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;
зт – 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
- 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