Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Краткий анализ календарного времени бурения

Анализ календарного времени бурения будем вести путем сравнения производительного и непроизводительного времени бурения (таблица 2).

В 2002г. календарное время бурения составило 60340 ч (100%), из них производительное время - 55195 ч (91,5%), непроизводительное – 5145 ч (8,53%), из них – аварии 2054 ч (3,37%), брак 688 ч (1,1%), простои 2451 ч (4,06%).

В 2003г. календарное время бурения составило 52974 ч (100%), из них производительное время - 48838 ч (92,2%), непроизводительное – 4136 ч (7,8%), из них – аварии 2055 ч (3,88%), брак 507 ч (0,96%), простои 1727 ч (3,26%).

За 2002-2003гг. наблюдается незначительное увеличение общего производственного времени бурения с 91,5 до 92,2% по причине снижения удельного веса времени из-за простоев с 4,06 до 3,26%, хотя время на ликвидацию аварий возросло с 3,37 до 3,88% (удельный вес).

Анализ показал, что УБР имеет большие неиспользованные резервы по сокращению непроизводительного времени, связанного с ликвидацией аварий и организационными простоями, а также с работами по проработке ствола скважины (расширение) и т.п.

3. Организация работ по капитальному ремонту скважин. Виды ремонтов. Составление сметы затрат на ремонт

3.1 Организация работ по капитальному ремонту скважин

Неотъемлемой частью процесса поддержания стабильного уровня нефтедобычи является проведение подземного ремонта скважин.

Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный. Капитальный ремонт предусматривает реализацию комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта и устранение аварий подземного оборудования, произошедших в процессе эксплуатации скважины.

Работа бригад КРС планируется ежемесячно с составлением план-графика движения бригад. Все скважины, включаемые в план-график капитального ремонта, рассматриваются заместителем начальника управления по геологии, начальником отдела разработки, начальником отдела анализа разработки, геологами ЦДНГ, и ведущим геологом ЦКРС на основании предоставленных ЦДНГ заказов на производство КРС.

Капитальный ремонт скважин производится под руководством мастера бригады КРС в соответствии с планом, составленным ЦКРС и утвержденным главным инженером и заместителем начальника по геологии НГДУ.

Обязанности бригады КРС:

Не позднее чем за 3 часа до начала переезда телефонограммой известить ЦДНГ о времени прибытия бригады на скважину, планируемую в ремонт, и о вызове мастера на прием-сдачу скважины в КРС. Совместно с представителем ЦДНГ составить акт приема скважины в КРС.

В процессе подготовки к ремонту и заключительных работ после ремонта обеспечить соблюдение требований, действующих нормативных документов, У, ТУ, правил ТБ.

Не менее чем за 2 часа до окончания ремонта в дневное время и не позднее 18 часов 30 минут вызвать представителя цеха с указанием времени готовности скважины для приема ее из ремонта. В случае отсутствия представителя ЦДНГ свыше 2-х часов после окончания ремонта бригада КРС переезжает.

Мастер ЦКРС организует завоз НКТ и вывоз высвободившихся НКТ, штанг с куста на трубную базу. При невозможности вывоза НКТ, штанг непосредственно после ремонта скважины складировать их на выкладках на расстоянии 30 метров от скважины.

Сдать скважину в эксплуатацию в течение 3-х суток после окончания ремонта с оформлением акта сдачи скважины из ремонта.

Бригада КРС несет материальную ответственность за:

§ несоблюдение технологии ремонта;

§ аварии и простои по вине бригады;

§ несоблюдение правил охраны труда и техники безопасности;

§ допущение разливов нефти и загрязнения окружающей среды;

§ не сохранность оборудования нефтепромысла, оборудования и инструмента, закрепленного за бригадой;

§ неправильное и несвоевременное ведение необходимой документации и достоверность оперативной информации.

3.2 Виды ремонтов

Все виды ремонтных работ указываются в соответствии с утвержденным классификатором.

Таблица 3.2 Классификатор капитальных ремонтов скважин

КР-1	Ремонтно-изоляционные работы
КР-1-10	Отключение обводненных интервалов цементом
КР-1-11	Отключение обводненных интервалов полимерами
КР-1-20	Отключение отдельных обводненных пластов цементом
КР-1-21	Отключение отдельных обводненных пластов полимерами
КР-1-30	Исправление негерметичности цементного кольца цементом
КР-1-40	Исправление негерметичности цементного кольца полимерами
КР-1-50	Наращивание цементного кольца
КР-2	Устранение негерметичности эксплуатационных колонн
КР-2-10	Устранение негерметичности тампонированием
КР-2-20	Установка металлического пластыря
КР-3	Устранение аварий при ремонте скважин
КР-3-11	Извлечение ЭЦН после аварии
КР-3-12	Извлечение ШГН после аварии
КР-3-13	Извлечение НКТ после аварии
КР-3-14	Извлечение ШВН после аварии
КР-3-15	Извлечение пакера с прихватом в колонне
КР-3-20	Устранение аварий с эксплуатационной колонной и райбирование
КР-3-30	Очистка забоя от посторонних предметов
КР-3-41	Извлечение прихваченного ЭЦН при отсутствии циркуляции
КР-3-42	Извлечение прихваченного ШГН при отсутствии циркуляции
КР-3-43	Извлечение прихваченного НКТ при отсутствии циркуляции
КР-3-44	Извлечение прихваченного ШВН при отсутствии циркуляции
КР-3-50	Устранение аварий, допущенных при ремонте
КР-4	Переход на другие горизонты
КР-4-10	Переход на нижележащие горизонты тампонированием
КР-4-11	Переход на нижележащие горизонты установкой пластыря
КР-4-20	Переход на вышележащие горизонты тампонированием
КР-4-21	Переход на вышележащие горизонты установкой взрыв-пакера
КР-4-30	Приобщение пластов
КР-5	Внедрение и ремонт пакеров-отсекателей
КР-6	Комплекс работ, связанных с бурением
КР-6-11	Зарезка нового ствола со спуском обсадной колонны
КР-6-12	Зарезка нового ствола без спуска обсадной колонны
КР-6-20	Фрезерование башмака, углубление скважины
КР-6-30	Прочие буровые работы
КР-7	Обработка призабойной зоны пласта
КР-7-10	Соляно-кислотная, глино-кислотная обработка
КР-7-11	Дополнительная перфорация, торпедирование
КР-7-20	ГРП
КР-7-30	ГПП
КР-7-40	Виброобработка
КР-7-60	Промывка растворителями
КР-7-70	Обработка ПАВ
КР-7-80	ТГХВ
КР-7-90	Прочие виды обработок
КР-8	Исследование скважин
КР-8-10	Исследование насыщения и выработки пластов
КР-8-20	ОТСЭК, обследование скважины
КР-9	Перевод по другому назначению
КР-9-10	Освоение под нагнетание
КР-9-30	Перевод в наблюдательные, пьезометрические
КР-11	Консервация, расконсервация
КР-11-10	Консервация скважины
КР-11-20	Расконсервация скважины
КР-12	Ликвидация скважин
КР-13	Прочие виды работ
КР-3-11	Восстановление циркуляции на ЭЦН
КР-3-12	Восстановление циркуляции на ШГН
КР-3-13	Восстановление циркуляции на НКТ
КР-3-14	Восстановление циркуляции на ШВН
КР-3-21	Ревизия или замена колонной головки
КР-3-22	Ревизия или замена фонтанной арматуры
КР-3-30	Промывка забоя водозаборных или артезианских скважин
КР-3-40	Прочие

3.3 Составление сметы затрат на ремонт

Смета на зарезку бокового горизонтального ствола с телеметрическим сопровождением ФУПНП и КРС приведена в таблице 3.3.

СМЕТА

на капитальный ремонт скважин ФУПНП и КРС

в ценах II квартала 2003г.

Вид ремонта: зарезка бокового ствола со спуском обсадной колонны.

Шифр ремонта: КР 6-12.

(С сопровождением телеметрической партией)

Тип станка: КВ – 210 В (с верхним приводом).

Нормативная продолжительность: 958,67 бр. час.

Таблица 3.3 Перечень затрат

№	Наименование работ или затрат	Количество	Стоимость единицы, руб.	Стоимость всего, руб.
1	2	3	4	5
1	Основная заработная плата производственных рабочих:
	Бурильщик 6 разряда – 1 человек, бр час	958,67		9 906,45
	Оплата по сдельному тарифу	889,09	10,38	9 228,75
	Оплата по повременному тарифу	69,58	9,74	677,7
	Пом. бурильщика 5 разряда – 2 человека, бр. час	958,67		15 516,99
	Оплата по сдельному тарифу	889,09	8,13	14 456,6
	Оплата по повременному тарифу	69,58	7,62	1 060,39
	Пом. бурильщика 4 разряда – 1 человек, бр. час	958,67		6 737,58
	Оплата по сдельному тарифу	889,09	7,06	6 276,97
	Оплата по повременному тарифу	69,58	6,62	460,61
	Итого по рабочим (тариф)			32 161,02
	Зарплата мастера бригады	958,67	3,01	2 885,59
	Зарплата пом. мастера бригады	958,67	2,43	2 329,56
	Зарплата инженера технолога	958,67	2,18	2 089,9
	Премия рабочих и мастера, %	75		29 599,55
	Итого зарплата без РК и СН			69 065,62
	Выплаты по районному коэффициенту, %	70		48 345,93
	Выплаты по северной надбавке, %	45		31 079,53
	Итого по основной зарплате			148 491,08
	Дополнительная заработная плата (включая отпуска и ночные), %	18,6		27 619,34
	Премия за сверхплановую добычу нефти			196 379,7
	Всего по заработной плате			372 490,12
	Резерв на 13 зарплату, %	8,3		30 916,68
	Отчисления на социальные нужды, %	36,4		135 586,4
2	Материалы основные
2.1	Химреагенты
	Графитовая смазка, тн	0,05	16 333,89	816,69
	Цемент тампонажный, тн	10,02	509,82	5 108,39
	Поваренная соль, тн	25,06	584,19	14 639,8
	КМЦ, тн	1,37	47 268,65	64 758,05
	Кислота НТФ, тн	0,031	45 828,33	1 420,67
	Биополимерный раствор “ИКФ”
	Калий хлористый, кг	8 772,4	1,55	13 158,6
	Биополимер ХВ – полимер, тн	0,626	511 490,0	320 192,74
	Полимер ЭКОПАК R, тн	0,523	163 236,0	86 841,55
	Полимер ИКР, тн	1,002	58,602	58,71
	NaOH (KOH), тн	0,125	9 954,11	1 244,26
	Кольматант ИККАРБ 75, тн	4,386	10 700	46 930,2
	Бактерицид ИКБАК, тн	0,081	188 897,0	15 300,65
	Пеногаситель ИКДЕФОМ (ПАВ), тн		179 200,0	0,0
	Итого химреагенты			570 470,31
2.2	Инструмент
	Двигатель винтовой Д-76 (раб. пара), шт	0,66	9 231,14	6 092,55
	Двигатель винтовой Д-106 (раб. пара), шт	0,66	9 231,14	6 092,55
	Неизвлекаемый отклонитель, шт	1	133 916,61	133 916,61
	Башмак обсадной колонны 101,6 мм, шт	1	67 550,71	67 550,71
	Цементировочная головка, шт	0,1	52 100,0	5210,0
	Стыковочный инструмент ТГС 101,6 мм, шт	1	53 818,04	53 818,04
	Установочный инструмент ТГС 101,6 мм, шт	1	36 708,76	36 708,76
	Переводник манжетный ПМ 102, шт	1	2 595,83	2 595,83
	Комплект переводников, шт	0,5	22 041,2	11 020,6
	Центратор пружинный с затяжным болтом, шт	40	478,44	19 137,6
	Патрубок НКТ 101,6, шт	4	365,33	1 461,32
	Патрубок СБТ 2 7/8, шт	2	1 162,53	2 325,06
	Поршень 5 дюймов, шт	0,5	1 773,0	886,5
	Вкладыш 5 дюймов, шт	0,5	598,0	299,0
	Набивка уплотнительная, шт	0,5	385,0	192,5
	Сальник, шт	0,5	671,0	335,5
	Сетка из нержавеющей стали, шт	0,2	897,0	179,4
	Опора ударопоглощающая, шт	0,5	1 162,0	581,0
	Подушка сетки, шт	0,4	179,0	71,6
	Итого по инструменту			348 475,13
2.3	Долота
	Долото STR – 20, шт	1	173 910,0	173 910,0
	Долото STR – 1, шт	3	149 264,98	447 794,94
	Итого по долотам			621 704,94
2.4	Труба ОТТМ 101,6, шт	65	1700,89	110 557,85
	Итого по материалам			1 651 208,1
3	Транспортные расходы
	КВ – 210 В, бр. час	958,67	2 284,42	2 190 004,9
	Итого затрат на спецтехнику			157 460,2
	Итого затрат на транспорт			2 347 465,1
4	Импортный инструмент
	Фрез оконный, шт	0,5	54 729,66	27 364,83
	Фрез стартовый, шт	0,25	38 261,89	9 565,47
	Фрез арбузный, шт	0,5	59 601,26	29 800,63
	Фрез колонный, шт	0,25	27 826,83	6 956,71
	Итого по импортному инструменту			73 687,64
5	Прочие расходы
	Износ инструмента и МБП, бр. час	958,67	79,42	76 137,57
	Прочие производственные услуги, бр.час	958,67	968,75	928 711,56
	Цеховые расходы, бр.час	958,67	346,25	331 939,48
	Общепроизводственные расходы, бр. час	958,67	666,25	638 713,88
6	Всего по смете			6 586 856,2
7	Затраты на телеметрию, бр. час	356,06	3 875,9	1 380 052,9
8	Всего по смете с ИТС			7 966 909,1

