Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления 'Лянторнефть' ОАО 'Сургутнефтегаз'

Вид работы:

Курсовая работа (т)
Предмет:

Эктеория
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

613,01 Кб
Опубликовано:

2013-03-18

Все курсовые работы по экономической теории

Скачать курсовую работу Читать текст online Заказать курсовую
*Помощь в написании! Посмотреть все курсовые работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления 'Лянторнефть' ОАО 'Сургутнефтегаз'

Введение

Нефтегазовый комплекс является бюджетообразующей отраслью и главным экспортером страны и его состояние самым непосредственным и быстрым образом сказывается на социально-экономическом положении России. Специфика деятельности предприятий нефтегазодобывающей промышленности - разработка недр, технологический процесс добычи одновременно нескольких продуктов, выпуск только готовой продукции при отсутствии незавершенного производства и полуфабрикатов, последовательное осуществление основных производственных процессов - обусловливает существование некоторых особенностей в объектах и методике учета.

В нефтедобывающей промышленности России накоплен огромный потенциал основных фондов, рост которых осуществляется достаточно большими темпами. Большая доля основных фондов приходится на активную их часть: сооружения, машины и т.п., что позволяет сосредоточивать большой объем средств на основных фондах, непосредственно влияющих на выпуск целевой продукции. Относительно высокие коэффициенты обновления свидетельствуют о быстрой, динамичной замене устаревшего оборудования новым, модернизированным. Меры по улучшению использования основных фондов и поднятию эффективности должны занимать высокое место среди задач современной экономики России.

В нефтегазодобывающей промышленности на долю основных фондов приходится 95% всей суммы производственных фондов. Для нефтяной и газовой промышленности характерен высокий удельный вес активной части основных фондов. Так, в добыче нефти и газа он достигает 90%, в бурении - 80%, в трубопроводном транспорте - 94%, в нефтеперерабатывающей промышленности - более 60%. [12, с. 134]

По сравнению с другими отраслями, в том числе и с отраслями топливной промышленности, эффективность капитальных вложений в нефтяной и газовой промышленности выше, так как подавляющая их доля направляется на создание активной части основных фондов, т.е. тех, которые непосредственно заняты выпуском целевой продукции, и только небольшая их часть идет на приобретение других видов основных фондов.

Большой удельный вес основных фондов в составе производственных фондов, а также их высокая стоимость требует постоянного тщательного наблюдения за всеми происходящими изменениями в размерах и составе орудий труда.

Более полное и рациональное использование основных фондов и производственных мощностей предприятия способствует улучшению всех его технико-экономических показателей: росту производительности труда, повышению фондоотдачи, увеличению выпуска продукции, снижению ее себестоимости, экономии капитальных вложений.

В этой связи научно практический поиск путей повышения эффективности использования основных фондов является актуальным.

Объектом исследования дипломной работы является нефтегазодобывающее управление «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

Предметом исследования является эффективность использования основных фондов предприятия.

Цель дипломной работы - повышение эффективности использования основных фондов.

Поставленная цель достигается посредством выполнения следующих задач:

- выявить проблемы развития нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сугутнефтегаз»;

- выявить резервы повышения эффективности и интенсивности использования основных производственных фондов;

- выявить факторы, обуславливающие неэффективное использование основных средств;

- разработать мероприятия по повышению эффективности использования основных фондов.

Информационной базой послужили труды отечественных и зарубежных авторов по изучаемой проблеме (Савицкая Г.В., Блинов А.О., Макарова В.И., Астахов В.П., Николаева С.А, Сунгатуллина Р.Н., Тальмина И.И. и другие). При написании дипломной работы были использованы законодательные и нормативные акты, учебные и практические пособия, а так же статьи периодической печати.

Структура работы содержит четыре главы.

В первой главе дается характеристика исследуемого предприятия, производится анализ основных технико-экономических показателей деятельности НГДУ «Лянторнефть».

Во второй главе раскрывает понятие использование основных фондах на предприятии нефтяной и газовой отрасли: их состав и структура, использование и резервы повышения эффективности.

В третьей главе тщательно анализируются основные фонды предприятия: их состав и структура, техническое состояние, показатели эффективности и интенсивности их использования.

В четвертой главе разрабатываются мероприятия по повышению эффективности использования основных средств.

Глава 1. Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» и проблемы развития

1.1 Общая характеристика нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сурутнефтегаз»

Нефтегазодобывающее управление «Лянторнефть» является структурным подразделением ОАО «Сургутнефтегаз».

Местонахождение: Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ, Сургутский район, г. Лянтор, ул. Назаргалеева,28.

Основной целью деятельности предприятия является получение прибыли и удовлетворение общественных потребностей в товарах и услугах, производимых им.

Основными видами деятельности являются:

· добыча нефти и газа и их подготовка;

· обустройство, капитальный и подземный ремонт скважин;

· ремонт и строительство автодорог;

· торгово-посредническая деятельность;

· устройство, эксплуатация и ремонт нефтепромысловых объектов и объектов социального назначения;

· производство и реализация пара и воды;

· производство ремонта и наладочных работ приборов безопасности передвижных паровых установок, грузоподъемных механизмов для подъема людей на высоту;

· транспортные услуги и услуги специальной техники;

· подготовка и повышение квалификации кадров;

· маркетинговая деятельность;

· другие виды хозяйственной деятельности, не запрещенные действующим законодательством.

1.2
Характеристика организационно - производственной структуры нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Под организационной структурой понимается совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними. Важны показатели, характеризующие организационную структуру предприятия - это число цехов (участков), а внутри них рабочих мест и других подразделений и их удельное значение в производстве.

В нефтедобыче структурной единицей предприятия является цех - это производственное подразделение, в задачу которого входит изготовление продукции (или ее части) или выполнение определенного вида работ. На каждом предприятии выделяют основное и вспомогательное производство. Основное производство охватывает процессы непосредственно связанные с изготовлением целевой продукции. Вспомогательное производство обеспечивает нормальные условия для бесперебойного выпуска продукции подразделениями основного производства.

Вспомогательное производство представлено ремонтно - прокатным цехом. Основное производство включает процессы искусственного продвижения нефти и газа к забою скважины (цех поддержания пластового давления), подъем нефти и газа на поверхность, подготовку товарных нефти и газа (цех подготовки и перекачки), газокомпрессорный цех, базы производственного обслуживания - она осуществляет прокат механического и электрического оборудования, поддерживает его работу в работоспособном состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех объектов основного производства.

В нефтегазодобывающем управлении «Лянторнефть» работают 5071 человек. В Структуру управления входят 27 структурных подразделений, 8 цехов по добыче нефти и газа. В организационную структуру НГДУ входят:

· 8 цехов добычи и газа;

· 15 бригад по подземному ремонту скважин;

· 10 бригад по капительному ремонту скважин;

· прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования;

· цех подготовки и перекачки нефти;

· управление технологическим транспортом;

· управление энергохозяйством;

· база производственного обслуживания автоматизации;

· ремонтно-строительный цех;

· цех по ремонту трубопроводов;

· цех теплоснабжения;

· жилищно-коммунальное хозяйство;

· цех научно-исследовательских и производственных работ.

Организационная структура НГДУ «Лянторнефть» представлена в приложении 1.

Тип организационной структуры управления НГДУ «Лянторнефть» - иерархический, так как данная структура характеризуется многоуровневым управлением и незначительным объемом управления на каждом уровне; централизованным принятием решений и четко определенной ответственностью.

Вид организационной структуры - линейно-функциональный, так как полномочия от начальника управления передаются по всем функциональным отделам предприятия и начальникам более низкого звена, последние в свою очередь - своим подчиненным.

Представленная структура свидетельствует, что оперативное руководство деятельностью НГДУ «Лянторнефть» осуществляет начальник, который в пределах своих полномочий:

· осуществляет оперативное управление текущей деятельностью НГДУ;

· организует производственно-хозяйственную деятельность НГДУ;

· совершает хозяйственные и финансовые операции.

Производственная структура предприятия - это состав основных и вспомогательных цехов (или участков при бесцеховой структуре), хозяйств производственного назначения и их производственные связи. Изменение номенклатуры, освоение производством новых видов изделий нередко требует совершенствования производственной структуры. Основные производственные подразделения могут иметь одну из 2-х возможных форм специализации: предметную и технологическую специализации. При предметной специализации цех специализируется на чем-то законченном (изделие, часть изделия). Такие цехи называют предметно-замкнутыми цехами.

Производственная структура предприятия оказывает большое влияние на экономику предприятия. Рациональное построение производственной структуры предприятия эта предпосылка целесообразного разделения труда и его кооперации, роста производительности труда, снижение себестоимости работ по добыче нефти и газа, ускорение производственных процессов, а также является необходимым условием оперативного и качественного управления производством.

В состав НГДУ «Лянторнефть» входят производственные подразделения:

· управление технологического транспорта;

· управление электросетевого хозяйства;

· цеха и службы производственного обеспечения.

В ведении заместителя начальника по геологии находятся следующие отделы:

- отдел разработки месторождений;

· отдел повышения нефтеотдачи пластов;

· геологический отдел;

· ЦНИПР.

В подчинении заместителя начальника по капитальному строительству находятся:

· отдел комплектации;

· маркшейдерская группа;

· отдел экспертизы проектов;

· отдел капитального строительства.

Заместитель начальника по экономическим вопросам возглавляет:

· отдел заработной платы;

· планово-экономический отдел;

· отдел имущества.

Главный инженер несет ответственность за производственную деятельность по добыче нефти и газа. В его подчинении находятся:

· 8 цехов по добыче нефти и газа;

· служба промышленной безопасности и охраны труда;

· база производственного обслуживания и средств автоматизации;

· производственный отдел по добыче нефти и газа;

· отдел по прокату и ремонту эксплуатационного оборудования.

В подчинении заместителя начальника по производству находятся:

· отдел по ремонту нефтепромысловых объектов;

· производственный отдел капительного и текущего ремонта скважин;

· трубная база ремонта;

· служба бурения.

Заместитель начальника по управлению энергохозяйства возглавляет:

· производственно-техническую службу;

· производственно-диспетчерскую службу

· службу режимов и сбыта.

В задачи управления технологического транспорта входит транспортное обслуживание, текущий и капитальный ремонт, техническое обслуживание транспортных средств, услуги по проведению диагностирования технического состояния подвижного состава.

.3
Описание применяемой техники и технологии

Извлечение на поверхность скважинной продукции - процесс достаточно трудоемкий и представляет собой сложную производственную систему. Процесс добычи нефти и газа непосредственно начинается с технического проекта разработки месторождения, в котором принимают участие специалисты в области геологии, геофизики, технологии, эксплуатации месторождения, охраны окружающей среды и экономики.

После утверждения технического проекта разработки месторождения переходят к разработке технического проекта строительства скважин, где оговаривается количество вводимых скважин, виды применяемых насосов, установок подготовки нефти и газа. Первоначально извлечение скважинной продукции осуществляется механизированными способами добычи. Для этого используются:

·установки электроцентробежных насосов (УЭЦН);

·скважинные штанговые насосы (СШН);

·штанговые винтовые насосы (ШВН).

Применение прочего оборудования находится на уровне экспериментальных работ.

Технический проект строительства скважин предусматривает выполнение работ по следующим этапам:

) промыслово-геофизические и исследовательские работы;

) подготовка работ к строительству;

) применяемое буровое оборудование;

) технологические условия бурения;

) перечень скважин, строящихся по данному техническому проекту;

) обоснование мероприятий по механизации буровых работ.

К техническому проекту прилагается смета затрат, которая состоит из следующих разделов:

) стоимость подготовительных работ к бурению;

) стоимость строительства, сборки и разборки вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования;

) стоимость бурения скважин;

) стоимость испытания скважин;

) стоимость необходимого комплекса исследовательских работ;

) динамика удорожания работ в зимний период;

) прогноз величины накладных расходов;

) расчет вероятной величины прибыли бурового предприятия.

Процесс строительства скважин включает:

) подготовительные работы к строительству скважин;

) вышкомонтажные работы;

) подготовительные работы к бурению;

) бурение;

) испытание скважин;

) демонтаж оборудования.

К подготовительным работам относятся:

) определение на местности точки заложения скважины;

) подготовка площади для строительства буровой;

) прокладка водопровода;

) копка траншеи под фундамент.

Бурение включает в себя следующие этапы:

) механическое бурение;

) спускоподъемные операции;

) крепление ствола скважины;

) работы по ремонту оборудования.

Все работы выполняются бригадами посменно. Численность бригады от 10 до 20 человек.

В производственном процессе применяется следующее оборудование:

) буровые вышки;

) НКТ - представляют собой стальные трубы длиной 8-10 м и диаметром 60, 73, 89 мм. НКТ предназначены:

для ремонта и проведения технологических операций;

для исследования скважин;

для спуска и установки насосного оборудования;

защищает обсадную колонну от преждевременного износа.

) фонтанная арматура - предназначена:

для подвешивания НКТ;

для ремонта и проведения технологических операций;

для исследования скважин;

герметизация устья скважины;

для отвода скважинной продукции в систему нефтесбора;

контроль и управление работой скважин.

) насосы (СШН, ШВН, УЭЦН) (производительность насосов 10-1500 м3 в сутки);

) передаточные устройства:

выкидная линия от К28 и К29 (выкидная линия предназначена для провода воды после распределения в блок-гребёнку);

нефтепровод К11 УПС Е2300;

нефтесборные сети L- 750М;

технологический трубопровод;

) транспортное обеспечение (транспорт НГДУ "Лянторнефть" числится за УТТ НГДУ «Лянторнефть");

) сооружения:

скважина 4Т;

скважина 461К13;

скважина 5096 К 438;

сепаратор НГС - 6 - 3000М2

сепаратор НГС - 7 - 3000М2;

Нефтегазосепаратор предназначен для отделения газа от жидкости с целью обеспечения устойчивой работы насоса.

РВС - 5000М3 (РВС предназначен для учета и временного хранения нефти в случае аварии);

дренажная ёмкость К16 И - 5мкц;

куст 7 - 311-19 грунтовая дорога;

) машины и оборудование:

станок-качалка К224. 2378 СКД8;

ГРМ БТМА К - 223;

пакер ПТПСКВ 73.42;

ЗУ «Спутник» БМА К319 (АГЗУ «Спутник» предназначена для сбора скважинной продукции в один коллектор и замера дебета по каждой скважине);

блок-гребёнка БТ-4-160 (Блок-гребенка предназначена для распределения воды между нагнетательными скважинами);

терминальный контролер ТК-84 (Терминальный контролер - автоматизированная система управления добычей нефти);

расходомер НОРД-150 (Расходомер НОРД-150 предназначен для учета расхода жидкости).

) строительная техника.

Таблица 1.1

Возрастная характеристика основных типов оборудования НГДУ «Лянторнефть»

Тип оборудования	Возраст, года	Тип оборудования	Возраст, года
1.НКТ	3-5	8.НГС	5-7
2.Фонтанная арматура	3-5	9.РВС	5-7
3.УЭЦН	3-7	10.Станок-качалка	3-5
4.ШСНУ	3-7	11.АГЗУ	5-7
5.ШВНУ	3-7	12.Пакер	3-5
6.Выкидная линия	2-6	13.Блок-гребенка	3-5
7.Нефтепровод	5-7

Заданное количество нефти можно добыть из скважины различными способами. Поэтому при проектировании разработки нефтяных месторождении и технологий эксплуатации скважин необходимо найти наиболее рациональный способ.

Рациональный способ эксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальном использовании естественной энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Необходимо также, чтобы выбранный метод соответствовал техническому обустройству месторождения, геолого-физическим условиям залежи и климатическим условиям района.

При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно для подъема нефти из скважины. Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет пластовой энергии, называется фонтанным способом.

По мере падения пластового давления или с ростом обводнения скважин переходят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный. При насосной эксплуатации скважин используют установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) и глубинные штанговые насосы (ШГН).

После прекращения фонтанирования высокопродуктивные скважины эксплуатируются газлифтным способом или с помощью погружных центробежных электронасосов, а низкопродуктивные - штанговых скважинных насосов. Решающий фактор выбора способа эксплуатации - комплекс технико-экономических показателей: межремонтный период, коэффициент эксплуатации, себестоимость нефти, капитальные затраты и др.

Месторождение обустроено и эксплуатируется насосным способом. На скважинах с дебитом до 30 м/сутки по жидкости применяются установки штанговых насосов (УСШН), а скважины с большими дебитами эксплуатируются установками электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Учитывая, что месторождение уже находится на 3 стадии разработки и обустроено, на последующую стадию также рекомендуется механизированный способ эксплуатации. В то же время нужно иметь в виду, что применение УСШН и УЭЦН приводит к осложнениям особенно в искривленных скважинах. В таких скважинах часто истираются муфтовые соединения штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), возрастает нагрузка на станок-качалку. Значительная длина установки ЭЦН приводит к затрудненному спуску на искривленных участках ствола скважины. За счет этого возникает опасность недопустимой деформации её, а также порчи кабеля. Если установка ЭЦН расположена в зоне искривления, то возможно заклинивание установки.

В настоящее время уже известны новые насосные установки, которые позволяют избежать упомянутых осложнений. К ним относятся установки погружных диафрагменных электронасосов (УЭДН), блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГН) и установки электровинтовых насосов (ЭВН).

Установки ЭДН возможно спускать в эксплуатационные колонны диаметром не менее 122 мм. Они могут работать в скважинах с пескопроявлением, высокообводненных. Установки ГН предназначены для добычи нефти из наклонно - направленных кустовых скважин диаметром 140 ,146 ,148 мм. Их особенность заключается в том, что для смены насоса нет необходимости в глушении скважины и в бригаде текущего ремонта. Установки электровинтовых насосов также как и ЭЦН питаются через электрокабель, но длина их короче установок ЭЦН, что является преимуществом, позволяющим избежать осложнений при спуско-подъемах. Установки ЭВН предназначены для откачки вязких нефтей, однако, они показывают хорошую работу и на маловязких нефтях.

Чтобы уменьшить опасность повреждения кабеля при спуско- подъемных операциях, установки рекомендуется спускать на насосно-компрессорных трубах диаметром 60 мм. Рекомендуемая глубина спуска установок 1200-1400 метров.

В основном добыча нефти осуществляется механизированным способом. С помощью УЭЦН (Установка погружных центробежных насосов)- 87% от общей добычи, с помощью штанговых глубинных насосов - 12%. Это безусловно благоприятная тенденция, т.к. УЭЦН имеют ряд технических преимуществ, например, возможность более простого обслуживания установки, небольшие её размеры и продолжительный межремонтный срок.

Добыча скважинной продукции посредством УЭЦН обеспечивает основной объем жидкости. Эксплуатация УЭЦН является наиболее высокотехнологичным, но и самым дорогостоящим способом. Основным показателем, характеризующим технический уровень УЭЦН и их эксплуатации, является межремонтный период (МРП), увеличение которого - один из самых эффективных путей снижения затрат.

Опыт эксплуатации УЭЦН показывает, что эффективность УЭЦН определяется факторами:

- уровнем технологии изготовления установок и применяемыми при этом материалами;

- качеством ремонта установок в СЦБПО ЭПУ;

- технологией производства подземных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН;

- эксплуатацией скважин (соответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин, контроль за режимом работы, принятие своевременных мер при изменении режима работы системы «скважина-насос»).

Основными причинами отказов УЭЦН являются: выход из строя погружных электродвигателей (ПЭД) по причинам разгерметизации и перегрева, износ рабочих органов насоса или их засорение механическими примесями, отложениями солей. Перегрев отдельных узлов УЭЦН приводит также к повреждению части кабельной линии, проходящей непосредственно по корпусу УЭЦН.

Одной из проблем эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является падение на забой частей или целых УЭЦН. Одной из общепризнанных причин данных аварий является вибрация установки при работе. Причем уровень вибрации определяется как изначальным качеством УЭЦН, так и условиями эксплуатации УЭЦН.

Основными факторами, приводящими к росту вибрации при работе, являются: кривизна ствола скважины в месте работы установки, несоблюдение технологии СПО при ПРС, износ рабочих органов насосов из-за механических примесей, несоответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин.

