 |
Среднемесячная заработная плата по буровым бригадам
|
|
|
|
Бурение скважин - это процесс сооружения направленной горной выработки большой длины и малого (по сравнению с длиной) диаметра. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно – забоем.
Комплекс работ, начиная с подготовки площадки под буровую и кончая демонтажем бурового оборудования, перевозкой его на новую точку и рекультивацией земельных угодий, называют циклом строительства скважины.
Цикл строительства скважины включает много видов работ, основными из которых являются следующие.
Подготовительные работы к строительству буровой. При этом проводится строительство подъездных путей, линий электропередач, линий связи, трубопроводов, бурение скважины на воду, выравнивание площадки и обваловка и др.
Строительно-монтажные работы, в процессе которых осуществляется устройство фундаментов и установка блоков оборудования на них, обвязка оборудования, укрытие вышки и оборудования, установка емкостей и бытовых блоков.
Подготовительные работы к бурению, включающие установку направления; оснастку талевой системы; бурение под шурф и установку в нем трубы; монтаж и опробование приспособлений малой механизации, ускоряющих процесс выполнения работ; присоединение бурового шланга к вертлюгу и стояку, подвешивание машинных ключей, проверку приборов, центрирование вышки, проверку горизонтальности ротора.
Бурение скважины, крепление ее стенок обсадными колоннами, разобщение пластов.
Оборудование устья, испытание скважины на приток, освоение и сдача скважины в эксплуатацию.
Демонтаж буровой установки, транспортировка на новую точку, восстановление площадки, рекультивация земель.
|
|
|
БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Выбор бурового оборудования осуществляется по следующим признакам:
По назначению комплектные установки для бурения обслуживания скважин классифицируются следующим образом:
1. Установки для бурения скважин:
- сейсморазведочных;
- структурно-поисковых;
- гидрогеологических;
- глубоких разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ;
Агрегаты для освоения, испытаний и ремонта скважин.
Агрегаты и установки для бурения и ремонта скважин.
Из представленного классификационного ряда далее рассматриваются вопросы выбора и комплектации буровых установок, предназначенных для строительства и эксплуатации скважин на нефть и газ.
По конструктивному исполнению установки различаются:
По виду привода: дизельный, дизель-гидравлический, электрический, электрический регулируемый, дизель-электрический.
По способу монтажа транспортирования: крупноблочные, блочно-модульные, мелкоблочные, мобильные.
По конструкции основных и вспомогательных органов: вращателя (ротор, вертлюг, система верхнего привода); механизма подачи (РПД); талевой системы лебедки; насосов; средств приготовления и очистки буровых растворов; буровых сооружений; средств механизации и т.д.
Допускаемая нагрузка на крюке.
КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины.
•Устье скважины (1) – пересечение трассы скважины с дневной поверхностью
•Забой скважины (2) – дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу
•Стенки скважины (3) – боковые поверхности буровой скважины
•Ось скважины (6) — воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины
|
|
|
•Ствол скважины (5) – пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной.
•Обсадные колонны (4) – колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают
Первая труба или колонна труб, служащая для предотвращения размыва пород, залегающих близ дневной поверхности, разобщения ствола скважины, сооружаемой в акватории водного бассейна, от окружающих вод и для соединения устья с очистной системой буровой установки, называется направлением.
Колонна труб, спускаемая в скважину после направления и служащая для укрепления стенок последней в недостаточно устойчивых породах и для перекрытия зон осложнении, приуроченных к сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов, содержащих артезианские и целебные воды, называется кондуктором.
Самая внутренняя колонна труб носит название эксплуатационной. Она служит не только для укрепления стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом или водой, но также каналом для транспортировки добываемой из продуктивной толщи или закачиваемой в последнюю жидкости (газа).
Все колонны труб между кондуктором и эксплуатационной колонной называются промежуточными. Их спускают для перекрытия сравнительно глубоко залегающих неустойчивых пород, либо для изоляции продуктивных горизонтов, расположенных намного выше проектной глубины скважины, либо для изоляции пород, оказывающих сильное агрессивное воздействие на промывочную жидкость, и для других целей, Обычно верхний конец колонны труб устанавливают на устье скважины. Нередко, однако, верхний конец колонны располагают в скважине на значительной глубине от устья. Такую колонну называют хвостовиком.
Та часть колонны, которая составлена из труб со специально просверленными или профрезерованными отверстиями или в которой после спуска в скважину простреливают многочисленные отверстия, называется фильтром.
В технической литературе конструкцию скважины условно изображают следующим образом: одной вертикальной сплошной линией показывают обсадную колонну; число у верхнего конца такой линии означает наружный диаметр обсадной колонны в миллиметрах; число у нижнего конца линии — глубину спуска колонны в метрах; если в конструкцию скважины входит хвостовик, сплошной линией показывают только интервал действительного размещения труб хвостовика, а пунктирной линией — интервал от верхнего конца хвостовика до устья; диаметр хвостовика характеризует число у верхнего конца пунктирной линии; число у верхнего конца сплошной линии показывает глубину верхнего конца хвостовика от устья скважины. Интервал цементирования показывают штриховкой; числа у границ интервалов означают глубину этих границ от устья.
|
|
|
Направление на графическом изображении конструкции, как правило, не показывают.
Если обсадная колонна составлена из труб разных диаметров, ее изображают отрезками двух (или трех — почислу диаметров) прямых, нижний из которых располагают ближе к оси скважины, чем верхний; в месте стыковки секций из труб разных диаметров отрезки соединяют наклонной прямой и указывают глубину места стыковки от устья. У верхнего конца верхнего отрезка числами показывают наружные диаметры секций, например 168X146 мм.
4.4. СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Разрушать горные породы можно механическим, термическим, физико-химическим, электроискровым и другими способами. Однако промышленное применение находят только способы механического разрушения породы, а другие пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.
Механическое разрушение породы осуществляется с использованием мускульной силы человека (ручное бурение) или двигателей (механическое бурение). Ручное бурение иногда применяют при инженерно-геологических исследованиях.
Механическое бурение осуществляется ударным и вращательным способами.
Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение.
Буровой снаряд, который состоит из долота, ударной штанги, раздвижной штанги-ножниц и канатного замка, спускают в скважину на канате, который, огибая блок, оттяжной ролик и наравляющий ролик, сматывается с барабана бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом. Блок установлен на вершине мачты. Для гашения вибраций, возникающих при бурении, применяются амортизаторы.
|
|
|
Кривошип при помощи шатуна приводит в колебательное движение балансирную раму. При опускании рамы оттяжной ролик натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о породу последняя разрушается.
По мере углубления скважины канат удлиняют, сматывая его с барабана. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота в результате раскручивания каната под нагрузкой (во время приподъема бурового снаряда) и скручивания его при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).
Эффективность разрушения породы при ударно-канатном бурении прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, ускорению падения, числу ударов долота о забой в единицу времени и обратно пропорциональна квадрату диаметра скважины.
В процессе разбуривания трещиноватых и вязких пород возможно заклинивание долота. Для освобождения долота в буровом снаряде применяют штангу-ножницы, изготовленные в виде двух удлиненных колец, соединенных друг с другом подобно звеньям цепи.
Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее сопротивление долоту бурового снаряда оказывает накапливающаяся на забое скважины выбуренная порода, перемешанная с пластовой жидкостью. При отсутствии или недостаточном притоке пластовой жидкости в скважину с устья периодически доливают воду. Равномерное распределение частиц выбуренной породы в воде достигается периодическим расхаживанием (приподъемом и опусканием) бурового снаряда. По мере накопления на забое разрушеной породы (шлама) возникает необходимость в очистке скважины. Для этого с помощью барабана поднимают буровой снаряд из скважины и многократно спускают в нее желонку на канате, сматываемом с барабана. В днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в зашламленную жидкость клапан открывается и желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан закрывается. Поднятую на поверхность зашламленную жидкость выливают в сборную емкость. Для полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз подряд.
После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс бурения продолжается.
При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жидкостью. Поэтому, во избежание обрушения породы с ее стенок, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.
|
|
|
Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.
При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.
Существует две разновидности вращательного бурения – роторный и с забойными двигателями.
При роторном бурении мощность от двигателей передается через лебедку к ротору - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы и привинченных к ней с помощью специального переводника бурильных труб.
Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем – невращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка
При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная колонна – к корпусу двигателя. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).
Буровой насос, приводящийся в работу от двигателя1, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления) в стояк - трубу, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав), вертлюг и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости буровых насосов и вновь закачивается в скважину.
В настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).
При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.
При бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу, которая непосредственно передается долоту.
По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната, подается в скважину. Когда ведущая труба войдет в ротор на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают), путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.
Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спуско-подъемные работы ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.
При подъеме БК развинчивают на свечи и устанавливают их внутри вышки нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на балконе верхового рабочего. Спускают БК в скважину в обратной последовательности.
Таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными операциями (СПО)для смены изношенного долота.
Как правило, верхние участки разреза скважины представляют собой легкоразмываемые отложения. Поэтому пред бурением скважины сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м) и в него спускают трубу или несколько свинченных труб (с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа. Затрубное пространство цементируют или бетонируют. В результате устье скважины надежно укрепляется.
К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения буровой раствор направляется в систему емкостей и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не показаны), поступает в приемную емкость буровых насосов.
Трубу (колонну труб), установленную в шурфе, называют направлением. Установка направления и ряд других работ, выполняемых до начала бурения, относятся к подготовительным. После их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой установки и приступают к бурению скважины.
Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты кондуктором и цементируют затрубное пространство до устья. При дальнейшем углублении могут встретиться горизонты, также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются промежуточными (техническими) обсадными колоннами.
Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну (ЭК).
После этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против продуктивного пласта в ЭК и цементном камне пробивают несколько десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания, освоения и последующей эксплуатации нефть (газ) будут поступать в скважину.
Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начнет поступать в скважину. После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.
На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.
В Татарстане буровые работы ведутся на 65 месторождениях, площадях и залежах. Бурение осуществлялось буровыми установками БУ-75БрЭ, Бу-75БрД, Бу-2500ЭП, БУ-1600/100ДГУ, БУ-200/125ЭБМ, К-100.
Таблица 4.1
Основные конструкции скважин на территории Республики Татарстан
| Наименование колонн | Диаметр колонн, мм | Глубина спуска до м | Высота подъёма цемента |
| Обычная конструкция | |||
| 1. Направление | 30-50 | До устья | |
| 2. Кондуктор | 250-400 | -:- | |
| 3. Эксплуатационная колонна Д | 168,146 | 1600-2200 | -:- |
| С | 168,146 | 1000-1400 | -:- |
| Усложнённая конструкция | |||
| 1. Направление | 30-50 | До устья | |
| 2. кондуктор | 80-120 | -:- | |
| 3. Техническая колонна | 200-350 | -:- | |
| 4. Эксплуатационная колонна Д | 168, 146 | 1600-2200 | -:- |
| С | 168,146 | 1000-1400 | -:- |
5.ОБЪЕМЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ И ДОРАЗВЕДОЧНЫХ
РАБОТ ЗА 2013 ГОД ПО ООО «БУРЕНИЕ»
В отчетном году буровыми предприятиями ООО «Бурение» проводились работы по обеспечению прироста запасов в процессе поисково-разведочного, оценочного и эксплуатационного бурения. Работы велись на территории Республики Татарстан на лицензионных месторождениях и участках ОАО «Татнефть», предприятий совместной деятельности ОАО «Татнефть», ЗАО, СП, ННК, а также за пределами РТ, в Самарской и Оренбургской областях.
Кроме того, проводилось бурение (капитальный ремонт) в старом фонде скважин методом глубокого внедрения в пласт боковым ответвлением - всего пробурено 43490 м (в 2012 году – 30088 м), в т.ч. для ОАО «Татнефть» - 21928 м на 66 скважинах (в 2012 году пробурено 17314 м на 55 скважинах); для ННК, в т. ч. для ОАО «Оренбургнефть», ООО «Бугурусланнефть», ОАО «Самараинвестнефть» пробурено 21562 м на 37 скважинах (в 2012 году – 12774 м на 32 скважинах), всего ООО «Бурение» передана заказчикам в эксплуатацию 101 скважина (в 2010 году - 86 скважин).
Общая проходка в поисково-разведочном бурении составила 41031 м, в т.ч. для ОАО «Татнефть» - 17996 м.
Закончено строительством и передано заказчикам 412 скважин, в том числе 20 поисково–разведочных скважин; закончено бурением 412 скважин, в т. ч. 19 поисково-разведочных (данные по ПБР приведены в табл. № 1).
Для ОАО «Татнефть» закончено строительством и передано заказчикам 313 скважин, в т.ч. 6 поисково-разведочных; закончено бурением 312 скважин, в т.ч. 6 поисково-разведочных, 5 поисково-разведочных скважин находятся в бурении (данные по ПБР приведены в табл. № 2).
По поисково-разведочному бурению для ОАО «Татнефть» всего:
начато бурением – 10 скважин; закончено бурением – 6 скважин; закончено строительством – 6 скважин, в т.ч. по НГДУ:
«Нурлатнефть» - 3 скв., «Бавлынефть» - 1 скв.,
«Елховнефть» - 1 скв., «Ямашнефть» - 1 скв.
Для ЗАО, СП и ННК закончено строительством и передано заказчикам 99 скважин, в т.ч. 14 поисково-разведочных; закончено бурением 98 скважин, в т.ч. 13 поисково-разведочных. Поисковая скважина №600 Привятской площади, пробуренная для ЗАО «Ритек-Внедрение» ликвидирована по геологическим причинам (табл.№ 3).
По поисково – разведочному бурению для ЗАО, СП, ННК всего:
начато бурением – 15 скважин, закончено бурением – 13 скважин, закончено строительством – 14 скважин, в т.ч. по заказчикам:
ООО «Сиаль» - 4 скв.,
ОАО «Благодаров-Ойл» - 3 скв.,
ЗАО «Ритек-Внедрение» - 1 скв. (№ 600, ликвидирована),
ООО «Татнефть-Самара» - 4 скв.,
ООО «Яройл» - 1скв., ЗАО «Троицкнефть» - 1 скв.,
Параметрические скважины (№№ 33, 34, 1001, 20010), пробуренные согласно Госконтрактам с МПР РФ, продолжали находиться в ожидании передачи недропользователям.
| Табл. № 1 | |||||||||
| ПБР | Всего по ООО "Бурение" (2013г.) | ||||||||
| Начато бурением (скважин) | В т. ч. разведоч. | Закончено бурением (скважин) | В т. ч. разведоч. | Закончено строит-вом (скважин) | В т. ч. разведоч. | Ликвидировано по геол. причинам | |||
| АПБР | |||||||||
| АзПБР | |||||||||
| ЛПБР | |||||||||
| БПБР | |||||||||
| НПБР | |||||||||
| ЕПБР | |||||||||
| Всего по ООО «Бурение» | |||||||||
| Табл. № 2 | |||||||||
| ПБР | для ОАО "Татнефть" | ||||||||
| Начато бурением (скважин) | В т. ч. разведоч. | Закончено бурением (скважин) | В т. ч. разведоч. | Закончено строит-вом (скважин) | В т. ч. разведоч. | Ликвидировано по геол. причинам | |||
| АПБР | |||||||||
| АзПБР | |||||||||
| ЛПБР | |||||||||
| БПБР | |||||||||
| НПБР | |||||||||
| ЕПБР | |||||||||
| Всего по ООО «Бурение» | |||||||||
| Табл. № 3 | |||||||||
| ПБР | для ЗАО, СП, ННК | ||||||||
| Начато бурением (скважин) | В т. ч. разведоч. | Закончено бурением (скважин) | В т. ч. разведоч. | Закончено строит-вом (скважин) | В т. ч. разведоч. | Ликвидировано по геол. причинам | |||
| АПБР | |||||||||
| АзПБР | |||||||||
| ЛПБР | |||||||||
| БПБР | |||||||||
| НПБР | |||||||||
| ЕПБР | |||||||||
| Всего по ООО «Бурение» | |||||||||
6.ПОНЯТИЕ О ФОНДЕ СКВАЖИН. ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ
Фонд скважин разбивается на 3 категории:
1) рентабельные скважины, т.е. ее доход превышает все затраты;
2) нерентабельные скважины, доход превышает переменные затраты, но по сравнению со всеми затратами, она нерентабельна;
3) убыточная скважина, доход не покрывает даже переменные затраты.
Рентабельность скважины зависит от дебита, от цены на нефть, налогов, тамож.пошлины, затрат, обводненности.
При остановке скважин высвобождаются переменные затраты: материалы, топливо, часть э/э, НДПИ, коммерческие расходы, а если скважина переводится в консервацию, то и амортизация высвобождается. Если на ликвидацию, то амортизация и налог на имущество высвобождается.
Высвобождается оборудование в зависимости от вида остановки. Происходит экономия ПРС. В то же время происходит потери доп.нефти. Для компенсации потери доп.нефти проводится ГТМ на других скважин, причем высвободившиеся затраты от остановки скважин является источником финансирования этих дополнительных мероприятий. Задача экономиста рассчитать эффективность ГТМ, объем компенсируемой добычи и размер этого источника финансирования.
Планирование производственной программы
Отражая цели и задачи деятельности, план производства и реализации продукции (производственная программа) является важнейшей составной частью, ведущим разделом плана предприятия.
Все другие разделы плана разрабатываются в соответствии с производственной программой и направлены на обеспечение ее выполнения.
В основу составления производственной программы должна быть положена реальная потребность в конкретной продукции. Рассчитанный на основе имеющихся договоров на поставку продукции и изучения требований рынка, объем производства в натуральном выражении должен служить исходной базой для дальнейших расчетов по производственной программе и другим разделам плана предприятия. На основе этого требования разработка плана производства и реализации продукции в следующей последовательности:
1. определение номенклатуры и ассортимента выпускаемой продукции, потребности в ней и соответственно объема поставок;
2. на основе объема поставок определяется объем производства каждого изделия в натуральном выражении;
3. объем выпуска по отдельным изделиям обосновывается производственной мощностью;
4. исходя из натуральных объемов производства и поставок, рассчитывается общий объем продукции в стоимостном выражении.
План производства разрабатывается в этой последовательности по двум подразделам: во – первых, производство продукции в натуральном и стоимостном выражении; во – вторых, баланс производственных мощностей.
Особая сложность разработки производственной программы состоит в том, что она должна удовлетворять на только потребности покупателей продукции, потребности рынка, но и соответствовать ресурсам предприятия, учитывать его объективные возможности. Таким образом, встает задача оптимизационного характера. В целом оптимальное планирование заключается поиске такого варианта плана, который обеспечивает при использовании имеющихся ресурсов максимум результата либо минимум затрат.
Отсюда производственная программа, в наибольшей степени отвечающая структуре ресурсов предприятия и обеспечивающая результаты его деятельности по принятому критерию, называется оптимальной.
7.ПОНЯТИЕ ОБ ОСНОВНЫХ И ОБОРОТНЫХ ФОНДАХ ПРЕДПРИЯТИЯ
По принадлежности основные средства подразделяются на собственные и арендованные.
Для учета, планирования, оценки и анализа основные средства делятся на группы и виды в соответствии со сроком службы и назначением в производственном процессе. Согласно типовой классификации они делятся на следующие группы:
1. земельные участки;
2. здания, кроме жилых;
3. жилища, предназначенные для вневременного проживания. В этот раздел включаются жилые дома, которые переведены в исторические памятники;
4. машины и оборудование, в том числе:
· энергетические машины и оборудование;
· рабочие машины и оборудование;
· информационное оборудование.
5. транспорт;
6. инвентарь производственный и хозяйственный (в данном случае в эту группу включаются предметы технического назначения, которые сложно отнести к оборудованию или сооружению);
7. скот (рабочий, продуктивный племенной)
8. многолетние насаждения;
9. материальные основные фонды, не включенные в другие группы;
10. нематериальные основные средства, т.е. объекты интеллектуальной собственности, которое предприятие может продать и служат они более 1 года.
Основные средства разделяют на 2 части:
· активную, к которой относят средства труда непосредственно участвующие в превращении предметов труда в готовую продукцию.
· пассивную – средства труда, которые создают условия и тем самым содействуют превращению предметов труд в готовую продукцию (здания, транспортные средства, внедрение в производство средств автоматизации, механизации проведение концентрации и специализации способствует повышению удельного веса активной части основных средств).
Показатели использования основных фондов
Улучшение и использование основных средств положительно влияет на конечные финансовые результаты деятельности предприятия, такие как:
1. увеличивают объем прибыли;
2. уровень рентабельности;
3. повышается производительность труда;
4. ускоряется оборачиваемость оборотных средств;
5. повышается качество продукции за счет внедрения НТП в производство.
1. Показателем, характеризующим использование основных средств на предприятии является фондоотдача:
Фотд = Р / Фср.год, (7.1)
Где Р – объем выпущенной продукции;
Фср.год – среднегодовая стоимость основных средств, руб.
2. Фондоемкость – обратная величина показателю фондоотдачи:
Фемк = Фср.год /Р, (7.2)
1. Фондовооруженность:
Фвоор = Фср.год / Чппп, (7.3)
где Чппп – численность промышленно – производственного персонала.
2. Коэффициент экстенсивного использования основных фондов:
Кэкст = Тфак / Тплан = Тфак / Ткаленд, (7.4)
Где Тфак – фактическое время работы;
Тплан – запланированное время работы;
Ткаленд – календарное время работы.
3. Коэффициент интенсивного использования
Кинт = В / N, (7.5.)
Где В – выпуск продукции за определенный период;
N – Паспортная или проектная мощность.
4. Коэффициент интегрального использования основных средств:
Кint = Кэкст * Кинт, (7.6.)
5. Рентабельность основных средств:
Rосн. ср –в = Пчист / Фср.год * 100, (7.7)
Где Пчист – чистая прибыль.
8. Рентабельность предприятия в целом:
Rпред = Пчист / Р * 100, (7.8)
9. Рентабельность продукции:
Rпрод = Пчист / Сс* 100, (7.9)
Где Сс – себестоимость реализованной продукции.
10. Производительность труда
Птруд = В / Чппп, (7.10.)
8.ПОНЯТИЕ ОБ ИСХОДНОМ ДЕБИТЕ СКВАЖИН
Исходный дебит – среднесуточная производительность к началу планируемого периода.
Текущий дебит – среднесуточный дебит по месяцам планируемого периода.
Календарный фонд времени – время возможного использования эксплуатационного фонда скважин в течение года.
Анализ начинается с оценки выполнения плана добычи нефти по основным показателям (ряды динамики).
Объем добычи зависит от трех факторов:
среднесуточный дебит qн;
объем работ в эксплуатации Счэ;
коэффициент эксплуатации Кэ.
Факторный анализ проводится методом цепных подстановок или абсолютных разниц. Далее анализ каждого фактора в отдельности, например увеличение среднесуточного дебита можно выявить при анализе организационно-технического уровня предприятия. Причины изменения объема работы и коэффициента эксплуатации определяют при анализе движения фонда скважин и баланса времени их работы. Причем необходимо обратить внимание на динамику изменения эксплуатационного фонда скважин, выполнение плана ввода новых скважин, вывод из бурения.
Большие резервы в увеличении добычи нефти кроются в недостаточном использовании фонда скважин во времени. Обязательно нужно исследовать календарный фонд времени скважин (в разрезе эксплуатационного и действующего фонда).
Календарный фонд времени включает:
время эксплуатации;
ремонтные работы (все виды подземных, надземных ремонтных работ);
работы по исследованию;
время освоения;
работы по ликвидации аварий;
простои (ожидание, ремонта, освоения, отключения электроэнергии).
Потери времени ведут к снижению коэффициента эксплуатации. Снижение непроизводительных затрат времени – резерв увеличения выпуска продукции. Далее необходимо провести анализ добычи нефти по категориям скважин.
Добытая нефть учитывается в тоннах нетто, т.е. чистая нефть за вычетом отделенной воды и попутного газа, а также за вычетом содержания в нефти во взвешенном состоянии соли, механических примесей, определяемых лабораторным анализом. Показываются в целых числах, газ в кубометрах.
Товарная добыча = Валовая добыча – Расходы на собственные нужды
Собственные нужды – топливо для промыс
|
|
|
