30) Порядок расчета основных показателей использования оф в нефтегазодобыче.

Фо = Q/Фср.г.

Фе = 1/Фо

Фв = Q/n,

где Фср.г. – среднегодовая ст-ть осн. фондов

Q - продукция

n - численность промышленно-производственного персонала или всех работников предприятия Существует 2 формулы для расчета среднегодовой стоимости основных фондов:

Фср.г. = (Фн.г. + Фк.г.)/2

и Фср.г. = Фн.г. + ∑(Фввед.*Тн)/12 - ∑(Фвыб.*(12 - Тр))/12,

где Тр – время работы, считается с 1-го числа месяца введения (выбытия).

Особенности расчета фондоотдачи:

Добыча: фонды скважин

- Общий фонд скважин (все скважины, пробуренные на месторождении)

- Эксплуатационный (числятся с целью добычи)

- Действующие скважины (дающие продукцию)

- Фонд бездействующих скважин

- Фонд скважин, находящийся в консервации

Кэксп считается по действующему фонду скважин, которые давали продукцию, хотя бы 1 день в месяц.

Продукцией Q в добыче является добытая нефть (т) или газ (мЗ). Для расчета продукции в натуральном выражении берут общий объем добычи (валовая, товарная), для расчета в стоимостном выражении берут валовую, товарную или реализованную продукцию, т.е. умножить объем добычи на цену.

Коэффициенты использования основных фондов:

Коэф. интенсивного использования

Ки= Q факт/Qмакс, в добыче это дебиты фактический и расчетный (проектный).

Коэф. экстенсивного использования считается как Кэксплуатации и Киспользования скважин.

Кэксплуатации = Сэд/Скд, где Сэд по считается по скважинам действующего фонда скважин (скважиномесяцы); Скд календарные сважиномесяцы, по действ. фонду.

Кисп.скв-н = Сэд/Скэ , Скэ – добывающий фонд скважн.

31) Современное состояние и перспективы добычи нефти.

Максимум в 1987 году - 610-612 млн тонн

В дальнейшем добыча стала падать. Минимум в 1998 – 303 млн тонн.

После 98 года до 2005 добыча стала расти, но с 2005 года темпы стали снижаться.

2008 г = 490 млн тонн

2009 г = 494 млн тонн

2010 г = 505 млн тонн

2011 г = 510 млн тонн

В добыче есть ряд проблем:

- постоянное снижение продуктивности скважин (борьба – интенсивное бурение)

Но дебит снизился до 9 тонн в сутки, так как в структуре местор-ий всё больше старых

- в настоящее время простаивает очень большое кол-во скважин. Порядка 33 тыс скважин из 157 стоит. 3 года назад стояло 40 тыс. причины простоя – ожидание ремонта.

650-680 тыс ремонтов проводится ежегодно. Низкий межремонтный период. Проблема в оборудовании, а не в ремонтниках.

- скважины стали останавливать сознательно, так как добыча нефти стала нерентабельна.

Основной район добычи- основной район Зап.Сибирь- Тюмень (сказать месторождения)

Европейская часть – добыча снижается (3-5% в год).

Тимано-Печёрская нефтяная провинция. Нефть тяжёлая, но качественная. Активная зона для иностранного бизнеса. Объёмы добычи возрастут в Вост. Сибири, увеличится на Сахалине, камчатке, на шельфе.

Максимальный уровень добычи – 560 млн т.

В период перестройки – 30 млн т в год

Причины снижения объемов добычи:

1. внешние:

- снижение спроса на нефть

- снижение бюджетного финансирования

2. внутренние:

снижение продуктивности скважин. Можно компенсировать бурением новых скважин

- увеличение числа простаивающих скважин: 42-45 тыс скважин ежедневно (ожидание ремонта)

- низкое качество оборудования

- ежегодно проводится 650-680 тыс. ремонтов

- количество скважин в 2-3 раза меньше, чем количество ремонтов

- останавливаем скважины по причине нерентабельности

России необходимо порядка 400 млн т в год.

Районы:

- Западная Сибирь – 70% добычи

- Волго-Уральское – 25%

- Ямало-Печерская – 3-4%

- Северный Кавказ – 2,6-2,8%

- Восточная Сибирь и Дальний Восток – 0,6-0,8%

Месторождения:

- Самотлорское (ХМАО, 3200 млн.т)

- Ромашкинское (Татарстан, 2700 млн.т)

- Приобское (ХМАО, 2000 млн.т.)

- Лянторское (ХМАО, 2000 млн.т)

В 2010-2020 гг. будет добыто в общей сложности 5 млрд тонн нефти. При этом Минэнерго предполагает некоторое снижение налоговой нагрузки на нефтяные компании. Наращивание до 600 млн тонн в год возможно уже при существенных налоговых послаблениях, но в этом случае доходы бюджета снизятся на 44%.