Показатели объемов производства и реализации продукции в НГДУ.

Реализованной считается продукция, оплаченная покупателем. К ней относятся товарная нефть, природный и нефтяной газ, работы и услуги промышленного характера, выполняемые для сторонних организаций и предприятий, а также для своего капитального строительства, бурения и непромышленных нужд. Реализованную продукцию определяют по действующим оптовым ценам (на нефть, газ и газоконденсат), а работы и услуги - по отпускным ценам, согласованным с потребителями. Подавляющая часть реализованной про­дукции (90—97%) в нефтегазодобыче приходится на нефть, газ и газо­конденсат.

Планирование объема производства и реализации продукции в отрас­ли ведется в натуральном и денежном выражениях. К натуральным показателям относятся:

а) количество нефти Q_н , т;

б) количество газоконденсата Q_гк, т;

в) количество газа (нефтяного и природного) Q_г, тыс. м³.

Добыча нефти, газа и газоконденсата подразделяется на валовую и товарную.

Валовая добыча Q_в (в тоннах) — вся добыча нефти Q_н , газа Q_г и газоконденсата Q_гк. Причем 1 тыс. м³ газа при переводе в весовое приравнивается к 1 т нефти.

Валовая добыча нефти, газа и газоконденсата Q_в включает товарную добычу Q_т и нетоварный расход Р_нт, т.е. расход на собственные нужды предприятия.

Товарная добыча Q_т - разница между валовой добычей и не­товарным расходом (Q_т = Q_в – Р_нт), предназначена она для реализации сторонним потребителям - в переработку на НПЗ (Q_п), жилищно-коммунальным конторам, буровым и другим предприятиям (Р_т).

3 Показатели использование фондов скважин и их планирование

Добыча нефти и газа зависит прежде всего от числа (фонда) скважин на конец отчетного периода (т.е. начало планового), его изменения 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). По принятой методике скважины, дававшие нефть, останов­ленные и вновь возвращенные в работу в предыдущем и последующем месяцах, на конец обоих месяцев числятся в действующем фонде. Если, например, скважина давала нефть 1 января, а со 2 января по 25 февраля простояла в ремонте и снова пущена в работу, то на конец января и фев­раля она числится в действующем фонде, хотя и простояла в ремонте 45 дней.

К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие бо­лее одного календарного месяца. Такие скважины могут быть остановле­ны в текущем году или переведены в нерабочее состояние за предыду­щие годы.

Скважины эксплуатационного фонда подразделяются на старые, т.е. зачисленные в этот фонд до начала планового годами новые, зачисленные в эксплуатационный фонд в течение отчетного года (квартала).

Для планирования и анализа использования эксплуатационного фонда скважин во времени применяют два показателя: коэффициент использо­вания скважин и коэффициент эксплуатации. При этом время работы и простоя скважин планируют и учитывают в скважино-часах, скважино-месяцах.

Скважино-месяц - это условная единица измерения времени работы и простоев скважин, равная 720 скважино-часам или 30 скважино-суткам. Различают скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному и действующему фондам скважин, и скважино-месяцы эксплуатации (от­работанные).

Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду сква­жин С_чэ, характеризуют суммарное календарное время эксплуатацион­ного фонда (в действии и бездействии). Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин С_чд, характеризуют суммарный кален­дарный фонд времени действующих скважин.

Скважино-месяцы эксплуатации (отработанные) С_р характеризуют суммарное время работы действующих скважин, т.е. время, в течение которого скважины дают продукцию. Время накопления жидкости при периодической эксплуатации относится к рабочему времени.

Коэффициент использования скважин К_и - это отношение суммар­ного времени работы всех скважин, выраженного в скважино-часах Ч_р, скважино-сутках Д_р или скважино-месяцах С_р, к суммарному календар­ному времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах (Ч_кэ, Д_кэ, С_чэ),

К_и = Ч_р/Ч_кэ = Д_р/Д_кэ = С_р/С_чэ.

 

Коэффициент эксплуатации скважин К_э - отношение суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-часах Ч_р, скважино-сутках Д_р или скважино-месяцах С_р, к суммарному календарному вре­мени действующего фонда скважин, выраженному в тех же единицах (Ч_кд, Д_кд, С_чд), т.е.

 

 К_э = Ч_р/Ч_кд = Д_р/Д_кд = С_р/С_чд.

 

Коэффициент эксплуатации, характеризующий степень использова­ния во времени наиболее активной части фонда скважин, имеет важней­шее значение при планировании и анализе результатов работы предприя­тия.

Интенсивность отбора нефти характеризуют дебиты скважин. Разли­чают среднесуточные и среднемесячные дебиты, причем последние опре­деляют по отношению к скважино-месяцам отработанным и скважино-месяцам, числившимся по действующему фонду скважин.

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

 

q_сут = Q_н/Д_р.

 

Дебит (в тоннах) на 1 скв.-мес отработанный q_ср исчисляется отно­шением общей добычи нефти Q_н к числу отработанных скважино-месяцев С_р за одно и то же время:

 

q_ср = Q_н/С_р.

 

Дебит (в тоннах) на 1 скв-.мес, числившийся по действующему фон­ду скважин q_сд, определяется отношением

  

q_ср = Q_н/С_р

 

Среднесуточный дебит и дебит на 1 скв.-мес отработанный характе­ризуют производительность скважин в единицу рабочего времени, а де­бит на 1 скв.-мес числившийся - добычу нефти из скважины действую­щего фонда в течение одного условного календарного месяца (30 сут).

Для чисто газовых скважин показатели экстенсивного их использо­вания и дебиты определяют аналогичными путями. Дебиты скважин из­меряют в тыс. м³/сут за 1 скв.-мес отработанный или числившийся.

С нефтью обычно добывается нефтяной газ, ресурсы которого харак­теризуются газовым фактором Q_г - отношением полученного газа (в м³), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 ⁰С, к количеству (массе или объему) добытой за это же время нефти (в т или м³) при тех же давлении и температуре.

При планировании объема производства и реализации продукции на­чинают с расчетов плановых объемов валовой продукции в натуральном выражении: добыча нефти, нефтяного и природного газа, газоконденса­та, производства и распределения широкой фракции в результате стаби­лизации нефти.

Для решения перечисленных задач предварительно составляют пла­ны: ввода в эксплуатацию нефтяных и газовых скважин, их движения и показателей использования; закачки рабочего агента в нефтяные пласты и использования мощностей нефтестабилизационных установок.

Планирование показателей работы скважин ведется по проектам разработки месторождений.

Для определения плановых показателей использования фонда сква­жин необходимо установить движение фонда скважин в планируемом периоде, т.е. изменение за плановый период времени общего числа сква­жин, закрепленных за предприятием, и перевод скважин из одной катего­рии в другую, определяется среднедействующий фонд.

Среднедействующий фонд скважин Ф_сдt+1 можно определить по формуле

где С_ндt+1, C_здt+1, С_вдt+1 - число действующих скважин соответственно на начало года, зачисляемых в фонд (по месяцам) и выбывающих из фонда (по месяцам); М_з - время соответственно с момента зачисления до конца года и М_в - с начала года до момента выбытия, мес.

При составлении плана движения скважин учитывают наличие сква­жин по категориям и группам на конец t-1, t и t+1 лет.

Помимо таких задач, как обеспечение рационального использования скважин, анализ и контроль их состояния, план движения скважин пре­дусматривает определение календарного фонда времени эксплуатацион­ных и действующих скважин (в скв, -ч, скв.-сут или скв.-мес).

Календарный фонд времени (в скв.-сут) эксплуатационного Д_кэt+1  (или действующего Д_кдt+1) фонда скважин определяется на основе ум­ножения среднего (среднеэксплуатационного Ф_кэt+1 и среднедействующего Ф_кдt+1) числа скважин на число календарных суток в планируе­мом периоде, т.е.

Д_кэt+1 = Ф_сэt+1365;

Д_кдt+1 = Ф_сдt+1365;

Обычно движение скважин в течение года предусматривается равно­мерным и расчет сводится к следующему:

где C c индексами н и к - число скважин соответственно на начало и ко­нец года.

Несмотря на непрерывный характер производства в нефтегазодобы­че, скважины требуют периодических остановок для проведения ремонт­ных работ и геолого-технических мероприятий.

Число остановок на ремонт подземного и наземного оборудования планируют на основе продолжительности межремонтного периода рабо­ты скважин (по видам ремонта: смена насосов, чистка песчаных пробок и т.д.).

Общие затраты времени на ремонт и проведение геолого-техничес­ких мероприятий Д_оt+1 планируют исходя из норм времени (на один ремонт, мероприятие) и числа запланированных ремонтов (мероприя­тий). Для сокращения продолжительности простоев скважин проведение геолого-технических мероприятий в плане обычно совмещают либо одно с другим, либо с ремонтными работами подземного и наземного обору­дования.

Эффективный фонд времени скважин Д_рt+1 (плановый фонд време­ни работы скважин) определяется разницей между календарным фондом времени действующих скважин Д_кдt+1 и суммарной длительности пла­новых простоев Д_оt+1. На основе этих данных по приведенной методике определяют плановые коэффициенты использования К_иt+1 и эксплуата­ции К_эt+1 скважин.

Дебиты скважин планируют по проектным данным, учитывающим возможность оптимальных норм отбора нефти и газа из пласта на данном этапе его разработки.

Среднесуточная норма отбора нефти из пласта - это максимально возможная добыча нефти, допускаемая запроектированной технологией добычи на данном этапе разработки месторождения.

Норму отбора (дебит) нефти из скважины при этом определяют по формуле

Д_сt+1 = К_пр (p_пл – p_заб)^k,

 

где Д_сt+1 - среднесуточный дебит скважины, т/сут; К_пр -   коэффициент продуктивности, т/МПа • сут; p_пл -давление соответственно пластовое и Р_заб - забойное, МПа; k - показатель, характеризующий условия фильтрации (определяется по индикаторной кривой).

 

Планирование объемов добычи нефти

План по добыче нефти предусматривает определение планового объе­ма добычи по предприятию нефтяной компании в целом, по промыслам скважин и их категориям, по способам эксплуатации, пластам и сортам нефти. Планируемый объем добычи

 

 

Где Qc- добыча нефти в планируемом году из скважин, перешедших с прошлого года

Qнов - добыча нефти в планируемом году из новых скважин

 

 

Где Qp –расчетная добыча нефти из перешедших скважин в планируемом году при работе всех их с производительностью прошлого года

Киз – коэффициент изменения добычи нефти из перешедших скважин в планируемом году по сравнению с прошлым годом

 

 

Где Q^oc – добыча нефти из старых скважин предшествующего года

Qрнов – расчетная годовая добыча из новых скважин, введенных в предшествующем году

 

Где N^oнов – количество новых скважин, введенных в прошлом году,

q^oнов –среднесуточный дебит по нефти в прошлом году

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

 

Где Кизf – коэффициент изменения нефтесодержания

Кизж – коэффициент изменения среднего дебита перешедших скважин по жидкости

Кизч – коэффициент изменения числа перешедших действующих добывающих скважин в планируемом году

 

 

fc – проектируемое содержание нефти в жидкости из перешедших скважин

fp – расчетное содержание нефти в жидкости

 

 

Вс – проектируемая обводненность продукции определяется в технологических проектах разработки месторождений

 

 

Где Qрж – расчетная добыча жидкости из перешедших скважин

 

Где Q^oсж – добыча жидкости из старых скважин в прошлом году

Qржнов – расчетная годовая добыча жидкости из новых скважин, введенных в предшествующем году.

 

Где q^ожнов – среднесуточный дебит новых скважин по жидкости в прошлом году

 

Коэффициент изменения среднего дебита перешедших скважин по жидкости

 

 

Где qсж – проектируемый дебит перешедших скважин по жидкости (по проекту)

qржс – расчетный дебит перешедших скважин по жидкости в планируемом году

 

 

Тр – расчетная продолжительность работы всех перешедших скважин в планируемом году (скважино-сутки)

 

 

Где N^онг – действующий фонд добывающих скважин на начало года

N^oв – выбытие старых скважин в предшествующем году

N^oнов – ввод новых скважин в предшествующем году

Кэн – коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин в планируемом году

 

 

Тс – проектируемое время работы перешедших скважин в планируемом году

 

 

Добыча нефти из новых скважин в планируемом году:

где N_нов – ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин в планируемом году, скв.;

q_нов – проектируемый среднесуточный дебит новых скважин по нефти в планируемом году, т/сут.;

t_нов – среднее число дней работы одной новой добывающей скважины в планируемом году, сут. (183 дня);

 

 

Планирование добычи газа

Планирование добычи газа

Количество попутного газа, который возможно добыть вместе с нефтью в данных геологических условиях:

где Q_н – потенциальные возможности добычи нефти, т;

G – средний газовый фактор, м³/т.

Добычу газа планируют в соответствии с его полезным использованием:

где К_г – коэффициент использования газа, доли единицы.

Планирование балансов нефти и газа

где Q_СДН – объем сдачи нефти нефтесбытовым организациям в планируемом году, тыс.т;

Q_НТР – нетоварный расход нефти в планируемом году (на собственные нужды), тыс.т;

Q_ТР – товарный расход нефти в планируемом году (отпуск своим предприятиям), тыс.т

Т – товарный расход нефти, %; Q_НГ, Q_КГ – остаток нефти в товарных емкостях на начало и конец года, тыс.т

Д – нормируемый остаток нефти на конец года, дни.

Баланс газа представляет собой уравнение:

где Q_НТРГ – нетоварный расход газа (на собственные нужды), тыс.м³;

Q_ТРГ – товарный расход газа (отпуск своим предприятиям), тыс.м³

Определение показателей объема продукции в денежном выражении

Объем валовой продукции в планируемом году:

 

 

где Q_ВП – объем валовой продукции в планируемом году, тыс.руб.;

Ц_Н – цена 1 т нефти, руб.;

Ц_Г – цена 1000 м³ газа, руб.

Объем товарной продукции в планируемом году:

 

 

где Q_ТП – объем товарной продукции в планируемом году, тыс.руб.

 

 

7. Анализ выполнения производственной программы

Важным средством выявления резерва увеличения добычи нефти изменение добычи нефти газа, а также основой составления плана на следующий год является анализ выполнения производственной программы.

В начале анализа фактические показатели отчетного года сравниваются с фактическими показателями прошлого года и показателями планового года. Сравнивают показатели валовой продукции, товарной продукции в целом по НГДУ, по предприятию, отрасли и т д.

Объем добычи нефти зависит:

- от среднемесячного дебита нефти (т/скв.-мес.) (qн);

- скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду (С) (доли единиц);

- коэффициент эксплуатации

 - фактический

- плановый

  -Общее изменение добычи нефти:

 

1) Изменение добычи нефти за счет изменения дебита скважин

2) Изменение добычи нефти за счет изменения скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду

3) Изменение добычи нефти за счет изменения коэффициента эксплуатации

Таким образом, общее изменение добычи можно представить

6)

 

Тема 3 Организация и планирование текущего и капитального ремонтов скважин

На всех предприятиях нефтяной и газовой промышленности дей­ствует система технического обслуживания и планового ремонта обо­рудования, которая предусматривает проведение комплекса мероприя­тий, направленных на поддержание оборудования в постоянной экс­плуатационной готовности и обеспечивающих наибольшую произво­дительность и высокое качество выполняемых работ, увеличение меж­ремонтных сроков службы оборудования.

