Планирование производства и реализации продукции в организациях нефтяной и газовой промышленности

Лекция 5 Тема: «Планирование производства и реализации продукции в организациях нефтяной и газовой промышленности» Вопросы: 1. Основные показатели плана производства и сбыта продукции в организациях нефтегазового комплекса 2. Планирование геологоразведочных работ на нефть и газ 3. Особенности разработки производственной программы организаций по строительству скважин 4. Планирование производства и реализации продукции нефтегазодобывающей организации 5. Особенности разработки производственной программы нефтеперерабатывающего предприятия 6. Особенности разработки производственной программы организации транспорта нефти, газа, нефтепродуктов и сбыта Вопрос 1. Основные показатели плана производства и сбыта продукции в организациях нефтегазового комплекса План производства и реализации продукции (производственная программа) –является исходным для разработки всех остальных разделов плана. Производственная программа включает следующие расчеты: 1. Объем и ассортимент производимой продукции в натуральном и стоимостном выражении 2. Объем работ и услуг на сторону, включаемых в состав продукции в стоимостном выражении 3. Использование производственных мощностей и основных фондов 4. Оценка эффективности производственной программы Исходные данные для разработки производственной программы: 1. Данные маркетинговых исследований о спросе и ценах на продукцию организации, о наличии и ценах на сырье 2. Качественные требования на продукцию (ГОСТы и ТУ) 3. Расчеты потребности на собственные нужды, в т.ч. на покрытие обязательств перед иностранными партнерами 4. Результаты анализа работы организации и выводы о наличии производственных мощностей, использовании производственных ресурсов. При определении объема производства и ассортимента производимой продукции действуют следующие ограничения: Вид ограничений Периоды Долгосрочный Краткосрочный 1.Спрос и цены на продукцию организации + + 2.Производственные мощности организации и входящих технологических процессов _ + 3.Состав технологической схемы _ + 4.Инвестиционные возможности + _ 5.Наличие и цены на сырье + + 6.Качественные требования к продукции + + 7.Транспортные расходы + + Содержание производственной программы организации и исходные данные для ее расчета Исходные данные для расчета производственной программы: 1. Госзаказ 2. Маркетинговые исследования 3. Качественные требования к продукции Содержание производственной программы Исходные данные 1.Производство продукции в натуральном выражении по видам и ассортименту Наличие и возможности производственных мощностей 2. Производство продукции в стоимостном выражении Состав и возможности технологической схемы 3.Использование производственных мощностей и основных фондов Варианты работы технологической схемы и смешения готовой продукции 4.Оценка эффективности производственной программы Нормы (удельные расходы) использования сырья и межотраслевые нормы качества продукции Основой производственной программы является план выпуска продукции. В производственной программе рассчитываются объемы производства: 1. Объемы производства и реализации продукции в натуральном выражении 2. Объемы производства и реализации продукции в стоимостном выражении Объемы производства и реализации в натуральном выражении: 1. Объемы добычи нефти, газа и газоконденсата 2. Количество скважин законченных строительством 3. Прирост запасов нефти и газа 4. Объем производства нефтепродуктов 5. Объем перекачки нефти и газа Валовая добыча нефти, газа и газокондесата ( в натуральном выражении определяется: =+ ,, – соответственно добыча нефти, газа и газоконденсата, т Товарная добыча нефти, газа и газокондесата ( в натуральном выражении определяется: =- - – соответственно нетоварный расход нефти, газа и газоконденсата (потери и на собственные нужды), т , – соответственно остатки продукции на начало и конец года, т Реализация нефти, газа и газоконденсата в натуральном выраженииопределяется: =++ +( -) - - количество продукции, сданной потребителям на начало планируемого года, но не оплаченной ввиду ненаступления сроков оплаты, т -количество продукции, не оплаченной потребителями в установленные сроки, т; - объем товарной продукции в плановом году, т , – остатки запасов нефти, газа соответственно на начало и конец года, т –объем продукции, сданной потребителям на конец планируемого года, но подлежащей оплате в последующем году, т. Показатели объема производства и реализации продукции в стоимостном выражении: Валовая продукция (ВП) включает: 1. Стоимость товарной продукции (ТП) 2. Изменение остатков полуфабрикатов собственного производства (ПФ) ВП=ТП+(-) Состав товарной продукции: 1. Стоимость готовых изделий, выработанных в плановом периоде (∑*Ц) 2. Полуфабрикаты собственного производства, предназначенные для отпуска на сторону (∑*Ц) 3. Стоимость работ промышленного характера, выполняемых по заказам (∑) ТП= ∑*Ц +∑*Ц + ∑ Реализованная продукция – товарная продукция, подлежащая оплате в плановом периоде. Состав реализованной продукции (РП): 1. Товарная продукция (ТП) 2. Изменение остатков готовой продукции на складе предприятия ( - ) РП = ТП+( - ) , -остатки готовой продукции соответственно на начало и конец года Методика разработки производственной программы При планировании объемов производства и реализации продукции используются все методы планирования. Многообразие специфических производств в организациях нефтегазового комплекса требует применения различных методических подходов и методов расчета объемов производства. Пример: нефтедобывающая организация формирует спрос на нефть в плановом периоде Поставки нефти (Q): – по государственному заказу иностранным (российским) партнерам в счет покрытия инвестиций . расходы на собственные нужды и потери расходы на производственные нужды своих организаций – остатки нефти на начало года – остатки нефти на конец года – увеличение мощности из новых скважин Объемы добычи нефти и газа, буровых работ планируют на основе показателей, рассчитанных в проектах разработки месторождений при обосновании оптимального варианта инвестиций в проект. Плановые расчеты осуществляют методом прямого счета. В нефтегазодобыче широко используется факторный метод планирования. Пример 1: Организация за счет применения методов воздействия на призабойную зону может повысить дебит скважин (△q) на 1,2 т/сут на площади с фондом действующих скважин ( – 800 скв. Увеличение добычи нефти в плановом периоде ( при времени работы (T) принимаемом 183 дням определится: = = 800 х 1,2 х 183 = 175,7 тыс.т Пример 2: Организация может ввести из бездействующего фонда в действующий 60 скв. (△S) с суточным дебитом (q) - 6,6 т/сут. Увеличение добычи нефти (△ определится: △= △S х q х Т = 60 х 6.6 х 183 = 72,5 тыс.т В строительстве скважин для определения оптимальной схемы передвижения буровых установок для разбуривания скважин применяется сетевое планирование и экономико-математическое моделирование (решение транспортной задачи). В нефтепереработке и нефтехимии наряду с балансовым и методом прямого счета применяется экономико-математическое моделирование (линейное программирование). При планировании объемов производства продукции целесообразно предусмотреть их в границах рентабельности. В мировой практике для определения границ рентабельности применяются два подхода: 1. Сопоставление предельного дохода и предельных издержек. Их равенство определяет границы рентабельности. 2. Сопоставление выручки от реализации с суммарными, переменными и постоянными затратами. Определяется порог рентабельности (ПР). ПР = – постоянные затраты – переменные затраты Порог рентабельности – такой объем продукции и выручки от ее реализации, при которых организация не имеет ни прибыли, ни убытков. Первый подход определяет объем производства, увеличивать который убыточно. Второй подход – объем, увеличение которого приведет к росту прибыли организации. Вопрос 2. Планирование геологоразведочных работ на нефть и газ Особенности геологоразведочных работ: 1. Разбросанность объектов на большой территории 2. Непрерывное перемещение технических средств и персонала в пространстве 3. Сезонность проведения работ 4. Высокая зависимость от природно-климатических условий 5. Значительная продолжительность полного геологразведочного цикла 6. Необходимость тщательной координации деятельности организаций, осуществляющих различные виды ГРР 7. Стадийность, разнохарактерность и возможность комплексирования методов поисков и разведки нефти и газа 8. Зависимость спроса на проведение поисково-разведочных работ от цен на нефть и газ на мировом и внутреннем рынке Геологоразведочный процесс – совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности производственных работ, обеспечивающих достижение конечных целей производства – выявление, геолого-экономическую оценку, и подготовку к разработке объектов, содержащих промышленные запасы углеводородного сырья. Основная цель ГРР – обеспечение национальной экономики (общества) разведанными запасами нефти и газа. Этапы и стадии проведения ГРР: Региональный этап 1. Прогноз нефтегазоносности 2. Оценка зон нефтегазонакопления Поисково-оценочный этап 1. Выявление объектов поискового бурения на поисково-оценочном этапе 2. Подготовка объектов