании:

, (4.21)

где – расчетная добыча нефти из старых переходящих скважин в планируемом году по i-му месторождению, тыс. т;

– коэффициент изменения добычи нефти из старых переходящих скважин в планируемом году по i-му месторождению;

– количество месторождений в нефтяной компании (НГДУ).

Коэффициент изменения добычи нефти по 1-ому месторождению рассчитывается как произведение трех коэффициентов:

, (4.22)

где – коэффициенты, характеризующие изменение соответственно числа действующих старых скважин в планируемом году, дебита старых скважин и нефтесодержания в добываемой из старых скважин жидкости, доли единицы.

Расчетная добыча нефти из старых (переходящих) скважин в планируемом году определяется как сумма добычи нефти из старых переходящих скважин в предшествующем году и расчетной добычи нефти из новых скважин, введенных в предшествующем году:

, (4.23)

где – добыча нефти из старых (переходящих) скважин в году, предшествующем планируемому, тыс. т;

– расчетная годовая добыча нефти из новых скважин, введенных в предшествующем году, тыс. т.

Расчетная годовая добыча нефти из новых скважин определяется за полный год работы всех новых скважин, введенных в эксплуатацию в предшествующем году:

, (4.24)

где – ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин в году, предшествующем планируемому, скв.;

– среднесуточный дебит новых скважин по нефти в году, предшествующем планируемому, т/сут.:

– коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин, введенных в предшествующем году.

Добыча нефти из новых скважин, вводимых из эксплуатационного и разведочного бурения, а также из освоения с прошлых лет определяется по формуле:

, (4.25)

где – среднесуточный дебит новых скважин, вводимых в планируемом году, т/сут.;

– число новых скважин, вводимых в планируемом году;

– среднее число дней работы новой скважины, вводимой в планируемом году.

Среднесуточный дебит новых скважин по нефти, число дней работы одной новой добывающей скважины в планируемом году рассчитываются по проектам разработки как средневзвешенные величины по месторождениям.

Нефтегазодобывающие предприятия производят расчет плана добычи нефти и ввода новых скважин по цехам добычи нефти и газа (нефтяным промыслам) с разбивкой по месяцам и кварталам.

Добыча нефти из скважин, вводимых из бездействия:

, (4.26)

где – число скважин, вводимых из бездействия в году ;

– ожидаемый среднесуточный дебит вводимых из бездействия скважин, т/сут;

– среднее время работы одной скважины в планируемом году, сут.

При отсутствии проекта разработки месторождений основой планирования объемов добычи нефти служат фонд скважин, исходный среднесуточный дебит, коэффициент месячного изменения дебита и коэффициент эксплуатации скважин. Под исходным среднесуточным дебитом понимается среднесуточный дебит скважин в последнем месяце отчетного года (в декабре). Расчет объемов добычи нефти ведется по категориям скважин (переходящие, восстанавливаемые и вводимые из бурения), по способам эксплуатации и пластам.

Добыча нефти из переходящих скважин по месяцам планируемого года определяется по формуле:

, (4.27)

где – исходный среднесуточный дебит одной скважины, т/сут.;

– число переходящих скважин;

– коэффициент месячного изменения дебита, доли ед.;

– календарное число дней в месяце;

– коэффициент эксплуатации скважин;

м – порядковый номер месяца.

Годовой объем добычи нефти:

, (4.28)

где – коэффициент кратности, доли единицы;

– среднее число дней в месяце.

Коэффициент кратности показывает, во сколько раз годовой объем добычи нефти больше объема добычи за месяц, предшествующий плановому периоду, и рассчитывается по формуле:

. (4.29)

, (4.30)

где – исходная добыча за месяц, предшествующий плановому периоду, т.

Ресурсы газа () определяются по формуле:

, (4.31)

где – добыча нефти в планируемом году;

– средний газовый фактор, м/т.

Газовый фактор () представляет собой количество кубических метров нефтяного газа, извлекаемого с 1 т нефти.

Плановую добычу нефтяного газа определяют в зависимости от степени его утилизации по формуле:

, (4.32)

где – коэффициент полезного использования газа.
4.3 Планирование объема добычи природного газа и газоконденсата

План добычи природного газа () предусматривает максимально возможную его добычу из старых скважин, перешедших с прошлых лет (), из старых скважин, вводимых из бездействия (), и из новых скважин :

. (4.33)
Добыча газа из старых скважин, перешедших с прошлых лет, в планируемом году определяется по формуле:

, (4.34)

где – ожидаемая расчетная добыча газа из старых переходящих скважин, тыс. м;

– коэффициент изменения добычи газа из старых скважин, отражающей колебание добычи в связи с изменением пластовых давлений и отбора газа из пласта, влияние мероприятий по интенсификации добычи газа.

Расчетная добыча газа из старых скважин, переходящих с прошлого года:

, (4.35)

где – добыча газа из старых (переходящих) скважин в году, предшествующем планируемому, тыс. м;

– число газовых скважин, введенных в году, предшествующем планируемому;

– среднесуточный дебит одной новой скважины в году, предшествующем планируемому, тыс. м/сут.;

– коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин, введенных в предшествующем году.

Добыча газа из скважин, вводимых из бездействия, определяется на основе данных о числе скважин (), среднесуточном дебите () и количестве дней работы в году ():

. (4.36)
Добыча газа из новых скважин (QГHt+1) в планируемом году:

, (4.37)

где – число новых скважин, подлежащих вводу в эксплуатацию в планируемом периоде (в первую очередь из освоения с прошлых лет, консервации и из разведочного бурения);

– среднесуточный дебит одной новой скважины, соответствующий геологическим условиям разработки газовых месторождений (по проектам разработки газовых месторождений), тыс. м/сут.;

– среднее число дней эксплуатации одной новой скважины в год ввода ее в действие с учетом нормативного срока освоения.

Исходными данными для планирования добычи газового конденсата являются: удельное потенциальное содержание конденсата в добываемом газе при текущем пластовом давлении (г/м), удельный отбор конденсата из газа (г/м), степень отбора конденсата от потенциального содержания (%), добыча газа из газоконденсатных залежей.

Ресурс газоконденсата:

, (4.38)

где – потенциальное содержание (ресурс) газоконденсата в 1м газа, г.

Плановый объем добычи газоконденсата:

, (4.39)

где – удельный отбор газоконденсата из газа, г/м.
4.4 Планирование балансов нефти и газа

Баланс нефти отражает добычу и распределение нефти по различным потребителям. Баланс нефти устанавливает:

Количество нефти, планируемое к сдаче производственно-товарным (нефтепроводным) объединениям по транспорту нефти, входящим в АО "Транснефть", или непосредственно нефтеперерабатывающим заводам – сдача нефти в переработку ():

. (4.40)

Добычу нефти по плану () принимают из плана производства и сбыта продукции. Остаток нефти в товарных емкостях НГДУ на начало планируемого года () устанавливают по фактическому остатку нефти на конец отчетного года. Остаток нефти в товарных емкостях НГДУ на конец планируемого года () устанавливают исходя из нормативного количества дней задержки нефти в товарных резервуарах (), которое зависит от условий добычи, обработки, хранения, перекачки и сдачи нефти:

. (4.41)

Товарный расход нефти (). Товарный расход нефти УБР, жилищно-коммуналъному хозяйству и другим потребителям устанавливают в виде лимитов, спускаемых нефтегазодобывающему предприятию нефтяной компанией.

3. Нетоварный расход нефти () планируют исходя из потребности в расходе нефти на собственные производственные нужды НГДУ. При планировании нетоварного расхода нефти учитывают потери нефти при демульсации (2-3% от ).

Баланс нефти составляют исходя из плана ее добычи по сортам. Аналогично составляют баланс газа.
4.5 Планирование производства и реализации продукции
на предприятиях электроэнергетики

Валовая продукция на предприятиях электроэнергетики рассчитывается по формуле:

, (4.42)

где – отпуск электроэнергии с шин, кВт*ч;

– отпуск теплоэнергии с коллектора, Гкал;

– средний тариф за электроэнергию, руб./кВт*ч;

– средний тариф за теплоэнергию, руб./Гкал;

– стоимость работ промышленного характера, тыс. руб.;

– стоимость производственных услуг, тыс. руб.

Товарная продукция на предприятиях электроэнергетики рассчитывается по формуле:

, (4.43)

где – полезный отпуск электро- и теплоэнергии соответственно в кВт*ч и Гкал.

Полезный отпуск электроэнергии рассчитывается по формуле:

, (4.44)

где – плановая выработка электроэнергии, кВт*ч;

– расход электроэнергии на собственные нужды (насосы, двигатели на электростанциях), кВт*ч;

– отпуск электроэнергии с шин, кВт*ч;

– покупная электроэнергия, кВт*ч;

– отпуск электроэнергии в сеть, кВт*ч;

– расход электроэнергии на производственные нужды (расход в котельных), кВт*ч.

Полезный отпуск теплоэнергии:

, (4.45)

где – покупная теплоэнергия, Гкал;

– потери теплоэнергии в тепловых сетях, Гкал.

Средний тариф за электроэнергию рассчитывается по формуле:

, (4.46)

где – полезный отпуск электроэнергии потребителю i-той тарифной группы, кВт*ч;

– тариф на электроэнергию потребителя i-той тарифной группы, руб./кВт*ч.

Средний тариф за теплоэнергию рассчитывается по формуле:

, (4.47)

где – полезный отпуск теплоэнергии потребителю i-той тарифной группы, Гкал;

– тариф на теплоэнергию потребителя 1-той тарифной группы, руб./Гкал.

Все потребители электрической энергии подразделяются на 9 тарифных групп:

1 группа – промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной электрической мощностью 750 кВА и выше;

2 группа – промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной электрической мощностью до 750 кВА;

3 группа – оптовые потребители – перепродавцы:

4 группа – сельскохозяйственные потребители;

5 группа – электрифицированный железнодорожный транспорт;

6 группа – электрифицированный городской транспорт;

7 группа – непромышленные потребители;

8 группа – население;

9 группа – населенные пункты.

Все потребители тепловой энергии делятся на пять тарифных групп:

1 группа – промышленные и приравненные к ним потребители;

2 группа – оптовые потребители-перепродавцы;

3 группа – жилищно-строительные кооперативы;

4 группа – теплично-парниковые хозяйства;

5 группа – гаражно-строительные кооперативы, мастерские творческих работников, гостиницы системы министерств жилищно-коммунального хозяйства республик.

Реализованная продукция на предприятиях электроэнергетики рассчитывается по формуле:

, (4.48)

где – изменение остатков абонентской задолженности на начало и конец года соответственно по электро- и теплоэнергии, тыс. руб.
Задача 4.1

Определить коэффициент использования фонда скважин и коэффициент эксплуатации, если на начало планируемого года в действующем фонде находится 580 скважин, в бездействующем – 45. В течение года планируется ввести в эксплуатацию с мая 9 скважин, с сентября – 4 скважины из бездействующего фонда и с 1 июля – 6 скважин из бурения. Из эксплуатации с 1 октября выбывают 5 скважин. Время остановок

скважины в течение года – 16 суток.
Задача 4.2

Определить годовой объем добычи нефти на планируемый год при исходных данных, приведенных в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Исходные данные

№

п/ пПоказателиЕдиницы

измеренияКоличество1Добыча нефти из старых скважин в предшествующем годутыс. т9502 Число новых скважин, вводимых в году:

– предшествующем

– планируемомскв.

скв.15

203Дебит новой скважины в году:

– предшествующем

– планируемомт/ сут.

т/ сут.28

314Коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин, введенных в предшествующем годудоли единицы0,9755 Коэффициент изменения добычи нефтидоли единицы0,9356Среднее время эксплуатации одной новой скважины в планируемом годусут.180

Задача 4.3

Составить баланс нефти на планируемый год по исходным данным, приведенным в таблице 4.2.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ... 19

	Отчет о результатах самообследования Павловская средняя общеобразовательная школа с углубленным изучением отдельных предметов Павловского муниципального района Воронежской...		Программа курса для специальности 080502 «Экономика и управление... Охватывает следующие направления
	Планирование на предприятии Методические указания для проведения... «Планирование на предприятии». В методических указаниях рассмотрены основные разделы практических занятий. Даны основные понятия,...		Методические указания по выполннению выпускно квалификациоой работы... Методическое пособие предназначено для студентов специальности «Экономика и управление на предприятии (по отраслям)», выполняющих...
	Программадисциплин ы налоговое планирование на предприятии Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Московской области «Международный университет...		Учебник и программа: «Информатика и икт» Муниципальное образовательное учреждение Павловская средняя общеобразовательная школа №3
	Программа для специальности 060800 «Экономика и управление на предприятии транспорта» Факультет «Управление на водном транспорте Кафедра истории и экономической теории Шифр дисциплины: опд ф. 08 Планировании на предприятии...		Совершенствование службы маркетинга на предприятии на примере Функции и задачи, слабые и сильные стороны деятельности маркетинговой службы на предприятии на примере ОАО 6
	“ Презентация педагогического опыта” Васильева Лидия Николаевна, учитель начальных классов моу павловская сош №1 мо «Павловский район»		Методические рекомендации для студентов к дисциплине «Планирование на предприятии» Зачет. Порядок проведения зачета. Бакалавры: 6 семестр. Средний бал за посещаемость, тест, лабораторную работу, активность, с округлением...
	Методические рекомендации по выполнению контрольных работ по дисциплине б дв. 4 Б дв прогнозирование и планирование на предприятии составлены в соответствии с требованиями Федерального Государственного Образовательного...		Положение о школьном наркологическом посте мбоу павловская сш с уиоп Базовая организация – фгу национальный научный центр наркологии Минздравсоцразвития России
	Рабочая программа учебной дисциплины «планирование на предприятии» ...		Рабочая программа по дисциплине этика и эстетика по специальности... «Экономика и управление на предприятии (по отраслям)» Государственного образовательного стандарта высшего профессионального образования,...
	Рабочая учебная программа дисциплины «теория принятия управленческих решений» «Экономика и управление на предприятии» 080105. 65 «Финансы и кредит», 080301. 65 «Коммерция (торговое дело)», 080109. 65 «Бухгалтерский...		Программа по формированию навыков безопасного поведения на дорогах... ...

А. В. Павловская Планирование на предприятии

Похожие: