Планирование деятельности структурного подразделения

Исходя из объема и особенностей производства структура и штаты  подразделений, состоящие из Управлений, утверждаются Генеральным директором Общества. Организационная структура дочернего предприятия ОАО «НК «Роснефть» представлена в приложении 1, рис. П.1.1.

Главное управление добычи нефти и  газа  входит в сформированный по процессному принципу производственный блок нефтегазодобывающего предприятия, непосредственно подчиненный первому заместителю генерального директора по производству – Главному инженеру Общества. В состав Главного управления добычи нефти и газа входят 17 цехов добычи нефти и газа, организационная структура которых представлена в приложении 1, рис. П.1.1.

Исходя из основной цели, ГУДНГ  выполняет следующие задачи: подготовка и организация исполнения текущих  производственных планов и программ по добыче нефти и газа; повышение  эффективности производства за счет механизации и автоматизации производственного процесса, модернизации и технического перевооружения, широкого использования новой техники и передовых технологий.

В соответствии с поставленными  задачами на ГУДНГ возлагаются  такие функции, как организация и контроль исполнения текущих и перспективных производственных планов и программ по добыче нефти и газа, координация деятельности подразделений ГУДНГ; организация текущей производственной деятельности по добыче нефти и газа; организация и контроль исполнения организационно-технических и геолого-технических мероприятий на  разрабатываемых месторождениях; организация консолидации предложений по проведению геолого-технических мероприятий, корректировка, организация утверждения и доведение запланированных мероприятий до структурных подразделений; организация бесперебойного обеспечения производственными ресурсами для выполнений текущих и перспективных планов и программ по добыче нефти и газа; обеспечение поддержания базовой добычи нефти посредством применения эффективных методов механизированной добычи нефти и газа; обеспечение рационального использования производственных ресурсов, реализации мероприятий по снижению производственных рисков и повышению эффективности производства (оценка технической и технологической эффективности производства; оценка эффективности использования оборудования для выполнения ГТМ; организация разработки мероприятий по повышению эффективности выполняемых и планируемых ГТМ); контроль за работой фонда скважин, в т.ч. сокращение неработающего фонда скважин;  повышение дебита, коэффициента эксплуатации скважин;  анализ отказов работы скважин с целью повышения МРП, выдача рекомендаций и реализация мероприятий по снижению бездействующего фонда; разработка и реализация программы по работе с малодебитным фондом; организация промышленных испытаний опытных образцов новой техники, материалов и новых технологических процессов, оценка результатов промыслового внедрения новой техники и технологий. 

В приложении 2, таблица П.2.1 приведены основные технико-экономические показатели производственной  деятельности ГУДНГ в отчетном периоде.

План по добыче нефти выполнен на 98,17%, недополучено 1227 тыс. тонн сырья, причем по переходящему фонду скважин план перевыполнен на 1119,88 тонн нефти, а по новым скважинам недовыполнен на 2346,88 тонн. Произошло фактическое увеличение среднедействующего фонда скважин на 194,84 штуки или 2,29% и эксплуатационного фонда добывающих скважин на 210 штук, т.е. на 2,08% , при этом в составе эксплуатационного фонда действующий фонд увеличился на 261 скважину или на 3,05%, а бездействующий и скважины в освоении уменьшились на 47 и 4 скважины соответственно, а значит на 3,08% и 30,77%. Общий рост числа скважин свидетельствует, что падение добычи, в том числе и среднесуточного дебита нефти, который упал на 0,91 т/сут или на 4,11%, произошло по причине снижения эффективности использования этих скважин. Если обратить внимание на показатель обводненности, то он вырос на 1,58%, что негативно отражается на добыче нефти. Добыча жидкости за год увеличилась на 5,68 %, то есть объемы добычи возросли, но объемы нефти в ней снизились. Незначительно возросла добыча попутного газа на 2,85 млн.куб.м или на 0,07 %, что свидетельствует об увеличении газового фактора. На предприятии возрасла среднесписочная численность рабочих и составила 1421 человека, что на 8,31% выше запланированного показателя. Фактическая себестоимость 1 тонны добычи нефти и 1000 куб.м газа оказалась меньше запланированной на 10,5 руб. и 0,5 руб. соответственно.

Таким образом, основной причиной падения объемов добычи является снижение дебита скважин, которое в  свою очередь произошло из-за роста обводненности нефти. Для того, что выяснить, является ли это падение закономерным, нужно проследить динамику добычи по предприятию за последние несколько лет (рис. 1.1).

 

Рис. 1.1. Динамика добычи нефти  ГУДНГ

 

Предприятие постепенно увеличивает фактическую добычу нефти для того, чтобы выполнить задачи головной нефтяной компании ОАО «Роснефть» по ее выходу к 2014-2015 году на лидирующие позиции в России и в мире по уровню добычи (а это более 150 млн. тонн). В связи с этим Обществу предстоит добывать более 80 млн. тонн в год, тогда как сейчас добывается чуть более 65 млн. тонн в год. Таким образом, падение добычи нефти было не закономерно.

Выполнение плана по добыче нефти  зависит от трех факторов: среднесуточного дебита нефтяных скважин по жидкости, коэффициента обводненности нефтяного продукта, добытого из скважин, и отработанного времени нефтяных скважин. В таблице 1.1 представлены данные для факторного анализа, т.е. определения влияния изменения каждого из показателей на исследуемую величину.

 

Таблица 1.1

Исходные данные для факторного анализа объема

добычи нефти ГУДНГ за отчетный период

Показатель	План	Факт	Абсолютное Отклонение
Добыча нефти, тыс. т	67037	65810	-1227
Отработанное время  нефтяных скважин, сут.	590441	571718	-18723,6
Среднесуточный дебит  нефтяных скважин, т/сут.	511,42	558,19	46,8
Обводненность нефтяного  продукта, %	0,222	0,2062	-0,02

 

Влияние факторов на изменение объема добычи можно рассчитать по формулам 1.1, 1.2, 1.3, 1.4.

 

                             Δ Q(t_нс)= Δ t_{нс *} С_{ДЖ о*} К_{об о,}                                        (1.1)

                               Δ Q(С_Д ) = t_{нс.1 *} Δ С_{ДЖ *} К_{об о ,}                                  (1.2)       

                               Δ Q(К_об)= t_{нс.1 *} С_{ДЖ 1*} Δ К_об ,                                   (1.3)                      

                               Δ Q=Δ Q(t_.)+Δ Q(С_ДЖ)+ Δ Q(К_об),                            (1.4)  

 

где ΔQ(t_нс) – изменение объема добычи нефти за счет изменения    отработанного   времени   нефтяных    скважин, тыс. тонн;

ΔQ(С_ДЖ) – изменение среднесуточного дебита нефтяных скважин по жидкости, тыс. тонн;

ΔQ(К_об)  – изменение коэффициента обводненности нефтяного продукта, добытого из скважин, тыс. тонн;

ΔQ - общее изменение объема добычи нефти,  тыс. тонн;

Δt_нс, t_нс.1 - изменения отработанного времени нефтяных скважин в отчетном периоде, сут.;

С_{ДЖ о} – среднесуточный дебит нефтяных скважин по жидкости в базовом периоде, т/сут;

ΔС_ДЖ – изменение среднесуточного дебита нефтяных скважин по жидкости, т/сут;

С_{ДЖ 1} – среднесуточный дебит нефтяных скважин по жидкости в отчетном периоде, т/сут.;

        К_{об о} – коэффициента обводненности нефтяного продукта, добытого из скважин, в базовом периоде, %;

            ΔК_об – изменение коэффициента обводненности нефтяного продукта, добытого из скважин, %.

 

   Количественное влияние приведенных факторов, на объем добычи нефти представлено в таблице 1.2.

 

Таблица 1.2

Влияние факторов на объемы добычи нефти

Фактор	Влияние на объем добычи нефти, тыс.т
Среднесуточный дебит  нефтяных скважин по жидкости	5936
Обводненность нефтяного  продукта	-5038
Отработанное время  нефтяных скважин	-2125
Всего	-1227

 

Объем добычи нефти снизился на 2125 тыс.тонн за счет таких причин, влияющих на время работы скважин, как более долгие простои скважин в ремонте, в период проведения ГТМ, несвоевременный ввод в эксплуатацию новых скважин и т.д. В результате увеличения обводненности нефтяного продукта объем добычи снизился на 5038 тыс.тонн. Среднесуточный дебит скважин по жидкости возрос, поэтому можно сказать, что по мощности скважины использовались более эффективно, чем планировалось, но это не привело к нужным результатам из-за их высокой обводненности.

Немаловажное значение имеет анализ изменения объемов добычи по месторождениям, позволяющий выявить проблемные участки. Объемы добычи нефти наиболее крупных месторождений дочернего Общества компании «Роснефть» представлены в табл.. 1.3.

 

Таблица 1.3

Объемы добычи нефти по основным месторождениям

Месторождение	Ед. изм.	Отчетный год		Отклонение
		план	факт	абсолют.	относит.,%
Усть-Балыкское	тыс. т	2031,10	2170,01	138,9	6,84
Приразломное	тыс. т	3808,22	3735,42	-72,8	-1,91
Мамонтовское	тыс. т	5875,37	5580,24	-295,1	-5,02
Мало-Балыкское	тыс. т	6930,51	7048,96	118,4	1,71
Приобское	тыс. т	35726,00	33826,84	-1899,2	-5,32

 

Падение добычи нефти наблюдается в основном по Приобскому, Мамонтовскому, Приразломному месторождениям. В отчетном году по плану Приобского месторождения предусмотрено было добыть 35726 тыс.т., а фактически добыто 33826,84 тыс.т., что на 1899,2 тыс.т. меньше запланированного уровня. Основной причиной является падение среднесуточного дебита скважин по нефти с 22 т/сут до 16,4 т/сут, вызванный   приростом обводненности нефтяного продукта с 67,3% до 79,6%.

По Мамонтовскому месторождению  добыто 5580,24 тыс.т. нефти вместо запланированной добычи в 5875,37 тыс.т., что на 5,02% процента меньше планового уровня добычи. Основная причина низких дебитов скважин на месторождении – это аварии и осложнения при бурении по скважинам с боковыми горизонтальными стволам. По Приразломному месторождению планировалось добыть 3808,22 тыс. т. нефти, но фактическая добыча составила 3735,42, т.е. на 72,8 тыс. т. нефти меньше, что соответствует 1,91%. Невыполнение плана добычи связано с естественным обводнение базового фонда скважин.

Более подробные данные о добычи нефти по цехам, месторождениям и районам представлены в приложении 1, табл.П.1.2.

Для поддержания среднесуточного  дебита и наращивания объемов  добычи ГУДНГ применяют различные  виды геолого-технических мероприятий (ГТМ), а также осуществляют ввод новых скважин. ГТМ подразделяются на следующие виды, исходя из технологических особенностей производства работ на скважинах:

- зарезка боковых стволов скважин;

- гидроразрыв пласта (ГРП);

- перевод скважин на другой горизонт в рамках проектной глубины;

- ликвидация текущих аварий;

- капитальный ремонт скважин  (КРС);

-обработка призабойной зоны (перфорация и реперфорация, торпедирование, кислотная обработка забоев);

- мероприятия по увеличению  нефтеотдачи (закачка поверхностно-активных  веществ, термическое воздействие  на пласт);

- ремонтно-изоляционные работы в скважинах (РИР).

 

РИР осуществляют двумя путями. Во-первых, путем изоляции водопритоков по пласту, к таким методам относят отключение пластов или их отдельных интервалов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за обсадной колонной. Во-вторых, путем устранения негерметичности эксплуатационной колонны методами тампонирования, установки пластыря или спуска дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра.

Теперь важно изучить выполнение плана по некоторым из перечисленных выше видам работ, что даст представление о степени их влияния на выполнение плана по добыче нефти. В таблице 1.4 представлен план выполнения программы по добычи в отчетном году ГУДНГ дочернего общества ОАО НК «Роснефть»