Несмотря на все сложности коллектив Альметьевского УБР производственную программу 2008 года выполнил и с поставленными перед ним задачами справился. Освоено 2 млрд.руб. капитальных вложений. По объемам бурения наш коллектив занимает лидирующее положение среди других УБР. Так силами Альметьевского УБР пробурено 250.4 тыс.метров горных пород, что на 1.4% выше запланированного. Сдано в эксплуатацию 161 скважина, выполнение плана по сдаче составило 103.2%. в том числе проходка скважинам Татнефти составила 170.5 тыс.метров, сдано в эксплуатацию 98 скважин, в результате чего выполнение плана по проходке составило 101.2%, по сдаче 102.1. для НГДУ велось бурение скважин в режиме депрессии. Таким способом пробурено 20 скважин, проходка на депрессии составила 130. метров. Для совместных предприятий набурено 79.9 тыс.метров горных пород, сдано 63 скважины, выполнение плана 101,8% и 105% соответственно.
Коммерческая скорость по традиционному бурению выросла по сравнению с прошлым годом на 4.4% и составила 1299 м/ст-мес.
|
|
В 2008 году произошло снижение времени на исправление брака при строительстве скважин. За истекший год в бурении было допущено 7 случаев брака, на исправление которых было затрачено 672 часа и 3307 тыс.руб. для сравнения в 2007 году было 9 случаев брака на 804 часа.
Что касается так называемой сложности бурения, можно говорить о некотором ее снижении по сравнении с предыдущим годом: на 15% сократилось бурение городских скважин, на 18% - простых горизонтальных, на 24% - многозабойных. В тоже время выросла на 17% доля девонских скважин и на 20% увеличилось разведочное бурение.
Цикл строительства 1 скважины за 2008 год вырос по сравнению с предыдущим годом на 4.6 суток и составил 68.5 суток против 63.9 суток в 2005 году. Увеличение цикла строительства произошло в части вышкомонтажных работ с 4.2 до 6.2 суток и в части освоения скважины с 25 до 27.9 суток. Сроки бурения остались на уровне предыдущего года и составили 3» суток на скважину. Затраты времени на этапе освоения скважины выросли в первую очередь, в связи с проводимыми ремонтно-изоляционными работами на скважинах с негерметичными колоннами.
Альметьевским УБР в 2008 году выполнен необходимый комплекс безметражных работ. Пробурено с отбором керна 792 м. Отобрано с помощью СКО 314 образцов грунта. Испытание пластов с КИИ проведено на 23 объектах, что на 53% больше чем в 2007 году.
табл. 16.1 - Основные итоги деятельности АУБР
№№ п/п | ПОКАЗАТЕЛИ | Единица изм-я | Альметьевское УБР | |||
За 12 мес. | За 12 мес. | 2008 г. к 2007 г. | ||||
2007 г. факт | 2008 г. факт | % | +,- | |||
Проходка | ||||||
план | м | 104,2 | +9911 | |||
факт | м | 105,1 | +12226 | |||
% | % | 100,5 | 101,4 | |||
Сдача скважин | ||||||
план | скв | 96,9 | -5 | |||
факт | скв | 93,6 | -11 | |||
% | % | 106,8 | 103,2 | |||
Коммерческая скорость | ||||||
план | м/ст.мес. | 1 190 | 1 289 | 108,3 | +99 | |
факт | м/ст.мес. | 1 193 | 1 263 | 105,9 | +70 | |
% | % | 98,0 |
|
|
Продолжение таблицы 16.1
Механическая скорость | м/час | 7,63 | 7,74 | 101,4 | +0,11 | |
5 | Проходка на 1 долбление | м | 89,6 | 91,8 | 102,5 | +2,2 |
Проходка на 1 долото | м | 205,1 | 202,4 | 98,7 | -2,7 | |
Среднеспис. численность ППП | чел. | 91,2 | -94 | |||
Производительность труда | т.руб./чел | 1519,46 | 2050,85 | 135,0 | 531,39 | |
Производительность труда | м/чел | 222,36 | 256,26 | 115,2 | 33,90 | |
Среднемесячная зарплата | руб. | 14 824 | 20 131 | 135,8 | +5307 | |
Фонд скважин - всего | скв | 105,7 | +2 | |||
в т.ч. а) в ожид. бурения | скв | 33,3 | -2 | |||
б) в бурении | скв | 100,0 | ||||
в) в освоении | скв | 126,7 | +4 | |||
Цикл строительства скв. | сут.скв. | 63,9 | 68,5 | 107,2 | +4,6 | |
в т.ч.а) ВМР | сут.скв. | 4,2 | 6,2 | 147,6 | +2 | |
б) бурение | сут.скв. | 34,7 | 34,4 | 99,1 | -0,3 | |
в) освоение | сут.скв. | 27,9 | 111,6 | +2,9 | ||
Баланс кал-го времени, всего | ч/1000м | 603,9 | 569,7 | 94,3 | -34,2 | |
Работа по проходке | ч/1000м | 170,7 | 98,7 | -2,3 | ||
в т.ч.а) мех. бурение | ч/1000м | 131,1 | 129,1 | 98,5 | -2 | |
б) СПО, наращивание | ч/1000м | 38,8 | 38,4 | 99,0 | -0,4 | |
в) проработка | ч/1000м | 0,9 | 1,8 | 200,0 | +0,9 | |
г) вхождение в режим бурения | ч/1000м | 2,2 | 1,4 | 63,6 | -0,8 | |
Крепление | ч/1000м | 83,1 | 97,8 | -1,9 | ||
Вспомогат. работы | ч/1000м | 231,6 | 189,4 | 81,8 | -42,2 | |
Ремонт | ч/1000м | 23,9 | 20,9 | 87,4 | -3 | |
Осложнения | ч/1000м | 68,9 | 79,2 | 114,9 | +10,3 | |
Итого производ-ое время | ч/1000м | 582,4 | 543,3 | 93,3 | -39,1 | |
Аварии | ч/1000м | 13,7 | 14,8 | 108,0 | +1,1 | |
Брак | ч/1000м | 3,4 | 2,7 | 79,4 | -0,7 | |
Организац. простои | ч/1000м | 4,4 | 8,9 | 202,3 | +4,5 | |
Пробурено с отбором керна | м | 733,5 | 108,0 | 0,3 | ||
Отбор керна с СКО-8 | образ. | 107,5 | +22 |
Продолжение таблицы 16.1
2 | ||||||
Испытание пластов КИИ | объект | 153,3 | +8 | |||
Бурение оценочных скважин | скв | 0,0 | -5,0 | |||
Бурение накл. скв. | скв | 98,2 | -3,0 | |||
Закончено скв. бурением | скв | 98,2 | -3,0 | |||
в т.ч. а) девонских | скв | 112,2 | +6 | |||
б) угленосных | скв | 92,4 | -9,0 | |||
Ср. глубина закон. бур. скв. | м | 1 433 | 1 485 | 103,6 | +52 | |
Закончено скв. бурением | скв | 98,2 | -3 | |||
1) на чист. воде, с обр.ПАВ, ПР | скв | 40,0 | -15 | |||
2) на СВС | скв | 0,0 | ||||
3) на нефти | скв | 0,0 | ||||
4) на глинистом растворе | скв | 114,1 | +19 | |||
в т.ч. -удельный вес до 1,3 | скв | 107,5 | +10 | |||
-удельный вес 1,31 и выше | скв | 1000,0 | +9 | |||
Пробурено на растворе | м | 90,5 | -3597 | |||
в т.ч. на нижние гориз. | м | 87,0 | -3869 | |||
Ср.расход гл. р-ра на 1 скв. | руб | 171 634 | 214 689 | 125,1 | +43055 | |
Ср.расход гл. р-ра на 1 скв. | м3 | 93,3 | -23 | |||
а) девонские | м3 | 92,8 | -45 | |||
б) угленосные | м3 | 84,1 | -36 | |||
Ср. удельный вес раствора | г/см3 | 1,187 | 1,212 | 102,1 | 0,025 | |
Нарушение сетки разбуривания | случаи | х | ||||
Негерметичность колонны | случаи | х | +2 | |||
Выс. подъема цем.от уст.за кол. | м | 51,4 | 63,7 | 123,9 | +12,3 | |
Вынос керна | % | 103,4 | +3 | |||
Недохождение приборов | случаи | х | +1 | |||
Недопод.цемента до башм.конд. | случаи | х | +4 | |||
Повторный каротаж | случаи | х | +2 |
Продолжение таблицы 16.1
Сметная стоимость метра прох-ки (без НДС) и (без №20009) | руб/м | 6 792 | 7 844 | 115,5 | +1052 | |
