II. Показатели объема буровых работ.

1) Станко-месяцы бурения – работа одной буровой установки в течение месяца (30 суток или более точно 365/12 = 30,4).

2) Число одновременно действующих буровых установок:

12 – число месяцев в году;

А_дt+1 – объем бурения по добывающим скважинам;

V_кдt+1 – коммерческая скорость бурения по добывающим скважинам на планируемый год.

3) Число установок на балансе организации (в парке)

К_обt+1 – коэффициент оборачиваемости буровых установок

Т_калt+1 – календарное время бурения;

Т_{б+к t+1} – время бурения и крепления в плановом периоде;

Т_исt+1 – время испытания.

Если испытание проводится с помощью специализированной буровой установки, то коэф-т оборачиваемости БУ рассчитывается без Т_ис

Качественные показатели.

1) Продолжительность цикла строительства скважин.

Состав цикла строительства скважин (этапы строительства):

1. Подготовительные работы по строительству скважины

2. Строительство вышки и привышечных сооружений (монтаж механического и энергетического оборудования)

3. Подготовительные работы к бурению

4. Бурение и крепление скважины (занимает до 85 % в цикле строительства скважин). Подразделяется на составляющие:

4.1. Механическое бурение

4.2. Спуско-подъемные операции (СПО)

4.3. Вспомогательные работы

4.4. Крепление скважин

4.5. Ремонтные работы

4.6. Ликвидация осложнений

4.7. Ликвидация аварий

4.8. Простои по организационным причинам

5. Испытание скважин

6. Демонтаж вышки и оборудования

Подпункты 4.7, 4.8 – непроизводительное время бурения, 4.1+4.6 - производительное.

Исходя из цикла строительства скважин рассчитывается коммерческая скорость бурения.

Существует понятие скорость проходки (механическая и рейсовая скорости, характеризуют работу долота):

а) , м/час

Н – глубина скважины (объем проходки);

t_м – время механического бурения (нахождения долота на забое).

б) , м/час

Существует 3 скорости бурения:

а) техническая скорость (нормативная). Иногда ее называют производительная скоростью

, м/ст-мес

Т_пр(б+к) – производительное время бурения и крепления (производительные затраты времени подлежат нормированию, поэтому скорость называется нормативной)

б) Коммерческая скорость бурения

, м/ст-мес

Т_{кал(б+к)} – календарное время бурения и крепления;

H – средняя глубина скважины.

Т_{кал(б+к)} = Т_{произв(б+к)} + Т_{непроизв(б+к)}

в) цикловая скорость

, м/ст-мес.

Т_цt+1 – время полного цикла строительства скважины

Планируется только коммерческая скорость.

Оперативное планирование.

В строительстве скважин оперативным планом является план-график строительства скважины. Рассчитывается на разные промежутки времени (самый короткий промежуток для его расчета – месяц, может рассчитываться на год, квартал). Представляет собой таблицу (когда и на какой установке работает та или иная бригада). В нем пронормировано и распланировано время бурения, испытания скважины.

66. Планирование показателей производственной программы нефтегазодобывающей организации

Определяется граница рентабельности, объема производства.

1. Определение границ в краткосрочный период. Сравниваются предельный доход (ПД) и предельные затраты (ПЗ, т.е. на каждую дополнительную единицу)

ПД =ПЗ => при каком объеме производства? Если равенство, то дальнейшее увеличение производства нерентабельно, нужно снижать объем, чтобы увеличить прибыль.

2. В долгосрочном периоде определяется порог рентабельности (ПР)

, где Зпос – постоянные затраты, Вр- выручка от реализации, Зпер- переменные затраты.

Нужно увеличить объем, чтобы увеличить доход. Т.к. цены и объемы непостоянны, природные условия влияют на затраты, то ПР приблизителен.

Производственные мощности н/добывающего пред-я

Мн.д. = Мп+ΔМн+ΔМб+ΔМкр-Мвыб, где Мп – за счет переходящего фонда скважин, ΔМн – прирост за счет ввода новых скважин, ΔМб – прирост за счет скважин, введенных из бездействия, ΔМкр – из капремонта; Мвыб – выбывщие мощности.

Показатели:

1) объем добычи Н, природного и попутного Г, газоконденсата и других компонентов в натуральном выражении; Q=валов+товарн (особенность: добываются сразу ДВА вида продукции - Н+попут.Г или Г+Гконденсат)

Объем добычи нефти Способы:

1) когда нет проекта => отдельно по каждому м/р, затем находится сумма;

а) Переходящий фонд: Qп=Sп*q*30,4*Кэ*Ккр, где S – число переход.скважин, q – среднесуточный дебит, Кэ – к-т эксплуатации, Ккр – к-т кратности (во сколько раз объем добычи в планово периоде больше, чем в прошлом)

б) Новые скважины: Qнов=Sнов*q.нов*183*Кэ.нов, где Sнов – число новых скважин, q.нов – среднесуточный дебит новой скважины, 183 – т.к. новая скважина в среднем работает полгода, Кэ.нов – к-т эксплуатации

в) Скважины, введенные из бездействия: Qб=Sб*q.б*183*Кэ.б

Итого: Q=Qп+Qнов+Qб-Qне_полученн.

2) когда есть проект => определяется объем сразу по всему предприятию.

а) Старые скважины: Qстар=(Qc+Qнр)*Кизм, где Qc – объем добычи из старых скважин в год, предшествующем плановому, Qнр – расчетная головая добыча из новых скважин, кизм – изменение добычи из переходящих скважин в плановом году по сравнению с предшествующими

б) Новые скважины: Qнов = Sн * qн * 183 * Кэ

Итого:Q=Qстар+Qнов

Объем попутного газа Q=Qнеф*G*Кис.г, где Qнеф – объем добычи нефти, G – газовый фактор, Кис.г – коэф-т использования газа

Объем добычи ПГ Г=Гпереход+Гнов

Объем добычи газоконденсата: Q=Г*G*У, где Г – объем добычи природного газа, G – потенциальное содержание газоконденсата в 1000м3 газа, У – удельный отбор газоконденсата из газа

2) объем производства и реализации продукции в стоимостном выражении (валовая, товарная, реализованная продукция)

3) показатели объема работ в эксплуатации;

Эксплуатационный фонд:

а) действующий фонд

- скважины, дающие нефть

- остановленные скважины (не более 1 мес.)

б) бездействующий фонд

г) старые переходящие скважины

д) новые скважины (зачисленные в плановом периоде)

Рассчитываются показатели:

- Скважино-месяцы, числящиеся по эксплуатационному фонду – характеризуют суммарное время работы по эксплуатационному фонду

Сч.э. = Tч.э. / 720(30) = Sэ* tэ / 720(30)

- Скважино-месяцы, числящиеся по действующему фонду:

Сч.д. = Тч.д. / 720(30) = Sд* tд / 720(30)

- Скважино-месяцы эксплуатации – характеризуют суммарное время действующих скважин

Сэ. = Тэ / 720(30) = Sд* (tч.д-tпр) / 720(30), где tчд – суммарное время, когда скважина числилась; tпр – время простоя.

4) показатели использования фондов скважин

Ки=Сэ/Сч.э.; Кэ=Сэ/Cч.д.