к поисковому бурению 3. Поиск и оценка месторождений (залежей) (Бурение поисково-оценочных скважин) Разведочный этап 1. Уточненная оценка месторождений (залежей) 2. Подготовка месторождений (залежей) к промышленной разработке Продолжительность ГРР относительно полностью подготовленного к промышленной эксплуатации объекта (месторождения, группы залежей, залежи) составляет 10-15 лет и более. Классификация запасов и ресурсов нефти и газа решает следующие задачи: 1. Стандартизирует подсчет и государственный учет запасов и ресурсов нефти и газа, адаптированный к современным экономическим условиям 2. Способствует выработке государственной стратегии управления фондом скважин 3. Объединяет российскую классификацию запасов и ресурсов углеводородов с наиболее распространенными международными классификациями. Критерием выделения групп запасов по экономической эффективности является величина чистого дисконтированного дохода, рассчитанная по прогнозируемым показателям разработки при фиксированных нормах дисконта. Критерием выделения запасов по промышленной освоенности является степень промышленного освоения объекта. Критериями выделения категорий запасов по геологической изученности является изученность геологического строения и нефтегазоносности залежей бурением, геофизическими, промысловыми и аналитическими исследованиями, позволяющими осуществить подсчет запасов. По степени экономической эффективности и возможности промышленного освоения запасы углеводородов подразделяются: 1. Промышленно значимые 2. Непромышленные Промышленно-значимые делятся на: 1. Нормально рентабельные 2. Условно рентабельные По уровню промышленной освоенности выделяют следующие группы: 1. Добытые (накопленная добыча) 2. Разрабатываемые 3. Разбуренные неразрабатываемые 4. Неразбуренные 5. Выявленные и оцененные 6. Законсервированные Промышленно значимые нормально рентабельные и извлекаемые запасы подразделяются по критериям на категории: 1. Достоверные (категория А) 2. Установленные (категория В) 3. Оцененные (категория) 4. Предполагаемые ( категория ) Промышленно значимые условно рентабельные извлекаемые запасы по степени геологической изученности подразделяется на 3 категории: 1. Установленные (категория ) 2. Оцененные (категория) 3. Предполагаемые (категория ) На месторождениях и залежах с непрмышленными запасами подсчитываются только геологические запасы. Ресурсы нефти и газа по уровню экономической эффективности и возможности промышленного освоения делятся: 1. Рентабельные 2. Предельно рентабельные Рентабельные извлекаемые запасы подразделяются на: 1. Локализованные (категория 2. Перспективные (категория 3. Прогнозные (категория Новая классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов введена с 1 января 2016 года: Запасы залежей и месторождений подразделяются на: 1. Геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин или обосновывается геолого-геофизическими исследованиями 2. Извлекаемые запасы - часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды Ресурсы не вскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью подразделяются на: 1. Геологические ресурсы - количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований 2. Извлекаемые ресурсы - часть геологических ресурсов, которую прогнозируется извлечь из недр с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: А - (разрабатываемые, разбуренные), В1 - (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), В2 - (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), С1 - (разведанные) С2 - (оцененные) Взаимосвязь категорий запасов нефти и газа с видами геолого-разведочных работ (ГРР) Категория запасов Характеристика проектных работ Виды ГРР А Разработка месторождений нефти и газа на основе проекта В процессе эксплуатационного бурения В1 Подготовлены проекты разработки месторождений Разведочное и поисковое бурение В2 Проектируется разработка месторождений Поисковое и разведочное бурение С1 Разработка месторождений не проектируется, но они разведаны Разведочное бурение С2 Разработка месторождений не проектируется, но они оценены Геолого-поисковые работы и поисковое бурение Ресурсы по степени геологической изученности подразделяются на: - (подготовленные) - (локализованные) - (перспективные) - (прогнозируемые) Типы месторождений (залежей) нефти и газа по фазовому состоянию подразделяются на: нефтяные (Н) газонефтяные (ГН) нефтегазовые (НГ) газовые (Г) газоконденсатные (ГК) нефтегазоконденсатные (НГК) Месторождения нефти и газа по величине начальных извлекаемых запасов подразделяются на: уникальные - более 300 млн. т нефти или 300 млрд. м3 газа; крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 300 млрд. м3 газа; средние - от 5 до 30 млн. т нефти или от 5 до 30 млрд. м3 газа; мелкие - от 1 до 5 млн. т нефти или от 1 до 5 млрд. м3 газа; очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м3 газа. Планирование ГРР на нефть и газ представляет сложный итеративный процесс. Основная задача планирования ГРР –определение необходимого прироста запасов (по категориям), обеспечивающего устойчивое развитие добывающего сектора нефтегазовой компании, а также объемов ресурсов (трудовых, финансовых, материальных). Существуют различные подходы к планированию воспроизводства ресурсного потенциала организаций нефтяной и газовой промышленности. Прирост извлекаемых запасов можно обеспечить путями: 1. Повышением уровня конечного нефтегазоизвлечения на разрабатываемых объектах 2. Проведением ГРР на разрабатываемых объектах с целью открытия и последующей разведки новых залежей 3. Проведением поисково-разведочных работ на новых площадях При планировании используются общепринятые и корпоративные методики. Пример: Планирование прироста запасов в нефтегазовой компании. Ее цель – в течение определенного периода (10,20 и более лет) поддерживать кратность запасов по добыче примерно на одном уровне. Методом обратного планирования (от цели) можно определить требуемые приросты запасов по отдельным периодам. При изменении объемов добычи будет изменяться и показатель кратности. При планировании ГРР необходимо обеспечить такие пропорции между текущей добычей и открытыми запасами нефти и газа, между отдельными категориями запасов, которые диктуются требованиями расширенного воспроизводства ресурсной базы. Открытые запасы должны полностью удовлетворять потребности нефтяной и газовой промышленности и быть оптимальны: 1. Излишние запасы ведут к омертвлению капитальных вложений 2. Недостаток запасов к срыву выполнения программы по добыче нефти и газа Определение необходимых размеров запасов имеет большое значение для районов с развитой нефтегазодобычей, т.к. подготовливаемые запасы рассматриваются в качестве основы дальнейшего наращивания добычи или поддержания ее на достигнутом уровне. Основная проблема при планировании: установление зависимости между запасами и добычей или определение кратности между ними. Кратность зависит от многих факторов: 1. Динамики добычи 2. Величины месторождений 3. Эффективности ГРР Основным методом планирования является пообъектное планирование. В соответствии с пообъектным планированием по каждому объекту устанавливается: 1. Геологическое задание 2. Объемы ГРР по годам и стадиям 3. Ожидаемый прирост запасов категорий В + Планируемая величина подготовки запасов в целом по предприятию или региону рассчитывается как сумма ожидаемых результатов по каждому объекту. Объем поисково-разведочных работ определяется прямым счетом в соответствии с запроектированными методами ведения работ по конкретным объектам. Общий прирост запасов за пятилетие рассчитывается с помощью прогнозных расчетов по зонам региона в целом в случае, если план не может быть полностью обоснован открытыми месторождениями и подготовленными структурами (локальные ресурсы категории). В ориентировочных технико-экономических обоснованиях для определения планового прироста запасов используются оптимальные кратности на начало и конец планового периода. Прирост запасов определяется по формуле: △Q = △Q – прирост запасов нефти – суммарная добыча за планируемый период. Следующий вариант расчета прироста запасов. Расчет необходимых приростов запасов (категории В + может базироваться на прогнозировании среднего темпа отбора углеводородов из месторождений. Темп отбора – отношение среднегодовой добычи на месторождении или их группе к величине начальных извлекаемых запасов. q= q- темп отбора - среднегодовой объем добычи углеводородов – начальные запасы углеводородов месторождения или их группы Для конкретного года t планируется увеличение уровня добычи по сравнению с предыдущим периодом (t - 1) за счет ввода в разработку новых запасов, то прогнозируя будущий темп отбора q, можно определить величину , которая представляет основную часть прироста запасов. △Q = , = △Q – прирост добычи углеводородного сырья - годовые объемы добычи в рассматриваемый и предшествующий годы планового периода q- темп отбора – основная часть прироста запасов Прирост дополнительной части запасов в связи падением дебитов части эксплуатируемых скважин («старых» скважин) рассчитывается: / q – величина запасов, обеспечивающих компенсацию –добыча из старых скважин в предшествующем году – коэффициент изменения (падения) дебита по старым скважинам. Общий прирост запасов △Q необходимый для обеспечения годового уровня добычи : △Q = + Этот прирост запасов необходимо рассматривать как минимально необходимый, т.к. он соответствует активной части запасов. Для расчета величины запасов, которые обеспечат выполнение плана, используют коэффициент активности запасов , который ≥ 1. Коэффициент активности учитывает долю консервируемых запасов и подтверждаемость запасов по разведываемым залежам. Прирост запасов по плану определится по следующей формуле: △△Q * △ - общий прирост запасов △Q –минимально необходимый прирост запасов - коэффициент активности Коэффициент активности запасов изменяется по района и по стадиям ГРР. Стадии освоения и разведанности запасов Величина коэффициента активности 1.Начальная 2-3 2.Средняя 1,4-1,8 3.Поздняя приближается к 1,0 В практике планирования ГРР используются зависимости по регионам величины накопленных разведанных запасов от объемов поисково-разведочных работ. Главными показателями плана ГРР являются показатели геологического задания. Геологическое задание на региональные геолого-геофизические работы включает показатели: 1. Площадь изучаемой территории и масштабы работ по методам 2. Физические объемы геологосъемочных и геофизических работ с разбивкой по годам и этапам задания 3. Сметная стоимость геологосъемочных и геофизических работ с разбивкой по годам и этапам задания 4. Количество параметрических скважин, график их строительства, проектные горизонты и глубины скважин, суммарную проходку по годам 5. Общую сметную стоимость строительства скважин с разбивкой по годам 6. План –график камеральных, опытно-методических и тематических работ по обработке и интерпретации результатов исследований. Производственная программа геолого-поискового предприятия I. Региональный этап Количественные показатели 1. Площадь изучаемой территории ( и масштабы работ по методам 2. Объемы геологосъемочных ( и геофизических работ (сейсморазведка, электроразведка) (п.км) с разбивкой по годам и этапам задания 3. Количество параметрических скважин по годам 4. Проходка по параметрическим скважинам по годам 5. Глубина параметрических скважин Стоимостные показатели 1. Сметная стоимость геологосъемочных и геофизических работ с разбивкой по годам и этапам задания 2. Общая сметная стоимость строительства скважин с разбивкой по годам Геологическое задание на поисковые и детальные геолого-геофизические исследования содержит следующие показатели: 1. Площадь геологических, геохимичеких и геофизических съемок 2. Количество подготавливаемых структур для глубокого бурения и их суммарная площадь 3. Масштабы работ по методам, их физические объемы с привязкой к конкретным геологическим объектам 4. Сметная стоимость геологосъемочных и геофизических работ в целом и с разбивкой по годам и этапам 5. Объем структурного бурения и распределение его по конкретным геологическим объектам с указанием проектных горизонтов и средних глубин скважин 6. Сметная стоимость структурного бурения в целом и с разбивкой по годам 7. Количество структур, подготавливаемых структурным бурением и их площадь 8. План-график камеральных, опытно-методических и тематических работ Производственная программа геолого-поискового предприятия II. Поисковый этап Количественные показатели: 1. Площадь геологических, геохимичеких и геофизических съемок ( 2. Количество подготавливаемых структур для глубокого бурения и их суммарная площадь 3. Объемы работ по методам с разбивкой по геологическим объектам 4. Количество структур, подготавливаемых структурным бурением и их площадь 5. Объем структурного бурения с распределением по геологическим объектам, м 6. Средняя глубина структурных скважин, м Стоимостные показатели: 1. Сметная стоимость структурного бурения в целом и с разбивкой по годам 2. Сметная стоимость геологосъемочных и геофизических работ в целом и с разбивкой по годам и этапам 3. Общая сметная стоимость строительства скважин с разбивкой по годам Геологическое задание на поисковое бурение на нефть и газ включает следующие показатели. Показатели Методика определения 1.Количество площадей, вводимых в поисковое бурение по годам расчетного периода ( = – ожидаемый прирост запасов, устанавливаемых на основе заданной обеспеченности добычи запасами - средние ожидаемые запасы одного месторождения – коэффициент успешности поисков 2.Количество площадей, которые должны получить поисковую оценку () Определяется исходя из количества поисковых скважин, их глубин и цикловой скорости строительства = -количество поисковых скважин - средняя глубина поисковых скважин - цикловая скорость 3.Оптимальная доля поискового бурения в общем объеме поисково-разведочного бурения ( = Э * х (1+ Э - эффективность поисково-разведочного бурения – число поисковых скважин, необходимых для надежной оценки площади (от 2 до 5) средняя глубина поисковых скважин - средние ожидаемые запасы одного месторождения – коэффициент успешности поисков – доля объема поискового бурения, затрачиваемого на поиски новых залежей в пределах известных месторождений (0,2-0,5) 4.Объем поискового бурения ( = ** -количество площадей, вводимых в поисковое бурение -средняя глубина скважин - число поисковых скважин, необходимых для открытия месторождения и оценки непродуктивной площади – коэффициент успешности поисков – доля объема поискового бурения, затрачиваемого на поиски новых залежей в пределах известных месторождений (0,2-0,5) 5.Сметная стоимость строительства поисковых скважин ( Определяется на основе технических проектов, строительных норм и правил (СНИП), норм времени, тарифных ставок и т.д. 6.Коммерческая скорость бурения ( = = = 7.Число буровых бригад (ББ) и установок (БУ), необходимых для выполнения геологического задания Обычно ББ – БУ ББ=БУ= Для количественной характеристики геологического задания в разведке месторождений используются следующие показатели: 1. Прирост запасов категорий В и по конкретным местрождениям 2. Количество месторождений (залежей) и величина запасов, подлежащих рассмотрению и утверждению в ГКЗ (ЦКЗ) , сроки представления отчетов 3. Количество месторождений, подготавливаемых к разработке, и их запасы 4. Суммарный объем разведочного бурения, в том числе по законченным строительством скважинам 5. Сметная стоимость строительства скважин и обустройства площадей, задание по коммерческой скорости бурения разведочных скважин Производственная программа геолого-разведочного предприятия III. Разведочный этап Количественные показатели: 1. Объем разведочного бурения (в том числе по законченным строительством скважинам) 2. Количество месторождений (залежей), подлежащих рассмотрению и утверждению в ГКЗ (ЦКЗ) 3. Величина запасов, подлежащих рассмотрению и утверждению в ГКЗ (ЦКЗ) 4. Прирост запасов категорий и по местрождениям 5. Количество месторождений, подготавливаемых к разработке 6. Запасы месторождений, подготавливаемых к разработке 7. Коммерческая скорость бурения Стоимостные показатели: Сметная стоимость бурения разведочных скважин и обустройства площадей в целом и с разбивкой по годам Показатели, планируемые по поисковым работам: 1. Число структур, вводимых в поисковое бурение в плановом периоде: = m – число лет проведения поискового бурения М – число месторождений вводимых в разработку в соответствующем году - коэффициент успешности поисковых работ = - количество месторождений – количество разбуренных структур в поисковом бурении 2. Число объеков, подготовленных к поисковому бурению: = – число объектов, подготовленных к бурению ∆Z(t+m)  - прирост запасов в году t+m Z - запасы на открытых месторождениях z - cредние запасы одной структуры или объекта Кп – коэффициент подтверждаемости запасов Кот – коэффициент эффективности промышленных открытий Кп = Кп– коэффициент подтверждаемости запасов – начальные запасы открытых месторождений – запасы на дату ввода структур в глубокое разведочное бурение Кот = Кот – коэффициент эффективности промышленных открытий – количество структур, на которых обнаружены промышленные притоки углеводородного сырья – количество структур, введенных в поисковое бурение 3. Число объектов, подготовленных к поисковому бурению =* - – число объектов, подготовленных к бурению – число структур, вводимых в поисковое бурение Ккр.п - коэффициент кратности подготовленных структур Оп.рез - число резервных объектов, подготовленных к бурению в предшествующие планируемому периоду годы 4. Число выявленных объектов поисковым бурением =* - – число выявленных объектов – число объектов, подготовленных к поисковому бурению Ккр.в - коэффициент кратности выявленных структур Ов.