Планирование деятельности структурного подразделения

К главными причинами невыполнения плана ГТМ и снижения их эффективности можно отнести неэффективное моделирование месторождения и прогноз параметров пластов, а также сложное строение пластов. Одним из значительных резервов повышения эффективности ГТМ и ввода новых скважин является улучшение процесса моделирования и прогнозирования.

 

1.2. Анализ использования производственных  ресурсов

 

Целью анализа использования производственных ресурсов является обнаружение внутренних резервов производства для повышения его эффективности. Производственный потенциал структурного подразделения по добыче нефти включает фонд скважинам и другие основные производственные фонды, трудовые и материальные ресурсы. Фонд скважин подразделяется на следующие категории:

- нагнетательные;

-эксплуатационные (действующие - дающие  продукцию или остановленные к моменту учета в ожидании ремонта, на ремонт, из-за отсутствия оборудования;  бездействующие - с прошлых лет (остановленные до 1 декабря предыдущего года), в отчетном году (остановленные в текущем году и в декабре предыдущего года); в освоении и ожидающие освоения);

- контрольные;

- находящиеся в консервации;

- ликвидируемые и ожидающие ликвидации;

- ликвидированные после бурения (в результате неустранимых аварий и осложнений; геологически неудачные; разведочные, выполнившие и невыполнившие своего назначения) и по окончании эксплуатации.

Эксплуатационные скважины также делятся на старые и новые. Старые – те, которые зачислены в фонд до начала отчетного периода. Новые – те, которые зачислены в фонд в течение отчетного периода. Фонд ГУДНГ и его движение представлены в табл. 1.14.

 

Таблица 1.14

Движение фонда скважин в  отчетном периоде

Показатель	Базисный период	Отчетный период					Изменение среднегодового фонда
	среднегодовой фонд	на нач. года	ввод	выбытие	на конец года	среднегодовой фонд
1	2	3	4	5	6	7	8
Эксплуатационный фонд добывающих скважин, скв. в т.ч.:	10042	10235	234	158	10311	10273	231
-действующий,скв.	8584	8591	234	0	8825	8708	124
-бездействующий, скв.	1634	1630	0	153	1477	1554	-81
- в освоении, скв.	11	14	0	5	9	12	1
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин, скв.	4793	4790	51	0	4841	4816	23

 

Продолжение табл. 1.14

1	2	3	4	5	6	7	8
Эксплуатационный фонд водозаборных скважин, скв.	213	230	107	0	337	284	71
Скважины в консервации, скв.	2586	2589	0	26	2563	2576	-10
Скважины ожидающие  ликвидации, скв.	1374	1379	25	0	1404	1392	18
Ликвидированный фонд, скв.	1821	1821	43	0	1864	1843	22

 

В отчетном году среднегодовой  эксплуатационный фонд скважин увеличился на 231 скважину, в его составе среднегодовой действующий фонд увеличился на 124 скважины, среднегодовой бездействующий фонд сократился на 81 скважину и среднегодовой фонд скважин в освоении увеличился на 1 скважину. Увеличение среднедействующего фонда было обеспечено вводом скважин из бездействия силами ТРС и вводом скважин из бурения. Среднегодовой эксплуатационный фонд нагнетательных и водозаборных скважин увеличился в отчетном году на 23 и 71 скважину соответственно. Так как из консервации были выведены 26 скважин, то и среднегодовой фонд скважин данной категории уменьшился на 10 штук. Ввиду того, что в течение отчетного года было ликвидировано 43 скважины и 25 скважин ожидают ликвидации, среднегодовой фонд ликвидированных и ожидающих ликвидации скважин возрос на 22 и 18 скважин соответственно.

Оценить эффективность использования  фонда скважин можно по показателям  их работы, а именно времени работы скважин, которое учитывается в скважинно-часах, скважинно-днях (скважино-сутках) и скважинно-месяцах.

Выделяют скважинно-сутки числящиеся по эксплуатационному фонду –  это суммарное календарное время, в течение которого скважины числились  в эксплуатационном фонде. Также  выделяют скважинно-сутки, числящиеся по действующему фонду – это суммарное календарное время действующих скважин. Выделяют скважинно-сутки   эксплуатации или отработанные – они характеризуют время работы действующих скважин, то есть время, когда скважина давала продукцию.

Для планирования и анализа использования эксплуатационного фонда скважин во времени применяют два показателя: коэффициент использования скважин и коэффициент эксплуатации.

Коэффициент эксплуатации скважин (К_эк) – это отношение времени работы скважин к суммарному календарному времени действующего фонда скважин, выраженного в тех же единицах:

 

                                            

, (1.5)

где  tэ – отработанное время нефтяных скважин, сут.;

tчд – время, в течение которого скважины действующего фонда   числились в эксплуатации (календарное время действующего нефтяного фонда), сут.

 

Коэффициент использования скважин (К_ис), характеризующий эффективность их использования во времени, представляет собой отношение времени работы всех скважин к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах:

 

                                             , (1.6)

где tчэ - время, в течение которого скважины эксплуатационного фонда числились в действии или бездействии (календарное время эксплуатационного нефтяного фонда), сут.

