Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М.Губкина.

Кафедра финансового менеджмента.

Группа ВЭН 99-5

Список наших

Фото

Mыло

Новости

70. Планирование объемов добычи и реализации нефти.

Задачи плана производства и реализации нефти:

1. Согласование спроса и предложения на продукцию

Спрос на продукцию НГДУ формируется из различных плановых закупок

Спрос=Q_гз+Q_дог+Q_{ин. п+}Q_{вн. об+}Q_эксп+Q_{от. р}

Q_гз – гос. заказ на ту часть продукции, которую необходимо поставлять на военные и с/х нужды;

Q_дог – прямые договора с заводами, которым данное предприятие поставляет нефть;

Q_ин.п – объем расчета с иностранными партнерами по совместным предприятиям и другим договорам;

Q_вн.об – внутренний оборот (потери, собственные нужды);

Q_эксп – предприятие имеет определенную квоту на экспорт;

Q_от.р – открытый рынок.

Предложение предприятия оценивается производственной мощностью (объем добычи нефти или газа при имеющихся сырьевых и производственных возможностях, при их рациональном использовании).

ПМ = М_ВХ + М_Н + М_М - М_ВЫБ

Где ПМ- производственная мощность

Мвх – входящая (переходящая из предыдущего года) мощность

Мн – мощность новых скважин

Мм – мощность модернизированных скважин (прирост)

Мвыб – ликвидируемая мощность.

Согласование этих двух величин Спрос= ПМ уравновешивает спрос и предложение в пределах предприятия.

2. Согласование плана производства основной продукции с работой других цехов и служб, то есть эта задача заключается в том, что все службы предприятия должны обеспечивать основное производство услугами в установленное время и нужного качества.

3. Расчет объемов реализации нефти и газа по периодам времени планового года с целью планирования денежных потоков

4. План производства позволяет согласовать другие разделы плана.

Структура плана производства.

1.   План показателей объема работ в эксплуатации

2.   Показатели использования фонда скважин и производительности скважин

3.   План объемов добычи нефти, газа попутного и природного, конденсата и других попутных продуктов, если они есть

4.   Баланс нефти и газа

5.   Расчет использования производственной мощности предприятия

6.   Основные показатели плана производства и реализации продукции

Основные плановые показатели.

1.   Натуральные

-      объем добычи нефти, тыс т

-      объем добычи газа попутного, тыс м³

-      объем добычи газа природного, млн м³

-      объем производства газового конденсата, т

-      валовая добыча, тыс т

-      товарная добыча.

2.   Стоимостные

-      объем валовой продукции

-      объем товарной продукции

-      объем реализованной товарной продукции

Планирование объемов добычи нефти осуществляется по 2 действующим методикам.

Обе методики применяются там, где удобно подготовить тот или иной материал.

1 методика: предполагает планирование объема добычи нефти и газа отдельно по объектам и способам добычи на них. Все раздельные расчеты суммируются для того, чтобы получить плановый объем.

2 методика: предполагает планирование объемов добычи нефти и газа в целом по предприятию с использованием средневзвешенных показателей, рассчитанных с учетом всех объектов.

Первая методика применяется чаще.

У первой методике есть два подхода:

Первый подход предполагает, что разработка месторождения ведется по проектам разработки; от проектов разработки по годам отступлений нет. В этом случае планирование объемов (Q_i(t+1)) осуществляется в целом по пласту.

Q_{i (t+1)} =q_oi(t+1) *T_i(t+1)

q_oi(t+1) – суточный отбор из пласта

T_i(t+1) – время эксплуатации этого месторождения

i- номер пласта.

Общая добыча нефти или газа определяется как сумма объемов по пластам.

Второй подход: в этом случае планирование ведется по объектам. Планирование начинают с расчета объемов добычи нефти или газа по базовому варианту.

Базовый вариант предполагает расчет объема добычи из имеющегося фонда скважин с использованием принятой технологии эксплуатации оборудования.

Базовая добыча по переходящему фонду скважин может быть рассчитана только помесячно в плановом году:

Q_{БП ij (t+1)} = S_{П ij (t+1)} * q_{ИСХ ij} * t¹ * K_{q ij} * K_ЭП

_I – номер пласта.

j- индекс способа эксплуатации.

S_п - переходящий фонд – только действующие скважины

q_{исх ij} – суточный объем отбора из пласта

t¹ – время первого месяца

K_ЭП – коэффициент эксплуатации по переходящим скважинам, корректирует время работы.

К_q – коэффициент изменения дебета, характеризует степень его снижения в % или долях единиц за один месяц.

Также расчет ведется по каждому месяцу. Если счет за февраль - K_{q ij}² , за последний месяц - K_{q ij}¹².

Такой порядок расчета не удобен, поэтому рассчитывается специальный коэффициент, который позволяет определить годовую добычу с учетом падения дебета.

К_КР = [K_q * (1 - K_q¹²) / (1 - K_q)]

Годовой коэффициент кратности показывает во сколько раз годовая добыча нефти или газа больше добычи исходного месяца.

Если K_q = 1, то К_КР=12,

Если q снижается, то К_КР ниже 12 и рассчитывается по формуле.

Порядок планирования:

1. планируют базовую добычу:

Q_{П ij (t+1)} = S_{П ij (t+1)} * q_{ИСХ ij} * 30,4 * K_{КР ij} * K_ЭП

Условная месячная добыча = S_{П ij (t+1)} * q_{ИСХ ij} * 30,4, корректируется на падение дебета и на время работы скважины. Такой расчет проводится по каждому пласту, и в конечном счете объем плановой добычи в плановом году определяется как:

Q_{БП ij (t+1)} =SS Q_{П ij (t+1)}

2. просчитывают объем добычи за счет геолого-технических мероприятий в плановом году по объектам:

Q_{ГТМ ij (t+1)} = Ч_{ОП ij (t+1)}* Dq _{ij (t+1)}*Т _ij *К_{Э ГТМ}

Ч_{ОП ij (t+1)} – число операций на конкретном объекте

Dq _{ij (t+1)} –прирост дебета на этом объекте

Т _ij – время, которое будет использовано при увеличении дебета.

К_{Э ГТМ} – коэффициент эксплуатации при использовании геолого-технических мероприятий.

3. объем добычи по скважинам, которые вводятся из бездействия за счет ремонта бездействующих скважин (капитального, подземного, текущего, ввод бездействующих скважин в эксплуатацию)

Q_{БЕЗД ij (t+1)} = S_{БЕЗД ij (t+1)} * q_{БЕЗД ij} * 30,4 * K_{КР ij}/2 * K_ЭБ

K_{КР ij}/2 – полугодовой коэффициент кратности.

4. определяют, в какой мере удовлетворен спрос:

Q_СПРОСА - Q_{БАЗОВАЯ ДОБЫЧА} – Q_ГТМ - Q_БЕЗД

5. если не удовлетворен спрос, то оставшуюся нефть планируют добывать из новых скважин:

S_Н(t+1) =  (Q_СПРОСА - Q_{БАЗОВАЯ ДОБЫЧА} – Q_ГТМ - Q_БЕЗД) / q_Н * 183 * К_Э

6. после этого решают вопрос: есть ли природные ресурсы для бурения такого числа скважин, и есть ли финансы у предприятия.

Отдельные компании рассчитывают инвестиционные проекты на геолого-технические мероприятия; капитальный и подземный ремонт скважин; бурение новых скважин. И решают вопрос какие мероприятия проводить более эффективно, чтобы удовлетворить спрос с меньшими затратами.

7. плановый объем добычи нефти: 

Q_(t+1)= Q_НОВЫЕ + Q_{БАЗОВАЯ ДОБЫЧА} + Q_ГТМ + Q_БЕЗД

При этом план рассчитывается в нескольких вариантах и принимается как правило средний вариант, который удовлетворяет компанию.

8. при планировании рассчитывается газ попутный:

Г_ПОП = Q_(t+1) * f_Г * К_ИСП

f_Г – газовый фактор (сколько газа выходит с каждой тонны нефти, м³/т)

К_ИСП – коэффициент использования газа, %

Вторая методика планирования предусматривает проведение всех плановых расчетов в целом по предприятию по средне взвешенным показателям.

Схема планирования:    Q_(t+1)= Q_{СТАРЫХ СКВ (t+1)}+ Q_{НОВЫХ(t+1)}

1) объем добычи из старых скважин:

Q_{СТАРЫХ СКВ (t+1)} = (Q_{СТАРЫХ СКВ t} + Q_{НОВЫХ Р})* К_И(t+1)

Q_{НОВЫХ Р} – расчетный объем добычи из новых скважин введенных в предплановом году: = S_{Н t} * q_Н * 365 * K_Э

К_И(t+1) –коэффициент изменения добычи. = K_{F ij} * K_qЖ ij * K_{S ij} в долях единицы

K_{F ij} – коэффициент изменения нефтесодержания в плановом году по сравнению с предплановым

K_qЖ ij – коэффициент изменения дебета по жидкости в плановом году по сравнению с предплановым,

K_{S ij} – коэффициент изменения числа скважин добывающих в плановом году по сравнению с предплановым.

При планировании применяют единый коэффициент изменения добычи, определенный как средневзвешенная величина от частных коэффициентов.

2) объем добычи нефти по новым скважинам:

Q_Н(t+1) = S_{Н t+1} * q_Н(t+1) * m_Н * K_Э

m_Н – время работы новых скважин.

3) после того, как подсчитали объем добычи нефти, планируют объем добычи попутного газа:

Г_ПОП = Q_(t+1) * Y * К_ИСП

Y – потенциальное содержание газа , м³/т.

4) добыча газа природного по второй методике рассчитывается аналогично:

Г_ПР(t+1)= [(Г_{СТАРЫХ СКВ t} + S_{Н t} * q_Г * 365 ) * К_ИГ(t+1) + S_{Н t+1} * q_Н(t+1) * m_Н * K_Э(ЕСЛИ m₌ 183₎] * 10^-6

К_ИГ(t+1) – коэффициент изменения добычи газа.

M_Н – время работы новых скважин в плановом году , если его нет, то =183)

К_ИГ(t+1) = * K_qГ ij * K_{S ij}

K_qЖ ij – коэффициент изменения дебета газа в плановом году по сравнению с предплановым

K_{S ij} – коэффициент изменения числа скважин добывающих в плановом году по сравнению с предплановым.

5) планируют объем добычи конденсата: Q_{К (t+1)}=Г_(t+1) * g_К * К_ОТБ

Г_(t+1) – план объема добычи газа

g_К – потенциальное содержание конденсата в газе, гм/м³

К_ОТБ – коэффициент отбора конденсата от потенциального количества.

6) после того, как рассчитали натуральные показатели, рассчитывают объем товарной продукции:

Q_{ТОВ (t+1)}= Q_ТН Ц_Н(t+1) + Г_ПОП * Ц_ГПОП + Г_ПРИР * Ц_Г

При расчете средней цены нужно учитывать цены поставки нефти заводам, которые входят в компанию; поставки нефти другим заводам – рыночная, договорная; по госзаказу – среднее по России; экспортные цены.

Расчет можно вести раздельно по каждым поставкам, либо по средневзвешенным ценам, по предприятию. Расчет ведется с учетом НДС и без него для определения чистого дохода предприятия.