Планирование на предприятии
1 (63). Планирование на предприятии: понятие, значение, принципы и методы;
2 (64). Виды планов и их характеристика.
3 (65). Планирование показателей производственной программы буровой организации.
4 (66). Планирование показателей производственной программы нефтегазодобывающей организации.
5 (67). Планирование показателей производственной программы НПЗ.
6 (68). Планирование показателей объема продукции геологоразведочной организации.
7 (69). Планирование показателей производственной программы организации трубопроводного транспорта.
8 (70). Производственная мощность организаций нефтегазового комплекса.
9 (71). Методика расчета себестоимости товарной продукции на НПЗ.
10 (72). Планирование себестоимости строительства скважины.
11 (73). Планирование себестоимости добычи нефти и газа.
12 (74). Бизнес-план: назначение и содержание.
13 (75). Методика планирования финансовых результатов в нефтегазодобыче.
14 (76). Планирование производительности труда в организациях нефтегазового комплекса.
15 (77). Планирование труда и заработной платы на НПЗ.
Планирование на предприятии: понятие, значение, принципы и методы.
Планирование в организациях является основной функцией управления производством. Понятие «планирование» имеет два смысла. Первый — общеэкономический, то есть с точки зрения общей теории организации, ее природы. Здесь, планирование — это механизм, который заменяет цены и рынок, что определяет объемы производства, способы производства и потребления товаров. Второй — конкретно-управленческий. Здесь планирование выступает как основная функция менеджмента. Планирование с этой точки зрения — это умение предвидеть цели организации, результаты ее деятельности и ресурсы, необходимые для достижения определенных целей.
Планирование — это инструмент сглаживания неопределенности рыночной среды. Одна из основных задач планирования — установление максимально возможной планомерности и пропорциональности в деятельности промышленных организаций, исходя из их практических целей.
Характер и содержание плановой деятельности организации зависят от принципов планирования. Различают следующие принципы:
1. Единства (предполагает, что планирование в организации должно иметь системный характер);
2. Участия (означает, что каждый член организации является участником плановой деятельности);
3. Непрерывности (процесс планирования в организации должен осуществляться постоянно в рамках установленного цикла);
4. Гибкости (означает, что с изменением условий деятельности организации необходимо менять направленность планов, то есть вносить коррективы);
5. Точности (любой план должен быть составлен с такой степенью точности, которая допускается при определенном объеме информации).
Методы планирования — это способы и приемы расчетов планов и их технико-экономических показателей.
Основной метод плановых расчетов — балансовый. Производство совершается в определенных пропорциях. Все разделы плана по форме представляются в виде балансов: по производству, труду, МТО, доходам и расходам, по своду затрат и так далее. Для расчета конкретных разделов плана и технико-экономических показателей используется множество методов планирования. Основные:
1. Нормативный метод основан на разработке и использовании нормативов, характеризующих удельные затраты потребляемых ресурсов на производство продукции, работ и услуг, и последующих расчетах производства этой продукции, работ и услуг, а также величин затрачиваемых ресурсов и эффективность их использования.
2. Факторный метод основан на изучении факторов, влияющих на тот или иной показатель, и расчете изменения в результате этого итогового показателя.
3. Индексный метод также базируется на изучении факторов, влияющих на итоговый показатель, но для расчета показателя используются индексы изменения этих факторов.
4. Экстраполяция основана на выявлении тенденций изменения показателя во времени и распространения этой тенденции на последующие периоды.
5. Метод статистических зависимостей основан на выявлении взаимозависимости показателей и факторов, их определяющих, и расчетах их взаимовлияния.
6. Экспертный метод основан на оценках экспертов.
Все методы одновременно используются при планировании. Получить оптимальный вариант возможно только на основе экономико-математических методов с применением вычислительной техники. Известны следующие методы: линейное программирование, теория игр и массового обслуживания и другие.
2 (64). Виды планов и их характеристика.
Система планирования в организации охватывает стратегическое и тактическое планирование. Тактический план, в свою очередь, подразделяется на текущий и оперативно-календарный.
Виды планов различают по содержанию, назначению и периодам действия. Помимо этих планов могут разрабатываться по отдельным проблемам и мероприятиям: целевые программы, планы реализации отдельных видов стратегии, бизнес-планы.
Стратегический план — основой вид плана. Предназначен для определения целей, стратегии, программ производства продукции, формирования и использования потребляемых ресурсов, программ нововведений. Отражает все виды деятельности организации. Стратегический план рассчитан на длительный промежуток времени (на 3-5 лет и более). Его ключевыми элементами являются определение целей, разработка альтернатив их реализации, выбор оптимального варианта реализации стратегии и план его выполнения. Ответственность за разработку стратегического плана несет высший менеджмент организации.
Тактическое планирование охватывает краткосрочный и среднесрочный периоды и разрабатывается средним и низшим звеном менеджеров. Оно подразделяется на текущее и оперативно-календарное планирование.
Текущее планирование связано со стратегическим и сосредоточено на организации его выполнения. Текущий план — это развернутая программа деятельности организации, ее подразделений, направленная на успешное выполнение стратегии. Его разрабатывают по видам деятельности организации, включая помимо указанных в стратегическом плане разделов, планы по техническому обслуживанию производства, по МТО организации и другие.
Оперативно-производственное планирование — разработка операций, заданий и методов их выполнения по отдельным подразделениям на короткие отрезки времени (декада, сутки, смена) с целью обеспечения текущего плана, синхронности и ритмичности деятельности организации. При оперативно-производственном планировании детализируются в основном количественные показатели. Основная форма производственного задания на декаду, пятидневку — оперативный план-график, в котором объем производства продукции или выполнения работ указывают по датам.
Целевые программы определяют развитие одного из важнейших аспектов деятельности организации. Например, программа по совершенствованию техники и технологии.
Бизнес-план — план, составленный для отдельных программ нововведений, реализации отдельных проектов или для создания малых предприятий. Бизнес-план — это развернутое технико-экономическое обоснование проекта, необходимое как для организации, разрабатывающей и внедряющей проект, так и для инвестора.
Планирование показателей производственной программы буровой организации (БО).
План производства и реализации продукции (производственная программа) — центральный раздел плана социального и экономического развития организации.
Производственная программа БО включает количественные и качественные показатели.
Количественные оценивают объемы продукции и объемы работ в бурении:
· количество эксплуатационных скважин, законченных строительством и сданных заказчику;
· количество разведочных скважин, законченных строительством и выполнивших свое назначение;
· прирост разведанных запасов нефти и газа категорий А+В+С1 и отдельно А+В;
· объем проходки, м.
Указанные показатели характеризуют объемы бурения в натуральном исчислении.
Стоимостной показатель бурения выражается сметной стоимостью строительства скважин.
Объем работ в бурении оценивается и планируется такими показателями как:
· станко-месяцы бурения;
· число одновременно действующих БУ;
· число БУ на балансе организации.
В число качественных показателей включены:
· продолжительность цикла строительства скважин, сутки;
· коммерческая скорость бурения, м/ст-мес.
В производственной программе БО планируют отдельно число эксплуатационных (Nэ) и разведочных (Nр) скважин, законченных строительством (N):
N(t+1) = Nэ (t+1) + Nр (t+1), где (t+1) — плановый год, t – текущий год.
Число нефтяных и газовых скважин, подлежащих строительству в планируемом году, определяют, исходя из проекта разработки месторождения, плана объема добычи нефти (Q(t+1)) за вычетом объема добычи из переходящего фонда добывающих скважин (Qп(t+1)) и продуктивности новых скважин (qп(t+1)). При этом учитывают скважины, вводимые в эксплуатацию из разведочного бурения (Nн.р(t+1)) и опробования прошлых лет (Nн.о(t+1)):
Nэ(t+1) = ((Q(t+1) -Qп(t+1))/(qп(t+1) * 183 * Kэ.н.)) - Nн.р(t+1) – Nн.о(t+1), где Кэ.н. - коэффициент эксплуатации по новым скважинам в планируемом году.
Плановый объем проходки по эксплуатационным скважинам (Аэ(t+1)) определяется произведением числа скважин, планируемых к завершению, бурением на среднюю глубину скважины (hср.э):
Аэ(t+1) = Nэ(t+1)*hср.э(t+1).
Плановый объем проходки по разведочным скважинам рассчитывается отношением планируемого прироста запасов нефти и газа по категориям В+С, к средней эффективности разведочного бурения на нефть и газ: Арн (t+1)=∆Zн(t+1)/Эрн; Арг(t+1)=∆Zг(t+1)/Эрг; где
Арн(t+1), Арг(t+1) – объем бурения в метрах на нефть и газ в планируемом году; ∆Zн(t+1), ∆Zг(t+1) — прирост запасов нефти и газа по категориям В+С1 в планируемом году, млн.т и млрд. м3; Эрн, Эрг — эффективность разведочного бурения, выраженная приостом запасов нефти (в т) или газа (в тыс.м3) в расчете на метр проходки.
Число разведочных скважин планируется как отношение объема проходки к средней глубине разведочных скважин:
Nрн(t+1) = Арн(t+1)/hр.н.; Nрг(t+1) = Арг(t+1)/hр.г..
*(Вышеперечисленные формулы — количественные показатели, далее идут качественные).
Календарная продолжительность цикла строительства скважин (Тпц) определяется по проектным нормам времени по формуле:
Тпц=Тпвм+Тппр+Тпбк+Тпоп+Тпи, где
Тпвм — проектная продолжительность строительства вышки и привышечных сооружений, монтажа, демонтажа, оборудования и разборки привышечных сооружений, сут; Тппр — проектная продолжительность подготовительных работ к бурению, сут; Тпбк — проектная продолжительность бурения и крепления скважины, сут; Тпоп — проектная продолжительность испытания пластов в процессе бурения, сут; Тпи — проектная продолжительность испытания скважин по окончании бурения, сут.
По организации коммерческая скорость бурения планируется по средневзвешенным величинам глубин скважин и продолжительности их бурения и крепления:
Vk(t+1)=∑(от n до i=1) Ni*hin*720/∑(от n до i=1) Ni*Tпбi*Kбкi, где
hin – проектная глубина скважины, i-ой группы, м; Tпбi – проектная продолжительность бурения и крепления по i-ой группе скважин,ч, Kбкi – поправочный коэффициент.
Планирование показателей производственной программы нефтегазодобывающей организации (НГДО).
План производства и реализации продукции (производственная программа) — центральный раздел плана социального и экономического развития организации.
Производственная программа НГДО предусматривает:
· планирование объемов добычи нефти (попутного и природного газа), газового конденсата (и др.) в натуральном выражении;
· планирование объема работ в эксплуатации;
· планирование показателей использования фонда скважин.
Объем производства продукции НГДО в натуральном выражении:
· объем добычи нефти (тыс.т) (Qн);
· объем добычи попутного газа (тыс.м3) (Гпоп);
· объем добычи природного газа (млн. м3) (Гпр);
· объем добычи нефти газового конденсата (тонн) (Qкон).
Добыча нефти, газа и газового конденсата подразделяется на валовую и товарную.
Валовая: Qв(t+1)=Qн+Гпоп+Гпр*Кг+Qкон, где Гпоп — приравнивается к нефти: 1 т м3 = 1 т; Кг — коэффициент перевода объема природного газа: Кг = р*a*R/R', где р — относительная плотность газа при плотности воздуха равной 1; a – плотность воздуха, кг/см3; R – калорийность добытого газа; R' — калорийность условного газа, Дж/кг.
Товарная: Qтов=Qв-Рн.т.+Он.г.-Ог.н., где Рн.т. - нетоварный расход (потери, собственные нужды); О — остаток продукции на начало и конец года.
Показатели объема работ измеряются скважино-месяцами.
Скважино-месяц (С-М)— условная единица измерения времени работы и простоев скважин, равная 720скважино-часам или 30 скважино-суткам.
1.С-М, числившиеся по эксплуатационному фонду скважин (Счэ): Счэ=Тчэ/720(30)=(Sэ*tчэ)/720(30);
2.С-М, числившиеся по действующему фонду скважин (Счд): Счд=Тчд/720(30)=(Sд*tчд)/720(30);
3.С-М эксплуатации (отработанные) (Сэ): Сэ=Тэ/720(30)=(Sд*(tчд-tос))/720(30), где
Sэ, Sд — число скважин экспл., действующего фонда скважин; Тчэ, Тчд, Тэ — время, в течение которого скважины экспл.,действующего фонда числились в нем и скв действующего фонда давали продукцию, часы (или сутки); tчэ, tчд — среднее время, когда 1 скважина соответственно экспл. или действующего фонда числилась в нем, часы (или сутки); tос — среднее время остановок 1 скважины действующего фонда в течение года, часы (или сутки).
Использование фонда скважин во времени оценивается 2 показателями:
1. Коэффициент использования фонда скважин (Киф): Киф=Тэ/Тчэ=Сэ/Счэ;
2. Коэффициент эксплуатации скважин (Кэ): Кэ=Тэ/Тчд=Сэ/Счд.
Годовой объем добычи нефти определяют суммированием добычи из старых скважин (перешедших с прошлого года) (Qс(t+1)) и из новых скважин, вводимых в эксплуатацию в планируемом году из эксплуатационного и разведочного бурения и освоения с прошлых лет (Qн(t+1)):Q(t+1)=Qc(t+1)+Qн(t+1).
Плановый объем добычи нефти:Q(t+1)=Qп(t+1)+Qгтм(t+1)+Qб(t+1)+Qнов(t+1)-Q'б(t+1), где
Qп-объем добычи нефти по переходящим скважинам; Qгтм-увеличение объема добычи нефти за счет ГТМ; Qб — объем добычи нефти по скважинам, вводимым из бездействия; Qнов — из новых скважин;
Q'б — снижение объема добычи за счет вывода скважин в бездействие.
Объем добычи природного газа на планируемый год (Гпр(t+1)): Гпр(t+1)=(Гсt+Sнt*qнt*365)*Ки+Sн(t+1)*qн(t+1)*T(t+1), где Гсt – ОДГ (объем добычи газа) из старых скважин в предплановом году; Sнt – число новых скважин, введенных в предплановом году; qнt – среднесуточный дебит 1 скважины в предплановом году; Ки — коэффициент изменения добычи газа; Sн(t+1) — число новых скважин, вводимых в эксплуатацию в плановом году; qн(t+1) – среднесуточный дебит 1 новой скважины; T(t+1) – среднее число дней работы новых скважин в плановом году.
Плановый объем добычи газоконденсата: Qк(t+1)=(Qкр(t+1)*По(t+1))/1000, где Qкр(t+1) – ресурс газоконденсата в плановом году; По(t+1) — удельный отбор газоконденсата из газа, г/м3.
Планирование показателей производственной программы НПЗ.
Производственная программа (ПП) НПП (нефтеперерабатывающего предприятия) — это план по производству продукции на технологических установках, смешению товарной продукции, выработке продукции в натуральном и стоимостном выражениях в целом по предприятию и использованию производственных мощностей.
Порядок разработки ПП на НПП:
1. определяют нормы расхода сырья, выхода продукции и потерь по всем технологическим процессам и установкам;
2. рассчитывают объем производства по отдельным установкам и процессам;
3. составляют план смешения готовой продукции;
4. определяют производство готовой продукции в целом по предприятию;
5. рассчитывают объемы товарной и реализованной продукции;
6. составляют план использования мощностей и основных фондов;
7. оценивают эффективность производства продукции.
ПП технологической установки планируется на основе производственной мощности (ПМ). ПМ — максимально возможный годовой объем переработки сырья (или выработки продукции) при полном использовании оборудования. На НПП ПМ технологических установок рассчитывается как: М=СП*Др, где СП — суточная производительность, т/сут; Др — годовой фонд рабочего времени установки, сут.
Др=365-Дпр, где Дпр — общее время простоя на всех нормативных видах ремонтов в год. ПП по технологической установке (процессу) представляет материальный баланс, где указывается количество переработанного сырья и выработанной продукции, а также степень использования сырья.
Планируемый объем переработки сырья: О=СП*Др.
Объем получаемой продукции: Qi=О*в=СП*Др*вi, где Qi-количество i-го вида продукции, тыс.т; вi-выход i-го вида продукции, %(или долях).
На НПП большая часть продукции получается смешением полуфабрикатов (п/ф) в товарном цехе. План смешения компонентов и получения товарной продукции в натуральном выражении составляется в виде шахматной таблицы. Где по строкам показывается вид и количество п/ф, по столбцам — готовые продукты, в которые эти п/ф направляются. План смешения продуктов определятся решением системы уравнений.
При планировании ПП необходимо учесть расход топлива на собственные нужды.
Расход топлива: Qij=∑(от k до j=1)Qi*nij, где i — вид топлива; j – наименование потребителя; k – количество потребителей; Qij — расход i-го вида топлива на j-м потребителе,т; Qi-объем производства продукции на j-ом потребителе; nij — норма расхода i-го вида топлива на j-ом объекте, т/ед.
Заключительным этапом является составление ПП по предприятию в целом в виде материального баланса.
Одна из задач планирования заключается в увеличении глубины переработки сырья, на что должно быть нацелено выполнение всей ПП. Глубина переработки нефти-одна из важнейших качественных показателей: Г=((Qн-Qт-Qп-Qкт)/Qн)*100%, где Qн, Qп, Qкт — количество переработанных соответственно нефтяного сырья, безвозвратных потерь и котельного топлива товарного; Qт-расход топлива собственного производства.
После определения объема производства товарной продукции в натуральном выражении переходят к расчету валовой и товарной продукции в стоимостном выражении. Заканчивая разработку производственной программы необходимо дать оценку качеству ее составления. С этой целью рассчитываются следующие показатели:
◦ темпы роста производства продукции по сравнению с предшествующим периодом;
◦ структуру продукции и ее соответствие требованиям рынка;
◦ глубину переработки нефти;
◦ выход товарных продуктов из 1т сырья;
◦ среднюю цену 1т продукции и по видам;
◦ коэффициент использования производственных мощностей;
◦ состав технологической схемы.
Планирование показателей объема продукции геологоразведочной организации.
ГРР представляют собой сложную производственно-экономическую систему, элементами которой являются этапы и стадии, несущие определенную функциональную нагрузку и связанные с подготовкой ресурсов и запасов различной степени изученности.
Этапы и стадии геологоразведочного процесса:
1этап (региональный)-стадии->прогноз нефтегазоносности и оценка зон нефтегазонакопления;
2этап (поисково-оценочный)-стадии->выявление объектов поискового бурения, подготовка объектов к поисковому бурению, поиск и оценка м/р;
3этап (разведочный)-стадии->уточненная оценка м/р, подготовка м/р к промышленной разработке.
Основная задача планирования ГРР — определение необходимого прироста запасов (по категориям), обеспечивающего устойчивое развитие добывающего сектора нефтегазовой компании, а также объема ресурсов (трудовых, финансовых, материальных), которые компания должна в плановом периоде задействовать в этой своей деятельности.
При планировании ГРР необходимо обеспечить такие пропорции между текущей добычей и открытыми запасами нефти и газа, а также между отдельными категориями запасов, которые диктуются требованиями расширенного воспроизводства ресурсной базы нефтяной и газовой промышленности. Открытые запасы должны полностью удовлетворять потребность промышленности и в то же время быть минимальными.
Основным методом годового и пятилетнего планирования является пообъектное планирование, в соответствие с которым по каждому объекту устанавливаются: геологическое задание, ожидаемый прирост запасов категорий В+С1+С2. Планируемая величина подготовки запасов в целом по предприятию или региону рассчитывается как сумма ожидаемых результатов по каждому объекту. Объем поисково-разведочных работ определяется прямым счетом в соответствии с запроектированными методами ведения работ по конкретным объектам.
Расчет необходимых годовых приростов запасов (категории В+С1+С2) в течение планового периода может базироваться на прогнозировании среднего темпа отбора углеводородов из месторождений. Темп отбора — отношение среднегодовой добычи на месторождении или их группе к величине соответствующих начальных извлекаемых запасов.
Общий прирост запасов ∆Q=Q+Qс, где Q-объем добычи за счет ввода в разработку новых запасов, т; Qс-добыча из старых скважин, т.
Главными показателями плана нефтегазоразведочных работ являются показатели геологического задания, в котором конкретизируется целевая установка проведения работ на том или ином объекте.
Геологическое задание на поисковое бурение включает следующие количественные показатели:
1. количество площадей, вводимых в поисковое бурение по годам расчетного периода (Пв): Пв=∆Зi/(зi*Куi), ∆З-ожидаемый прирост запасов, устанавливаемых на основе заданной обеспеченности добычи запасами, т, м3; з-средние ожидаемые запасы одного м/р, т, м3; Ку-коэффициент успешности поисков, доли ед.;
2. количество площадей, которые должны получить поисковую оценку (Ппо): определяется, исходя из количества поисковых скважин, их глубин и цикловой скорости строительства (Vц);
3. Оптимальная доля поискового бурения в общем объеме поисково-разведочного (Дпбi): Дпбi=Э*((Nпi*hсрi)/(зi*Куi))*(1+ẞi), где Nп-число поисковых скважин, необходимых для надежной оценки площади, ед; hср-средняя глубина поисковых скважин, м; ẞ-доля объема поискового бурения, затрачиваемого на поиски новых залежей в пределах известных м/р, доли ед;
4. Объем поискового бурения (Hп): Hпi=hсрi*Пв*(Куi*Nмi+(1-Куi)*Nнпi)*(1+ ẞi), где Nм,Nнп-число поисковых скважин, необходимых для открытия м/р и оценки непродуктивной площади;
5. Сметная стоимость строительства поисковых скважин (См): определяется на основе технических проектов, строительных норм и правил (СНИП), норм времени, тарифных ставок и прочее;
6. Коммерческая скорость бурения (Vк): Vк=Hп/(tм+tспо+tпвр+tкр+tрем+tа+tпр), м/ст.мес.;
7. Число буровых бригад (ББ) и установок (БУ), необходимых для выполнения геологического задания: обычно ББ=БУ, бригада перемещается вместе с установкой, то есть число ББ равно числу БУ=> ББ=БУ=Hп/(12*Vк).
Планирование показателей производственной программы организации трубопроводного (ТП) транспорта.
Природный и нефтяной газ транспортируется от места добычи к потребителям по магистральным газопроводам. В связи с этим одновременно с планированием транспортировки газа определяются планы его поставок потребителям.
Исходный пункт для планирования объемов транспортировки газа — потребность в нем для обеспечения нужд всех отраслей экономики, населения и поставок газа на экспорт. Плановый объем транспорта и поставок газа по организации определяется как сумма объектов, предусмотренных в планах по каждому газопроводу (ГП) при оптимальных схемах потоков газа из районов его добычи к местам потребления.
Пропускная способность магистральных ГП (МГП) определяется числом ниток ТП, их диаметром и протяженностью и так далее:
q=103,2*(((рн в квадрате — рк в квадрате)*d в пятой степени) /(λ*р*g*Тср*Zср*L)), где q-пропускная способность ГП в целом или его отдельного участка, млн.м3/сут; рн и рк-начальное и конечное давление на участке; d-внутренний номинальный диаметр трубы; λ-коэффициент гидравлического сопротивления ГП; р-плотность газа; g-ускорение свободного падения; Тср-средняя по длине ГП температура газа; Zср-средний коэффициент сверхсживаемости газа; L-длина участка ГП, км.
Плановый объем транспортировки газа по ТП зависит от его пропускной способности (Qгпр(t+1)) (в млн.м3/год): Qгпр(t+1)=q(t+1)*T(t+1)*R(t+1), где q(t+1)-пропускная способность ГП, млн.м3/сут; T(t+1)-календарное время в планируемом периоде, сут; R(t+1)-коэффициент использования пропускной способности ГП.
Текущие планы транспортировки и постаки газа составляют на год с разбивкой по кварталам по следующим показателям (в млн.м3 при температуре 20гр по С и давлении 0,1 Мпа):
· объем поступления газа в ГП;
· объем товарного газа;
· расход газа на собственные нужды;
· потери газа;
· объем транспортной работы.
Основным показателем, по которому оценивается выполнение плана по траспортировке и поставкам газа, является объем товарного газа (QгТ(t+1)). Этот объем определяют по плановому балансу газа, разрабатываемому по каждому ГП:
(QгТ(t+1))=Qгп(t+1)+Qгот(t+1)-(Qгрс(t+1)+Qгпот(t+1)+Qгз(t+1)+Qгт(t+1)+Qгзап(t+1)), где
Qгп(t+1) и Qгот(t+1)-объем газа, поступающего с газовых промыслов и отбираемого из подземных хранилищ; Qгрс(t+1)-расход газа на собственные нужды; Qгпот(t+1)-потери газа; Qгз(t+1)-количество нагнетаемого газа в подземные хранилища; Qгт(t+1)-объем товарного газа, предназначенного к реализации сторонним потребителям; Qгзап(t+1)-расход газа на заполнение новых ГП.
Объем транспортной работы организации (Qтр(t+1)) планируется по каждому ГП (по участкам) и в целом по организации: Qтр(t+1)=∑(от i=n до i=1)*Qгтрi*Li, где n-число участков ГП; Qгтрi-объем газа транспортируемого по i-му участку; Li-протяженность i-го участка, км.
В планах работ каждого из нефтепровода и нефтепродуктопроводов определяется: объем перекачки нефти (нефтепродуктов), тыс.т; объем транспортной работы, млн. т-км; потери нефти и нефтепродуктов при перекаче и хранении, тыс.т; расход нефти и нефтепродуктов на собственные нужды, тыс.т; время работы ТП, сутки.
Объем перекачки нефти и нефтепродуктов планируется в зависимости от пропускной способности ТП и времени его работы, а объем транспортной работы в тонно-километрах определяется как произведение объема в тоннах на расстояние его перекачки в километрах.
Потери нефти и нефтепродуктов при транспорте и хранении, а также их расход на собственные нужды нормируются; нормы, по которым определяются объемы плановых потерь и тварного расхода, утверждаются руководством компании.
Объемы поставок нефти и нефтепродуктов планируются не только в натуральном, но и в стоимостном выражении на основе планируемых цен на нефть и нефтепродукты.
Производственная мощность организаций нефтегазового комплекса.
Производственная мощность (ПМ) организации — максимально возможный годовой объем производства продукции в определенной номенклатуре и ассортименте. Этот максимум предполагает наиболее полное использование основных фондов, применение прогрессивной техники и технологии и совершенных форм организации и управления производством.
ПМ любой организации подразделяется на входящую, исходящую и среднюю.
Входящая мощность (Мв) определяется на начало рабочего периода на основе имеющегося оборудования и других средств.
Исходящая мощность (Ми) определяется на конец периода с учетом намеченных планом реконструкций оборудования, пополнения его количества, изменения технологии и так далее:
Ми=Мв+Мк+Мм-Мл, где Мк-увеличение мощности за счет капитального строительства и дополнительного оборудования; Мм-увеличение мощности за счет модернизации оборудования; Мл-уменьшение мощности за счет ликвидации и списания оборудования.
Среднюю мощность (Мс) буровой организации можно рассчитать, используя среднесписочное число буровых установок (Ус), показатель экстенсивного использования (Кэс) и нормативную коммерческую скорость (Vк): Мс=(365*Ус* Vк*Кэс)/30,4 [м].
ПМ на НПЗ— максимально возможный годовой объем переработки сырья (или выработки продукции) при полном использовании оборудования. На НПП ПМ технологических установок рассчитывается как: М=СП*Др, где СП — суточная производительность, т/сут; Др — годовой фонд рабочего времени установки, сут. Суточная производительность определяется при проектировании или на основании технических характеристик оборудования.
Годовой фонд рабочего времени рассчитывается на основании норм межремонтной работы и простоя оборудования на каждом виде ремонта:
Др=365-Дпр, где Дпр — общее время простоя на всех нормативных видах ремонтов в год.