4 (66). Планирование показателей производственной программы нефтегазодобывающей организации (нгдо).

План производства и реализации продукции (производственная программа) — центральный раздел плана социального и экономического развития организации.

Производственная программа НГДО предусматривает:

• планирование объемов добычи нефти (попутного и природного газа), газового конденсата (и др.) в натуральном выражении;

• планирование объема работ в эксплуатации;

• планирование показателей использования фонда скважин.

Объем производства продукции НГДО в натуральном выражении:

• объем добычи нефти (тыс.т) (Qн);

• объем добычи попутного газа (тыс.м3) (Гпоп);

• объем добычи природного газа (млн. м3) (Гпр);

• объем добычи нефти газового конденсата (тонн) (Qкон).

Добыча нефти, газа и газового конденсата подразделяется на валовую и товарную.

Валовая: Qв(t+1)=Qн+Гпоп+Гпр*Кг+Qкон, где Гпоп — приравнивается к нефти: 1 т м3 = 1 т; Кг — коэффициент перевода объема природного газа: Кг = р*a*R/R', где р — относительная плотность газа при плотности воздуха равной 1; a – плотность воздуха, кг/см3; R – калорийность добытого газа; R' — калорийность условного газа, Дж/кг.

Товарная: Qтов=Qв-Рн.т.+Он.г.-Ог.н., где Рн.т. - нетоварный расход (потери, собственные нужды); О — остаток продукции на начало и конец года.

Показатели объема работ измеряются скважино-месяцами.

Скважино-месяц (С-М)— условная единица измерения времени работы и простоев скважин, равная 720скважино-часам или 30 скважино-суткам.

1.С-М, числившиеся по эксплуатационному фонду скважин (Счэ): Счэ=Тчэ/720(30)=(Sэ*tчэ)/720(30);

2.С-М, числившиеся по действующему фонду скважин (Счд): Счд=Тчд/720(30)=(Sд*tчд)/720(30);

3.С-М эксплуатации (отработанные) (Сэ): Сэ=Тэ/720(30)=(Sд*(tчд-tос))/720(30), где

Sэ, Sд — число скважин экспл., действующего фонда скважин; Тчэ, Тчд, Тэ — время, в течение которого скважины экспл.,действующего фонда числились в нем и скв действующего фонда давали продукцию, часы (или сутки); tчэ, tчд — среднее время, когда 1 скважина соответственно экспл. или действующего фонда числилась в нем, часы (или сутки); tос — среднее время остановок 1 скважины действующего фонда в течение года, часы (или сутки).

Использование фонда скважин во времени оценивается 2 показателями:

1. Коэффициент использования фонда скважин (Киф): Киф=Тэ/Тчэ=Сэ/Счэ;

2. Коэффициент эксплуатации скважин (Кэ): Кэ=Тэ/Тчд=Сэ/Счд.

Годовой объем добычи нефти определяют суммированием добычи из старых скважин (перешедших с прошлого года) (Qс(t+1)) и из новых скважин, вводимых в эксплуатацию в планируемом году из эксплуатационного и разведочного бурения и освоения с прошлых лет (Qн(t+1)):Q(t+1)=Qc(t+1)+Qн(t+1).

Плановый объем добычи нефти:Q(t+1)=Qп(t+1)+Qгтм(t+1)+Qб(t+1)+Qнов(t+1)-Q'б(t+1), где

Qп-объем добычи нефти по переходящим скважинам; Qгтм-увеличение объема добычи нефти за счет ГТМ; Qб — объем добычи нефти по скважинам, вводимым из бездействия; Qнов — из новых скважин;

Q'б — снижение объема добычи за счет вывода скважин в бездействие.

Объем добычи природного газа на планируемый год (Гпр(t+1)): Гпр(t+1)=(Гсt+Sнt*qнt*365)*Ки+Sн(t+1)*qн(t+1)*T(t+1), где Гсt – ОДГ (объем добычи газа) из старых скважин в предплановом году; Sнt – число новых скважин, введенных в предплановом году; qнt – среднесуточный дебит 1 скважины в предплановом году; Ки — коэффициент изменения добычи газа; Sн(t+1) — число новых скважин, вводимых в эксплуатацию в плановом году; qн(t+1) – среднесуточный дебит 1 новой скважины; T(t+1) – среднее число дней работы новых скважин в плановом году.

Плановый объем добычи газоконденсата: Qк(t+1)=(Qкр(t+1)*По(t+1))/1000, где Qкр(t+1) – ресурс газоконденсата в плановом году; По(t+1) — удельный отбор газоконденсата из газа, г/м3.