рез - число резервных объектов, выявленных в предшествующие планируемому периоду годы. При планировании объемов работ с целью обеспечения ритмичности геолого-поисковых исследований учитывается объем незавершенного производства по выявлению и подготовке объектов к бурению, называемый заделом геолого-поисковых работ. Объем работ в заделе в сметной стоимости определяется по следующей формуле: = - объем работ в заделе , руб - сметная стоимость геолого-поисковых работ, приходящаяся на выявляемый (подготавливаемый) объект, руб - необходимый задел по каждому объекту, % n (m) - число планируемых выявляемых и подготавливаемых объектов Общий объем планируемых геологопоисковых работ) в сметной стоимости определяется по формуле: = + + + + + + - стоимость переходящего с предшествующего года объема работ по выявлению и подготовке объектов, руб.; - стоимость объема работ по выявлению и подготовке объектов, работы на которых начинаются и заканчиваются в планируемом году, руб. , - планируемый задел на конец года по объектам, переходящим выявлением и подготовкой на следующий год, руб - стоимость прочего объема работ, не связанных с выявлением и подготовкой объектов, руб. Основными параметрами оценки качества выполнения геологического задания являются: 1. Коэффициент охвата поисками территории региона 2. Коэффициент успешности поисков 3. Коэффициент подтверждаемости структур 4. Коэффициент достоверности определения параметров, необходимых для проектирования разработки 5. Ожидаемый уровень нефтегазоизвлечения Производственная программа буровой организации Количественные показатели: 1. Количество скважин, законченных строительством и сданных заказчику а) по целям бурения (нефть, газ) б) по назначению скважин (эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные) 2. Объем проходки, м а) по целям бурения б) по назначению скважин 3. Объем работ в бурении: а) станко-месяцы бурения, в том числе по целям бурения б) число одновременно действующих буровых установок в) число буровых установок в парке организации 4. Коммерческая скорость, м/ст-мес 5. Продолжительность цикла строительства скважин, сут Стоимостные показатели: Сметная стоимость строительства скважин а) по целям бурения б) по назначению скважин Производственная программа нефтегазодобывающего предприятия Количественные показатели: 1. Показатели объемов добычи нефти, газа (попутного или природного), газового конденсата в натуральном выражении: а) валовая добыча нефти, газа и газоконденсата б) товарная добыча нефти, газа и газоконденсата 2. Показатели объема работ в эксплуатации: а) скважино-месяцы эксплуатации (отработанные) б) скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду в) скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду 3. Показатели использования фонда скважин: а) коэффициент использования скважин б) коэффициент эксплуатации Стоимостные показатели: Показатели объемов производства и реализации продукции в стоимостном выражении а) валовая продукция б) товарная продукция в) реализованная продукция Производственная программа предприятий транспорта нефти, газа и нефтепродуктов Количественные показатели: 1. Объем транспортировки и поставки нефти, газа и нефтепродуктов в натуральном выражении 2. Объем транспортной работы 3. Потери при перекачке и хранении 4. Расход на собственные нужды 5. Время работы трубопровода Стоимостные показатели: Объемы поставок нефти, газа и нефтепродуктов в стоимостном выражении Качественные показатели: Коэффициент использования пропускной способности трубопровода (коэффициент загрузки) Вопрос 3. Особенности разработки производственной программы организаций по строительству скважин Под производственной мощностью организации понимается максимально возможный годовой объем производства продукции в определенной номенклатуре и ассортименте. Это предполагает наиболее полное использование основных фондов, применение прогрессивной техники и технологии и совершенных форм организации и управления производством. На величину производственных мощностей в строительстве скважин влияют следующие факторы: 1. Количество и состояние буровых установок, качество и стойкость породоразрушающего инструмента 2. Оптимальные параметры режимов бурения 3. Качество промывочной жидкости 4. Трудовые ресурсы 5. Специализация работ по строительству скважин и их организация 6. Природный фактор (глубина залегания , крепость пород, наличие зон осложнений) 7. Прочие Производственная мощность подразделяется на: 1. Входящую ( 2. Исходящую 3. Среднюю ( Входящая мощность определяется на начало периода на основе имеющегося оборудования. Исходящая мощность рассчитывается на конец периода с учетом намеченных планом реконструкций оборудования, его пополнения, изменения технологии и т.д. = увеличение мощности за счет капитального строительства и дополнительного оборудования увеличение мощности за счет модернизации оборудования - уменьшение мощности за счет ликвидации и списания оборудования При расчете производственной мощности буровой организации следует учитывать особенности строительства скважин. В бурении активной частью основных фондов являются буровые установки. Производственная мощность буровой организации – максимальный годовой объем буровых работ, выраженный числом законченных строительством скважин и количеством метров проходки. Средняя мощность буровой организации (: = , (м) среднесписочное количество буровых установок – коммерческая скорость бурения, м/ ст.-мес – показатель экстенсивного использования буровых установок Среднесписочное количество буровых установок определяется: - , ед число буровых установок на начало года, вновь поступившие и число выбывших буровых установок , – соответственно время работы поступивших буровых установок и время неработы выбывших буровых установок Средняя мощность буровой организации (: =, скв – цикловая скорость бурения, м/ст-мес – коэффициент занятости буровой установки - средняя глубина скважин в плановом периоде, м Для оценки полноты загрузки производственных мощностей рассчитывают коэффициенты планового и фактического использования мощностей: , Производственная программа буровой организации включает количественные и качественные показатели. Количественные натуральные показатели: 1. Количество эксплуатационных скважин, законченных строительством и сданных заказчику 2. Количество разведочных скважин, законченных строительством и выполнивших свое назначение 3. Прирост разведанных запасов нефти (млн.т) и газа (млрд.) категорий А+В+ и отдельно А+В 4. Объем проходки, м (по эксплуатационным и разведочным скважинам) Количество скважин и объем проходки планируют по назначению скважин: 1. На нефть 2. На газ 3. Нагнетательные скважины Количественные стоимостные показатели: 1. Сметная стоимость строительства скважин по целям бурения 2. Сметная стоимость строительства скважин по назначению скважин Объем работ в бурении планируется и оценивается показателями: 1. Станко-месяцы бурения (всего и по целям бурения) 2. Количество одновременно действующих буровых установок 3. Количество буровых установок на балансе организации Станко-месяц – работа одной буровой установки в течение месяца. Качественные показатели производственной программы буровой организации включаются: 1. Продолжительность цикла строительства скважин, сут. 2. Коммерческая скорость бурения, м/ст-мес. При планировании производственной программы важную роль играют показатели скоростей бурения, определяемые на основе баланса времени бурения скважин. Цикл строительства скважин Подготовительные работы по строительству буровой () Строительство вышки и привышечных сооружений () Монтаж механического и энергетического оборудования () Подготовительные работы к бурению () I. Производительное время Механическое бурение () Спуско-подъемные операции () Вспомогательные работы () Крепление скважин () II.Ремонтные работы () III. Ликвидация осложнений () IY.Непроизводительное время Ликвидация аварий () Организационные простои () Испытание скважин () Демонтаж вышки и оборудования () Скорости бурения: 1. Механическая скорость проходки ( характеризует темп разбуривания пород долотом , м/час А – объем проходки, м - время работы долота (механическое время бурения) Средняя проходка на долото определяется по формуле: , м Д- количество отработанных долот, ед. 2. Рейсовая скорость проходки характеризует эффективность работы буровой бригады и оборудования в процессе разрушения горных пород и проведения комплекса операций по спуску и подъему бурового инструмента. , м/час – затраты времени на спуско-подъемные операции 3. Техническая скорость бурения () характеризует эффективность всего комплекса работ по бурению скважин = , м/ ст-мес А - количества метров проходки по скважине или группе скважин, м - суммарные затраты времени на выполнение технически необходимых видов работ, ст-мес К технически необходимым видам работ относятся: 1. Механическое бурение 2. Спуско-подъемные операции 3. Наращивание инструмента 4. Вспомогательные работы (смена долот, промывка скважины, ремонтные работы (в планируемом объеме), работы по ликвидации осложнений (в плановом объеме) 4. Коммерческая скорость бурения (– обобщающий показатель, характеризующий эффективность всего процесса бурения = , м/ст-мес – общие затраты времени на бурение скважин 5. Цикловая скорость бурения ( характеризует эффективность использования времени всего цикла работ по строительству скважин. = , м/ст-мес – время по всему циклу строительства скважин, ст-мес В производственной программе буровой организации планируются: 1. Количество эксплуатационных скважин ( 2. Количество разведочных скважин Общее количество скважин в планируемом периоде (T+1) определяется по формуле: Количество эксплуатационных нефтяных и газовых скважин, подлежащих строительству в плановом периоде, определяют исходя из проекта разработки месторождения, плана объема добычи нефти ( за вычетом объема добычи из переходящего фонда скважин , продуктивности новых скважин и коэффициента эксплуатации новых скважин ( ) = - - – количество скважин вводимых, в эксплуатацию из разведочного бурения в плановом периоде - количество скважин вводимых, в эксплуатацию из опробования прошлых лет. Геологические службы организаций в соответствии с проектом разработки месторождений устанавливают по отдельным площадям количество скважино-точек, подлежащих бурению в планируемом году. Совместно с экономическим службами планируют объем работ по строительству эксплуатационных скважин. Плановый объем проходки по эксплуатационным скважинам ( – количество эксплуатационных скважин в плановом периоде – средняя глубина эксплуатационных скважин, м При планировании объемов разведочного бурения исходят из необходимости обеспечения ежегодного прироста запасов с целью восполнения извлекаемой нефти и увеличения разведанных нефтяных ресурсов. Объем разведочного бурения ( рассчитывается: – объем проходки по разведочным скважинам на нефть, м – объем проходки по разведочным скважинам на газ, м. Плановый объем проходки по разведочным скважинам на нефть и газ определяются по следующим формулам: и – планируемые приросты запасов нефти и газа по категориям В + С (млн. т и млрд.) –эффективность разведочного бурения, выраженная приростом запасов нефти (в т) и газа (в тыс.) в расчете на метр проходки. Количество разведочных скважин на нефть ( и газ ( в плановом периоде определяется: и – средняя глубина разведочных скважин соответственно на нефть и газ в плановом периоде, м. Календарная продолжительность цикла строительства скважин ( определяется по проектным нормам времени: = + +++ – 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 скважин, сут - проектная продолжительность испытания пластов в процессе бурения, сут - проектная продолжительность испытания скважин по окончании бурения, сут Началом строительства скважин считается момент открытия наряда на производство работ по сооружению буровой, а окончанием –момент окончания всех работ по испытанию на промышленный приток нефти или газа, предусмотренный техническим проектом (в эксплуатационном бурении) и окончания всех исследовательских работ ( в разведочном бурении). В цикл строительства скважин не включаются: 1. Время простоя смонтированной буровой установки от момента окончания монтажа до начала бурения 2. Время нахождения скважины в консервации Календарная продолжительность вышкомонтажных работ рассчитывается нормам. Нормативную продолжительность определяют с помощью поправочного коэффициента для перевода трудовых затрат в сметные. Перевод трудоемкости, выраженной в часах, в сутки ведется в зависимости от графика работы вышкомонтажных бригад: а) при пятидневном графике работы в одну смену б) при работе в две смены в) при 12-часовой работе г) при работе в три смены трудоемкость строительно-монтажных работ, рассчитанная на основе ЕНВ и местных норм времени без учета переходного коэффициента от производственных норм к сметным (1,05), чел-час – численный состав бригады, чел Календарная продолжительность строительно-монтажных работ для транспортировки вышкомонтажных бригад при 5-дневном графике работы в три смены определяется: В коэффициентах 0,04; 0,06 и т.д. учтен показатель Календарная продолжительность подготовительных работ к бурению скважин зависит от глубины скважин: Глубина скважин, м до 1500м до 2500м до 3500м более 3500м , дни 2 3 4 5 При строительстве второй и последующих скважин на кустовой площадке (морском основании) продолжительность подготовительных работ определяется с помощью коэффициента 0,3. Календарная продолжительность бурения и крепления скважин рассчитывается исходя из прогрессивных технических, технологических, конструктивных и организационных решений, принятых в рабочем проекте. Продолжительность бурения и крепления скважин корректируется с помощью поправочного коэффициента (, который учитывает перерывы в работе по независящим от исполнителя работ причинам. = 1+ затраты времени, обусловленные остановками и авариями по независящим от исполнителя работ причинам (за два года) ,, – затраты времени по проходке, креплению, вспомогательным и ремонтным работам в среднем за два года. Изменение коэффициента применяется для новых проектов строительства скважин. Продолжительность бурения рассчитывается по группам скважин, объединенных в групповой технологический проект и индивидуально по скважинам. Используется следующая формула проектной скорости бурения: = – проектная глубина скважины i-ой группы, м – проектная продолжительность бурения и крепления по i-ой группе скважин, час. Коммерческая скорость бурения по организации планируется по средневзвешенным величинам глубин скважин () и продолжительности их бурения и крепления () = Календарная продолжительность испытания пластов в процессе бурения, а также после завершения бурения и крепления колонны определяется по нормам времени в соответствии с объемом работ по проекту. Плановое количество действующих буровых установок, необходимых для бурения эксплуатационных и разведочных скважин () определяется: + – плановые объемы проходки соответственно по эксплуатационным и разведочным скважинам, м – плановые коммерческие скорости по эксплуатационным и разведочным скважинам, м/ст-мес. Количество буровых установок на балансе организации () определяется по формуле: – коэффициент оборачиваемости буровых установок в плановом периоде. Коэффициент оборачиваемости буровых установок определяется: = – время бурения скважин, сут – время испытания скважин, сут – время пребывания установок в монтаже и демонтаже, сут – время пуско-наладочных работ, сут - время бурения скважин, сут – время испытания скважин, сут – время транспортировки установок, сут – время ремонта установок на ремонтных базах, сут Количество вышкомонтажных бригад определяется: = - время монтажа одной буровой установки, дни –количество буровых установок, предполагаемых к устройству и монтажу -годовой фонд рабочего времени одной вышкомонтажной бригады, дни Количество буровых бригад ) в плановом периоде определяют по формуле: = Оперативным планом в бурении является план-график строительства скважин. Последовательность составления плана-графика строительства скважин: 1. Учитывают переходящие с прошлого года скважины и по технологическому графику определяют сроки окончания их бурения в плановом периоде 2. Переводят на очередную скважино-точку буровую бригаду, освобождающуюся после бурения и испытания скважины. Если подготовку к бурению ведет буровая бригада, то после двух ( трех – в разведочном бурении) дней подготовительных работ ей планируют начало буровых работ 3. Определяют объем в метрах проходки по законченным скважинам и разницу между плановой цифрой и этим объемом. 4. Недостающий объем проходки включают по скважинам, переходящим бурением на следующий год 5. Определяют итоговые показатели 6. Рассчитывают коэффициент занятости буровых бригад в бригадо-днях = – время подготовительных работ к бурению (если занята бригада) - время бурения и крепления скважин – время испытания скважин (если занята бригада) – календарный фонд времени. 7. Определяют коэффициент занятости буровых установок в бурении и испытании = , – время занятости буровых установок соответственно в бурении и испытании, ст-мес - календарное время пребывания буровых установок в буровой организации, ст-мес. −графика строительства скважин и утвержденным сметам групповых (зональных) технических проектов. Сметную стоимость объема буровых работ можно определять умножением количества скважин, включенных в план-график, на стоимость одной скважины, т.к. проекты и сметы составляются для групп скважин. Вопрос 4. Планирование производства и реализации продукции нефтегазодобывающей организации Исходные данные для составления производственной программы нефтедобывающей организации являются: 1. Проекты разработки месторождений 2. Спрос на нефть и газ 3. Производственные мощности на начало года 4. План ввода и выбытия мощностей 5. Мероприятия по улучшению использования производственных мощностей Задачи, решаемые планом производства и реализации продукции: 1. Согласование спроса на продукцию и предложения организации = + + + + + - государственный заказ на продукцию (нефть) - прямые договоры с нефтеперерабатывающими заводами на поставку нефти, включая заводы компании – поставки иностранным партнерам – расходы на собственные нужды и потери (нормируются) – экспорт по квотам – открытый рынок. Предложение организации оценивается ее производственной мощностью. 2. Согласование плана производства основной продукции с работой других цехов и служб. 3. Расчет объема реализации нефти и газа по периодам времени с целью планирования денежных потоков (выручка от реализации) 4. План производства позволяет согласовать другие разделы плана. Если план производства не удовлетворяет спрос, то: 1. Разрабатывается план инновационной деятельности 2. План ремонта простаивающих скважин Производственная программа нефтегазодобывающей организации предусматривает: 1. Планирование объемов добычи нефти (газа попутного и природного), газового конденсата и при наличии других компонентов (гелия, серы) в натуральном выражении 2. Планирование объемов производства и реализации продукции в стоимостном выражении 3. Планирование объемов работ в эксплуатации 4. Планирование показателей использования фонда скважин Показатели объема производства продукции нефтегазодобывающей организации в натуральном выражении: 1. Объем добычи нефти (тыс.т) - 2. Объем добычи попутного газа (тыс. ) - 3. Объем добычи природного газа (млн. ) - 4. Объем добычи газового конденсата (тонн) - Добыча нефти, газа и газоконденсата подразделяется на: 1. Валовую 2. Товарную Валовая добыча ( определяется: = + + + – приравнивается к нефти, т.е 1 тыс. = 1 тонне - коэффициент перевода объема природного газа = р х а х R / R* P – относительная плотность газа при плотности воздуха равной 1 а – плотность воздуха, кг/ R – калорийность добытого газа, Дж/кг R* - калорийность условного газа, Дж/кг Товарная добыча определяется по следующей формуле: = - + - – нетоварный расход (потери и на собственные нужды) , – остаток продукции на начало и на конец года Товарная продукция предназначена для реализации на сторону. Стоимостные показатели объема производства и реализации продукции: 1. Объем валовой продукции – продукция, производимая организацией; работы и услуги, выполненные для собственных нужд и по заказу других организаций, платные услуги населению. Продукция и услуги оцениваются в действующих ценах организации. 2. Объем товарной продукции – товарная добыча нефти, газа, газоконденсата в денежной оценке и стоимость работ и услуг, оказанных на сторону и своему капитальному строительству 3. Объем реализованной товарной продукции – товарная продукция, которая будет оплачена потребителями в плановом периоде. Объем работ в эксплуатации планируется на основе движения фонда скважин. Движение фонда скважин Скважины эксплуатационного фонда (из бурения и освоения) Вывод скважин в консервацию и в ликвидацию Действующие Бездействующие В работе Остановлены Действующий фонд скважин включает две группы скважин: 1. Дающие нефть и газ 2. Остановленные в последнем месяце отчетного года (квартала) По принятой методике скважины, дававшие нефть, остановленные и вновь возращенные в работу в предыдущем и последующем месяцах, на конец обоих месяцев числятся в действующем фонде. К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца. Скважины эксплуатационного фонда подразделяются на: 1) Старые (переходящие) 2) Новые Показатели объема работ измеряются скважино –месяцами. Скважино-месяц – условная единица измерения времени работы и простоев скважин, равная 720 скважино-часам или 30 скважино-суткам. Различают скважино-месяцы: 1) Числившиеся по эксплуатационному фонду () 2) Числившиеся по действующему фонду () 3) Эксплуатации (отработанные) () Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду, характеризуют суммарное календарное время эксплуатационного фонда. = = –время, в течение которого скважины эксплуатационного фонда числились в нем, час или сутки -число скважин эксплуатационного фонда -число скважин эксплуатационного фонда – среднее время, когда скважина эксплуатационного фонда числилась в нем Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду, характеризуют суммарное календарное время по действующему фонду. = = –время, в течение которого скважины действующего фонда числились в нем, час или сутки -число скважин действующего фонда – среднее время, когда скважина действующего фонда числилась в нем Скважино-месяцы эксплуатации (отработанные) характеризуют суммарное время работы действующих скважин. = = –время, в течение которого скважины действующего фонда давали продукцию, час или сутки – среднее время остановок одной скважины действующего фонда в течение года. Использование фонда скважин оценивается показателями: 1. Коэффициент использования скважин () 2. Коэффициент эксплуатации скважин () Коэффициент использования фонда скважин –характеризует степень использования во времени скважин эксплуатационного фонда = = Коэффициент эксплуатации скважин - характеризует степень использования во времени наиболее активной части скважин действующего фонда = = Производительность скважин оценивается показателем дебита скважин. Различают дебиты скважин: 1. Среднесуточные 2. Среднемесячные Среднесуточный дебит скважин (одной или группы) (– среднее количество нефти, добытое за сутки непрерывной работы скважины (группы скважин) = – общий объем добычи нефти из скважины (группой скважин) (или газа) – скважино-сутки, отработанные скважиной (группой скважин) Дебит скважин (одной или группы) на один скважино-месяц отработанный - среднее количество нефти, добытое за месяц непрерывной работы скважины (группы скважин) = – скважино-месяцы, отработанные скважиной (группой скважин) Дебит скважин (одной или группы) на один скважино-месяц, числившийся по действующему фонду скважин ( определяется: = Планирование показателей работы скважин осуществляется на основе проекта разработки месторождений. Для определения плановых показателей использования фонда скважин необходимо установить движение фонда скважин в плановом периоде. Среднедействующий фонд скважин () в плановом периоде рассчитывается по формуле: = + ,, – соответственно число среднедействующих скважин, действующих скважин на начало года, зачисляемых в фонд по месяцам и выбывающих из фонда по месяцам , – соответственно время с момента зачисления скважин в фонд до конца года, мес и время с начала года до момента выбытия, мес Календарный фонд времени (скв-сут) эксплуатационного (или действующего ( фондов скважин в плановом периоде определяются: = х 365 = х 365 Индексы «нач» и «к» означают начало и конец года соответственно. 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 –максимально возможная добыча нефти, допускаемая запроектированной технологией добычи на данном этапе разработки месторождения. Норму отбора (дебит) нефти определяют по формуле: = – коэффициент продуктивности , – соответственно пластовое и забойное давление. МПа К – показатель, характеризующий условия фильтрации План по добыче нефти предусматривает определение планового объема добычи по: 1. Организации в целом 2. Отдельным цехам 3. Группам скважин 4. Категориям скважин 5. Способам эксплуатации 6. Пластам 7. Сортам нефти При планировании объемов добычи нефти используют подходы: 1. Добыча рассчитывается отдельно по пластам, группам скважин, месторождениям и т.д. 2. Расчет ведется в целом по организации по средневзвешенным показателям При первом подходе рассматривают: 1. Фонд действующих переходящих скважин () 2. Коэффициент эксплуатации ( 3. Исходный дебит () 4. Коэффициент месячного изменения дебита () В качестве исходного дебита принимают: 1. По переходящим действующим скважинам – среднесуточную производительность за месяц, предшествующий плановому 2. По восстанавливаемы из бездействия – дебит, скорректированный по производительности близлежащих скважин 3. По новым – ожидаемы й среднесуточный дебит. Объем добычи нефти по переходящим скважинам планируют по месяцам: 1. = х 31 х (январь) 2. = х 28 х (февраль и т.д) Индексы характеризуют: «i» - пласт, «j» - способ эксплуатации Объем добычи нефти за плановый период по переходящим скважинам можно рассчитать с использованием коэффициента кратности () = х = – коэффициент изменения дебита n – число месяцев плана или = х 30,4 х Объем добычи нефти по скважинам, вводимым из бездействия: = х 183 Объем добычи нефти по новым скважинам: = х – время работы новых скважин в плановом периоде. Плановая добыча нефти в целом по организации определяется суммированием добычи по всем группам скважин (пластам, способам добычи, месторождениям) При втором подходе план добычи нефти рассчитывается в целом по организации с учетом всех месторождений и эксплуатационных объектов. Годовой объем добычи нефти определяют суммированием добычи из: 1. старых скважин ( 2. новых скважин, вводимых в эксплуатацию их эксплуатационного и разведочного бурения, и из освоения с прошлых лет = + Добычу нефти из переходящих скважин рассчитывают по формуле: = + - добыча нефти из старых скважин в отчетном периоде (предшествующий плановому) – расчетная добыча нефти из новых и разведочных скважин, введенных в предшествующем году - коэффициент изменения добычи нефти из переходящих скважин в плановом периоде. Добыча нефти из новых скважин определяется: = х Коэффициент изменения добычи нефти в планируемом периоде определяется: = –коэффициент, отражающий изменение числа действующих старых скважин в плановом периоде, доли ед. – коэффициент изменения дебита старых скважин (по жидкости) в планируемом периоде, доли ед. –коэффициент изменения нефтесодержания в добываемой из старых скважин жидкости, доли ед. Коэффициент изменения добычи нефти из старых скважин в планируемом периоде определяется как средневзвешенная величина: = – расчетная добыча нефти из старых скважин в планируемом году по i-ому месторождению в плановом году, тыс. т – коэффициент изменения добычи нефти из старых скважин в плановом году по i-ому месторождению, доли ед J – количество месторождений. Добыча нефти из новых скважин, вводимых из эксплуатационного и разведочного бурения, и из освоения с прошлых лет определяется: = – количество новых скважин, введенных в эксплуатацию – среднесуточный дебит новой скважины (определяется в технологическом проекте на основе карт равной продуктивности) Величина среднесуточного дебита новых скважин по месторождениям определяется как средневзвешенная величина по группам скважин раной продуктивности. Средний дебит по месторождению определяется как средневзвешенная величина по группам скважин равной продуктивности. Время работы новых скважин по месторождению рассматривается на основании помесячного распределения ввода скважин в эксплуатацию. После определения планового объема добычи его сравнивают со спросом на нефть (газ) и устанавливают возможность увеличения объема добычи до уровня спроса. Мероприятия, способствующие увеличению добычи нефти (газа): 1. За счет геолого-технических мероприятий = – число операций, которые могут быть осуществлены на объекте - прирост дебита на объекте - время, используемое для увеличения добычи – коэффициент эксплуатации при использовании ГТМ. 2. Ввод из бездействия после ремонта (капитального, текущего) = /2 х – число скважин, вводимых в эксплуатацию из бездействия – дебит скважин – коэффициент кратности –коэффициент эксплуатации. 3. Добыча нефти из новых скважин Если спрос не удовлетворен, недостающий объем нефти ( может быть удовлетворен за счет ввода новых скважин () = дебит новых скважин время работы новых скважин – коэффициент эксплуатации Плановый объем добычи нефти по организации определяется: = + + + - – снижение объема добычи за счет вывода скважин в бездействие При планировании объема добычи нефти рассчитывают добычу попутного газа: = * * – газовый фактор, характеризующий содержание газа в () в каждой тонне нефти,/т – коэффициент использования газа Объем добычи природного газа определяют исходя из числа газовых скважин и их среднего дебита с учетом потерь. Планирование объема добычи природного газа () предусматривает его добычу из: 1. Старых скважин 2. Вводимых из бездействия 3. Новых скважин = ( +)* + - объем добычи газа из старых скважин в предплановом периоде - число новых скважин, введенных в предплановом году – среднесуточный дебит одной скважины в предплановом году - коэффициент изменения добычи газа в плановом периоде – число новых скважин, вводимых в эксплуатацию в плановом периоде – среднесуточный дебит одной новой скважины - среднее число дней работы новых скважин в плановом периоде. Коэффициент изменения добычи газа определяется: = – коэффициент изменения дебита скважин в плановом году по сравнению с предплановым – коэффициент изменения количества скважин в плановом году по сравнению с предплановым. При наличии на промыслах газоконденсатных месторождений составляется план добычи газоконденсата с учетом его ресурсов. Ресурс газоконденсата определяется: = * / 1000 – плановый объем добычи газа, тыс. – потенциальное содержание газоконденсата в 1 газа, г. Плановый объем добычи газоконденсата определяется: = * / 1000 - удельный отбор газоконденсата из газа, г/ Итогом планирования добычи нефти и газоконденсата является баланс на год. Приходная часть – ресурсы нефти и газоконденсата, а расходная включает распределение ресурсов потребителям, потери и изменение остатков в хранилищах. Количество нефти и газокондесата, реализуемых потребителям, определяется: = + + + + + – количество нефти и газоконденсата, реализуемых потребителям – объем нефти и газоконденсата в счет госзаказа – объем нефти и газоконденсата, поставляемых НПЗ – расход товарный, т.е. продажа нефти подрядчикам, подрядчикам, обслуживающим предприятие – объем нефтии газоконденсата в расчетах с инвесторами – объем нефти и газоконденсата на экспорт – объем нефти и газоконденсата, продавамый на открытом рынке. Баланс газа составляется газодобывающими организациями: Г + + = + + Г – газ добываемый на месторождениях – газ, полученный от сторонних предприятий – газ, полученный из подземных газохранилищах ПГХ – газ товарный, идущий в систему «Межрегионгаз» – газ нетоварный , т.е. потери по внутренним трубопроводам, сооружениям и на собственные нужды – закачка газа в подземные газохранилища. После утверждения годового плана особое значение приобретает оперативно-производственное планирование. Оно предусматривает: 1. Установление календарного графиков производства и выпуска продукции по каждому цеху, участку, рабочему месту 2. Своевременное обеспечение каждого рабочего места материальными ресурсами 3. Оперативное регулирование хода выполнения производственной программы в каждом подразделении организации. Оперативное задание на месяц устанавливается на основе уточненного квартального плана. В оперативные планы включаются следующие показатели: 1. Объемы производства работ (продукции) или услуг 2. Численность работников 3. Фонд оплаты труда 4. Нормативы по использованию материальных ресурсов 5. Издержки производства, зависящие от исполнителей Основная форма производственного задания на месяц – оперативный план-график, в котором объем производства продукции или выполнения раббот определен по конкретным датам. Дневное плановое задание имеет форму нарядов, маршрутных листов и т.д. Вопрос 5. Особенности разработки производственной программы нефтеперерабатывающего предприятия Особенности разработки производственной программы на нефтеперерабатывающих предприятиях (НПП) связаны: 1. С производством большого числа нефтепродуктов из одного сырья (нефти) при многостадий его переработке 2. Многовариантностью работы технологических установок 3. Многовариантностью использования сырья и полуфабрикатов 4. Многовариантностью смешения при получении товарных продуктов Производственная программа НПП –план по производству продукции на технологических установках, смешению товарной продукции, выработке продукции в натуральном и стоимостном выражениях и использованию производственных мощностей. Порядок разработки производственной программы: 1. Определяют нормы расхода сырья, выхода продукции по всем технологическим процессам и установкам 2. Рассчитывают объемы производства по отдельным установкам и процессам 3. Составляют план смешения готовой продукции 4. Определяют производство готовой продукции в целом по предприятию 5. Рассчитывают объемы товарной и реализованной продукции 6. Составляют план использования мощностей и основных фондов Производственная программа НПП планируется на основе производственной мощности. Производственная мощность – максимально возможный годовой объем переработки сырья при полном использовании оборудования. Производственная мощность технологических установок (М) определяется по формуле: М = СП х СП – суточная производительность, т/сут – головой фонд рабочего времени установки, сут Суточная производительность определяется на основании технических характеристик оборудования. Годовой фонд рабочего времени рассчитывается по формуле: = 365 - – общее время простоев на всех нормативных видах ремонтов в год. При планировании суточной производительности: 1. Анализируются и выбираются показатели за 20-25 суток из двух (трех) смежных месяцев 2. Определяется средняя величина, которая может использоваться как плановая. Плановое количество дней работы установки определяют из плана-графика ее работы. Планируемый объем переработки сырья (О) рассчитывается по формуле: О = СП х Плановый объем продукции рассчитывается по формуле: = О * в = СП * * – количество i-го вида продукции, тыс. т – выход i-го вида продукции,% Расчет производственной программы установки: 1. Производственная мощность, тыс.т 2. Взято сырья, тыс. т (по видам) 3. Выработано продукции, тыс.т (по видам) 4. Всего 5. В том числе по видам продукции 6. Потери, тыс. т 7. Итого (производственная программа) Технологические установки работают на: 1. Разных видах сырья и выпускаю разный ассортимент продукции 2. Разных технологических режимах Объемы производства планируют по различным вариантам работы установок. На нефтехимических предприятиях производственную программу рассчитывают по формуле: О = Q х О – планируемый объем сырья, тыс.т Q – количество полученной продукции, тыс.т – норма расхода сырья, т/т. На нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях продукция одной установки служит сырьем для других. Пример: вакумный газойль может перерабатываться на установках каталитического крекинга и гидрокрекинга. При расчете производственной программы по технологическим установкам составляются промежуточные балансы по продуктам. Распределение по потребителям осуществляется по приоритетам. Последовательность расчетов производственной программы установок определяется технологической схемой предприятия. На нефтеперерабатывающих предприятиях большая часть продукции получается смешением полуфабрикатов в товарном парке. План смешения компонентов и получения товарной продукции составляется в виде шахматной таблицы, по вертикали отражаются полуфабрикаты, взятые для смешения, по горизонтали – нефтепродукты, полученные при смешении. При планировании выпуска топлива на предприятии используются: 1. Рецепты производства продукции 2. Объемы и качественные характеристики компонентов 3. Требования к качеству продукции Основной качественной характеристикой при производстве бензинов является октановое число, при производстве дизельного топлива – содержание серы. План смешения продуктов определяется решением системы уравнений. Формулировка задачи: при заданном числе и объеме компонентов известного качества требуется найти вариант смешения для получения максимального количества товарных нефтепродуктов установленного качества. Ограничения имеют вид: = * или) * = 0 – количество i-го компонента - количество j-го нефтепродукта – качественная характеристика i-го компонента - качественная характеристика j-го компонента – количество i-го компонента в составе j-го нефтепродукта. – число видов нефтепродуктов Ограничения по количеству нефтепродуктов: = Ограничения по наличию количества компонентов: = Ограничения по качественной характеристике компонентов и продукции: = Ограничения по количеству компонентов и нефтепродуктов: = При разработке окончательного варианта плана смешения учитывают потери при смешении. Общий плановый объем производства продукции должен быть уменьшен на величину потерь. По предприятию составляется баланс потерь. Технологические потери определяются как сумма потерь на всех технологических установках. Потери включают в себя следующие виды: 1. При обессоливании 2. При транспортировке и хранении 3. При смешении Примерный баланс потерь по предприятия Вид потерь Метод расчета 1.