Тема 2 Производственная мощность предприятий нефтяной промышленности
Теоретические аспекты
Производственная мощность предприятия – расчетный максимально возможный объем производства продукции в определенных организационно-технических условиях в единицу времени и определенной номенклатуре и ассортименте.
Различают мощность входную, выходную и среднегодовую. Мощность на начало года называют входной, на конец – выходной.
Выходная мощность ( 
) определяется на конец планового периода с учетом изменений, происходящих за год, по формуле:
, (2.1)
где 
– входная мощность;
– прирост мощности за счет строительно-монтажных работ (в том числе и за счет лимита государственных централизованных капитальных вложений);
– прирост мощности за счет модернизации действующего оборудования и совершенствования технологических процессов;
– уменьшение мощности в результате ликвидации отдельных объектов и списания оборудования.
Среднегодовая мощность определяется как средневзвешенная мощностей предприятия за отдельные отрезки года и рассчитывается по формуле:
, (2.2)
где Тпс, Тпм – соответственно число месяцев работы вводимой и наращенной мощности;
– число месяцев в году, в течение которых ликвидируемые мощности не будут работать.
Среднегодовую мощность можно рассчитывать по формуле:
. (2.3)
Для оценки уровня загрузки производственных мощностей необходимо определить коэффициенты планового ( 
) и фактического ( 
) использования мощностей:
; (2.4)
, (2.5)
где Qпл, Qф – соответственно плановый и фактический объемы производства продукции (работ, услуг) за год.
Производственная мощность ( 
) организаций, осуществляющих поисково-разведочные работы на нефть и газ, рассчитывается исходя из количества соответствующего оборудования, находящегося в работе ( 
), производительности этого вида оборудования ( 
) в единицу времени и эффективного фонда времени работы оборудования ( 
) в планируемом периоде:
. (2.6)
Для буровых предприятий производственная мощность представляет собой максимальный годовой объем буровых работ, выраженный числом законченных строительством скважин и числом метров проходки (в определенном соотношении между бурением добывающих и разведочных скважин).
Среднегодовая производственная мощность УБР в метрах проходки ( 
):
, (2.7)
где 
– среднесписочное число буровых установок;
– нормативная коммерческая скорость, м/ст-мес;
– коэффициент экстенсивного использования буровых установок, равный отношению времени подготовительных работ к бурению, бурения, крепления и испытания скважин к времени цикла (обращения) буровой
установки.
Среднесписочное число буровых установок:
, (2.8)
где 
– число буровых установок на начало года;
– суммарное число месяцев работы введенных в эксплуатацию установок;
– суммарное число месяцев неработы выбывающих установок.
Число законченных строительством скважин ( 
) определяется по формуле:
, (2.9)
где 
– средняя глубина скважин, заканчиваемых бурением, м.
Производственная мощность нефтегазодобывающих предприятий при наличии технологических схем и проектов разработки месторождений равна сумме годовых отборов нефти (газа) по всем эксплуатируемым
объектам.
Если же в эксплуатации находятся месторождения, не имеющие проекта разработки, то производственная мощность определяется исходя из добычных возможностей добывающего фонда скважин.
Входная производственная мощность нефтегазодобывающего предприятия:
, (2.10)
где 
– среднесуточный дебит скважины, т/сут;
– добывающий фонд скважин на начало года;
– коэффициент использования фонда скважин, доли единицы.
Уменьшение мощности предприятия за счет естественного падения дебитов скважин в течение года ( 
):
, (2.11)
где 
– коэффициент кратности (зависит от коэффициента изменения дебита).
, (2.12)
где – число месяцев в планируемом периоде.
– коэффициент месячного изменения дебита:
, (2.13)
где 
– среднесуточный дебит за предшествующий месяц.
Прирост производственной мощности за счет ввода новых скважин из бурения ( 
) и скважин, восстанавливаемых из бездействия ( 
):
, (2.14)
, (2.15)
где 
– среднесуточный дебит скважин, введенных из бурения, т/сут;
– среднесуточный дебит скважин, восстанавливаемых из бездействия, т/сут;
– коэффициент использования скважин, введенных из бурения, доли единицы;
– коэффициент использования скважин, восстанавливаемых из бездействия, доли единицы;
– фонд скважин, введенных из бурения;
– фонд скважин, восстанавливаемых из бездействия;
– среднее число дней работы одной скважины, введенной из бурения ( 
);
– среднее число дней работы одной скважины, восстанавливаемой из бездействия ( 
).
Выходная производственная мощность нефтегазодобывающего предприятия:
. (2.16)
Задача с решением
Задача 2.1. На начало года в роботе находится 9 буровых установок. в течение года УБР закупит 3 буровые установки и будет выведено из эксплуатации 2 буровые установки. Среднее время работы одной поступившей установки – 6 месяцев, а выбывшей – 8 месяцев. Нормативная коммерческая скорость составляет 680 м/ст-мес. Коэффициент экстенсивного использования буровых установок – 0,75. Средняя глубина скважин, заканчиваемых бурением, – 2750 м. Определить среднегодовую производственную мощность УБР.
Решение
1. Суммарное число месяцев работы введенных в эксплуатацию установок определяется:
, (2.17)
где 
– число месяцев работы одной введенной в эксплуатацию установки;
– количество введенных в эксплуатацию установок.
мес.
2. Суммарное число месяцев не работы выбывающих из эксплуатации установок определяется:
, (2.18)
где 
– число месяцев неработы выбывшей из эксплуатации одной установки;
– количество выбывших из эксплуатации установок.
мес.
3. Определяем среднесписочное число буровых установок по формуле (2.8):
уст.
4. Определяем среднегодовую мощность УБР в метрах проходки по формуле (2.7):
м.
5. Определяем среднегодовую мощность УБР по количеству законченных строительством скважин по формуле (2.9):
скв.
Задача 2.2. Определить среднегодовую производственную мощность НГДУ. Исходные данные приведены в табл. 2.1.
Решение
1. Определяем входную производственную мощность нефтегазодобывающего предприятия (НГДУ) по формуле (2.10):
т.
2. Определяем коэффициент месячного изменения дебита по формуле (2.13):
.
3. Определяем коэффициент кратности по формуле (2.12):
.
4. Определяем уменьшение мощности НГДУ за счет естественного падения дебитов скважин в течение года по формуле (2.11):
т.
5. Определяем прирост производственной мощности НГДУ за счет ввода новых скважин из бурения по формуле (2.14):
т.
6. Определяем прирост производственной мощности НГДУ за счет ввода скважин, восстанавливаемых из бездействия по формуле (2.15):
т.
7. Определяем выходную производственную мощность нефтегазодобывающего предприятия (НГДУ) по формуле (2.16):
т.
8. Определяем среднегодовую производственную мощность НГДУ по формуле (2.3):
т.
Таблица 2.1