Q - средний дебит скважин.

Таблица 3

Основные производственно-экономические показатели

Показатели	Ед. измерения	Факт, 2010 г	2011 г	Абсолютный Прирост	Темп роста. %
План	Факт	к плану	к 2010 г	к плану	к 2010г
Валовая добыча нефти	тыс.т	7 115,0	7 100,0	7 777,0			109,5	109,5
Валовая добыча газа	млн. м3	2 017,0	2 196,0	2 551,0			116,2	126,5
Общий фонд скважин	скв.	4 936,0	-	5 087,0	-		-	103,1
Скважино-месяцы Числившиеся	смч	28 954,0	-	30 196,6	-	1242,6	-	104,3
Скважино – месяцы Отработанные	смо	27641,8	-	28 604,4	-	962,6	-	103,5
Средний дебит	тн/смо	257,3		271,9		14,06		105,6
Коэффициент эксплуатации	-	0,955	0,951	0,947	-0,004	-0,008	99,6	99,2

Как видно из таблицы план по добыче нефти и газа в целом выполнен на 109,5%, сверх плана добыто 677 тыс. тонн. В сравнении с 2010 годом достигнуто увеличение валовой добычи нефти на 622 тыс. тонн, прирост добычи обеспечен за счет ввода из бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин пласта АС4-8, вводом из бездействия прошлых лет и оптимизации механизированного фонда скважин. Добыча газа попутного увеличилась 533,5 млн. м3 по сравнению с 2010 годом. План по добыче попутного газа выполнен на 116 %.

Объем добычи нефти зависит от многих факторов, основные - дебит скважин, фонд календарного времени скважин в эксплуатации и коэффициент эксплуатации.

Среднемесячный дебит превысил за предшествующий год на 14,06 тонн/скв.-мес., объем работ выполнен по сравнению с прошлым годом на 1242,6 скважино - месяцев, а коэффициент эксплуатации в отчетном году снизился по сравнению с прошлым годом с 0,955 до 0,947, не выполнение плана составляет 0,8 %.

Общее изменение добычи нефти под влиянием указанных факторов определяется зависимостью:

Q = Счд * Кэ*q, 1

где Q – добыча нефти;

Счд – календарный фонд времени действующих скважин;

Кэ – коэффициент эксплуатации;

q - средний дебит скважин.

Влияние этих факторов можно определить методом цепных подстановок, следующим образом (формулы 2):

1) влияние дебита скважин;

2) влияние коэффициента эксплуатации;

3) влияние фонда времени действующих скважин.

DQq=Cчд1*Кэ1*(q1-q0);

DQкэ=Cчд1*(Кэ1-Кэ0)*q0; 2

DQс=(Cчд1- Cчд0)*Кэ0*q0,

где DQq, DQкэ, DQс – изменение объема добычи под влиянием среднего дебита скважин, коэффициента эксплуатации, фонда времени действующих скважин, соответственно;

Cчд1, Cчд0 – календарный фонд времени действующих скважин в

отчетном и базисном году, скв. мес.;

Кэ1, Кэ0 – коэффициент эксплуатации в отчетном и базисном году;

q1, q0 – средний дебит скважин в отчетном и базисном году. [9;24]

Суммарное влияние факторов дает прирост объема добычи по сравнению с 2010 годом на 662 тыс. тонн нефти: увеличение среднего дебита скважин на 14,65 тонн дает увеличение объема добычи на 419 тыс. тонн, увеличение календарного фонда времени действующих скважин на 1242,6 скважина - месяцев дает прирост добычи нефти 305 тыс. тонн. Снижение коэффициента эксплуатации на 0,8% дает снижение добычи нефти на 62 тыс. тонн. Не выполнение коэффициента эксплуатации вызвано увеличением объемом текущих ремонтов скважин, т.е. увеличением времени простоя скважин в ремонте.

Процесс добычи нефти – непрерывный, протекающий в течение десятков лет: с начала разработки залежи до полной выработки извлекаемых запасов.

Основные параметры этого процесса характеризуются геологическими особенностями месторождений и непрерывно изменяющимся во времени объемов и комплексом мероприятий воздействия на нефтяные пласты. Объем добычи и темпы отбора нефти отражают при этом эффект применения все проводимых мероприятий.

Следует рассмотреть какие организационно технические мероприятия, и в каком объеме планировались с целью увеличения дебитности скважин таблица 4, страница 41-42.

Таблица 4

Мероприятия по добыче нефти

Мероприятия	Объемы, скважины	Выполнение, %	Прирост добычи нефти, тыс. т	Отклонения
План	Факт	План	Факт

Продолжение таблицы 4

Ввод новых скважин			102,4	617,4	510,8	- 106,6
Перевод скважин на мехдобычу			200,0	2,4	6,7	4,3
Ввод из бездействия			99,1	68,0	154,2	86,2
Оптимизация механизированного фонда скважин			107,4	160,0	154,9	- 5,1
Всего			106,4	847,8	826,6	-21,2

Как видно из таблицы 4 за отчетный период введено в эксплуатацию 128 скважин из бурения при плане 125. Прирост добычи нефти от ввода новых скважин составил 510,08 тыс. т. Механизированным способом введено в эксплуатацию104 скважины. Невыполнение плана по дополнительной добыче вызвано вводом в эксплуатацию 24 скважин с высоким газосодержанием.

В течение 2011 года в НГДУ проведены работы по оптимизации механизированного фонда скважин на 419 скважинах, при плане 390, на фонде с УЭЦН на 353 скважинах, при плане 324, на фонде с УШГН на 68 скважинах, при плане 66.

В результате оптимизации получен эффект 154,9 тыс. т при плановом 160 тыс. т. Невыполнение вызвано ростом обводненности скважин на 5,6%.

Увеличение числа действующих скважин и их календарного фонда – важная предпосылка выполнения плана добычи нефти лишь при условии рациональной загрузки скважин во времени. В данном случае увеличился календарный фонд времени, но ухудшилось его использование.

Для нормальной работы скважин необходимы определенные плановые затраты времени на профилактический осмотр наземного оборудования, на наземные и подземные ремонты, а также на проведение различных геолого-технических мероприятий. Кроме того могут быть остановки вследствие аварий, сверхплановых ремонтов и т.д. Поэтому время работы скважин практически всегда меньше календарного фонда. Задача руководства предприятия состоит в определении пути полной ликвидации внеплановых потерь времени и к минимизации плановых.

В таблице 5, страница 43, представлен баланс использования календарного времени скважин.

Таблица 5