Функции, цели, задачи организации производства

  

    Исходные данные для расчета производительного времени и ликвидации осложнений приведены в следующих таблицах (табл. 4-7).

Таблица 4

Исходные данные для  расчета времени спускоподъемных  операций

-спускоподъемные операции	показатель
время спускоподъемных операций на 1 м проходки, ч	12
общее число долблений	347
средняя глубина скважин, м	1518,85
коэффициент изменения продолжительности спускоподъемных операций на 1 долбление	5.62
Время спускоподъемных операций, ч	740.37

 

Таблица 5

- Исходные данные для  расчета времени крепления скважин 

-крепление скважин	показатель
общий объем бурения, м	51641
время крепления на 1 м  проходки, ч	8
средняя глубина скважин, м	1518,79
Время на крепление скважин, ч	272,01

 

Таблица 6

Исходные данные для  расчета времени на вспомогательные  работы

-вспомогательные работы	показатель
время вспомогательных  работ на 1 м проходки, ч	0,5
проходка за долбление, м	7
общее число долблений	347
коэффициент изменения  продолжительности спускоподъемных  операций на 1 долбление	5,62
Время на вспомогательные  работы, ч	342,76

 

Таблица 7

Исходные данные для  расчета времени на ликвидацию осложнений

Ликвидация осложнений	показатель
Время на вспомогательные работы, ч	342,76
Коэффициент сокращения продолжительности работ по ликвидации осложнений	0,92
Время на ликвидацию осложнений, ч	31,53

 

    При расчете коммерческой, механической, рейсовой, технической, циклической скоростей в разведочном и эксплуатационном бурении результаты необходимо свести в таблицу (табл. 8).

Таблица 8

 Показатели, применяемые  при разработке производственной  программы буровых предприятий

Показатели	значение
Механическая скорость проходки, м/ч	95,45
Рейсовая скорость проходки, м/ч	40,30
Техническая скорость проходки, м/ч	25,71
Коммерческая скорость бурения, м/ч	24,32
Цикловая скорость проходки, м/ч	22,93

 

   Для расчета  общего объема буровых работ  в метрах проходки (Об) необходимо просуммировать эксплуатационное бурение на нефть, газ, разведочное бурение.

   Для расчета  общего числа скважин, законченных строительством необходимо просуммировать число эксплуатационных и разведочных  скважин.

  Продолжительность спускоподъемных операций (Тсп) рассчитывается по формуле:

где Т сп -  продолжительность  спускоподъемных операций; tсп - время спускоподъемных операций на 1 м проходки; nсп - общее число долблений; к -коэффициент изменения продолжительности спускоподъемных операций на 1 долбление.

   Коэффициент изменения продолжительности спускоподъемных операций на 1 долбление определяется исходя из средней глубины скважин.

   Если средняя  глубина скважин < 3000 м, то к = 0,00489*Гср-1,803;

   Если средняя  глубина скважин >3000 м, то к = 0,00399*сред  глуб-1,13.

Средняя глубина скважин  определяется по следующей формуле:

 где Г ср - средняя глубина скважин; Об - общий объем буровых работ в метрах проходки; N - общее число скважин.

Продолжительность крепления  скважин рассчитывается по формуле:

где Т кр - продолжительность крепления скважин; tкр - время крепления на 1 м проходки.

   Продолжительность  вспомогательных работ рассчитывается по формуле:

где Т всп - продолжительность вспомогательных работ; tвсп - время вспомогательных работ на 1 м проходки; Пр - проходка за долбление.

   Время на ликвидацию  осложнений рассчитывается по формуле:

где Т осл – время на ликвидацию осложнений; Ко - коэффициент сокращения продолжительности работ по ликвидации осложнений.

   Технологическое время бурения скважин определяется по формуле:

где Т т – технологическое время бурения скважин; Тмб – время на механическое бурение; Тпр – производительное время.

   Производительное  время бурения скважин определяется по формуле:

   Продолжительность ремонтных работ (Трем) (5.3) составляет 6% от производительного времени.

   Продолжительность  непроизводительного времени (Тнп)  складывается из времени на  ликвидацию собственных аварий  и организационных простоев.

   Далее данные  заносятся в таблицу 3 и рассчитывается полный цикл строительства скважины (То) включающий: подготовительные работы по строительству буровой, время строительства вышки и привышечных сооружений, время на монтаж механического и энергетического оборудования, технологическое время, непроизводительное время, время испытания скважин, время на демонтаж вышки и оборудования.

   Далее рассчитывается выручка от реализации. Оплата всех видов работ по бурению осуществляется в полном размере, согласно стоимости 1 часа работы, кроме организационных простоев, которые оплачиваются как 2/3 стоимости 1 часа работы буровой бригады, а время на ликвидацию аварий – не оплачивается.

    Далее производится  расчет показателей, применяемых  при разработке производственной  программы буровых предприятий.

   Механическая  скорость проходки рассчитывается  по следующей формуле:

   где ν мех - механическая скорость проходки.

Рейсовая скорость проходки рассчитывается по следующей формуле:

   где ν р - рейсовая скорость проходки.

   Техническая скорость проходки рассчитывается по следующей формуле:

   где ν тех - техническая скорость проходки.

   Коммерческая  скорость проходки (ν к) рассчитывается по следующей формуле:

   где ν к - коммерческая скорость проходки.

 

  

Цикловая скорость проходки рассчитывается по следующей формуле:

   где ν тех - цикловая скорость проходки.

2.4.5 Расчет коэффициентов использования и  эксплуатации скважин

Рассчитать  коэффициент  использования и эксплуатации скважин на основе исходных данных (табл. 9). При расчете календарного времени в расчет принимаем  год продолжительностью 365 дней.

   Таблица 9

Расчет коэффициентов использования и  эксплуатации скважин

Показатель	1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.	ИТОГО
Действующий фонд, в том  числе:	413	430	419	450	450
Дающие продукцию, в том числе:	413	430	419	426	426
-с погружными электронасосами	256	267	261	264	264
-со штанговыми насосами	122	125	124	123	123
-с насосами других  типов	23	23	21	25	25
-компрессорные	7	8	8	6	6
-фонтанные	5	7	5	8	8
Остановленные  в последнем месяце в ожидании ремонта	0	0	0	8	8
Остановленные  в последнем месяце в ремонте	0	0	0	7	7
Остановленные  в последнем месяце из-за отсутствия  оборудования	0	0	0	9	9
Бездействующий фонд	10	7	8	8	33
ИТОГО эксплуатационный фонд скважин	423	437	427	458	1745
Календарное время, час	2160	2184	2208	2208	8760
Календарное время, на действующий фонд, час, в том  числе:	892080	939120	925152	940608	3696960
Дающие продукцию,  в том числе:	892080	939120	925152	940608	3696960
-с погружными электронасосами	552960	583128	576288	582912	2295288
-со штанговыми насосами	263520	273000	273792	271584	1081896
-с насосами других  типов	49680	50232	46368	55200	201480
-компрессорные	15120	17472	17664	13248	63504
-фонтанные	10800	15288	11040	17664	54792
Остановленные в последнем месяце в ожидании ремонта
Остановленные  в последнем месяце в ремонте
Остановленные  в последнем месяце из-за отсутствия  оборудования
Продолжение табл. 9
Календарное время, на бездействующий фонд, час	21600	15288	17664	17664	72216
Календарное время, на эксплуатационный фонд, час	913680	954408	942816	958272	3769176
Фактическое время, на действующий фонд, час, в том  числе:	862132	898517	888084	907139	3555872
Дающие продукцию,  в том числе:	859872	897234	886322	905667	3549095
-с погружными электронасосами	540 184	543 847	554 012	555 998	2194041
-со штанговыми насосами	257 217	272 935	273 094	270 584	1073830
-с насосами других  типов	41 680	49 058	46 114	48 542	185394
-компрессорные	10 866	16 688	7 207	13 003	47764
-фонтанные	9 925	14 706	5 895	17 540	48066
Остановленные  в последнем месяце в ожидании  ремонта	530	795	652	122
Остановленные  в последнем месяце в ремонте	890	218	458	602
Остановленные  в последнем месяце из-за отсутствия  оборудования	840	270	652	748
Фактическое время, на бездействующий фонд, час	12 547	11 569	12 545	12 145	48806
Фактическое время, на эксплуатационный фонд, час	874679	910086	900629	919284	3604678
Коэффициент использования  скважин	0,96	0,95	0,96	0,96	0,96
Коэффициент эксплуатации скважин	1,01	1,01	1,01	1,01	1,01

 

  

Эксплуатационный фонд скважин (Фэ) рассчитывается по следующей  формуле:

где Фэ – эксплуатационный фонд скважин, Фд – действующий фонд скважин;

Фбд - бездействующий фонд скважин.

   Расчет календарного времени осуществляется в соответствии с фактическим количеством дней в каждом квартале с пересчетом в часы. Календарное время на остановленные скважины не рассчитывается, следовательно, календарное время дающего фонда скважин должно соответствовать календарному времени на действующий фонд скважин.

   Календарное время  на действующий (бездействующий)  фонд рассчитывается путем умножения  количества скважин действующего (бездействующего) фонда на календарное  время каждого квартала.

   После этого  рассчитывается фактическое время на эксплуатационный фонд   (Тф эф).

   Коэффициент использования  скважин рассчитывается по формуле:

где Ки -   коэффициент  использования скважин; Тф эф - фактическое время на эксплуатационный фонд; Тк эф - календарное время на эксплуатационный фонд.

    Коэффициент эксплуатации скважин  рассчитывается по формуле:

 

где Кэ -   коэффициент эксплуатации скважин; Тк дф - календарное время на действующий фонд.

2.4.6 Расчет объема добычи нефти

Рассчитать объем добычи нефти в натуральных и стоимостных единицах измерения на основе исходных данных (табл. 10).

   Добыча нефти  рассчитывается как сумма добычи  нефти из старых  и новых  скважин по следующей формуле:

где Д н – добыча нефти; Дн ст – добыча нефти из старых скважин; Дн нов – добыча нефти из новых скважин.

   Добыча нефти  из старых  скважин рассчитывается  по формуле:

где Фст – количество старых скважин (фонд старых скважин); qст – средний дебит на 1 старую скважину; n – количество дней в календарном периоде; Кэ - коэффициент эксплуатации скважин; Кизм – коэффициент изменения добычи.

Таблица 10

 Расчет объема добычи нефти в натуральных и стоимостных единицах измерения

Показатель	1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.	ИТОГО 2009 год
Добыча нефти, тыс.т., в том числе:	507,99	486,74	533,98	584,07	2112,77
- добыча из  старых скважин, тыс.т	482,80	468,26	517,83	566,37	2035,26
количество старых скважин	423	432	427	452
средний дебит на 1 скв, т/сут	12,5	12,0	13,4	14,0
коэффициент эксплуатации старых скважин	1,01	1,01	1,01	1,01
коэффициент изменения добычи	1,00	0,98	0,97	0,96
- добыча из  новых скважин, тыс. т	25,19	18,47	16,15	17,69	77,51
Средняя глубина новых  скважин эксплуатационного бурения, м	2 547	2 880	2 656	2 543
Средняя глубина новых  скважин разведочного бурения, м	2 145	2 041	2 320	2 352
Объем буровых работ, м, в том числе:	76940	57381	47865	47539	229725
эксплуатационное бурение	45480	33256	26453	23125	128314
разведочное бурение	31460	24125	21412	24414	101411
Ввод в эксплуатацию новых скважин, в том числе:	36	26	23	25	110
из эксплуатационного  бурения	18	12	10	9	49
разведочного бурения	15	12	9	10	46
освоения прошлых лет	3	2	4	6	15
Среднесуточный дебит  новых скважин, т/сут	16,2	16,1	15,9	15,7
коэффициент эксплуатации новых скважин	0,96	0,97	0,96	0,98
Число дней работы	43,20	44,14	44,16	45,08
Стоимость 1 т нефти, тыс. руб.	5,00	5,00	5,00	5,00
Выручка от реализации нефти, тыс. руб.	2539974,33	2433682,83	2669878,13	2920327,01	10563862,31