|
Российский Государственный Университет нефти и газа имени
И.М.Губкина. Кафедра финансового менеджмента. Группа ВЭН 99-5 |
|||
42. Производственная мощность нефтегазодобывающего предприятия.Производственная
мощность нефтегазодобывающего
предприятия это максимальный объем добычи нефти или газа при имеющихся
сырьевых и производственных возможностях, при их рациональном использовании. ПМ бывает: - входящая мощность (мощность на начало планового
года) - исходящая мощность (мощность на конец года с
учетом намеченных плановых реконструкций оборудования, его пополнения,
изменения технологии производства) МИ = МВХ
+ МНОВАЯ + ММОД - МЛИК Где Мвх – мощность переходящих
ОФ Мновая – мощность вновь введенных ОФ Ммод – прирост
мощности модернизированных ОФ Мл –
мощности ликвидируемых ОФ Новая
мощность
– введение новых скважин Модернизированная – изменение мощности за счет проведения
ГРМ и капитального ремонта скважин. - среднегодовая мощность МСР = МВХ
+ МНОВ*ТР/12 + ММОД*ТМ/12 - МЛИК(12-ТЛ)/12 Где Тр – число полных месяцев работы
новых мощностей Тм – число полных месяцев работы модернизированных мощностей Тл –
число полных месяцев работы ликвидированных
мощностей. Оценка использования
производственной мощности нефтегазодобывающего предприятия. Мощность НГДУ отражает добывные
возможности скважин; это максимальный отбор нефти или газа из пласта;
характеризует годовой ресурсный потенциал. Коэффициент использования производственной мощности: КМ(t+1)=
Q (t+1)
/ М(t+1) Q –фактический объем добычи М –производственная мощность. При определении производственной мощности учитывают
коэффициент бездействующих скважин: Кбскв = 9-12%. Расчет фактического показателя использования
запланированной мощности и нормативного показателя использования
производственной мощности позволяет судить о степени использования годового
ресурсного потенциала. Входящая
мощность НГДУ определяется по формуле: МВХ = SЭ * qИСХ * 365 * KИФ МВ
– мощность входящая (на начало планового года) SЭ - добывающий фонд
скважин (эксплуатирующихся) qИСХ – среднесуточный дебет (тонн в сутки) KИФ – коэффициент использования фонда скважин – отношение фактического
времени работы с учетом ремонтов, простоев к календарному времени. Мощность всегда считается на год, если она не
рассчитывается по спецзаданию. Данная мощность
меняется в течение года: т.к. q – зависит от
пластового давления, которое во времени падает. Годовое снижение мощности: 1) За
счет падения дебета -DМq = SЭ * qИСХ * 30,4 * (KКР-12) * KИФ -DМq – падение мощности за счет снижения дебета SЭ - добывающий фонд
скважин (эксплуатирующихся) qИСХ – среднесуточный дебет (тонн в сутки) Ккр – коэффициент кратности
который зависит от коэффициента изменения дебета, это результат
геометрической прогрессии – ее результаты есть в спец.таблицах
– нормативный документ. 30,4 – средний
месяц в году - чтобы ввести коэффициент кратности. 2) за
счет выбытия скважин в бездействующий фонд -DМВЫБ = SВЫБ * qВ * 183 * KЭ -DМВЫБ - падение за счет выбытия скважин в
бездействующий фонд, в консервацию, в ликвидацию. SВЫБ - добывающий фонд
скважин (эксплуатирующихся) qВ – среднесуточный дебет (тонн в сутки) КЭ.В.
– коэффициент эксплуатации выбывающих скважин (маленький – они часто ремонтируются) . Годовое увеличение мощности осуществляется по
следующим направлениям: 1) за
счет проведения геолого-технических мероприятий, которые
предусматривают применение: - методов увеличения нефтеотдачи, позволяют увеличить текущую добычу и
конечную нефтеотдачу (увеличение текущего и
ресурсного потенциала) увеличивается коэффициент нефтеотдачи - метод воздействия на
призабойную зону, позволяет увеличить мощность и текущую
добычу не увеличивая нефтеотдачу DМГТМ = ЧОП * Dq * 365 * KЭГТМ ЧОП
– число геолого-технических мероприятий Dq -
увеличение дебета скважин. КЭГТМ
– коэффициент эксплуатации скважин после проведения ГТМ 2) в связи с выводом скважин из бездействия
после ремонтов: DМБ = (SБ * qБ * 30,4 * KКР* KЭБ)/2 SБ – введенные скважины из бездействия qБ - дебет введенных из
бездействия скважин KКР – коэффициент кратности (стабильный показатель т.к. они вводятся) KЭБ – коэффициент эксплуатации введенных из бездействия
скважин Капитальный ремонт скважин восстанавливает работу скважин,
либо после ремонта, либо перевод скважин на ниже или выше лежащие горизонты. Подземный ремонт связан с подземным ремонтом оборудования и
чаще всего с переводом на другие способы эксплуатации, либо с изменением
режимов эксплуатации. 3) за счет новых скважин: DМН = (SН * qН * 30,4 * KКР* KЭН)/2 Если на этой площади идет падение дебета, то при
планировании мощности учитывается Ккр. SБ – введенные скважины из бездействия qБ - дебет введенных из
бездействия скважин KКР – коэффициент кратности KЭН – коэффициент эксплуатации новых скважин Если на этой площади идет падение дебета, то при
планировании мощности учитывается Ккр. Исходящая мощность НГДУ определяется следующим образом МИСХ=МВХ-DМq -DМВЫБ +DМГТМ + DМБ + DМН Средняя мощность Мср = (Мвх+Мисх)/2 |
|||