Планирование деятельности структурного подразделения

Таблица 3.8

Фонд скважин на плановый период

Состав фонда скважин	Количество скважин, ед.		Абсолют. изменение, ед.
	отчетный период	плановый период
Нефтяной эксплуатационный, в т.ч.:	10311	10631	320
-Действующий	8825	9131	306
- Бездействующий	1477	1485	8
- в освоении	9	15	6
Календарное время эксплуатационного  фонда, скв-сут	3763515	3880315	116800
Календарное время действующего фонда, скв-сут	3221125	3332815	111690
Время в эксплуатации, скв-сут	3140825	3252515	111690

 

Нефтяной эксплуатационный фонд предприятия  составит в плановом периоде  10631 скв, увеличится на 320 скв, при этом действующий фонд возрастет на 306 скв., а бездействующий на 8 скважин. Исходя из баланса календарного времени, рассчитываются показатели эффективности использования эксплуатационного фонда скважин (табл. 3.9).

 

Таблица 3.9

Показатели эффективности использования  эксплуатационного фонда скважин

Показатель	Значение		Изменение
	отчетный период	плановый период
Коэффициент эксплуатации скважин	0,97	0,98	0,1
Коэффициент использования  скважин	0,83	0,84	0,1

Коэффициент эксплуатации скважин  составит 0,98 и увеличится на 0,01. Коэффициент использования скважин составит 0,84 и увеличится на 0,01. Таким образом, в плановом периоде скважины будут использоваться эффективнее, что планируется достичь за счет сокращения простоев скважин в ремонте, простоев скважин в ГТМ.

Расчет объемов годовой нефти  из новых скважин, введенных в  эксплуатацию в предшествующем году представлен в табл. 3.10.

 

Таблица 3.10

Расчетная добыча из новых скважин, введенных 

в эксплуатацию в предшествующем году

Показатель	Значение
Количество новых добывающих скважин введенных в году, предшествующем планируемому, скв.	500
Среднесуточный дебит  новых скважин по нефти  введенных в году, предшествующем планируемому, т/сут.	45,58
Коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин, введенных в эксплуатацию в предшествующем году, доли ед.	0,97
Объем добычи из новых  скважин, введенных в предшествующем году, тыс.т.	10000

 

Добыча из новых скважин, введенных  в прошлом году, составит 10000 тыс.т. Добыча нефти из старых скважин представлена в табл. 3.11.

 

Таблица 3.11

Добыча из старых скважин

Показатель	Значение
Добыча нефти из старых скважин в предшествующем году, тыс.т	59476
Расчетная годовая добыча нефти из новых скважин, введенных в предшествующем году, тыс.т	10000
Коэффициент изменения  добычи по старым скважинам, доли ед.	0,91
Добыча нефти из старых скважин, тыс.т	63223

 

Добыча из старых скважин составит 63223 тыс.т. Добыча нефти из новых скважин в планируемом году представлена в табл. 3.12.

 

Таблица 3.12

Добыча нефти из новых скважин, вводимых в плановом году

Показатель	Значение
Количество новых добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию из добывающего и разведочного бурения и освоения с прошлых лет, скв.	320
Проектируемый среднесуточный дебит новых скважин по нефти  в планируемом году, т/сут.	51,17
Среднее число дней эксплуатации одной новой скважины в планируемом  году, сут	235
Добыча нефти из новых  скважин, тыс.т	4640

 

В плановом периоде планируется  ввод 320 скважины. Добыча из новых скважин составит 4640 тыс.т. Объемы добычи за счет проведения ГТМ представлены в табл. 3.13.

 

Таблица 3.13

Объемы добычи за счет проведения ГТМ

Вид ГТМ	Отчетный период, тыс.т.	Плановый период, тыс.т.	Изменение, тыс.т.	Темп роста, %
КРС	506	1157	651	228,6
ГРП	325	588	263	181,1
ЗБС	427	737	311	172,8
МУН	117	135	18	115,0
Ликвидация аварий	159	156	-3	98,2
РИР	168	165	-3	98,4
Итого	1701	2938	1237	172,7

 

В плановом периоде за счет реализации ГТМ объем добычи возрастет до 2938 тыс.т., при этом за счет внедрения предложенных выше мероприятий удастся повысить эффективность ГТМ. Прирост добычи по сравнению с отчетным годом составит 1237 тыс.тонн, т.е. дополнительная добыча возрастет на 72,7%. Объемы добычи продукции в плановом периоде представлены в табл. 3.14.

 

Таблица 3.14

Объемы добычи в плановом периоде

Показатель	Валовая добыча, тыс.т
Базовая добыча	63223
Добыча нефти из новых  скважин	4640
Дополнительная добыча от ГТМ	2938
Итого	70801

 

Как видно из таблицы добыча нефти в плановом периоде составит 70801 тыс.т. Валовая и товарная продукция предприятия представлены в табл. 3.15.

 

Таблица 3.15

Товарная продукция в плановом периоде

Показатель	Значение
Валовая добыча нефти, тыс.т	70801
Нетоварный расход продукции, тыс.т	835
Изменение остатков нефти  в сдаточных емкостях, тыс.т	-15
Товарная нефть в  натуральном выражении, тыс.т	69951

 

Товарная нефть в плановом периоде  составит 69951 тыс.т. Объемы добычи газа представлены в табл. 3.16.

 

Таблица 3.16

Объемы добычи и реализации газа в плановом периоде

Показатели	Отчетный период	Плановый период	Темп роста,  %
Добыча нефти, тыс.т	65810	70801	107,6
Газовый фактор, ед.	0,06	0,06	100,0
Добыча газа, млн.м3	4055	4362	107,6
Нетоварный расход газа, млн.м3	11	12	107,6
в т. ч. Потери газа, млн.м3	3	3	107,6
собственные нужды предприятия, млн.м3	8	9	107,6
Товарная продукция  в натуральном выражении, млн.м3	4044	4350	107,6

 

В плановом периоде за счет повышения  эффективности ГТМ планируется увеличить объем добычи на 7,6 %, добыча газа соответственно увеличится на 7,6 % и составит 4350 млн.м3. Производственная программа предприятия представлена в табл. 3.17.

 

Таблица 3.17

Производственная программа  ГУДНГ на плановый период

Показатели	Ед. изм.	Отчет. период	План. период	Абсолют.откл.	Темп роста, %
Добыча нефти	тыс.т.	65810	70801	4991	107,6
- в т.ч. прирост добычи  от ГТМ	тыс.т.	1701	2938	1237	172,7
- в т.ч. из новых  скважин	тыс.т.	4415	4640	225	105,1
Добыча жидкости	тыс.т.	301969	414040	112071	137,1
Добыча попутного  газа	млн.м3	4055	4362	307	107,6
Нефтяной экспл. фонда скважин	скв.	10311	10631	320	103,1
в т.ч. Действующий	скв.	8825	9131	306	103,5
в т.ч. Бездействующий	скв.	1477	1485	8	100,5
Среднедействующий нефтяной фонд	скв.	8507,66	8702,5	195	102,3
Отработанное  время нефтяных скважин	сут.	571718	592049	20331	103,6
Среднесуточный  дебит нефтяных скважин	тн / сутки	21,25	21,05	-0,20	99,1
Обводненность нефти	%	79,38	82,9	3,5	104,4

 

В плановом периоде объем добычи нефти составит 70801 тыс.руб. и увеличится на 4991 тыс.т. или 7,6 %, при этом прирост в основном будет обеспечен приростом добычи по ГТМ – на 1237 тыс.т. Обводненность нефти увеличится на 3,5% за счет чего ожидается прирост объемов добычи жидкости. Добыча газа увеличится на 307 млн.м3. Таким образом, в плановом периоде объемы производственной деятельности структурного подразделения по добыче нефти возрастут, что потребует дополнительных затрат материальных, трудовых, прочих ресурсов. Необходимо отметить, что внедрение предложенного комплекса мероприятий положительно скажется на производственных показателях планового периода

 

 

3.3. Расчет планового объема  материально-технических ресурсов

 

Реализация сформированной производственной программы потребует определенных затрат материальных, трудовых, прочих ресурсов, которые в конечном итоге суммируются в показатели затрат на производства, себестоимости валовой и товарной продукции. Потребность в материальных ресурсах на плановый период представлена в табл. 3.18.

 

Таблица 3.18

Потребность в материальных ресурсах на плановый период

Вид МТР	Отчетный период, тыс.руб.	Плановый период, тыс.руб.	Абсолют. отклонение, тыс.руб.	Темп роста, %
Техническая вода	6782	7215	433	106,4
Деэмульгатор	16406	16988	582	103,5
Соль	6139	6698	559	109,1
Ингибитор коррозии	54931	58894	3963	107,2
Запчасти	71862	68995	-2867	96,0
Запчасти ШГН (штанги, штоки)	4693	5698	1005	121,4
Спецодежда	6886	7544	658	109,6
Литература ОТиТБ	282	300	18	106,4
Спецпитание	1632	1724	92	105,6
Стоимость грунта	7866	8655	789	110,0
Перевозка грунта	28593	32654	4061	114,2
Материалы РЭН	86570	93064	6494	107,5
ИТОГО	292642	308429	15787	105,4