4.1 Планирование работ по капитальному ремонту
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. В заказе, составленном старшим геологом ЦДНГ, должна быть отражена геолого-техническая характеристика скважины и дополнительно:
- 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
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. В плане работ обязательно должно быть отражено:
- 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: