Павловская А.В. Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности

Подождите немного. Документ загружается.

ду

К =j*a*k /k

, (4.1)

где j – относительная плотность добытого газа (при плотности воздуха, равной

единице);

– плотность воздуха, кг/м

, (а = 1,293);

– калорийность добытого газа, Дж/кг;

– калорийность условного газа, Дж/кг, (

= 41800Дж/кг).

Количество газа в весовом измерении в тоннах рассчитывается по формуле:

ГГ

Q=Q*К

, (4.2)

где

– количество планируемого и учитываемого газа, тыс. м.

Валовая добыча нефти, газа и газоконденсата (

Q):

ВНГГК

Q=Q+Q+Q

(4.3)

Товарная добыча нефти, газа и газоконденсата (

Q), планируемая и

учитываемая в тоннах, рассчитывается вычитанием из валовой добычи продук-

ции ее расхода на собственные производственные нужды предприятия, так на-

зываемого нетоварного расхода продукции (

РНТ

Q), и потерь продукции (

ПОТ

Q).

Товарная добыча нефти, газа и газоконденсата (

Q):

ТВРНТПОТ

Q=Q-Q -Q

, (4.4)

ТСРТ

Q=Q+Q

, (4.5)

где

Q – объем сдачи продукции в переработку, т;

РТ

Q – товарный расход продукции, сданной другим потребителям: управ-

лениям буровых работ, жилищно-коммунальному хозяйству и другим потреби-

телям, т;

ПОТ

Q – потери продукции, т.

Реализация нефти, газа и конденсата (

Q), планируемая и учитываемая

в тоннах, рассчитывается на основе товарной добычи нефти, газа и конденсата

с учетом изменения остатков запасов нефти на конец года (

КГ

Q) против остат-

ков на начало года (

НГ

Q) в товарном парке нефтегазодобывающего предпри-

ятия и с учетом нефти в товарах отгруженных. Реализация нефти, газа и кон-

денсата (

Q):

Р 12 ТНГКГ3

Q = Q + Q + Q + (Q - Q ) - Q , (4.6)

где

Q – количество продукции, сданной потребителям на начало планируе-

мого года, но не оплаченной ввиду ненаступления сроков оплаты, т;

Q – количество продукции, не оплаченной потребителем в установлен-

ные сроки, т;

Q – количество продукции, сданной потребителям на конец планируе-

мого года, но подлежащей оплате в последующем году, т.

Кроме добычи нефти, газа и газоконденсата нефтегазодобывающие пред-

приятия могут выполнять работы промышленного характера и производствен-

ные услуги, которые учитываются объемами продукции в стоимостном выра-

жении.

Показатели объема производства и реализации продукции в стоимостном

выражении.

1. Товарная продукция (Т) включает стоимость товарной добычи нефти

(

Q ), газа (

) и газоконденсата (

ГК

) в действующих ценах предприятия и

стоимости работ промышленного характера и производственных услуг, оказан-

ных предприятием на сторону:

ТТТ

Н Н Г Г ГК ГК Р У

Т =Q *Ц +Q *Ц +Q *Ц +П +П

, (4.7)

где

НГГК

Ц , Ц , Ц – действующие цены на нефть, газ и газоконденсат, тыс. руб.;

РУ

П , П – стоимость работ промышленного характера и производственных

услуг, тыс. руб.

2. Валовая продукция (В) включает сумму валовой добычи нефти, газа и

газоконденсата в действующих ценах, стоимости работ промышленного харак-

тера и производственных услуг, оказанных предприятием на сторону:

НН ГГ ГКГК Р У

В =Q *Ц +Q *Ц +Q *Ц +П +П

, (4.8)

где

НГГК

Ц , Ц , Ц

– действующие цены на нефть, газ и газоконденсат, руб.

В связи с отсутствием неизменных цен на нефть, газ и газоконденсат ва-

ловая продукция планируется и учитывается как и товарная продукция в дейст-

вующих ценах на нефть, газ и газоконденсат.

3. Реализованная продукция (

) включает сумму оплаченных покупате-

лями нефти, газа, газоконденсата. Моментом реализации считается поступление

выручки от продажи отгруженной и сданной покупателю продукции и услуг.

Добыча нефти и газа зависит от фонда скважин, его движения и степени

использования в плановом периоде.

Основная часть скважин составляет эксплуатационный фонд, который

включает действующие и бездействующие скважины. К

действующему фонду

относятся скважины, которые хотя бы несколько часов работали и давали про-

дукцию в последнем месяце отчетного года (квартала). Действующий фонд

включает две группы скважин: дающие нефть и газ (продукцию) и остановлен-

ные в последнем месяце отчетного года (квартала).

бездействующему фонду относятся скважины, не работающие более

одного календарного месяца. Такие скважины могут быть остановлены в теку-

щем году или в прошлые годы.

Скважины эксплуатационного фонда подразделяются на

старые скважи-

ны,

зачисленные в этот фонд до начала отчетного года, и новые, зачисленные в

эксплуатационный фонд в течение отчетного года.

Старые скважины делятся на

переходящие и восстанавливаемые. К пере-

ходящим относятся такие скважины, которые в предшествующем отчетному

периоду месяце работали (хотя бы несколько часов) и давали продукцию. К

восстанавливаемым относятся скважины, вводимые из бездействия в течение

отчетного периода.

Показатели объема работ в эксплуатации:

1. Скважино-месяцы, числившиеся по всему эксплуатационному фонду

скважин

(

С ), характеризуют суммарное календарное время, в течение кото-

рого скважины числились в действии и бездействии, т. е. это календарный фонд

времени эксплуатационного фонда скважин:

ч.эч.э

ч.э.

t(час)t(сут)

N*365 N*365*24

С ====

720 30 30 720

, (4.9)

где N – среднегодовой эксплуатационный фонд скважин:

ч.эч.э

t(час), t (сут) – соответственно скважино-часы и скважино-сутки, чис-

лившиеся по эксплуатационному фонду скважин.

Скважино-месяц – это условная единица измерения времени работы и

простоев скважин, равная 720 часам или 30 суткам.

2. Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин

(

ч.д.

С ), характеризуют суммарный календарный фонд времени действующих

скважин:

ч.дч.д

ч.д.

t(час)t (сут)

М*365 М*365*24

С ====

720 30 30 720

, (4.10)

где

ч.дч.д

t(час), t (сут) – соответственно скважино-часы и скважино-сутки, чис-

лившиеся по действующему фонду скважин;

М – среднегодовой действующий фонд скважин.

Среднегодовой действующий фонд скважин рассчитывается по формуле:

зi зi вj вj

i=1 i=1

(М *T ) [М (12*T )]

М=М +-

12 12

∑∑

, (4.11)

где

Нзi вj

М , М , М

– число действующих скважин соответственно на начало года,

зачисленных в действующий фонд в i-ом месяце планируемого года и выбы-

вающих из действующего фонда в j-ом месяце планируемого года;

зi

Т – количество полных месяцев работы скважин с момента зачисления в

действующий фонд в i-ом месяце до конца года с учетном месяца ввода, мес.;

вj

– количество полных месяцев работы выбывающих скважин с начала

года до момента выбытия в j-ом месяце без учета месяца выбытия, мес.;

– количество месяцев ввода новых скважин;

m – количество месяцев выбытия скважин.

На основе среднегодового действующего и эксплуатационного фондов

скважин планируется календарный фонд времени действующих и эксплуатаци-

онных скважин.

3. Скважино-месяцы эксплуатации (или отработанные) (

С ) характери-

зуют суммарное время работы действующих скважин, т. е. время, в течение ко-

торого скважины дают продукцию:

рр

t(час)t(сут)

С ==

720 30

, (4.12)

где

рр

t(час), t (сут)

– соответственно скважино-часы и скважино-сутки работы

скважин.

Скважины в процессе эксплуатации требуют периодических остановок

для проведения ремонтных работ и геолого-технических мероприятий с целью

интенсификации притока нефти и газа.

Плановый эффективный фонд времени работы скважин

t(сут)

опреде-

ляется разницей между календарным фондом времени действующих скважин

ч.д

t(сут) и суммарной длительностью плановых простоев скважин в ремонте и

геолого-технических мероприятиях (

рч.до

t(сут)=t (сут)-t

. (4.13)

Показатели использования фонда скважин применяются для планирова-

ния и анализа использования эксплуатационного фонда скважин во времени:

1. Коэффициент использования скважин (

К ) определяется отношением

суммарного времени работы всех скважин, выраженного в скважино-часах

t(час)

, скважино-сутках

t(сут)

или скважино-месяцах (

С ) к календарному

времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах

ч.эч.эч.э

t(час), t (сут), С :

рр

ч.эч.эч.э

t(час)t(сут)

К ===

t(час)t(сут) С

. (4.14)

. Коэффициент эксплуатации скважин К

характеризует степень ис-

пользования во времени наиболее активной части фонда скважин и определяет-

ся отношением суммарного времени работы скважин, выраженного в скважи-

но-часах

t(час)

, скважино-сутках

t(сут)

или скважино-месяцах (

С ) к кален-

дарному времени действующего фонда скважин, выраженному в тех же едини-

цах

ч.дч.дч.э

t(час), t (сут), С :

рр

ч.дч.дч.д

t(час)t(сут)

К ===

t(час)t(сут) С

. (4.15)

Интенсивность отбора нефти характеризуют дебиты скважин.

Показатели производительности скважин:

1. Среднесуточный дебит скважин (одной и группы) – это среднее

количество нефти (

сут

), добытое за сутки непрерывной работы скважины

(скважин), определяется отношением валовой добычи нефти (

Q) (к числу

скважино-суток

t(сут)

, отработанных скважиной (или группой) за один и тот

же период времени:

сут

t(сут)

. (4.16)

2. Дебит на 1 скважино-месяц отработанный в тоннах (

q ) опреде-

ляется отношением общей добычи нефти (

Q ) к числу отработанных скважино-

месяцев (

С ) за одно и то же время:

. (4.17)

3. Дебит на 1 скважино-месяц, числившийся по действующему

фонду скважин

, в тоннах (

ч.д

q)определяется отношением общей добычи

нефти (

Q) к числу скважино-месяцев, числившихся по действующему

фонду скважин, (

ч.д.

С ):

ч.д

. (4.18)

4.2 Планирование объема добычи нефти и нефтяного газа

Расчет добычи нефти производится по всем месторождениям и эксплуа-

тационным объектам, находящимся в разработке и подготовленным к разработ-

ке, и определяется как сумма добычи нефти из старых и новых скважин:

нt+1 нсt+1 ннt+1 нбt+1

Q=Q+Q+Q, (4.19)

где

нt+1

Q – добыча нефти в планируемом году, т.;

нсt+1

Q – добыча нефти в планируемом году из скважин, перешедших с про-

шлого года, т.;

ннt+1

Q – добыча нефти из новых скважин, вводимых в эксплуатацию из экс-

плуатационного и разведочного бурения и освоения с прошлых лет, т;

нбt+1

Q – добыча нефти из скважин, вводимых из бездействия, т.

Добыча нефти из старых скважин, перешедших с прошлого года, рассчи-

тывается как произведение коэффициента изменения добычи по старым сква-

жинам на расчетный объем добычи нефти, который был бы получен в плани-

руемом году из старых скважин при работе всех их с производительностью,

имевшей место в предшествующем году:

нсt+1 нct+1 иt+1

Q=Q к , (4.20)

где

нct+1

Q – расчетная добыча нефти из старых (переходящих) скважин в плани-

руемом году;

иt+1

к – коэффициент изменения добычи нефти из старых (переходящих) сква-

жин в планируемом году по сравнению с предшествующим годом, доли единицы.

Коэффициент изменения добычи нефти из старых скважин в планируе-

мом году определяется как средневзвешенная величина коэффициентов изме-

нения по месторождениям нефтяной компании:

рi

нct+1 иit+1

i=1

иt+1

рi

нct+1

i=1

(Q k )

К =

∑

, (4.21)

где

рi

нct+1

Q – расчетная добыча нефти из старых переходящих скважин в плани-

руемом году по i-му месторождению, тыс. т;

иit+1

k – коэффициент изменения добычи нефти из старых переходящих

скважин в планируемом году по i-му месторождению;

J – количество месторождений в нефтяной компании (НГДУ).

Коэффициент изменения добычи нефти по 1-ому месторождению

иit+1

рассчитывается как произведение трех коэффициентов:

иt+1 Пit+1 Дit+1 fit+1

k=k *k*k

, (4.22)

где

Пit+1 Дit+1 fit+1

k,k,k

– коэффициенты, характеризующие изменение соответст-

венно числа действующих старых скважин в планируемом году, дебита старых

скважин и нефтесодержания в добываемой из старых скважин жидкости, доли

единицы.

Расчетная добыча нефти из старых (переходящих) скважин в планируе-

мом году определяется как сумма добычи нефти из старых переходящих сква-

жин в предшествующем году и

расчетной добычи нефти из новых скважин,

введенных в предшествующем году:

рр

нсt+1 нсt нt+1

Q=Q+Q

, (4.23)

где

нсt

– добыча нефти из старых (переходящих) скважин в году, предшест-

вующем планируемому, тыс. т;

нt+1

– расчетная годовая добыча нефти из новых скважин, введенных в

предшествующем году, тыс. т.

Расчетная годовая добыча нефти из новых скважин определяется за пол-

ный год работы всех новых скважин, введенных в эксплуатацию в предшест-

вующем году:

нt+1 нt нt энt+1

Q = N *q 365*k

, (4.24)

где

нt

– ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин в году, предшест-

вующем планируемому, скв.;

нt

– среднесуточный дебит новых скважин по нефти в году, предшест-

вующем планируемому, т/сут.:

энt+1

– коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин,

введенных в предшествующем году.

Добыча нефти из новых скважин, вводимых из эксплуатационного и

разведочного бурения, а также из освоения с прошлых лет определяется по

формуле:

ннt+1 нt+1 нt+1 t+1

Q=Nq*m

, (4.25)

где

нt+1

– среднесуточный дебит новых скважин, вводимых в планируемом го-

ду, т/сут.;

нt+1

– число новых скважин, вводимых в планируемом году;

t+1

– среднее число дней работы новой скважины, вводимой в планируе-

мом году.

Среднесуточный дебит новых скважин по нефти, число дней работы од-

ной новой добывающей скважины в планируемом году рассчитываются по про-

ектам разработки как средневзвешенные величины по месторождениям.

Нефтегазодобывающие предприятия производят расчет плана добычи

нефти и ввода новых скважин по

цехам добычи нефти и газа (нефтяным про-

мыслам) с разбивкой по месяцам и кварталам.

Добыча нефти из скважин, вводимых из бездействия:

нбt+1 бt+1 бt+1 бt+1

Q=N*q*m

, (4.26)

где

бt+1

– число скважин, вводимых из бездействия в году

t+1

;

бt+1

– ожидаемый среднесуточный дебит вводимых из бездействия сква-

жин, т/сут;

бt+1

– среднее время работы одной скважины в планируемом году, сут.

При отсутствии проекта разработки месторождений основой планирова-

ния объемов добычи нефти служат фонд скважин, исходный среднесуточный

дебит, коэффициент месячного изменения дебита и коэффициент эксплуатации

скважин. Под исходным среднесуточным дебитом понимается среднесуточный

дебит скважин в последнем месяце отчетного года (в декабре). Расчет

объемов

добычи нефти ведется по категориям скважин (переходящие, восстанавливае-

мые и вводимые из бурения), по способам эксплуатации и пластам.

Добыча нефти из переходящих скважин по месяцам планируемого года

определяется по формуле:

нмt+1 оПСикэ

Q=qМ *k *Т k

, (4.27)

где

– исходный среднесуточный дебит одной скважины, т/сут.;

ПС

– число переходящих скважин;

– коэффициент месячного изменения дебита, доли ед.;

– календарное число дней в месяце;

– коэффициент эксплуатации скважин;

м – порядковый номер месяца.

Годовой объем добычи нефти:

нt+1 оПСкр э

Q=qМ *k *30,4*k

, (4.28)

где

кр

– коэффициент кратности, доли единицы;

30,4

– среднее число дней в месяце.

Коэффициент кратности показывает, во сколько раз годовой объем добы-

чи нефти больше объема добычи за месяц, предшествующий плановому перио-

ду, и рассчитывается по формуле:

ии

кр

k(1-k)

1-k

; (4.29)

нt+1

кр

исх

, (4.30)

где

исх

– исходная добыча за месяц, предшествующий плановому периоду, т.

Ресурсы газа (

грt+1

) определяются по формуле:

грt+1 нt+1 г

Q=QG

, (4.31)

где

нt+1

– добыча нефти в планируемом году;

– средний газовый фактор, м

/т.

Газовый фактор (

) представляет собой количество кубических метров

нефтяного газа, извлекаемого с 1 т нефти.

Плановую добычу нефтяного газа определяют в зависимости от степени

его утилизации по формуле:

гt+1 нt+1 ггt+1

Q=Q*G*k

, (4.32)

где

гt+1

– коэффициент полезного использования газа.

4.3 Планирование объема добычи природного газа и газоконденсата

План добычи природного газа (

гt+1

) предусматривает максимально воз-

можную его добычу из старых скважин, перешедших с прошлых лет (

гсt+1

), из

старых скважин, вводимых из бездействия (

гбt+1

), и из новых скважин

гнt+1

гt+1 гсt+1 гбt+1 гнt+1

Q=Q +Q +Q

. (4.33)

Добыча газа из старых скважин, перешедших с прошлых лет, в планируе-

мом году

1гсt

определяется по формуле:

гсt+1 гсt+1 гt+1

Q=Q k

, (4.34)

где

гсt+1

– ожидаемая расчетная добыча газа из старых переходящих скважин,

тыс. м

;

гt+1

– коэффициент изменения добычи газа из старых скважин, отражаю-

щей колебание добычи в связи с изменением пластовых давлений и отбора газа

из пласта, влияние мероприятий по интенсификации добычи газа.

Расчетная добыча газа из старых скважин, переходящих с прошлого года:

*** *

гсt+1 гсt гt гt эt+1

Q=QNqk365

, (4.35)

где

гсt

– добыча газа из старых (переходящих) скважин в году, предшествую-

щем планируемому, тыс. м

;

гt

– число газовых скважин, введенных в году, предшествующем плани-

руемому;

гt

– среднесуточный дебит одной новой скважины в году, предшествую-

щем планируемому, тыс. м

/сут.;

эt+1

– коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин, вве-

денных в предшествующем году.

Добыча газа из скважин, вводимых из бездействия, определяется на осно-

ве данных о числе скважин (

бt+1

), среднесуточном дебите (

бt+1

) и количестве

дней работы в году (

бt+1

* *

гбt+1 бt+1 бt+1 бt+1

Q=Nqm

. (4.36)

Добыча газа из новых скважин (QГHt+1) в планируемом году:

гнt+1 нt+1 нt+1 нt+1

Q=NД *Т

, (4.37)

где

нt+1

– число новых скважин, подлежащих вводу в эксплуатацию в плани-

руемом периоде (в первую очередь из освоения с прошлых лет, консервации и

из разведочного бурения);

нt+1

– среднесуточный дебит одной новой скважины, соответствующий

геологическим условиям разработки газовых месторождений (по проектам раз-

работки газовых месторождений), тыс. м

/сут.;

нt+1

– среднее число дней эксплуатации одной новой скважины в год ввода

ее в действие с учетом нормативного срока освоения.