|
|
2 Состав фонда скважин предприятия. Эксплуатационный фонд скважин
Фонд скважин подразделяется на следующие категории:
1. Нагнетательные.
2. Эксплуатационные:
а) действующие:
1) дающие продукцию;
2) остановленные к моменту учета:
- в ожидании ремонта;
- на ремонт;
- из-за отсутствия оборудования;
б) бездействующие:
1) с прошлых лет (остановленные до 1 декабря предыдущего года);
2) в отчетном году (остановленные в текущем году и в декабре предыдущего года);
3) в освоении и ожидающие освоения.
3 Контрольные.
4 Находящиеся в консервации:
5 Ликвидируемые и ожидающие ликвидации.
6 Ликвидированные:
а) после бурения:
1) в результате неустранимых аварий и осложнений;
2) геологически неудачные;
3) разведочные, выполнившие и невыполнившие своего назначения;
б) по окончании эксплуатации.
Эксплуатационный фонд скважин – та часть основных фондов нефтегазодобывающих предприятий, который обеспечивает добычу нефти и газа.
Эксплуатационный фонд скважин nскв.э представляет собой основную рабочую часть фонда скважин, обеспечивающую задание по добыче нефти и газа, это все когда-либо сданные в эксплуатацию скважины — действующие nскв.д и бездействующие nскв.б.
nскв.э = nскв.д + nскв.б
Поскольку эксплуатационный фонд скважин представляет собой основную часть фонда скважин и только он обеспечивает задание по добыче нефти и газа, показатели объема работ на каждый данный момент определяются этой частью фонда и выражаются в виде числа нефтяных и газовых скважин на начало или конец данного периода времени.
3 Показатели использования фонда скважин (экстенсивные и интенсивные)
Объем добычи нефти и другие показатели нефтедобывающей промышленности зависят, прежде всего от того, насколько полно используется эксплуатационный фонд скважин.
Коэффициент экстенсивного использования скважин характеризует эффективность её использования во времени. Он представляет собой соотношение времени работы скважин Тр ко всему календарному времени Тк, т.е. показывает удельной вес времени производительной работы оборудования.
(1)
Как правило, числовое значение коэффициента экстенсивного использования должно приближаться к единице.
Степень использования скважин по мощности или показатель интенсивного их использования можно было бы определить на основе дебита в единицу рабочего времени как отношение среднего дебита к максимально возможному (проектному). Следует иметь в виду, что в силу особенностей эксплуатации нефтяных и газовых залежей фактический дебит скважин никогда не отличается от максимально возможного (при разработке залежей без проекта) и проектного (при разработке залежей по проекту). Поэтому коэффициент интенсивного использования скважин всегда равен единице.
4 Пути повышения эффективности использования скважин
Повышение эффективности использования основных фондов нефтегазодобывающих предприятий достигается следующими путями.
1. Увеличение времени полезной работы основных фондов (экстенсивные резервы). К этим резервам относятся:
— ввод в эксплуатацию бездействующих скважин. Бездействие скважин определяет неполное использование производственной мощности предприятий, потери добычи нефти и газа, ухудшение экономических показателей. Число бездействующих скважин сокращается благодаря предотвращению выхода из строя эксплуатационных скважин, ускорению освоения новых скважин, укреплению цехов капитального ремонта и повышению технического уровня ремонтных работ. Сохранению скважин в действующем фонде способствуют установление и поддержание оптимального технологического режима их эксплуатации, правильный выбор эксплуатационного оборудования, эффективная борьба с выносом песка, отложениями парафина и др.;
— ликвидация аварий и простоев в процессе эксплуатации скважин. Устранение простоев требует правильного распределения рабочей силы, средств, труда, материальных ресурсов;
— ускорение подземного ремонта скважин. Простои действующих скважин в ремонте составляют 2 % их календарного времени. Ускорение ремонтов скважин достигается механизацией подземного ремонта, внедрением новой техники спускоподъемных операций, укреплением цехов подземного ремонта и др.;
— эффективное увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин, при котором обеспечивается поддержание постоянного дебита, установленного технологическим режимом эксплуатации скважин. Удлинению межремонтного периода эксплуатации скважин способствуют широкое внедрение методов искусственного воздействия на пласты, массовое применение погружных центробежных электронасосов (обладающих большим межремонтным периодом), совершенствование методов борьбы с выносом песка и отложениями парафина и др.;
— продление срока жизни нефтяных скважин. Этому способствуют многопластовость месторождений, широкое применение вторичных методов добычи нефти и различных методов повышения производительности скважин, детальное изучение мало дебитных, бездействующих и ликвидированных скважин. Однако в Азербайджане, например, возраст почти трети ликвидированных скважин из-за недостатков их эксплуатации не превышает пяти лет. B то же время здесь велика группа скважин со сроком жизни свыше 15—20 лет;
— своевременное выявление и реализация излишних машин оборудования другим предприятиям;
— эффективное удлинение сроков службы нефтяного оборудования. Большой эффект дает улучшение качества глубинных насосов, применение экономичных колонн насосно-компрессорных труб (изготовленных из нескольких марок сталей разной стоимости), реставрация этих труб и их повторное использование. Все это сокращает капитальные вложения в оборудование скважин.