 

Чтобы определить производительность скважин, измеряется объем добычи продукции в единицу времени. Для этого используют показатель среднесуточного дебита 1 скважины, определяемый делением объема добычи на отработанное время нефтяных скважин.

Показатели эффективности использования  фонда скважин представлены в табл. 1.15.

 

  Таблица 1.15

Показатели эффективности использования  фонда нефтяных скважин

Показатель	Базисный период	Отчетный период		Отклонение от плана		Отклонение от базиса
		план	факт	абсол	отн,%	абсол	отн,%
Коэффициент эксплуатации скважин, ед.	0,973	0,974	0,975	0,001	100,1	0,002	100,2
Коэффициент использования  скважин, ед.	0,822	0,823	0,832	0,009	101,0	0,01	101,2
Среднесуточный дебит 1 скважины по нефти, тыс.т/сут.	21,86	22,16	21,25	-0,91	95,9	-0,61	97,2

 

Коэффициент эксплуатации скважин незначительно изменился в отчетном периоде по сравнению с базисным, что свидетельствует о стабильной эффективности использования действующего фонда скважин. Фактический коэффициент использования скважин увеличился на 0,009, а в сравнении с прошлым годом на 0,01. Это отражает повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин. Среднесуточный дебит нефтяной скважины упал на 0,91 тыс. т/сут., причиной чего является рост обводненности продукции, немаловажное влияние на среднесуточный дебит скважин оказывают факторы внедрения ГТМ и их эффективность. Как показал анализ в пункте 1.1, количество ГТМ и их эффективность снизились.

Таким образом, основными резервами  дальнейшего повышения эффективности  использования скважин являются резервы наращивания среднесуточного  объема за счет повышения эффективности  ГТМ: применения новых технологий, материалов, подходов, более эффективное моделирование параметров, учет большего числа параметров при проектировании эффективности ГТМ, ужесточение требований к качеству работ подрядчиков, усиление приемочного контроля качества работ подрядчиков, предотвращение аварий, осложнений при проведении КРС, ЗБС, повышение эффективности договорной работы (более быстрое урегулирование разногласий).

Еще одним фактором, влияющим на эффективность  использования скважин, является фактор времени работы скважины. Необходимо также проследить эффективность и продолжительность КРС, это также может дать информацию о наличие резервов сокращения затрат времени простоя скважин и соответственно увеличения времени работы скважин.

Показатели эффективности ТРС и КРС представлены в табл. 1.16 и 1.17.

 

Таблица 1.16

Показатели эффективности проведения ТРС

Показатель	Базисный период	Отчетный период		Отклонение от плана		Отклонение от базиса
		план	факт	абсол	отн.%	абсол	отн.%
Количество ТРС, рем.	5 021	5 030	5 008	-22	-0,4	-13	-0,3
Отработанное время по завершенным ТРС,час	436 425	440 568	437 134	-3 434	-0,8	709	0,2
Средняя продолжительность 1 ремонта, час.	87,9	87,6	87,3	-0,3	-0,3	-0,6	-0,7
Среднее количество бригад ТРС за период, бригада	56,5	56,7	56, 4	-0,3	-0,6	-0,1	-0,2
Выработка на одну бригаду, ремонт / бригада	88,9	88,7	88,8	0,1	0,1	-0,1	-0,1

 

Количество ТРС уменьшилось в отчетном периоде по сравнению с планом на 22 ремонта или 0,4%, по сравнению  с базисным периодом на 13 ремонтов или 0,3%. Отработанное время по завершенным ТРС в отчетном году уменьшилось по сравнению с планом на 3434 часа или 0,8%, но увеличилось в сравнении с базисом на 709 часа или 0,2 %. Средняя продолжительность ремонта снизилась на 0,3% по сравнению с планом и на 0,7% по сравнению с базисным периодом, что является положительным моментом. Среднее количество бригад вместо запланированного прироста, уменьшилось на 0,6% в сравнении с планом и на 0,2% в сравнении с базисным периодом. Выработка на одну бригаду ТРС фактически увеличилась в отчетном году на 0,1%.  Полученные данные свидетельствуют о том, что деятельность по ТРС негативно отразилась на эффективности использования фонда скважин.

Значительные резервы повышения  эффективности использования календарного времени работы скважин скрыты в  ускорении ремонтных работ на скважинах. Неэффективное время ТРС представлено на рис. 1.2.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.2. Простои бригад ТРС

 

В отчетном периоде в совокупности неэффективное время работы бригад ТРС составило 7172 часа, в том числе по вине заказчика – 2346 часов, по вине подрядчика – 4826 часов. Устранение этих простоев за счет повышения эффективности организации ТРС является резервом снижения простоев скважин в ремонте и соответственно роста времени работы скважины.

 

Таблица 1.17

Показатели эффективности проведения КРС

Показатель	Базисный период	Отчетный период		Отклонение от плана		Отклонение от базиса
		план	факт	абсол	отн.%	абсол	отн.%
1	2	3	4	5	6	7	8
Количество КРС, рем.	3264	3390	4057	667	19,7	793	24,3
Отработанное время  по завершенным КРС,час	724 281	722 763	801 200	78437	10,9	76919	10,6
Средняя продолжительность 1 ремонта, час.	221,9	213,2	197,5	-16	-7,4	-24	-11,0