4. Планирование работ по капитальному ремонту. Основные показатели плана работ и методы их расчета. Финансирование работ по капитальному ремонту скважин.

4.1 Планирование работ по капитальному ремонту

§ категория скважины;

§ газовый фактор скважины;

§ пластовые давления и дата их замера;

§ информация о ранее проведенных геофизических и гидродинамических исследованиях.

4.2 Основные показатели плана работ

§ наличие резервного объема задавочной жидкости соответствующего удельного веса до окончания ремонтных работ, исходя из категории по опасности НГП, конкретных геологических и других условий;

§ вид противовыбросового оборудования;

§ категория скважины;

§ газовый фактор скважины;

§ информация о ранее проведенных исследованиях;

§ наличие подземного оборудования;

§ цель ремонта, порядок проведения работ и ответственные за их выполнение.

4.3 Финансирование работ по капитальному ремонту скважин.

Основным заказчиком работ ЦКРС являются нефтегазодобывающие управления – НГДУ. Финансирование работ по капитальному ремонту скважин осуществляется НГДУ, согласно смете на капитальный ремонт скважины, составленной в ЦКРС и утвержденной в НГДУ. Образец сметы приведен в п.3.3. После выполнения работ по капитальному ремонту скважин, скважина сдается заказчику – представителям НГДУ, с подписанием соответствующих документов.

5. Эффективность проведения ремонтных работ на скважине. Методика ее расчета

5.1 Эффективность проведения ремонтных работ на скважине

Оценка экономической целесообразности забуривания боковых стволов осуществляется для каждого бокового ствола в отдельности. Под экономической эффективностью мероприятия по забуриванию бокового ствола понимается способность за счет денежных поступлений от реализации нефти, добытой из скважины, покрывать ежегодные текущие эксплуатационные затраты, обеспечить в приемлемые сроки возвращение авансированных средств, включая погашение кредитов и процентов по ним, а также приносить некоторый чистый текущий доход.

Оценка экономической эффективности забуривания боковых стволов производится на основе технологических показателей эксплуатации боковых стволов. Технологические показатели эксплуатации добычи нефти из бокового ствола определяются по каждой скважине за весь прогнозируемый срок службы бокового ствола.

Экономические показатели определяются за экономически рентабельный срок эксплуатации бокового ствола. Экономически рентабельный срок эксплуатации ограничивается годом, когда поступления от реализации продукции не покрывают затраты на добычу нефти из бокового ствола.

5.2 Методика оценки экономической эффективности ремонтных работ на скважине

Экономическая целесообразность осуществления зарезки боковых стволов оценивается системой показателей, выступающих в качестве экономических критериев, принятых в рыночной экономике при принятии инвестиционных решений.

Для оценки экономической целесообразности осуществления мероприятия используются следующие показатели эффективности:

- чистый поток денежных средств;

- аккумулированный поток денежных средств;

- чистая текущая (приведенная) стоимость;

- внутренняя норма доходности (возврата капитальных вложений);

- период окупаемости капитальных вложений;

- индекс доходности.

Каждый из перечисленных критериев отражает эффективность вложения средств в забуривание боковых стволов с различных сторон, поэтому оценивая ее экономическую эффективность, необходимо использовать всю совокупность показателей.

К реализации могут быть приняты только те мероприятия, у которых:

1. Чистая настоящая стоимость больше нуля;

2. Индекс прибыльности не меньше единицы;

3. Внутренняя ставка рентабельности больше ставки дисконтирования;

4. Срок окупаемости минимален.

Заключение

На основе анализа производственно-хозяйственной деятельности бурового предприятия видно, что проходка с каждым годом сокращается: в 2002г. она составила 99936, а 2003г. – 83961м. Основные причины сокращения проходки:

1) сокращение времени бурения на 9,8 ст.мес., в результате проходка уменьшилась на 11679 м и снижение коммерческой скорости на 52 м/ст.мес., что способствовало уменьшению проходки на 4357,6 м);

2) уменьшение количества БУ в хозяйстве на 3,45 привело к заметному снижению проходки на 22569 м, но увеличение К_об способствовало увеличению проходки на 10878 м.

В итоге общая проходка снизилась на 11691 м.

За тот же период наблюдается снижение производительности ∆П на 5 м/чел, основная причина снижения: сокращение времени бурения (в результате чего ∆П уменьшилась на 5,7 м/чел) и сокращение коммерческой скорости (производительность снизилась на 2,13 м/чел), хотя снижение численности на 132 человека способствовало повышению производительности на 2,83 м/чел.

Что касается фонда оплаты труда (ФОТ), то уменьшение средней заработной платы на 2199 руб. способствовало сокращению ФОТ на 53916 т.руб., снижение численности – к уменьшению ФОТ на 13669 т.руб. В итоге общий ФОТ уменьшился на 67630 т.руб.

Из анализа продолжительности строительства скважин видно, что уменьшение механической скорости бурения на 0,16 м/ч привело к увеличению времени на механическое бурение на 428 часов, а снижение проходки на 1 долото на 10,6 м – к увеличению времени на СПО на 332 часа.

В календарном времени бурения наблюдается увеличение производительного времени бурения с 91,5 до 92,2% (основная причина: уменьшение простоев).

Анализ себестоимости строительства скважин показал ее увеличение по сравнению с предыдущими годами. Основная причина: повышение уровня инфляции, которая влечет за собой увеличение цен на сырье и материалы, и как следствие, увеличение цен на услуги, которые предприятие получает со стороны (например вызов геофизической партии, услуги ВМЦ, тампонажного цеха и т.п.).

Список использованных источников.

1. Шаповалов А.Г. Анализ производственно-хозяйственной деятельности бурового предприятия. – М.: Недра, 1984г.-280с.

2. Шеремет А.Д. Анализ экономики промышленных предприятий: Учебник. – Изд. 2-е, перераб и доп. – М., 1976.

3. Егоров В.И., Злотникова Л.Г., Победоносцева Н.Н. Анализ производственно-хозяйственной деятельности предприятия нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1979г.-214с.

4. Зубарева В.Д., Колядов Л.В., Андреев А.Ф. Задачник по экономике нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1989г.- 190с.

5. Конспект лекций за 2003-2004. учебный год, составитель Поздеева Н.Р.

6. Годовые отчеты: по основным показателям производственно-хозяйственной деятельности предприятия; по фактической стоимости строительства скважин; по балансу строительства скважин за 2001, 2002, 2003гг., предоставленные буровым предприятием ООО «БурКан».

12	Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: