Нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Факультет экономики и управления

Кафедра производственного менеджмента

Рабочая тетрадь по дисциплине:

«Организация и управление нефтегазовым производством»

Для магистрантов

факультета разработки нефтяных

И газовых месторождений

Специальностей ВНМ

Преподаватель кафедры производственного менеджмента: доцент, к.э.н.	Кашуро Николай Васильевич

Москва

Задача 1.

1. Рассчитать технико-экономические показатели нефтегазодобывающего предприятия на основе первичных данных (приведены по вариантам).

Провести анализа динамики изменения технико-экономических данных НГДП за три года.

3. На основании проведённого анализа составить аналитическую записку по обоснованному описанию реального технико-экономического состояния НГДП. Дать рекомендации по возможному применению технических мероприятий, которые позволят улучшить состояние исследуемого предприятия.

Теоретическая часть.

Основные технико-экономические показатели НГДП

Дано:

Qв – объем добычи нефти в год;

Qт - объем товарной нефти;

q – среднесуточной дебит одной скважины;

Sд – действующий фонд добывающих скважин;

з_т – затраты на руб. товарной продукции;

Сос - среднегодовая стоимость основных средств;

Цн – цена нефти;

Кэ – коэффициент эксплуатации скважин;

Чппп – численность производственно-промышленного персонала;

Ки – коэффициент использования фонда скважин.

 

Рассчитать:

РЕШЕНИЕ

Основные технико-экономические показатели НГДУ

Вариант №

Показатели

ед. изм.

Годы

Изменения

t

t+1

t+2

t+1 год

t+2 год

к t году

к t году

к t+1 году

абс.

%

абс.

%

абс.

%

Дано из варинта № ____

1. Объем добычи нефти (Qн)

тыс. т.

2. Объем товарной нефти (Qт.н.)

тыс.т.

3. Средний дебит (q)

т/сут.

4. Действующий фонд добывающих скважин (Sд)

скв.

5. Затраты на 1 руб. ТП (зт)

руб.

6.Среднегодовая стоимость ОФ (Соф)

млн. руб.

7. Цена нефти (Цн)

руб./т.

8. Коэффициент эксплуатации (Кэ)

доли

9. Численность ППП (Ч)

чел.

10. Коэффициент использования фонда скважин (Ки)

доли

определить:

11. Валовая продукция (ВП)

млн. руб.

12. Товарная продукция (ТП)

млн. руб.

13. Время календарное добычи (Тк=Qв*1000/q/Sд)

сут

14. Объем работ по скважинам работ. фонда (Сэ=Sд*Тк/30,4)

скв.*мес

15. Объем работ по скважинам действ. фонда (Счд=Сэ/Кэ)

скв.*мес

16. Объем работ по скважинам экспл. фонда (Счэ=Сэ/Ки)

скв*мес

17. Эксплуатационный фонд скважин (Sэ=Сч.э./12)

скв

18. Фондоотдача (ТП/ОФ)

руб./руб.

19. Производительность труда (ТП/Ч)

т.р./чел

20. Затраты на производство ТП (ЗТП)

млн. руб.

21. Себестоимость единицы ТП (С/сТП)

руб./т.

22. Прибыль от ТП (П=ТП-ЗРП)

млн. руб.

23. Рентабельность производственных фондов (П/ПФ)

%

24. Рентабельность ТП (П/ЗТП)

%

25. Бездействующий фонд скважин

скв.

- На основе рассчитанных показателей повести анализ динамики изменения технико-экономических данных НГДП за три года

- На основе проведённого анализа составить аналитическую записку по обоснованию реального состояния НГДП

- Сформулировать перечень технических мероприятий, которые позволят улучшить состояние НГДП

Задача 2.

Нефтяная добывающая компания определила исходные технические

показатели развития разработки месторождения на ближайшие 5 лет.

Определить:

1) объемы добычи нефти по годам и сырьевой потенциал общества;

Производственной системы нефтедобычи

Производственный потенциал (объем добычи)	Увеличивается	Стратегия снятия «сливок» и отказа от долгосрочных планов развития (1,2 годы)	Стратегия интенсивного роста в среднесрочной перспективе	Стратегия интенсивного долгосрочного роста
Не изменяется	Стратегия отказа от долгосрочных планов развития	Стратегия стабилизации, сохранение достигнутого положения	Стратегия создания потенциала будущего роста
Уменьшается	Стратегия сокращения. Сокращение производства при уменьшении потенциала долгосрочного развития	Стратегия сокращения производства в краткосрочном периоде при сохранении потенциала роста в будущем (3,4, 5 годы)	Стратегия сокращения существующего производства и создание потенциала будущего роста
	Уменьшается	Не изменяется	Увеличивается
Сырьевой потенциал

Задача 3.

Кратность запасов по категориям В+С1 к текущей добыче установлена

в размере 30. На начало планового года запасы нефти НГДУ по категориям

В+С1 составили З60 млн. тонн, а плановая добыча – 18 млн. тонн.

 

Определить:

1.Прирост запасов в плановом году при условии, что

предприятие имеет 16 буровых установок, коммерческая скорость

бурения - 650 м/ст*мес.; коэффициент оборачиваемости буровых установок – 1,6;

коэффициент эффективности разведочного бурения – 850 тонн/м.

 

План-график строительства скважин на март месяц текущего года

№№ скв.

№№ бригад

Глубина скважин, м

№ проекта

Забой на 01 марта

ВМР

Бурение

Испытание

Демонтаж

Проходка, м.

Время работы бригады (бур.+крепл) + испытан

ДАТЫ

ДАТЫ

Начала

Окон- чания

Начала

Окон-чания

Начала

Окон-чания

Начала

Окон-чания

1Б

IV.

-

-

Перех

2Б

IV.

-

-

Перех

3Б

IV.

-

-

Перех

4Б

IV.

-

-

Перех

5Б

V.

1 март

V.

14 март

V.

15 март

6Б

V.

Перех

4 март

5 март

V.

10 март

IV.

20 март

IV.

28 март

Определить следующие показатели по УБР:

1. Объем проходки

2. Станко-месяцы бурения 3. Техническую, коммерческую, цикловую скорости бурения 4. Количество скважин, начатых бурением 5. Количество скважин, заканчиваемых испытанием

6. Количество скважин, готовых к сдаче заказчику

7. Кэффициент занятости буровых бригад

К з.б.б. = (Т подг. + Т бур. + Т исп.) / Ткаленд.

Задача 5.

Алгоритм решения.

1. Объем валовой добычи в году t+1:

Qвt+1 = Qсt+1 + Qнt+1

Qсt+1 – добыча из старых скважин;

Qнt+1 – добыча из новых скважин.

2. Объем добычи из старых скважин:

Qсt+1 = Qп + Qвбд-Qвыб

Qп – добыча из скважин переходящего фонда;

Qвбд – добыча из скважин, введенных из бездействия в плановом году;

Qвыб – добыча из скважин, выбывших в бездействующий фонд.

3. Объем добычи из скважин переходящего фонда:

Qпt+1 = Sп * qп * 30,4 * Ккр * Кэп

Sп – фонд скважин переходящих;

qп – средне-суточный дебит переходящих скважин.

Sперех.(t+1) = Sд действ t; qп=qt

Ккр =Ки*(1-Ки¹²) / (1-Ки) - коэфф. кратности;

Ки – коэфф. изменения дебита переходящих скважин

Кэп = (tк- tо) / tк - коэфф. эксплуатации

tк, tо – время календарное (остановок)

4. Объем добычи из скважин, введенных из бездействия в действующий фонд:

Qвбдt+1 = Sвб * qвб * 183 * Кэп

5. Объем добычи из скважин, выбывших в бездействующий фонд:

Qвыбt+1 = Sвыб * qп * 30,4 * Ккр / 2 * Кэп

6. Объем добычи из новых скважин, введенных в эксплуатацию в плановом году:

Qн = Sн *qн * tн * Кэ

 

Объем работ по новым скважинам (скв.мес)

С = Sн * tн - считается от даты введения в эксплуатацию.

Объем попутного газа

Гпоп =Qв *Y *Ки

Y – газовый фактор, Ки – коэффициент утилизации нефтяного газа.

Составить производственную программу НГДП.
Показатели / варианты
1.Фонд скважин:	S
-переходящие
-из бездействия
-новые		10с(01.04)	40с(01.03)	30с(10.05)	10с(01.02)	15 с(05.02)	5 с(15.01)	10 с(01.02)	9 с(01.03)	10 с(01.02)	15 с(01.03)
		10 с(01.06)	20 с(01.07)	40с(01.08)	15 с(15.04)	15 с(15.06)	20с(01.04)	10с(15.03)	10с(01.04)	5 с(01.03)	20 с(15.05)
		5с(01.08)	20с(10.11)	10с(01.12)	22с(01.08)	12 с(01.09)	15с(01.08)	16 с(15.08)	12с(15.09)	5с(01.08)	15с(01.09)
		6с(15.10)								10с(01.10)
2.Выведено скважин из действующего фонда	Sб
3.Среднесуточный дебит скважин, т/сут:	q
переходящих		5,7	25,9	15,9		16,5	13,3	8,6	11,7	7,9	13,5
новых		8,5	24,3	12,5	18,2		20,2	22,4	10,2	10,8	14,3
вводимых из бездействия		3,6	15,8	8,2	9,1		14,8			6,3	10,6
3.Коэффициент изменения дебита переходящих скважин, доли	kи	0,996	0,998	0,997	0,996	0,995	0,994	0,993	0,992	0,991	0,99
4.Среднегодовое число остановок скважин, сут.:	to
-переходящих
-новых
- выведенных из бездействия
5.Газовый фактор, м3/т	Y	17,5	13,8	12,5	16,2	14,8		13,5	12,2	14,5	11,8
6.Коэффициент использования (утилизации) нефтяного газа, %	ky

		1267,7
10с(01.02)	10с(01.04)	8с(01.02)	10с(01.03)	12с(01.03)	20с(01.04)	10с(01.03)	20с(01.02)	9с(01.03)	с(01.02)
20с(01.05)	с(01.06)	с(01.04)	с(01.05)	с(15.05)	с(01.06)	10 с(01.05)	с(01.05)	с(01.05)	с(01.03)
20 с(15.09)	15с(01.08)	15с(01.08)	15с(15.07)	12с(01.08)	20 с(01.09)	20с(15.07)	20 с(15.09)	15 с(01.10)	с(01.08)
				10 с(01.10)			10 с(01.09)
14,8	8,6		11,7	7,9	13,5	14,8	10,5	7,9	0,73
13,3	12,8	10,8	12,5	14,2	8,2	26,4	22,4	14,2
8,4	6,9	7,4	9,3	8,1	5,8	16,8	16,8	11,8	3,4
0,989	0,988	0,987	0,986	0,985	0,984	0,983	0,982	0,981	0,98
10,8	10,6	11,4	12,4	12,8	10,5	10,9	11,2	11,1	12,5

 

Пример формирования исходных данных

 

Вариант 9 исходные данные
показатель	обозначение	ед.изм.	дата ввода	значение
1.Фонд скважин:	S
переходящие	Sп	скв.	01 января
введённые из бездействия	Sввбд	скв.	принято 183 сут
новые	Sн	скв.	01февраля
		скв.	01марта
		скв.	01августа
		скв.	01октября
2. Выведено из действ.фонда	Sвыб	скв.	принято 183 сут
3.Среднесуточный дебит:	q
переходящих	qп	т/сут.		7,9
новых	qн	т/сут.		10,8
введённых. из бездействия	q введ бд	т/сут.		6,3
4.Коэф-нт изменения дебита	Кизм	d		0,991
5. Среднегодовое число остановок:	to
- переходящих	toп	сут.
- новых	toн	сут.
- введ/вывед. из бездействия	to выв бд	сут.
6.Газовый фактор	Y	м3/т		14,5
7.Коэф. извлечения попутного газа	Кисп	%

 

Форма для решения Вариант № Задачи 5
Показатели	обозн.	ед.изм.	значение	расчет	формула
Объем добычи из старых скважин.,всего	Qc	тыс.т			Qc=Qп+Qввод бд-Qвыб
-объем добычи из перех.	Qп	тыс.т			Qп=Sп*qп*30,4*Ккр*Кэ
-объем добычи из введ. из бездействия	Qввбд	тыс.т			Qввод бд=Sввбд*qввбд*183*Кэ
-объем добычи из выб.из действ.	Qвыб.	тыс.т			Qвыб=Sвыб*qп*30,4*Ккр/2*Кэ
Объем добычи из новых скважин, всего	Qн	тыс.т			Qн=Qн1+Qн2+Qн3+Qн4
в т.ч. по срокам ввода:	Qн1	тыс.т			Qн1=Sн*qн*tн*Кэ
	Qн2	тыс.т			Qн2=Sн*qн*tн*Кэ
	Qн3	тыс.т			Qн3=Sн*qн*tн*Кэ
	Qн4	тыс.т			Qн4=Sн*qн*tн*Кэ
Объем добычи нефти	Qв	тыс.т			Qв=Qc+Qн
Объем добычи газа	Гпоп	тыс.м3			Гпоп=Qв*У*Ки
Коэффициент кратности = Кизм х (1-Кизм12) / (1 - Кизм) =
Коэффициент эксплуатации (Кэ)	- переходящих = - введ/вывед бездействия = - новых =

 

Задача 6

Алгоритм решения

1. Сметная стоимость скважины:

Ссм.скв = Зпрям. + Знакл. + Зпроч. + Здоп. + Нпл.

где: З прям. – прямые затраты (по этапам работ)

I Подготовительные работы к строительству скважины;

II. Строительство и разборка вышки и привышечных сооружений, монтаж и демонтаж оборудования;

III. Бурение и крепление скважины;

IV. Испытание скважины на продуктивность

Отдельные статьи затрат (косвенные):

а) Промысловые и геофизические работы (сторонних организаций). В смете их размер определяется в % к разделам III + IV

б) Резерв на производство работ в зимний период – в % к разделам I+II Сметы

в) Затраты по эксплуатации котельной

З пр. = Зподг.+Звмр.+Збур/крепл.+З исп.- З возвр.матер.

Накладные расходы Знакл. = ФОТ х N накл.расх.

Сметная прибыль Пр см. = ФОТ х N пр

N накл., N пр. - определяются в % от суммы ФОТ по согласованным нормативам;

З пр. – прочие затраты:

-топогрофо-геодезические работы;

- проведение лабораторных работ (в % к разделу III)

нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Факультет экономики и управления