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

Подождите немного. Документ загружается.

Исходными данными для планирования добычи газового конденсата яв-

ляются: удельное потенциальное содержание конденсата в добываемом газе

при текущем пластовом давлении (г/м

), удельный отбор конденсата из газа

(г/м

), степень отбора конденсата от потенциального содержания (%), добыча

газа из газоконденсатных залежей.

Ресурс газоконденсата:

крt+1 гt+1 крt+1

Q = Q G /1000

, (4.38)

где

крt+1

– потенциальное содержание (ресурс) газоконденсата в 1м

газа, г.

Плановый объем добычи газоконденсата:

кгt+1 гt+1 куt+1

Q = Q G /1000

, (4.39)

где

куt+1

– удельный отбор газоконденсата из газа, г/м

4.4 Планирование балансов нефти и газа

Баланс нефти отражает добычу и распределение нефти по различным по-

требителям. Баланс нефти устанавливает:

Количество нефти, планируемое к сдаче производственно-товарным

(нефтепроводным) объединениям по транспорту нефти, входящим в АО

"Транснефть", или непосредственно нефтеперерабатывающим заводам – сдача

нефти в переработку (

Q):

снt+1 рт рнт нг кг

Q = Q -(Q +Q )+(Q -Q )

. (4.40)

Добычу нефти по плану (

нt+1

Q) принимают из плана производства и сбы-

та продукции. Остаток нефти в товарных емкостях НГДУ на начало планируе-

мого года (

нг

Q) устанавливают по фактическому остатку нефти на конец от-

четного года. Остаток нефти в товарных емкостях НГДУ на конец планируемо-

го года (

кг

Q) устанавливают исходя из нормативного количества дней задерж-

ки нефти в товарных резервуарах (

Н ), которое зависит от условий добычи, об-

работки, хранения, перекачки и сдачи нефти:

нt+1

кг з

Q= *Н

365(366)

. (4.41)

Товарный расход нефти (

рт

). Товарный расход нефти УБР, жилищно-

коммуналъному хозяйству и другим потребителям

рт

устанавливают в виде ли-

митов, спускаемых нефтегазодобывающему предприятию нефтяной компанией.

3. Нетоварный расход нефти (

рнт

) планируют исходя из потребности в рас-

ходе нефти на собственные производственные нужды НГДУ. При планирова-

нии нетоварного расхода нефти учитывают потери нефти при демульсации (2-

3% от

нтt+1

Баланс нефти составляют исходя из плана ее добычи по сортам. Анало-

гично составляют баланс газа.

4.5 Планирование производства и реализации продукции

на предприятиях электроэнергетики

Валовая продукция на предприятиях электроэнергетики рассчитывается

по формуле:

шк

ээттру

В =W *Т +W *Т +П +П , (4.42)

где

W – отпуск электроэнергии с шин, кВт*ч;

W – отпуск теплоэнергии с коллектора, Гкал;

Т – средний тариф за электроэнергию, руб./кВт*ч;

Т – средний тариф за теплоэнергию, руб./Гкал;

П – стоимость работ промышленного характера, тыс. руб.;

– стоимость производственных услуг, тыс. руб.

Товарная продукция на предприятиях электроэнергетики рассчитывается

по формуле:

пп

ээ ттру

Т =W *Т +W *Т +П +П

, (4.43)

где

пп

эт

W,W

– полезный отпуск электро- и теплоэнергии соответственно в

кВт*ч и Гкал.

Полезный отпуск электроэнергии рассчитывается по формуле:

пснпокпотпн

эээээ

W=[(W-W )+W ]-W -W

, (4.44)

где

– плановая выработка электроэнергии, кВт*ч;

сн

– расход электроэнергии на собственные нужды (насосы, двигатели на

электростанциях), кВт*ч;

сн

(W-W )

– отпуск электроэнергии с шин, кВт*ч;

пок

– покупная электроэнергия, кВт*ч;

сн пок

ээ

[(W-W )+W ]

– отпуск электроэнергии в сеть, кВт*ч;

пн

– расход электроэнергии на производственные нужды (расход в ко-

тельных), кВт*ч.

Полезный отпуск теплоэнергии:

пкпокпот

тт т

W=W+W -W

, (4.45)

где

пок

– покупная теплоэнергия, Гкал;

пот

– потери теплоэнергии в тепловых сетях, Гкал.

