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