Наряд на производство буровых работ;Инструктивно-технологическая карта

Рассчитывается буровой раствор, бурильные трубы, обсадные колонны, долота, двигатели: трубобуры, ГЗД, длина скважины, затраты, нагрузка на долота, режим бурения и тд.

 

55. Методика расчета стоимости строительства проектируемых скважин.

· Продолжительность цикла строительства

Tц = Tпс + Тм + Тпб + Тбк + Тис + Тдм

Тц- время цикла бурения строительства скважины целиком, в сутках

Tпс- время подготовки к строительству скв.

Тм- время монтажа бур.установки и всего бур.оборудования

Тпб- время подготовки к бурению

Тбк- время бурения и крепления скважины, календарное время бурения

Тис- время испытания скважины

Тдм- время демонтажа

цикловая скорость бурения [м/ст∙м] Vц = 720 Lс / Тц

· Календарное время бурения

Тбк = Тпр + Трем + Тосл + Тнпр

Т пр- производительное время бурения

Т рем- время ремонта в процессе бурения

Тосл- время ликвидации осложнений

Тнпр- непроизводительное время бурения

Тпр = Тб + Тсп + Ткр + Твсп

Тб- время бурения

Тсп- время спуска-подъема

Ткр- время крепления

Т всп-вспомогательное время

· коммерческая скорость бурения Vком = 720 Lс / Тбк

Vком=[м/ст∙м] (метры на станко месяц)

Lc – длина скважины

· техническая скорость бурения Vтех = 720 Lс / Тпр

· механическая скорость проходки Vм = Lс / Тб; [м/час]

· рейсовая скорость бурения Vр = Lс / (Тб + Тсп); [м/час]

 

Себестоимость строительства скважины складывается из суммы затрат бурового предприятия на строительство и испытание скважины и на подготовку к ее сдаче заказчику.

В себестоимость скважины входят затраты на материалы, на энергию и топливо, на заработную плату персонала, амортизационные отчисления и др.

Стоимость метра проходки

См=[b+R(Тб+Тсп)]/H

b-стоимость долот, Тб-время мех. бурения; Н-глубина скважины

R-рента, стоимость часа работы бур.установки;(на сегодняшний день 10000-20000 р/час)

 

Себестоимость 1 м проходки есть частное от деления себестоимости строительства на длину ствола скважины.

 

56. Планирование прироста запасов и объемов поисково-разведочного бурения на нефть и газ.

 

57. Методика расчета сметной стоимости НИР. Основные экономические показатели НИР.

Научные исследования играют важную роль в структуре нефтегазораз-

ведочных работ. В этой связи необходимо уметь оценивать (рассчитывать)

сметную стоимость проектируемых работ и их экономическую эффектив-

ность.

Для обоснования сметы расходов определяются и приводятся:

• объем работ по видам;

• продолжительность их выполнения;

• количество специалистов для их выполнения; их должностные оклады;

• нормы расходов на дополнительную заработную плату исполнителей, от-

числений на социальные выплаты, материалы, услуги, износ и др.

Должностные оклады и нормы расходов уточняются в территориаль-

ных научных организациях.

Сводный сметный расчет представляет собой сумму основных и на-

кладных расходов с учетом плановых накоплений и налога на добавленную

стоимость (НДС).

Сметная стоимость (С) определяется по формуле:

С = (Зо + Зн + Пн) · НДС, (2.48)

где Зо - сумма основных расходов;

Зн – накладные расходы;

Пн – плановые накопления.

В состав основных включаются следующие статьи расходов:

1. Заработная плата основная и дополнительная.

2. Отчисления на социальные нужды.

3. Материальные затраты.

4. Амортизационные отчисления. 60

5. Прочие расходы.

Сумма основных расходов увеличивается на величину накладных рас-

ходов.

Накладные расходы или расходы по организации и управлению произ-

водством на предприятии применяются в расчетах в процентах от общей

суммы основных расходов.

В современный период применяется норматив накладных расходов в

размере 20 –30 %.

Сумма основных и накладных расходов увеличивается на норму пла-

новых накоплений или нормативной прибыли.

Экономическая эффективность научного геологического прогноза может оп-

ределяться на стадии проектирования разработки месторождений и залежей

показателями коммерческой эффективности – чистого дисконтированного

дохода, скоростью возврата инвестиций, ВНД, индексом доходности.

 

58. Расчет экономической эффективности внедрения геолого-технических мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти и газа.

 

59. Оценка геолого-экономической эффективности поисково-разведочных работ.

Оценка геолого-экономической эффективности производится на основе

показателей, характеризующих результаты ГРР:

- количество пробуренных или проектируемых скважин;

- прирост запасов категорий С1, С2, т;

- объем поисково-разведочного бурения, м;

- затраты на поисковые работы, млн. руб.;

Объем поисково-разведочного бурения – это суммарный метраж всех

пробуренных или проектируемых поисково-разведочных скважин на место-

рождении (залежи).

Прирост запасов берется фактический или прогнозируемый.

Затраты на поисковые работы включают затраты на все виды ГРР: на

подготовку структур к бурению, затраты на бурение и другие работы. В за-

тратах на бурение учитывается общая стоимость строительства скважин по

сводному сметно-финансовому расчету. Затраты на подготовку структуры к

поисковому бурению и объемы проведенных геофизических работ опреде-

ляются по данным геофизических отчетов о подготовке объекта..

Исходя из общих показателей ГРР, рассчитываются удельные показа-

тели геолого-экономической эффективности:

- прирост запасов на 1 м проходки, тн/м;

- прирост запасов на 1 скважину, тн/скв.;

- прирост запасов на 1 тысячу рублей затрат, тн. / 1000 руб.;

- затраты на подготовку 1 тонны запасов, руб/тн;

Прирост запасов на 1 м проходки (Пз/м) определяется делением при-

роста запасов на объем бурения:

Пз/м.=QмQз (2.8)

где Qз – ожидаемый прирост извлекаемых запасов категории С1 + С2.

Прирост запасов на 1 скважину (Пз/скв) определяется делением при-

роста запасов на количество пробуренных поисково-разведочных скважин:

Пз/скв.=nQз, (2.9)

где n – количество проектируемых поисково-разведочных скважин.

Прирост запасов на 1000 руб. затрат (Пз/1000 руб.

) определяется делением

прироста запасов на величину затрат на поисковые работы:

Пз/1000 руб=CQз, (2.10)

где C – затраты на поисковые работы.

Затраты на подготовку 1 тн прироста (Cт) запасов определяются деле-

нием суммарных затрат на поисково-разведочные работы в тыс. руб. на вели-

чину полученных запасов в тн.:

Cт=QзC. (2.11) 42

Стоимость одного метра бурения (См) определяется делением суммы

затрат на поисково-разведочное бурение на объем проходки (Qм):

Cм=QмC. (2.12)

Таблица 2

Показатели геолого-экономической

эффективности поисковых работ

Показатели Ед. измерения Значение

Количество проектируемых поисковых сква-

жин

с. 1

Проектная глубина поисковой скважины м 3500

Объем проходки м 3500

Проектная скорость бурения м/ст.-сут. 410

Продолжительность бурения сут. 639,1

Площадь подготовленной структуры км

20,8

Затраты на подготовку структуры к поисково-

му бурению

тыс. руб. 38126,4

Стоимость подготовки 1 км

площади подго-

товленной структуры

тыс.руб/км

Затраты на поисковое бурение тыс. руб 96833

Затраты на поисковые работы тыс. руб. 134959,4

Стоимость 1 м бурения тыс. руб 27,66

Ожидаемый прирост извлекаемых запасов ка-

тегории С3

т 487500

Прирост ожидаемых ресурсов:

На 1 м проходки

На 1 скважину

На 1 тыс.руб. затрат

т/м

т/скв

т/тыс.руб

139,3

3,61

Затраты на подготовку 1 тонны запасов руб./т 276,84 43

Контрольные вопросы к главе 1:

1. Элементы затрат времени при строительстве скважин.

2. Коммерческая скорость бурения, сущность и метод расчета.

3. Элементы затрат сметной стоимости строительства скважин.

4. Что отражает сводный сметный расчет стоимости строительства

скважин, структура расчета по видам

 

60. Показатели плана производства и реализации продукции нефтегазодобывающих предприятий.

При разработке плана производства и реализации продукции

нефтегазодобывающего предприятия по данным соответствующего варианта

необходимо рассчитать следующие показатели:

1. Показатели объема производства и реализации продукции.

2. Показатели объема работ в эксплуатации.

3. Показатели использования фонда скважин.

4. Показатели производительности скважин.

Показатели объема производства и реализации продукции в натуральном

выражении:

1. Добыча нефти (Q_н), планируемая и учитываемая в тоннах,

отражает всю добытую из скважин за данный период времени нефть.

2. Добыча газа (Q_г), планируемая и учитываемая в тыс.м

представляет собой ту часть добытого из газонефтяных и газовых скважин газа,

которая за данный период времени должна быть использована (утилизирована),

поскольку остальная часть газа не используется и представляет собой

неучтенные потери.

3. Добыча газоконденсата (Q_ГК), планируемая и учитываемая в

тоннах, характеризует весь добытый из скважин за данный период времени

газоконденсат.

4. Валовая добыча нефти, газа и газоконденсата (Q_В), планируемая

и учитываемая в тоннах, представляет всю добычу за данный период времени

нефти, используемого газа и газоконденсата.

Для приведения единицы измерения добычи газа к одному эквиваленту с

нефтью объемное количество добычи газа пересчитывают в весовое количество

условного газа. При этом за единицу измерения (1т) принимают количество

условного газа с теплотворной способностью 10000кал/кг, эквивалентное 1 т

нефти. Пересчет осуществляется при помощи переводного коэффициента (К),

который рассчитывается в зависимости от качества газа по формуле:

К=j*a*k /k, (2.1)

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

единице);

a – плотность воздуха, кг/м3, (а = 1,293);

 

д

k – калорийность добытого газа, Дж/кг;

П

Р = *100

С

. (5.15)

В курсовом проекте необходимо рассчитать показатели рентабельности

продаж, рентабельности продукции, рентабельности реализованной продукции

и рентабельности производственной деятельности.

 

61. Показатели использования эксплуатационных скважин.

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин- показатель, харак­теризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется по формуле:

Кзкспл = время эксплуатации (наработка) / календарное время действующего фонда,

Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин- показатель, ха­рактеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, определяется по формуле:

КИ1П – время эксплуатации (наработка) / календарное время эксплуатационного фонда.

Календарное время действующего фонда скважин – характеризует общее время эксплу­атации и простоев всех скважин, пребывавших в течение отчетного периода в действующем фонде. Состоит из времени эксплуатации, времени ремонтных работ, времени ликвидации аварий, времени простоя скважин.

Календарное время эксплуатационного фонда – показатель, характеризующий время пребывания скважин в эксплуатационном фонде.

Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин складывается из ка­лендарного времени действующего фонда скважин, бездействующего фонда скважин, на­хождения скважин в освоении и ожидании освоения.

 

62. Планирование объема добычи нефти и газа.

Производственная программа – годовой план по объёму производства продукции. Планирование объёмов пр-ва буровых и НГД предприятий базируется на исходных показателях проектов разработки нефт. и газ. месторождений, при этом показатели по нефт. компании определяются как средневзвешенные по месторождению. Плановый объём разведочного бурения на нефть и газ рассчитывается по формуле

П_ПР = ΔЗ_Н/Э_Н + ΔЗ_Г/Э_Г

П_ПР – проходка на разведочное бурение

_∆З_Н - задание по приросту запасов нефти категории В и С₁, млн, т.

Э_Н - уд-ная эфф-ть буровых работ на нефть, млн. т/м

_∆З_Г - задание по приросту запасов газа категории В и С₁, млрд м3,

Э_Г - уд-ная эфф-ть буровых работ на газ, млрд. м3/м

Плановый объем экспл-го бурения опр-ся исходя из необх-х на данный год скважин, исходя из проекта разработки месторожд-я, их средней глубины и заделов.

 

63. Планирование балансов нефти.

Баланс нефти отражает добычу и распределение нефти по различным потребителям. 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 ():

. (4.40)

Добычу нефти по плану () принимают из плана производства и сбыта продукции. Остаток нефти в товарных емкостях НГДУ на начало планируемого года () устанавливают по фактическому остатку нефти на конец отчетного года. Остаток нефти в товарных емкостях НГДУ на конец планируемого года () устанавливают исходя из норматив­ного количества дней задержки нефти в товарных резервуарах (), которое зависит от условий добычи, обработки, хранения, перекачки и сдачи нефти:

. (4.41)

Товарный расход нефти (). Товарный расход нефти УБР, жилищно-коммуналъному хозяйству и другим потребителям устанавливают в виде лимитов, спускаемых нефтегазодобывающему предприятию нефтяной компанией.

3. Нетоварный расход нефти () планируют исходя из потребности в расходе нефти на собственные производственные нужды НГДУ. При планировании нетоварного расхода нефти учитывают потери нефти при демульсации (2-3% от ).

Баланс нефти составляют исходя из плана ее добычи по сортам. Аналогично составляют баланс газа.

 

Понятие себестоимости.

По определению, себестоимость продукции (работ и услуг) - есть стоимостная оценка всех использованных в процессе производства продукции средств:

§ природных ресурсов, сырья и материалов;

§ топлива и энергии;

§ основных фондов с учетом амортизации (амортизация-процесс постепенного перенесения стоимости основных производственных фондов по мере их износа на производимый продукт или услуги в целях возмещения их стоимости и накопления денежных средств для последующего полного восстановления основных фондов);

§ трудовых ресурсов (заработная плата);

§ затрат на реализацию и т.д.

Правильное определение себестоимости имеет очень важное значение при расчете цены продукции и, как следствие, для расчета прибыли предприятия. По отношению к себестоимости различают прямые и накладные затраты.

Прямые – это затраты, которые на основе первичных документов можно отнести на определённый вид продукции, работ, услуг.

Накладные – относятся одновременно к нескольким видам работ. Их нельзя полностью отнести только на один вид продукции, а надо разложить по всем видам.

В себестоимость входят только затраты, непосредственно связанные с производством продукции и ее реализацией.

Затраты группируются в соответствии с их экономическим содержанием по элементам.