|
Центральный склад – место где хранятся различные инструменты,
хозяйственный инвентарь, МБП, запасные части и т.п. - необходимые для
бесперебойной работы предприятия; они выдаются в цеха по мере их надобности
и согласно установленным нормам.
Цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ) – производит добычу нефти и газа, а
также осуществляет контроль за бесперебойной работой нефтяных скважин и
нефте-газопроводов. В случае неполадок немедленно докладывают об этом в
ЦИТС и принимают меры по устранению аварий. В состав нашего НГДУ входит
девять ЦДНГ.
Цех поддерживания пластового давления (ЦППД) – обеспечивает заданный
режим закачки воды в пласт, контролируя её объем и качество с помощью
контрольно-измерительных приборов, а также наблюдает за приемистостью
скважин., обеспечивая тем самым заданный отбор нефти.
Вся информация о работе ЦППД поступает в НГДУ, на основании анализа
которой централизованно принимают решения о проведении технологических
процессов по поддерживанию пластового давления.
Цех по подготовке и перекачки нефти (ЦППН) – ведет работы по сбору и
перекачки сырой нефти от скважины до сборной установки.
Цех по подготовке и перекачке нефти(ЦП и ПН) – проводит работы по
перекачке нефти, подготовке её к переработке, учёту и сдаче в пункт
назначения.
Нефтеперерабатывающий завод(НПЗ) – производит переработку сырой нефти,
получая при этом горюче-смазочные материалы, которые успешно принимаются
как в быту так и на производстве.
Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО) –
осуществляет ремонт оборудования входящих в состав цехов занятых на
производстве по добыче нефти и газа.
Цех автоматизации производства(ЦАП) – осуществляет работу по
автоматизации систем объектов, а также обеспечивает ремонт по их
неисправностям.
Цех антикоррозийных покрытий и капитального ремонта трубопроводов и
сооружений – производит все работы по неисправностям скважин, нефте-
газопроводов, водоводов. Осуществляет своевременные работы по их
неисправностям.
Цех научно – исследовательских и производственных работ (ЦНИПР) –
осуществляет отбор нефти и воды для лабораторных работ, для выявления
вредных частиц содержащихся в них.
2. АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ
2.1. Анализ выполнения производственной программы НГДУ
Производственная программа – это план производства основной продукции
предприятия. В НГДУ – это план добычи нефти и газа и их сдача
транспортирующим организациям НПЗ, ГПЗ и других.
Объем продукции в НГДУ планируют и учитывают в виде валовой и
товарной. Они исчисляются в натуральной и денежной формах. В натуральной
форме нефть измеряется тоннами, газ – тысячами кубометров, в денежной форме
– оптовой и неизменной ценой. В денежной форме товарная добыча нефти и газа
исчисляется в действующих оптовых ценах предприятия, валовая продукция – в
неизменных ценах.
Хозяйственную деятельность производственных предприятий оценивают по
следующим показателям: выполнение плановых заданий по объему реализации
продукции в соответствии с заключенными договорами; добыче (поставке) нефти
(с газовым конденсатом) и природного газа.
Реализованной считается продукция, оплаченная покупателем.
Кроме показателей объема продукции производственная программа НГДУ
включает показатели объема работ в эксплуатации и использования скважин.
Объем работ в эксплуатации исчисляется в скважиномесяцах – это время
работы одной скважины за один условный месяц (30 дней или 720 часов).
Различают следующие показатели объема работ в эксплуатации:
- скважиномесяцы, числившиеся по всему эксплуатационному фонду скважин
Сч.э., характеризующие время tч.э.,
- в течении которого скважины всего эксплутационного фонда числились в
действии или бездействии;
- скважиномесяцы, числившиеся по действующему фонду Сч.д.,
показывающие время tч.д., в течение, которого все скважины действующего
фонда числились в эксплуатации;
Значительное место в производственной программе НГДУ занимает
попутный газ.
Данные о выполнении плана по добыче и утилизации попутного газа
приведены в табл. 2.1.
Таблица 2.1.
СТРУКТУРА ДОБЫЧИ ГАЗА
| | | | |Абсолютный |Темп роста, |
|Показатель |1996 |1997 |1998 |прирост |% |
| | | | |96к97 |98к97 |96к97 |98к97 |
|1.Валовая добыча |4834 |4255 | 4302 |-599 |+ 47 | 87,6 |101,1 |
|нефти | | | | | | | |
|2.Газовый фактор, | 69,3 | 68,5 | 68,7 | - 0,8|+ 0,2 | 98,8 |100,2 |
|м /т | | | | | | | |
|3.Коэффициент | 13,3 | 8,6 | 8,5 |- 4,7 |- 0,1 | 64,6 | 98,8 |
|утилизации | | | | | | | |
|4.Валовая добыча | | | | | | | |
|попутного газа, |44741 |25100 |25130 |-19641|+ 30 |56,1 |100,1 |
|тыс. м | | | | | | | |
В 1997 году добыча природного газа не выполнена на 19641 тыс. мі
(56,1%), в связи с невыполнением намеченных мероприятий по сбору и
использованию попутного газа, что выразилось в уменьшении коэффициента
утилизации газа, на 4,7 (64,6 %).
В 1998 году добыча газа возросла на 30 тыс. м3 (0,1%). Это связано с
увеличением газового фактора на 0,2 (0,2%), несмотря на то, что
коэффициент утилизации стал ниже предшествующего газ на 0,1.
Влияние различных факторов на выполнение плана добычи газа можно
провести методом цепных подстановок:
Qнг =(Qнф – Qнб) (б*kуб
Qг(=( (ф– (б) Qбф *kуф
(2.1.)
Qгку=( kуф - kуб )(б*Qнф
где Qп.г – объем добычи нефти или газа;
( - газовый фактор,
( - коэффициент утилизацию.
Индексы “б” и “ф” – базисные и фактические показатели.
|Годы |1996 |1997 |1998 |
|Валовая до-быча попутного газа, |44741 |25100 |25130 |
|тыс. м3 | | | |
Динамика добычи газа отражена на рис. 2.1.
Рисунок 2.1.
По нашим данным на предприятии невыполнение мероприятий по утилизации
газа в 1997 году привело его к потере в объеме на
( 8,6 – 13,3)•4255•68,5 = 1.369.897 тыс. мі
А в 1998 году увеличение добычи нефти компенсировало эти потери на
(4302 – 4255)•68,5•8,6 = 27687 тыс. мі.
Таблица 2.2
ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ
| | | | |Абсолютный |Темп роста, |
|Показатели |1996 |1997 |1998 |прирост “+” - |% |
| | | | |“-” | |
| | | | |97к96 |98к97 |97к96 |98к97 |
|1.Валовая |4854 |4255 |4302 | - 599| + 47| 87,6| |
|добыча нефти | | | | | | |101,1 |
|2.Объем |301420 |1036691|1073875|+ 36184|+735271| | |
|валовой | | | | | |343,9 |103,5 |
|продукции | | | | | | | |
|3.Объем | | | | | | | |
|работы в |22712 |20586 |20768 |- 2126 |+ 182 |90,6 |100,8 |
|эксплуатации | | | | | | | |
|скважин | | | | | | | |
|4.Средмес. | 235 | 228,1 | 229,1 | - | + 1 | | |
|дебит, | | | |6,9 | |97,1 |103,5 |
|т/скв.-мес. | | | | | | | |
|5.Коэффициент| 0,909| 0,906 | 0,920 | - | + | | |
|эксплуатации | | | |0,03 |0,011 |99,7 |101,2 |
В 1997 году план добычи нефти недовыполнен на 599 тыс. тонн по
сравнению с предшествующим годом. Валовая добыча нефти увеличена на 37184
млн. рублей (243,9%). Столь значительное увеличение связано с повышением
цены на 1 тонну добытой нефти. Среднемесячный дебит уменьшился на 6,9
т./ск. – мес.2.9%.План по объему работ недовыполнен на 2126 скв. /мес. По
сравнению с предшествующим годом коэффициент эксплуатации остался
неизменным.
В 1998 году план добычи нефти по сравнению с 1997 годом на 47 тыс.
тонн(1,1%).Валовая добыча нефти увеличилась на 735271 млн. рублей (243,9%),
как уже сказано свыше это связано с увеличением цены на нефть.
Среднемесячный дебит увеличился на 1 т/скв – мес.( 3,5%). План по объему
работ перевыполнен на 182 скв. мес. (0,8%). Коэффициент эксплуатации
увеличился на 0,01.
В 1997 году (табл. 2.3) эксплуатационный фонд скважин был меньше, по
сравнению с предшествующим годом на 10 скважин. Это вызвано невыполнением
ввода в эксплуатацию скважин из бурения, а так же наименьшего ввода их из
бездействия и выведением в бездействие большего числа скважин (на 23
скв.), чем в предшествующем году.
В результате календарный фонд времени уменьшился на 2126 скв.
мес. Эффективный фонд времени с учетом меньшего числа скважин в
эксплуатации увеличился на 414 скв. мес., это вызвано увеличением
времени бездействия скважин при нахождении их в ремонте на 122396 скв.
мес. Это обусловлено уменьшением коэффициента эксплуатации (с 0,909 до
0,906).
Выполнение плана о добыче нефти и газа зависит в значительной мере от
результатов работы бурового предприятия.
График добычи нефти
Рисунок 2.2.
Таблица 2.3
ФОНД ДВИЖЕНИЯ СКВАЖИН
| Показатели | 1996г.| 1997г.| 1998г.|
|1.Эксплуатационный фонд скв., скв. | 1992 | 1982 | 1984 |
|2.Уменьшение числа скважин | 180 | 203 | 194 |
|3.Введено из бурения, скв. | 170 | 148 | 122 |
|4.Остановлено для вывода в бездействие, скв. | 90 | 80 | 92 |
|5.Введено из бездействия, скв. | 175 | 148 | 267 |
|6.Календарный фонд времени, скв.мес. | 22712 | 20586 | 20768 |
|7.Время работы с учетом меньшего числа скважин| | | |
|(эффективный фонд времени ) скв.мес. |20066 |20180 |20427 |
|8.Время работы скважин, скв.мес. | 20142 | 20180 | 20099 |
|9.Сокращение времени бездействия скважин, скв.| 8640 | 8560 | 7749 |
|мес. | | | |
|10.В том числе из-за меньшей продуктивности: | | | |
|а) ремонтных работ |185260 |307656 |168120 |
|б) аварийных работ |4102 |3936 |2160 |
|11.Коэффициент эксплуатации | 0,909 | 0,906 | 0,920 |
В нашем примере анализ движения фонда скважин за 1997 год
определил невыполнение сдачи скважин из бурения по сравнению с
предшествующим годом.
Проанализируем фонд движения скважин за 1998 год. По табл. 2.3 мы
видим, что эксплуатационный фонд скважин увеличился по сравнению с
предшествующим годом. И хотя фонд введения скважин опять недовыполнен ,
зато в значительной мере сократилось уменьшение числа скважин , а
увеличилось число скважин введенных из бездействия.
В результате календарный фонд времени увеличился на 182 скв. мес.,
а эффективный – на 247 скв. мес. Сократилось время бездействия скважин
находящихся в ремонте (на 139536 скв. мес.) и аварийных работ (на 1776
скв. мес.)
Помимо анализа выполнения производственной программы в целом по НГДУ
необходимо провести его по категориям скважин (табл. 2.4).
Таблица 2.4.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16
|