Технологические Величина потерь по материальному балансу каждой установки 2. При обессоливании Зависят от качества нефти 3.При транспортировке и хранении Определяются приборами, зависят от качества и технических характеристик трубопроводов и резервуаров При смешении Из плана смешения Итого потерь, в том числе возвратные Расход топлива определяется по каждому потребителю: = * –вид топлива –наименование потребителя (технологическая установка, объект вспомогательного хозяйства) – количество потребителей – расход i-го вида топлива на j-ом потребителе,т – объем производства продукции на j-ом потребителе,т – норма расхода i-го вида топлива на j-ом объекте,т/ед. Заключительным этапом является составление производственной программы по предприятию в виде материального баланса. План производства продукции включает следующие показатели: 1. Взято сырья (по видам), тыс т 2. Выработано продукции (по видам) , тыс. т 3. Глубина переработки, % 4. Расход топлива собственной выработки, тыс.т 5. Потери безвозвратные, тыс. т Одним из важнейших показателей является глубина переработки нефти (Г). Она рассчитывается по формуле: Г = *100% , – количество переработанных соответственно нефтяного сырья, безвозвратных потерь и котельного топлива товарного – расход топлива собственного производства. Или Г = *100% , - количество соответственно сухого газа, используемого на топливо, и котельного топлива валового. Аналогично составляется план производства продукции по цеху. После определения объема производства товарной продукции в натуральном выражении переходят к расчету валовой и товарной продукции в стоимостном выражении. План производства и реализации продукции в стоимостном выражении имеет следующий вид: Показатели Количество продукции, тыс.т Оптовая цена на предприятии, руб/т Товарная продукция, млн. руб за год и по кварталам 1.Объем реализованной продукции 2.Изменение остатков готовой продукции на начало и конец планового периода 3.Производство товарной продукции – всего и по видам продукции 4.работы промышленного характера –всего В том числе на сторону 5.Стоимость товаров народного потребления 6.Всего товарной продукции Далее оценивается качество составления производственной программы НПП по следующим показателям: 1. Структура продукции и соответствие требованиям рынка 2. Глубина переработки нефти 3. Выход товарных продуктов из 1т сырья 4. Средняя цена 1т продукции по видам 5. Коэффициент использования производственных мощностей 6. Состав технологической схемы Для получения оптимального варианта производственной программы НПП применяются методы математического программирования (линейного программирования). В качестве целевой функции в зависимости от целей могут быть выбраны – максимум прибыли, минимум затрат, максимум товарной продукции, максимум выработки всех групп или одного вида продуктов. Заканчивается процесс планирования расчетами использования производственных мощностей и основных фондов предприятия. Расчет ведется по основным процессам и технологическим установкам по следующим показателям: 1. Проектная мощность, тыс. т () 2. Ожидаемая мощность на начало года () 3. Прирост мощности за счет: 3.1 Ввода в действие новых объектов = - среднегодовая мощность вводимая мощность - время с момента ввода до конца года 3.2 Проведения мероприятий по плану технического развития и организации производства = - среднегодовая мощность вводимая мощность - время с момента ввода до конца года 4. Выбытие мощностей = - среднегодовая мощность вводимая мощность - время с момента выбытия до конца года 5. Наличие мощностей на конец года () 6. Среднегодовая мощность =+ - 7. Плановый объем выпуска продукции ( 8. Использование производственных мощностей = – коэффициент использования производственных мощностей При планировании использования основных фондов рассчитываются показатели: 1. Величина на начало и конец года 2. Прирост показателей в плановом периоде 3. Показатели использования основных фондов Вопрос 6. Особенности разработки производственной программы организации транспорта нефти, газа, нефтепродуктов и сбыта Природный и нефтяной газ транспортируется от мест добычи к потребителям по магистральным нефтепроводам. Эти функции выполняют структурные подразделения или дочерние АО по транспортировке и поставке газа в составе ПАО «Газпром». Планирование объемов транспортировки газа –потребность в нем для обеспечения нужд всех отраслей экономики, населения и поставок газа на экспорт. Плановый объем транспорта и поставок газа определяется как сумма поставок по каждому газопроводу при оптимальных схемах потоков газа из районов добычи к местам потребления. Объемы поставок газа должны быть сбалансированы с добывными возможностями газовых месторождений и с пропускной способностью магистральных газопроводов. Пропускная способность магистральных газопроводов определяется: q = 103,2 [] q – пропускная способность трубопровода в целом, млн./сут , –начальное и конечное давление на участке d – внутренний номинальный диаметр трубы – коэффициент гидравлического сопротивления трубы – плотность газа – ускорение свободного падения - средняя по длине газопровода температура газа -средний коэффициент сверхсжимаемости газа – длина участка газопровода, км Плановый объем транспортировки газа зависит от пропускной способности газопровода (): =* * - пропускная способность газопровода, млн./сут – календарное время в планируемом периоде, сут – коэффициент использования пропускной способности газопровода Исходными данными для планирования транспортировки и поставок газа являются: 1. Перспективные планы развития газового комплекса 2. Спрос на газ 3. Добывные возможности газовых месторождений 4. Пропускная способность действующих газопроводов 5. Планы ввода новых и выбытия действующих мощностей по перекачке газа 6. Полезный объем подземных газохранилищ 7. Система плановых норм и нормативов Текущие планы транспортировки и поставки газа составляются на год с разбивкой по кварталам по следующим показателям: 1. Объем поступления газа в газопровод 2. Объем товарного газа 3. Расход газа на собственные нужды 4. Потери газа 5. Объем транспортной работы Основным показателем плана является объем товарного газа () = + – ( + + + + , – объем газа соответственно поступающего с газовых промыслов и отбираемого из подземных газохранилищ - расход на собственные нужды – потери газа –количество газа, нагнетаемого в подземные газохранилища – объемы товарного газа, предназначенного для реализации сторонним потребителям - расход газа на заполнение новых газопроводов. Расход газа на собственные нужды: 1. На компрессорных станциях газопровода 2. На собственных котельных и электростанциях 3. На установках по осушке и очистке газа Потери газа определяют по обоснованным и утверждённым нормам, к ним относят: 1. Утечки газа через неплотности соединений 2. При производстве ремонтных работ 3. Осушке и очистке газа Объем транспортной работы организации () планируется по каждому газопроводу (участку) и в целом по организации: = * n – число участков газопровода – объем газа, транспортируемого по i-ому участку газопровода – протяженность i-го участка газопровода Коэффициент использования пропускной способности газопровода () определяется: = , – соответственно фактическая и проектная пропускная производительность газопровода. Транспортировка нефти и нефтепродуктов осуществляется: 1. Трубопроводным транспортом – 90% 2. Водным и железнодорожным – 10%. Плановые объемы транспортировки нефти обуславливаются: 1. Спросом на нефть на нефтеперерабатывающих заводах 2. Экспортными поставками Плановые объемы транспортировки нефтепродуктов зависят от: 1. Государственного заказа 2. Поставок по прямым договорам 3. Экспортных поставок В планах работ по каждому нефтепроводу и нtфтепродуктопроводу определяются следующие показатели: 1. Объем перекачки нефти (нефтепродуктов), тыс.т 2. Объем транспортной работы, млн. т-км 3. Потери нефти и нефтепродуктов при перекачке и хранении, тыс.т 4. Расход нефти и нефтепродуктов на собственные нужды, тыс.т 5. Время работы трубопровода, сут Объем перекачки нефти планируется в зависимости от пропускной способности трубопровода и времени его работы. Объем транспортной работы планируется как произведение объема перекачки в тоннах на расстояние перекачки в километрах. Потери нефти и нефтепродуктов при транспортировке и хранении, расход на собственные нужды нормируются. Объемы поставок нефти и нефтепродуктов планируются в натуральном (по сортам нефти и видам нефтепродуктов) и в стоимостном выражении на основепланируемых цен.