Системой технического обслуживания и планового ремонта пре­дусмотрено:

1) техническое обслуживание оборудования (ТО);

2) текущий ремонт (ТР);

3) капитальный ремонт (КР).

Техническое обслуживание осуществляют ежесмен­но и периодически для предупреждения прогрессирующего износа де­талей и сопряжении путем своевременного проведения регулировоч­ных работ, смазки, выявления дефектов и их устранения.

Текущий ремонт - плановый ремонт, при котором заменяют, ре­монтируют детали с коротким сроком службы, чистят отдельные ап­параты и регулируют механизмы.

Капитальный ремонт— наиболее сложный вид ремонта, проводимый с целью восстановления первоначальной мощности и точ­ности работы оборудования, во время которого, как правило, ремон­тируемый агрегат (аппарат) полностью разбирают и заменяют все из­носившиеся детали и узлы. При этом оборудование может быть мо­дернизировано, отдельные аппараты заменены более производитель­ными и экономичными.

Основой для планирования ремонтов оборудования является структура и длительность ремонтного цикла.

Ремонтный цикл - это время между двумя очередными капитальными ремонтами, а для нового оборудования с момента ввода его в эксплуатацию до первого капитального ремонта.

Структура ремонтного цикла: КР - ТР - ТР - …-КР

Длительность ремонтного цикла определяется как сумма времени работы соответствующего оборудования между ремонтами и продолжительности этих ремонтов.

При планировании ремонта оборудования на предприятии используют ремонтные нормативы.

1) МРП

2) Продолжительность простоя в ремонте

3) Трудоемкость ремонта

МРП – время между двумя смежными ремонтами.

Нормативы продолжительности простоя оборудования в ремонте включает время проведения подготовительных, ремонтных и заключительных работ.

Нормативы трудоемкости ремонта представляют собой прогрессивный показатель трудозатрат на проведение одного ремонта оборудования.

Годовой производственный план ремонтов оборудования содержит расчеты:

1. номенклатуры и объемов работ;

2. календарного графика проведения ремонта;

3. пропускной способности производственных звеньев;

4. плана организационно-технических мероприятий, обеспечивающих

повышение эффективности работы ремонтного хозяйства.

Объем работ по ремонту оборудования в натуральном выражении определяют:

,

где - число единиц оборудования, находящегося в работе;

 - коэффициент использования оборудования по машинному времени;

- общий фонд рабочего времени для единицы оборудования за планируемый отрезок времени (в часах);

Коэффициент занятости должен быть равен 1.

12*8*90=8640 – перевод  в часы ( либо 24*365=8640),

8- рабочие часы в одной смене;

90- число смен в одном месяце;

12- число месяцев;

- число ремонтов м-го вида (капитальных или текущих) в межремонтном цикле (шт или ед.);

- длительность межремонтного цикла (в машино-часах)

,

где  - время работы оборудования (машинное время);

Т – время нахождения оборудования на объекте

Число текущих ремонтов в межремонтном цикле:

,

где  - продолжительность МРП (в Машино-часах);

1 – число капитальных ремонтов в межремонтном цикле

 

График планово-предупредительных ремонтов

1 Определяют месяц остановки оборудования

- на капитальный ремонт:

- для текущего ремонта:

где ,  - продолжительность межремонтного цикла и периода соответственно;

, - отработано часов на 1 января планируемого года после КР и ТР соответственно

tмес – 720 ч

2.Определим периодичность проведения ремонтов:

капитальных

Наименование оборудования

Квартал

I

II

III

Iν

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

…

т

т

к

т

т

т

к

Лебедка

т

к

т

т

т

Бур. станок

к

т

т

к

 

Объем ремонтных работ в денежном выражении определяют умножением стоимости одного ремонта по видам оборудования на число запланированных ремонтов.

 

⇐ Предыдущая1234567Следующая ⇒

Поделиться: