Выводы(Данькина)

Часть 1. Сегмент «Добыча»

В состав нефтяной компании ПАО «Севнефть» входит дочернее общество: ООО «Добыча», состоящее из трех НГДУ.

Задание 1. Разработка производственной стратегии сегмента «Добыча» нефтяной компании.

Проведем анализ деятельности каждого НГДУ ООО «Добыча» за три года, чтобы выявить тенденции в деятельности компании.

Алгоритм расчётов

Время календарное добычи:

Тэф = , где – объем добычи нефти, т., - средний дебит, т./сут., - действующий фонд добывающих скважин.

Эксплуатационный фонд скважин (Sэ):

Сэ = Sд*Тэф, где Сэ – скважино-месяцы эксплуатации (отработанные).

Счд = , где Счд – скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин.

Счэ = , где Счэ - скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду скважин.

Sэ = .

Бездействующий фонд скважин (Sб):

Sб = Sэ-Sд

НГДУ №1 (Вариант 7)

Таблица 1 - Анализ основных технико-экономических показателей НГДУ №1

Показатели	ед. изм.	Годы				Изменения
		t-2	t-1	t	t-1 год					t год
					к t-2 году					к t-1 году				к t-2 году
					абс.		%	%	абс.		%	%	абс.		%	%
1	2	3	4	5	6		7	8	8		9	10	11		12	13
Дано:
1. Объем добычи нефти (Qн)	тыс. т.	4 474,55	3 963,48	3 619,78	-511		88,6	-11,4	-344		91,3	-8,7	-855		80,9	-19,1
2. Объем товарной нефти (Qт.н.)	тыс.т.	4 433	3 927	3 586	-506		88,6	-11,4	-341		91,3	-8,7	-847		80,9	-19,1
3. Средний дебит (q)	т/сут.	13,6	11,75	10,4	-1,85		86,4	-13,6	-1,4		88,5	-11,5	-3,2		76,5	-23,5
4. Действующий фонд добывающих скважин (Sд)	скв.	1 020	1 068	1 102	48		104,7	4,7	34		103,2	3,2	82		108,0	8,0
5. Коэффициент эксплуатации (Кэ)	доли	0,96	0,94	0,94	-0,02		97,9	-2,1	0,0		100,0	0,0	-0,02		97,9	-2,1
6. Коэффициент использования фонда скважин (Ки)	доли	0,8	0,76	0,75	-0,04		95,0	-5,0	-0,01		98,7	-1,3	-0,05		93,8	-6,3
Расчет:
8. Время календарное добычи	сут	323	316	316	-6,72		97,9	-2,1	0,0		100,0	0,0	-6,7		97,9	-2,1
9. Эксплуатационный фонд скважин	скв	1 174	1 294	1 353	120		110,2	10,2	59		104,6	4,6	179		115,2	15,2
10. Бездействующий фонд скважин	скв.	154	226	251	71,91		146,8	46,8	25,0		111,1	11,1	96,89		163,0	63,0

Вывод: Как видно, произошло снижение всех показателей, кроме действующего фонда скважин. На показатели среднесуточного дебита приходится наибольшее снижение (за три года снижение на 23,5 % или на 3,2 т/сут.), исходя из этого, снизился и объём добычи нефти (за три года добыча снизилась на 19,1% или на 855 тыс. т). Падение дебита может быть вызвано разного рода причинами. Но если взять во внимание то, что при падении дебита увеличивается во все года действующий фонд скважин (за 3 года было введено 82 дополнительных скважин), то можно сделать вывод о том, что падение дебита вызвано истощением пласта, падением пластового давления. Кроме того, произошло снижение коэффициента эксплуатации, который характеризует использование скважин во времени (на 2,1 %), следовательно, увеличились простои скважин (текущий, капитальный ремонт).

НГДУ №2 (Вариант 6)

Таблица 2 - Анализ основных технико-экономических показателей НГДУ №2

Показатели	ед. изм.	Годы				Изменения
		t-2	t-1	t	t-1 год					t год
					к t-2 году					к t-1 году				к t-2 году
					абс.		%	%	абс.		%	%	абс.		%	%
1	2	3	4	5	6		7	8	8		9	10	11		12	13
Дано:
1. Объем добычи нефти (Qн)	тыс. т.	9660,63	7397,6	6314,2	-2 263,0		76,6	-23,4	-1 083,4		85,4	-14,6	-3 346,3		65,4	-34,6
2. Объем товарной нефти (Qт.н.)	тыс.т.	9570,79	7328,8	6255,5	-2 241,9		76,6	-23,4	-1 073,3		85,4	-14,6	-3 315,2		65,4	-34,6
3. Средний дебит (q)	т/сут.	26,2	20,4	16,7	-5,8		77,9	-22,1	-3,7		81,9	-18,1	-9,5		63,7	-36,3
4. Действующий фонд добывающих скважин (Sд)	скв.	1180	1186	1210	6,0		100,5	0,5	24,0		102,0	2,0	30,0		102,5	2,5
5. Коэффициент эксплуатации (Кэ)	доли	0,93	0,91	0,93	-0,020		97,8	-2,2	0,020		102,2	2,2	0,000		100,0	0,0
6. Коэффициент использования фонда скважин (Ки)	доли	0,82	0,76	0,72	-0,060		92,7	-7,3	-0,040		94,7	-5,3	-0,100		87,8	-12,2
Расчет:
8. Время календарное добычи	сут	312,5	305,8	312,5	-6,720		97,8	-2,2	6,7		102,2	2,2	0,0		100,0	0,0
9. Эксплуатационный фонд скважин	скв	1 325	1 437	1 547	111,848		108,4	8,4	110,5		107,7	7,7	222,3		116,8	16,8
10. Бездействующий фонд скважин	скв.	145	251	337	105,848		173,2	73,2	86,493		134,5	34,5	192,341		232,9	132,9

Вывод: Как видно из показателей по всем трем годам, средний дебит постоянно снижается (за три года снижение составило 10,9 т/сут). Падение дебита может быть вызвано разного рода причинами. Но если взять во внимание то, что при падении дебита увеличивается во все года действующий фонд скважин (за 3 года было введено 30 дополнительных скважин), то можно сделать вывод о том, что падение дебита вызвано истощением пласта.

Использование скважин по времени характеризует коэффициент эксплуатации скважин, который во втором году несколько снизился. Коэффициент эксплуатации исчисляется путем отношения отработанных скважино-месяцев к числившимся. Планом было предусмотрено небольшое снижение коэффициента эксплуатации, вызванное необходимостью остановки некоторых скважин на ремонт.

НГДУ №3 (Вариант 11)

Таблица 3 - Анализ основных технико-экономических показателей НГДУ №3

Показатели	ед. изм.	Годы				Изменения
		t-2	t-1	t	t-1 год					t год
					к t-2 году					к t-1 году				к t-2 году
					абс.		%	%	абс.		%	%	абс.		%	%
1	2	3	4	5	6		7	8	9		10	11	12		13	14
Дано:
1. Объем добычи нефти (Qн)	тыс. т.	5537,23	4496,11	3987,12	-1 041,12		81,2	-18,8	-508,99		88,68	-11,32	-1550,1		72,01	-28
2. Объем товарной нефти (Qт.н.)	тыс.т.	5485,73	4454,29	3950,04	-1 031,44		81,2	-18,8	-504,26		88,68	-11,32	-535,69		72,01	-28
3. Средний дебит (q)	т/сут.	13,9	10,9	9,8	-3		78,42	-21,6	-1,1		89,91	-10,09	-4,1		70,5	-29,5
4. Действующий фонд добывающих скважин (Sд)	скв.	1235	1306	1302	71		105,75	5,7	-4		99,69	-0,31	67		105,43	5,4
5. Коэффициент эксплуатации (Кэ)	доли	0,96	0,94	0,93	-0,02		97,92	-2,1	-0,01		98,94	-1,06	-0,03		96,88	-3,1
6. Коэффициент использования фонда скважин (Ки)	доли	0,82	0,76	0,74	-0,06		92,68	-7,3	-0,02		97,37	-2,63	-0,08		90,24	-9,8
Расчет:
8. Время календарное добычи	сут	322,6	315,8	312,5	-6,72		97,92	-2,1	-3,36		98,94	-1,06	-10,08		96,88	-3,1
9. Эксплуатационный фонд скважин	скв	1 386	1 582	1 620	195,45		114,1	14,1	37,78		102,39	2,39	233,23		116,82	16,8
10. Бездействующий фонд скважин	скв.	151	276	318	124,45		182,18	82,2	41,78		115,14	15,14	166,23		209,77	109,8

Вывод:

Как видно из показателей по всем трем годам, средний дебит так же, как и на НГДУ №1 и №2, постоянно снижается (за три года снижение составило 4,1 т/сут или 29,5%).

К основным причинам падения объема добычи нефти можно отнести:

1.Увеличение простоев скважин в связи с капитальным, текущим ремонтами, исследовательскими работами. Об этом говорит снижение коэффициента эксплуатации.

2.Снижение дебита при относительном увеличении действующего фонда добывающих скважин могло произойти в результате того,что скважины работали со сниженным дебетом.

3.Естественное исчерпание месторождения.

4. Неэффективность использования эксплуатационного фонда. Происходит увеличение действующего фонда добывающих скважин, но коэффициент использования фонда скважин падает.

Рисунок 1 – Структура добычи нефти ООО «Добыча» по НГДУ

В общей добычи нефти половина приходится на НГДУ 2, на НГД У 1 и НГДУ 3 соответственно 23% и 28%. Отсюда следует, что наиболее существенное влияние на общие показатели по предприятию будут оказывать изменения в деятельности НГДУ 2.