2. Увеличение производительности использования основных фондов в единицу времени (интенсивные резервы), т. е. повышение интенсивности использования скважин, пластов и месторождения в целом путем:
— расширения и совершенствования искусственного воздействия на нефтяные пласты. Поддержание пластового давления в сочетании с внедрением редких сеток скважин позволило исключить за 20 лет его применения бурение 22 тыс. скважин и реализовать другие преимущества;
— применения методов воздействия на призабойную зону скважин. К наиболее эффективным из них относятся: гидравлический разрыв пластов, солянокислотная обработка забоев скважин, обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами и другие методы;
— предотвращения осложнений в работе скважин;
— установления и совершенствования оптимального технологического режима эксплуатации скважин. На многих инженерно-технологических службах все действующие скважины эксплуатируются на таких режимах;
— одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной, обеспечивающей увеличение добычи нефти и газа, экономию капитальных вложений и издержек производства;
— широкого развития безвышечной эксплуатации. Стационарные вышки и мачты используется в течение не более 15—20 дней в году, а остальное время бездействуют и разрушаются от коррозии. Повышению фондоотдачи и рентабельности способствует применение передвижных агрегатов, оснащенных мачтами или вышками и комплексом механизмов для спускоподъемных операций;
— комплексной автоматизации нефтегазодобывающих предприятий, обеспечивающей совершенствование режимов работы скважин, повышение экономической эффективности производства, облегчение и изменение условий труда;
— устранения потерь продукции скважин; Для этого необходимо своевременное строительство объектов газового хозяйства, сбор и утилизация парафиновой массы, ликвидация потерь нефти и др.
К важным направлениям повышения эффективности использования основных производственных фондов в единицу времени также относятся:
— совершенствование машин и оборудования для добычи нефти. Большое значение имеют внедрение более совершенных станков-качалок, подъемников новых типов для подземного ремонта скважин, улучшение качества насосно-компрессорных труб и насосных штанг, применение усовершенствованного комплекса оборудования для гидравлического разрыва пластов, компрессоров новых типов для внутрипромыслового сбора и транспорта попутного газа, оборудования, приспособленного к условиям работы в малоосвоенных и труднодоступных районах и др.;
— внедрение прогрессивных систем сбора и транспорта нефти и газа, т. е. максимальное укрупнение пунктов сбора продукции скважин, использование избыточного давления на устье скважин для транспорта нефти и газа, совмещение газобензиновых заводов и компрессорных станции внешней перекачки с пунктами сбора и подготовки нефти. В последние годы в ряде районов внедряют герметизированные напорные системы сбора и транспорта нефти и газа. Эти системы – основа технологической перестройки отрасли.
— рациональная подготовка нефти к переработке, включающая обезвоживание и обессоливание ее до регламентированных (в установленном порядке) кондиций;
— снижение стоимости бурения и нефтепромыслового строительства. Этим наряду с другими факторами повышается эффективность капитальных вложений.
5 Пример расчета эффективности от внедрения одного из мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта
Внедрение СЩВ на поздней стадии разработки месторождения указывает на высокую эффективность метода повышения нефтеотдачи пласта на высокообводненных месторождениях.
В НГДУ планируется метод СЩВ, ожидается дополнительная добыча нефти за год 7,8 тыс. т.
Для обработки требуется 120 т жидкого стекла по цене 2250,0 руб./т и 15,4 тонн соды каустической по 1720,0 руб./т.
При обработке заняты: оператор по химической обработке 5 разряда (150 часов), слесарь-ремонтник 6 разряда (85 ч.), машинист КНС 5 разряда (80 ч.). Часовые тарифные ставки соответственно равны 15,57, 18,10 и 13,25 руб./ч. Оператор по химической обработке 5 разряда и слесарь-ремонтник 6 разряда награждаются премиальными в размере 45 %, машинист КНС – 40 %.
При обработке задействованы: агрегат УА-320 в течение 85 часов, стоимость машино-час - 225,5 руб./ч., кислотовоз в течение 125 ч., стоимость машино-час - 220,0 руб./ч., автоцистерна АЦ-10 в течение 35 ч. - 165 руб./ч. и фискарс в течение 8 ч. - 199,5 руб./ч.
Отчисления на социальное страхование – 35,6 %.
Цена 1 т нефти – 1200 руб.
За предыдущий год добыча нефти составила 2250,0 тыс. т.
Среднегодовая стоимость основных фондов 3926,0 млн. руб.
Численность работников промышленно-производственного персонала – 2150 человек.
Налог на имущество – 2 %
Налог на прибыль – 24 %.
Калькуляция себестоимости добычи нефти следующая:
Статья затрат
млн. руб.
1.Расходы на энергию по извлечению нефти
на поверхность
в т.ч. условно-переменные
149,6
111,2
2. Расходы на ППД
в т.ч. условно-переменные
182,9
69,5
3. Зарплата с отчислениями
45,4
4. Амортизация скважин
67,5
5. Расходы по сбору и транспорту нефти
в т.ч. условно-переменные
31,2
10,3
6. Расходы по технологической подготовке нефти
в т.ч. условно-переменные
57,6
21,0
7. Расходы по содержанию и эксплуатации
оборудования
536,6
8. Цеховые расходы
127,7
9. Общепроизводственные расходы
в т.ч. налоги, зависимые от добычи нефти
109,5
39,0
10. Прочие производственные расходы
в т.ч. плата за пользование природными ресурсами
779,8
765,0
1) Экономический эффект при СЩВ определяется как:
Эмер = Рмер - Змер ,
где Рмер – стоимостная оценка результата закачки СЩВ; Змер – стоимостная оценка совокупных затрат на закачку ЩБК.
Рмер = ∆Q * Ц = 7800 * 1200 = 9 360 000 (руб.),
где ∆Q – дополнительная добыча нефти за год; Ц – цена 1 тонны нефти.
Змер = Зобр + Здоп ,
где Зобр – затраты на проведение обработки; Здоп – затраты на дополнительно добытую нефть.
Зобр = Ззп + Зсоц + Змат + Зтр ,
где Ззп – затраты на заработную плату работникам; Зсоц – расходы на социальные нужды; Змат – материальные расходы на обработку; Зтр – расходы на эксплуатацию транспорта.
Ззп = SСтi * t * Чi * Кп * Кр ,
где Стi – часовая тарифная ставка рабочего i-го разряда; t – продолжительность работы; Чi – численность рабочих i-го разряда; Кп – премиальный коэффициент; Кр – районный коэффициент.
Ззп = 15,57 * 150 * 1 * 1,45 * 1,3 + 18,10 * 85 * 1 * 1,45 * 1,3 + 13,25 * 80 * 1 * 1,4 * 1,3 = 9 231,69 (руб.).
Зсоц = (m * Ззп) / 100 = (35,6 * 9231,69) / 100 = 3 286,482 (руб.),
где m – отчисления на социальное страхование.
Змат = Сст*Vст + Cс * Vс = 120 * 2250 + 15,4 * 1720 = 296 488 (руб.),
где Сст, Cс – стоимость 1 т. соответственно жидкого стекла и соды каустической; Vст, Vс – количество расходуемых материалов, т.
Зтр = SЗэксплi * t * N =225,5 * 85 * 1 + 220 * 125 * 1 + 165 * 35 * 1 + 199,5 * 8 *1= =54 038,5(руб.),
где Зэксплi – затраты на эксплуатацию i-ой единицы транспорта; t – время работы; N – количество задействованных единиц транспорта.
Зобр = 9231,69 + 3286,482 + 296488 + 54038,5 = 363 044,672 (руб.).
Здоп = ∆Q * Зпер = 7800 * (((111,2 + 69,5 + 10,3 + 21,0 + 39,0 + 765,0) * 106) / 2250000) = 3 522 133,3 (руб.),
где Зпер – условно-переменные затраты.
Змер = 363044,672 + 3522133,3 = 3 885 177,972 (руб.).
Таким образом, Эмер = 9360000 – 3885177,972 = 5 474 822,028 (руб.).
Себестоимость 1 т. нефти после СЩВ рассчитывается по следующей формуле:
С2 = SЗ(пер.+пост.) / Q2 = ((149,6 + 182,9 + 45,4 + 67,5 + 31,2 + 57,6 + 536,6 + 127,7 + 109,5 + 779,8) * 106) / (2250000 + 7800) = 924,705 (руб.),
где SЗ(пер.+пост.) – сумма всех затрат из калькуляции себестоимости добычи нефти; Q2 – добыча нефти после проведения СЩВ.
Себестоимость 1 т. нефти до проведения СЩВ:
С1 = (С2 * Q2 - Змер) / Q1 = (924,705 * 2257800 – 3885177,972) / 2250000 = =926,184 (руб.),
где Q1 – добыча нефти по НГДУ до проведения СЩВ.
Прирост балансовой прибыли:
∆БП = (Ц – С2) * Q2 – (Ц – С1) * Q1 = (1200 – 924,705) * 2257800 – (1200 – 926,184) * 2250000 = 5 475 051 (руб.),
где Ц – цена 1 т. нефти.
Прирост чистой прибыли:
∆ЧП = ∆БП – Н*∆БП = 5475051–0,24*5475051 = 4 161 038,76 (руб.),
где Н – налог на прибыль.
Балансовая прибыль:
БП = Q2 * (Ц – С2) = 2257800 * (1200 – 924,705) = 621 561 051 (руб.).
Прибыль по НГДУ, полученная в результате проведения СЩВ:
П = БП – Н1 * Фсг – Н * ∆БП = 621561051 – 0,02 * 3926 * 106 – 0,24 *5475051 = 541 727 038,8 (руб.),
где Н1 – налог на имущество; Фсг – среднегодовая стоимость основных фондов.
Фондоотдача fо = Q2 / Фсг = 2257800 / 3926000000 = 575,089 т/млн.руб.
Фондоемкость fе = Фсг / Q2 = 3926000000 / 2257800 = 0,0017 млн.руб./т.
Фондовооружение fв = Фсг / ч = 3926000000 / 2150 = 1,826 млн.руб./чел.,
где ч – численность работников промышленно-производственного персонала.
Производительность труда ПТ = Q2 / ч = 2257800 / 2150 = 1050,139 т/чел.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Малышев Ю. М., Тищенко В. Е., Шматов В. Ф. Экономика нефтяной и газовой промышленности. Учебник для нефтяных техникумов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1980. – 277 с.
2. Уманский Л. М., Уманский М. М. Экономика нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1974. – 528 с.
3. Шматов В. Ф., Тищенко В. Е., Малышев Ю. М. и др. Экономика, организация и планирование буровых и нефтегазодобывающих предприятий. М.: Недра, 1974. – 304 с.
Страницы: 1, 2
При использовании материалов активная ссылка на источник обязательна.