Факт.стоимость метра проходки (без скв. 20009) | руб/м | 6 693 | 7 889 | 117,9 | +1196 | |
Расход электроэнергии | квт.ч/м | 124,6 | 115,4 | 92,6 | -9,22 | |
Чистая прибыль | т.руб. | -13 188 | -56 222 | 426,3 | -43034 | |
Количество буровых бригад | бр. | 105,9 | +1 | |||
в т.ч. в работе | бр. | 18,1 | 17,7 | 97,8 | -0,39 | |
Проходка на 1 бур. бригаду | м | 13 164 | 14 145 | 107,5 | +981 |
|
|
16.2 Методика расчета экономической эффективности внедрения новой техники и технологии
Расчет экономического эффекта производится согласно требованиям РД 39-01/06-000-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности», который проводится с обязательным использование приведения разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов моменту времени – расчетному году tp.
(16.1)
где Эt – экономический эффект мероприятий за расчетный период;
Рt – стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за
расчетный период;
Зt – стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за
расчетный период.
Стоимостная оценка результатов.
(16.2)
где Рt - стоимостная оценка результатов в t-ом году расчетного периода,
т.р.
аt - коэффициент приведения по фактору времени;
tн, tк - начальный и конечный год расчетного периода.
Стоимостная оценка результатов (Рt) определяется как сумма основных и сопутствующих результатов.
Затраты (Зt) на реализацию мероприятия за расчетный период включают затраты при производстве и при использовании продукции без учета затрат на приобретение.
(16.3)
Затраты на производство (использование) продукции:
где - величина затрат всех ресурсов в году t, включая затраты на получение сопутствующих результатов;
- текущие издержки при производстве (использовании) продукции в году t (без учета амортизационных отчислений на реновацию);
- единовременные затраты при производстве (использовании) продукции в году t;
- остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных фондов, выбывающих в году t.
На основании формулы (17.1) стоимостная оценка результата осуществления мероприятия полученной от реализации дополнительной добычи нефти рассчитывается по формуле:
|
|
(16.4)
где Ц - средневзвешенная цена предприятия за 1 т нефти, руб.;
ΔQН - дополнительная добыча нефти от внедрения мероприятия определяться по фактически отработанному времени, т.т.;
3у.пер. – условно-переменная часть себестоимости добычи 1 т. нефти, руб.
Таким образом, формула (17.1) примет вид:
(16.5)
где Зt - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия, складывающаяся из затрат на приобретение, установку устройств манжетного цементирования и затрат на НИОКР.
Чистая прибыль (ЧП), остающаяся в распоряжении предприятия определяется как разность между экономическим эффектом (Эt) (экономией эксплуатационных затрат ) и налога на прибыль (Н):
ЧП= Эt - Н (16.6)
Налог на прибыль составляет 20%:
Н= Эt *0,20 (16.7)
Основными показателями экономической эффективности внедрения мероприятий по развитию техники, технологии и организации производства в бурении являются:
· сокращение продолжительности строительства скважин и рост скорости бурения скважин;
· снижение себестоимости 1 метра проходки;
· рост производительности труда;
· снижение удельных капитальных вложений.
Рассмотрим методику расчета каждого из этих показателей.
1. Первый показатель – изменение времени и скорости бурения скважин.
В бурении большая часть затрат, составляющих себестоимость строительства скважин, зависит от времени бурения, а внедрение нового оборудования, как правило, направлено на сокращение сроков строительства скважины.
При оценке эффективности новой буровой техники необходимо учитывать дополнительный эффект, полученный за счет досрочного окончания строительства скважины:
Э= k*Sсм*Eн*∆T, (16.8)
где k – коэффициент, учитывающий разновременность капитальных вложений в строительство скважины
Sсм – сметная стоимость строительства скважины, тыс.руб.
Eн – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений
∆T – сокращение продолжительности строительства скважины за счет внедрения новой техники, час.
В свою очередь, изменение времени строительства отдельной скважины определяет
∆T = ∆Tв + ∆Tб + ∆Tи,
где ∆Tв, ∆Tб, ∆Tи - изменение продолжительности вышкомонтажных работ, бурения и крепления, испытания скважины, час.
Изменение различных слагаемых времени бурения отразится на коммерческой скорости бурения Vk, которая определяется как отношение проходки Н (по скважине) к календарному времени бурения Т:
Величина изменения коммерческой скорости бурения ∆Vk равна
Сокращение продолжительности строительства отдельных скважин обеспечивает: снижение их себестоимости; сокращение капитальных вложений на бурение; уменьшение капитальных вложений, находящихся в незавершенном производстве; сокращение стоимости производственных фондов буровых предприятий.
2. Второй показатель эффективности мероприятий – снижение себестоимости 1 м проходки.
Если для внедрения новой техники не требуются дополнительные капитальные вложения, а экономический эффект формируется за счет снижения затрат, то необходимо использовать следующую формулу:
Э = (С1 – С2)* А2 (16.9)
где С1 и С2 – себестоимость проходки по законченной строительством скважине соответственно до и после внедрения новой техники, т.р.;
А2 – годовой объем проходки по законченным строительством скважинам в метрах после начала внедрения мероприятия.
Одним из основных источников снижения себестоимости строительства скважин является снижение расхода материалов, топлива и электроэнергии на 1 скважину. Это обусловлено тем, что в себестоимости строительства скважин эти затраты составляют почти половину всех затрат.
При расчете экономической эффективности затраты по базовой и вновь внедряемой технике определяются, исходя из сметной стоимости фактически выполненного объема работ, по всем статьям расходов сметы.
Так, если в результате внедрения мероприятия сокращаются затраты на сырье и материалы, то экономия определяется по формуле:
Э = З1 – З2 (16.10)
где З1 – З2 - затраты на сырье и материалы до и после внедрения мероприятия, тыс. руб.
Затраты на сырье, материалы и покупные полуфабрикаты определяются на основе данных технических проектов, исходя из норм расхода на единицу продукции, цен и годового объема:
Зм= Нм * Цм* Ктр * В,
где Нм – норма расхода материалов;
Цм - оптовая цена единицы материала, тыс.руб.;
Ктр - процент транспортно – заготовительных расходов;
В – объем использования.
Изменение затрат, связанных с промывочными жидкостями (глинопорошками, химическими реагентами, утяжелителями), определяется по формулам:
;
где Зч1 Зч2 – сметная стоимость глинопорошков, химических реагентов,
утяжелителей по базовому и внедряемому вариантам на 1 час
работы буровой установки, тыс.руб;
Q1 и Q2 – количество глинопорошков, химических реагентов,
утяжелителей по базовому и внедряемому вариантам, т;
Ц – цена глинопорошков, химических реагентов, утяжелителей, руб;
Зтр – транспортные затраты по доставке до буровой этих материалов,
руб/т;
Рн Рпл – коэффициенты, учитывающие накладные расходы и плановые
накопления;
Т1 Т2 – время бурения скважины (интервала) по базовому и новому
вариантам, сут.
Расходы на обсадные трубы устанавливаются умножением количества метров обсадных труб определенного диаметра, марки и толщины стенок на соответствующую отпускную цену 1 м обсадных труб.
Затраты на тампонажный цемент определяются умножением количества тонн цемента, необходимого для крепления стенок скважин в плановом году, на отпускную цену 1 т цемента соответствующего качества. Количество и качество цемента определяются по данным технических проектов на строительство скважин.
Такие статьи затрат, как «Глинистый раствор или глина», «Материалы для обработки глинистого раствора», рассчитывают умножением потребного количества, установленного в техническом проекте, на стоимость единицы.
Затраты на техническую воду определяют, исходя из норм суточного ее расхода (Нв), продолжительности бурения (Тб) и стоимости 1 м3 воды (Цв):
Зв= Нв*Тб*Цв
Топливо используется в двигателях внутреннего сгорания, применяемых в качестве силовых приводов, в моторах заливочных агрегатов и др.
Так, затраты (Зт) на топливо для двигателей внутреннего сгорания определяют по следующей формуле:
Зт= Нр* t * Ц
где Нр - норма расхода горючего на станко-сутки бурения и испытания;
t - продолжительность работ, сут;
Ц - цена горючего, руб.
Расходы по электроэнергии включают в себя затраты на оплату потребляемой электроэнергии, оплату подключенной мощности электродвигателей и оплату за содержание высоковольтных сетей.
Так, стоимость потребляемой электроэнергии (Зэ) рассчитывают исходя из расхода электроэнергии на сутки бурения (Рэ), продолжительности бурения (Тб) и стоимости 1 квт/ч (Цэ):
Зэ= Рэ * Тб * Цэ
Расход электроэнергии определятся по формуле:
где Н – глубина скважины, м.;
а – норма расхода электроэнергии на 1 м проходки, квт/ч
Тб и Тк – время бурения и крепления, сут.
Оплата подключенной мощности (Зпм) определяется умножением величины подключенной мощности (Мп) в ква на продолжительность бурения (Тб) в сутках и на стоимость содержания 1 ква в сутки (Сква):
Зпм= Мп*Тб*Сква.
Расчет расходов на транспортировку грузов (Зтр) производится, исходя из расценок (тарифов) перевозки 1 т груза на 1 км (Р), руб, расстояния на которое перевозятся грузы (L), км и веса перевозимых грузов (N), т:
Зтр= Р*L*N
При расчете затрат на транспортировку глины, химических реагентов, утяжелителей, бурильных труб необходимо в определенных случаях учесть поправочные коэффициенты на бездорожье. Некоторые затраты, зависящие от времени бурения определяются умножением суточного норматива этих расходов (Нр), руб. на продолжительность бурения (Тб), сут:
Зt = Нр*Тб
К таким статьям затрат относятся: прокат бурильных труб; содержание бурового оборудования; амортизация бурового оборудования, крупных блоков, вышки; износ инструментов; спецтранспорт и др. Например, затраты по статье «Содержание бурового оборудования» определяются умножением стоимости содержания буровой установки в сутки на продолжительность бурения под эксплуатационную колонну.
Стоимость 1 часа работы буровой установки (Зч) изменяется в зависимости от скорости бурения. Поэтому эту стоимость необходимо корректировать для базовой и новой техники. Корректировка стоимости часа проводится по формуле:
где Кч - коэффициент, учитывающий изменение стоимости часа работы буровой установки в зависимости от скорости бурения;
- стоимость часа (суток) работы буровой установки по затратам, зависящим от времени для средних условий бурения, руб.
Увеличение межремонтного периода работы забойных двигателей также влияет на стоимость 1 ч работы буровой установки (она снижается) по затратам, зависящим от времени, за счет изменения затрат на их содержание. Изменение этих затрат определяется по формуле:
где Зч2 – уточненная сметная стоимость 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб;
Зч1 – сметная стоимость 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб;
Зт – затраты на содержание забойных двигателей по статьям, зависящим от межремонтного периода работы, руб/ч;
tp1 tp2 – межремонтный период работы базовых и новых забойных двигателей (средний по буровому предприятию), ч.
В тех случаях, когда для отдельных объектов новой техники (оборудование, механизмы) требуются дополнительные затраты на их приобретение, необходимо учесть дополнительные амортизационные отчисления (Адоп), включаемые в стоимость 1 ч работы:
,
где Ц – цена оборудования, механизмов, приборов, руб;
На - норма амортизации, %;
Ко - коэффициент оборачиваемости.
Мероприятия, применяемые в процессе бурения скважин, увеличивают затраты на их строительство, но обеспечивают эффект в нефтеотдаче. В таком случае при расчете экономического эффекта необходимо учесть прирост добычи нефти:
Э= [(q1 – q2)*kэ *Т*Ц - ∆С]*N, (16.11)
где q1 и q2 - среднесуточный дебит скважины до и после проведения
мероприятия, т;
k – коэффициент эксплуатации скважины;
Т – среднее время работы скважины в течение года, сут;
Ц - цена нефти, руб.;
∆С – удорожание строительства скважины за счет применения
специальных материалов, руб.;
N – годовое число скважин, заканчиваемых с применением
новой технологии.
3. Третий показатель экономической эффективности мероприятий по внедрению новой техники и технологии в бурении - рост производительности труда
Повышение производительности труда означает сокращение времени бурения скважины, а значит и уменьшение затрат зависящих от времени. При ускорении цикла строительства скважин и увеличении количества заканчиваемых бурением скважин снижаются и накладные расходы на одну скважину. Рост производительности труда, опережая рост средней заработной платы, обусловливает уменьшение расходов по заработной плате на 1 м проходки. Рост производительности труда влияет и на увеличение скорости бурения.
В качестве показателей оценки уровня производительности труда используются:
· показатель объема работ (выработки) в стоимостном выражении на одного работника определяется по формуле:
(16.12)
где S – сметная стоимость объема работ по строительству скважин в руб.;
– среднесписочная численность работников производственного
персонала, чел;
· показатели объема работ (выработки) в натуральном выражении на одного работника; определяются по формуле:
или (16.13)
, (16.14)
где H – объем проходки, м;
v – скорость бурения м/ст.-мес;
р – удельная численность работников на 1 станко-месяц,
чел/ст.-мес.
Прирост производительности труда в результате внедрения новой техники определяется (%):
,
где ПТ1 и ПТ2– производительность труда до и после проведения
мероприятия, т.р.
4. Четвертый показатель – снижение удельных капвложений
Если затраты на проведение мероприятия покрываются за счет капитальных вложений, то рассчитываются также удельные капвложения и срок окупаемости дополнительных капвложений. Удельные капитальные вложения определяются путем отношения дополнительных капитальных вложений (в рублях) к годовому приросту продукции или в расчете на весь годовой выпуск продукции (в натуральных единицах).
Величина их определяется:
, (16.15)
где Куд – удельные капитальные вложения на 1 м проходки в год, руб;
Цбу – цена комплектной буровой установки, руб;
Коб – коэффициент оборачиваемости бурового оборудования;
Цзд – цена комплекта забойных двигателей, руб;
Цбт – цена комплекта бурильных труб, руб;
Кз - коэффициент запаса бурильных труб.
Капитальные вложения в бурении направляются на расширение, техническое перевооружение производства, на приобретение машин, оборудования, инструмента и др.