Средний тариф за электроэнергию рассчитывается по формуле:

эi эi

i=1

эi

i=1

(W *T )

Т =

∑

, (4.46)

где

эi

W – полезный отпуск электроэнергии потребителю i-той тарифной груп-

пы, кВт*ч;

эi

T – тариф на электроэнергию потребителя i-той тарифной группы,

руб./кВт*ч.

Средний тариф за теплоэнергию рассчитывается по формуле:

ti тi

i=1

тi

i=1

(W *T )

Т =

∑

, (4.47)

где

W – полезный отпуск теплоэнергии потребителю i-той тарифной группы,

Гкал;

тi

T – тариф на теплоэнергию потребителя 1-той тарифной группы,

руб./Гкал.

Все потребители электрической энергии подразделяются на 9 тарифных

групп:

1 группа – промышленные и приравненные к ним потребители с присое-

диненной электрической мощностью 750 кВ

А и выше;

2 группа – промышленные и приравненные к ним потребители с присое-

диненной электрической мощностью до 750 кВ

А;

3 группа – оптовые потребители – перепродавцы:

4 группа – сельскохозяйственные потребители;

5 группа – электрифицированный железнодорожный транспорт;

6 группа – электрифицированный городской транспорт;

7 группа – непромышленные потребители;

8 группа – население;

9 группа – населенные пункты.

Все потребители тепловой энергии делятся на пять тарифных групп:

1 группа – промышленные и приравненные к ним потребители;

2 группа – оптовые потребители-перепродавцы;

3 группа – жилищно-строительные кооперативы;

4 группа – теплично-парниковые хозяйства;

5 группа – гаражно-строительные кооперативы, мастерские творческих

работников, гостиницы системы министерств жилищно-коммунального хозяй-

ства республик.

Реализованная продукция

на предприятиях электроэнергетики рассчи-

тывается по формуле:

пп

ээ ттэтру

Р =W *Т +W *Т ±P ±P +П +П

, (4.48)

где

эт

P,P

– изменение остатков абонентской задолженности на начало и конец

года соответственно по электро- и теплоэнергии, тыс. руб.

Задача 4.1

Определить коэффициент использования фонда скважин и коэффициент

эксплуатации, если на начало планируемого года в действующем фонде нахо-

дится 580 скважин, в бездействующем – 45. В течение года планируется ввести

в эксплуатацию с мая 9 скважин, с сентября – 4 скважины из бездействующего

фонда и с 1 июля – 6 скважин из бурения. Из эксплуатации с 1 октября выбы-

вают 5 скважин. Время остановок скважины в течение года – 16 суток.

Задача 4.2

Определить годовой объем добычи нефти на планируемый год при ис-

ходных данных, приведенных в таблице 4.1.

Таблица 4.1 – Исходные данные

№

п/ п

Показатели

Единицы

измерения

Количество

Добыча нефти из старых скважин в предшест-

вующем году

тыс. т 950

Число новых скважин, вводимых в году:

– предшествующем

– планируемом

скв.

Дебит новой скважины в году:

– предшествующем

– планируемом

т/ сут.

Коэффициент эксплуатации в планируемом году

новых скважин, введенных в предшествующем

году

доли единицы 0,975

5 Коэффициент изменения добычи нефти доли единицы 0,935

Среднее время эксплуатации одной новой сква-

жины в планируемом году

сут. 180

Задача 4.3

Составить баланс нефти на планируемый год по исходным данным, при-

веденным в таблице 4.2.

Таблица 4.2 – Исходные данные

№ п/п Показатели

Единицы

измерения

Количество

1 Плановая добыча нефти тыс. т 3250

2 Норма расхода нефти на промывку скважин

т/ скв.- мес.

отработанный

0,5

3 Норма расхода нефти на гидроразрыв пласта

т/скв.-мес.

отработанные

0,65

4 Объем работ по промывке скважин

скв.-мес.

отработанные

1250

5 Объем работ по гидроразрыву пласта

скв.-мес.

отработанные

460

Лимит отпуска нефти на сторону

УБР ЖКХ

2300

450

Остаток нефти в товарных емкостях на начало

года

т 19315

Нормативное число дней задержки нефти в то-

варных емкостях

сут. 3

Потери нефти при деэмульсации в процентах от

плановой добычи нефти

% 1,8

Задача 4.4

Определить валовую и товарную продукцию в ОАО по энергетике и

электрификации по исходным данным, приведенным в таблице 4.3.

Таблица 4.3 – Исходные данные

№ п/п Показатели

Единица

измерения

Количество

1. Выработка электроэнергии млн кВт*ч 77276

Расход электроэнергии на собственные нужды, в

том числе:

– на производство электроэнергии;

– на производство теплоэнергии

млн кВт *ч

млн квт * ч

млн кВт * ч

592

430

162

3. Покупная электроэнергия млн Квт * ч 477

4. Потери в электрических сетях млн кВт * ч 611

Расход электроэнергии на производственные

нужды системы

млн кВт * ч 81

6. Отпуск теплоэнергии с коллекторов тыс. Гкал 7827

7. Потери теплоэнергии в тепловых сетях тыс. Гкал 292

Средние тарифы:

– на электроэнергию;

– на теплоэнергию

руб. / кВт * ч

руб./ Гкал

1,05

562

Стоимость капитального ремонта по заказам

сторонних предприятий

руб. 138300

Контрольные вопросы

1. Технико-экономические показатели производственной программы нефте-

газодобывающей организации.

Показатели объема производства и реализации продукции в нефтегазодо-

бывающей организации.

Планирование показателей использования скважин.

Планирование показателей производительности скважин.

Планирование объема добычи нефти и нефтяного газа.

Планирование объема добычи природного газа и газоконденсата.

Планирование балансов нефти и газа.

5 ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

ПРОИЗВОДСТВА

5.1 Планирование технического обслуживания и ремонта оборудования

на предприятии

Ремонт наземного оборудования в отрасли осуществляют прокатно-

ремонтные цехи: прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦБО), про-

катно-ремонтный цех труб и турбобуров (ПРЦТиТ), прокатно-ремонтный цех элек-

трооборудования и энергоснабжения (ПРЦЭОиЭС), прокатно-ремонтный цех неф-

тегазопромыслового оборудования (ПРЦНО). Эти цехи входят в состав базы произ-

водственного обслуживания на буровых и нефтегазодобывающих предприятиях.

База производственного обслуживания осуществляет прокат закреплен-

ного за ней механического и энергетического бурового и нефтепромыслового

оборудования, инструмента, средств КИП и автоматики, поддерживает его в

работоспособном состоянии; отвечает за состояние механизмов и оборудова-

ния, обеспечивает плановое и оперативное проведение их ремонтов, модерни-

зацию узлов и отдельных деталей; осуществляет обкатку механического и энер-

гетического оборудования и средств автоматизации на пусковых объектах;

обеспечивает нефтепромысловые объекты необходимыми запасными частями и

узлами; ведет подготовку новых технических средств к испытаниям; осуществ-

ляющих консервацию и хранение неустановленного оборудования, учет нали-

чия, движения и технического состояния оборудования, инструмента; вносит

предложения по описанию устаревшего и изношенного оборудования, инстру-

ментов; определяет потребности в запасных частях, узлах, деталях, инструмен-

те, материалах для ремонта оборудования, скважин, механизмов; составляет

планы ремонта оборудования (годовые, квартальные, месячные); своевременно

представляет в управление предприятия информацию о результатах выполне-

ния работ на объектах основного производства.

Ремонт наземного оборудования организуется по системе планово-

предупредительного ремонта (ППР) и диагностики оборудования.

Сущность системы ППР заключается в том, что через определенные пла-

новые промежутки времени проводится техническое обслуживание и ремонт

оборудования с заранее предусмотренным объемом работ.

Система ППР включает следующие мероприятия:

- техническое обслуживание;

- текущий ремонт;

- капитальный ремонт.

Техническое обслуживание – это комплекс операций по поддержанию

работоспособности или исправности изделия в период между двумя очередны-

ми ремонтами. Техническое обслуживание осуществляется для предупрежде-

ния прогрессирующего износа деталей и сопряжений путем своевременного

проведения регулировочных работ, смазки, выявления дефектов и их устране-

ния. Техническое обслуживание оборудования включает:

- контроль технического состояния изделия;

- очистку, смазку,

замену отдельных деталей;

- регулировку в целях предупреждения повреждений;

- часть работ по устранению повреждений.

Виды технического обслуживания оборудования:

- периодическое техническое обслуживание,

осуществляемое через уста-

новленные в эксплуатационной документации значения наработки или через

определенные промежутки времени;

- сезонное техническое обслуживание, проводимое в целях подготовки

изделия к использованию в осенне-зимних или весенне-летних условиях. Это

техническое обслуживание включает операции по замене сезонных сортов экс-

плуатационных материалов с промывкой соответствующих систем установок

по снятию утеплений и приборов предпускового подогрева и т. п.

Техническое обслуживание выполняется эксплуатационным персоналом.

Текущий ремонт (Т) осуществляется в процессе эксплуатации в целях

гарантированного обеспечения работоспособности оборудования.

При текущем ремонте оборудования проводятся:

- частичная разборка оборудования;

- ремонт отдельных узлов;

- замена изношенных деталей;

- сборка, регулировка и испытание (согласно инструкции по эксплуатации).

Текущий ремонт осуществляется либо на месте эксплуатации оборудова-

ния выездными ремонтными бригадами прокатно-ремонтных цехов или в

са-

мом ремонтном цехе в тех случаях, когда ремонт требует специальной оснастки

и оборудования.

Капитальный ремонт (К) осуществляется в целях восстановления рабо-

тоспособности и ресурса оборудования.

При капитальном ремонте проводятся:

- полная разборка оборудования;

- мойка и дефектация деталей и узлов;

- сборка и регулировка оборудования;

- испытание под нагрузкой;

- окраска оборудования.

Капитальный ремонт оборудования выполняется центральными базами

производственного обслуживания по ремонту оборудования (ЦБПО) или ре-

монтно-механическими заводами (РМЗ).

Методы организации ремонтных работ:

- агрегатный метод: в ремонтные цеха отправляют изношенные агрегаты

оборудования, а на месте эксплуатации оборудования их заменяют запасными

или отремонтированными;

- узловой метод: в ремонтные цеха отправляют отдельные неисправные

узлы агрегатов и заменяют их запасными или отремонтированными. Этот метод

более прогрессивный (эффективный), так как позволяет сократить простои обо-

рудования и способствует

созданию в ремонтных цехах запасов однотипных

узлов, что улучшает качество ремонта. Затраты предприятия на создание об-

менного фонда узлов значительно меньше, чем на создание обменного фонда

агрегатов;

- агрегатно-узловой, при котором в ремонтных цехах создаются обмен-

ные фонды узлов и агрегатов.

Планирование ремонтных работ базируется на показателях ремонтного

цикла, межремонтного

периода и структуры ремонтного цикла оборудования.

Структура ремонтного цикла оборудования – это чередование в опреде-

ленной последовательности текущих и капитальных ремонтов оборудования в

ремонтном цикле.

Ремонтный цикл – это календарная продолжительность эксплуатации

оборудования между двумя капитальными ремонтами.

Межремонтный период – это продолжительность эксплуатации оборудо-

вания между двумя смежными видами ремонтов.

Пути совершенствования организации ремонта и обслуживания оборудо-

вания:

- организация централизованного ремонта оборудования на специализи-

рованных ремонтных заводах;

- совершенствование организационной структуры ремонтного хозяйства;

- применение передовых технологий и эффективных методов ремонта;

- совершенствование технической базы ремонтных работ.

Таблица 5.1 – Длительность и структура ремонтного цикла бурового

и нефтепромыслового оборудования

Длительность, машино-час.

Тип или марка

оборудования

Шифр вида

основных

фондов

Структура

ремонтного

цикла

ремонтного

цикла

межремонт-

ного периода

Станки – качалки 43405 К-15Т-К 44000 2750

Насосы центробежные

АЯП-150

41500 К-5Т-К 12960 2160

Насосы поршневые 9МГР 41506 К-7Т-К 17280 2160

Лебедки буровые, насосы

буровые

43400 К-9Т-К 6000 600

Ключи буровые 43404 К-9Т-К 1000 100

Производственная программа ремонтных цехов включает:

• расчет номенклатуры и объема работ в натуральном и стоимостном вы-

ражении;

• разработку календарного плана-графика проведения технического обслу-

живания и ремонта оборудования;

• разработку плана организационно-технических мероприятий с целью по-

вышения эффективности ремонтных работ.

Планирование работ по ремонту оборудования в натуральном выражении

осуществляется на основе показателей, предусмотренных системой планово-

предупредительных ремонтов: ремонтного цикла, межремонтного периода и

структуры ремонтного цикла.

Годовое количество текущих или капитальных ремонтов рассчитывается

отдельно по видам оборудования по формуле:

i р.в.i м.в.i i

цi

О *Ф*К *К *Л

, (5.1)

где Р

– годовое количество текущих или капитальных ремонтов по оборудо-

ванию i-того вида;

– количество единиц оборудования i-того вида, шт.;

Ф – годовой календарный фонд времени единицы оборудования, час.

(8760 час);

Кр.в.i, Км.в.i – коэффициенты использования оборудования i-того вида

по машинному и рабочему времени;

Лi – количество текущих или капитальных ремонтов в ремонтном цикле

оборудования i-того вида;

Тцi

– ремонтный цикл оборудования i-того вида, час.