Добыча нефти с помощью ШСНУ (Штанговая скважинная насосная установка) является наиболее освоенным способом. На данный способ приходится большая часть эксплуатируемого фонда скважин, но объем добычи жидкости не превышает 12 %. Существующая технология позволяет эксплуатировать скважины в диапазоне подач от 0,5 до 50 м3/сут. В отличие от УЭЦН, требующих дорогостоящего ремонта, для оборудования скважин, эксплуатируемых ШГН (штанговая глубинная установка), необходимо систематическое сервисное обслуживание, как наземного оборудования (СК), так и подземного.

Основными причинами отказов ШГН являются негерметичность НКТ (насосно-компрессорная труба) и засорение узлов насоса отложениями АСПО, и механических примесей.

В настоящее время в НГДУ опробовано или имеет промышленное применение различное дополнительное оборудование, позволяющее многократно повысить эффективность работы ШГН. Квалифицированный подбор компонентов установки ШГН позволяет снизить вероятность неэффективных ремонтов и увеличить наработку на отказ.

Вместо механического динамографа применяются современные электронные приборы, позволяющие достаточно быстро и качественно определить работоспособность подземного оборудования. Применение данных методов диагностики позволяет значительно снижать непроизводительные затраты при проведении подземных ремонтов.

Применение ШВНУ при эксплуатации скважин обусловлено самыми низкими начальными материальными затратами. Данный способ добычи нефти предполагается в скважинах, временно находящихся в добывающем фонде, а также где применение более традиционных способов невозможно в силу ряда обстоятельств. По этим причинам он является второстепенным.

Основными факторами, влияющими на эффективность работы ШВНУ, являются обрывы штанговых колонн, истирания штанг и НКТ, отвороты НКТ при реверсивном вращении. Проблемы повышения надежности ШВНУ кроются в технологически обоснованном подборе скважин, грамотном расчете компоновки подземного оборудования и высокой технологической дисциплине при производстве работ.

Существующая в НГДУ БПО позволяет производить высоко-технологический ремонт глубиннонасосного оборудования (ШГН) и обеспечить 100%-ный выходной контроль качества (ШГН, ШВН).

Общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации является отложение асфальтеносмолистопарафинистых веществ (АСПО), что приводит к осложнениям при работе скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО.

1.4
Анализ технико-экономических показателей нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Суругнефтегаз» и проблемы развития

Проведем анализ технико-экономических показателей нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Суругнефтегаз», представленных в таблице 1.1.

Данные таблицы 1.1. свидетельствуют, что в 2010 году добыча нефти возросла по сравнению с 2009 годом на 6,4%. Годовой уровень добычи нефти в 2010 году, по сравнению с 2009 годом, увеличился на 578,636 тыс. тонн.

В течение последних лет, на фоне увеличения объемов добычи жидкости, темпы роста добычи нефти постепенно повышаются, что свидетельствует о снижении степени обводненности скважин.

На рисунках 1.1. и 1.2. представлена динамика добычи нефти и жидкости за последние 3 лет работы НГДУ «Лянторнефть».

Таблица 1.2.

Основные технико-экономические показатели НГДУ «Лянторнефть» за 2008-2010 гг.

Показатели	2008	2009	2010	Абс. откл. 2009-2008	Абс. откл. 2010-2009	Отн откл. 2009/2008, %	Отн. откл. 2010/2009, %
Добыча нефти, тыс. т	8589,241	8959,071	9537,707	369,83	578,636	104,3	106,4
Добыча нефти, тыс. руб.	17178482	17918142	19075414	739660	1157272	104,3	106,4
Добыча жидкости, тыс. т	105745,3	115031,0	116976,1	9285,7	1945,1	109,5	100,8
Добыча воды, тыс. т	97156,1	106071,9	107438,3	8915,8	1366,4	109,2	100,9
Обводненность нефти (весовая ), %	91,88	92,21	91,85	0,33	-0,36	101,1	98,9
Ввод новых нефтяных скважин в эксплуатацию СКВ	27	30	28	3	-2	111,1	93,3
в том числе из разведки	2	2	3	0	1	100	150
Коэффициент эксплуатации действующего фонда нефтяных скважин	0,954	0,956	0,950	0,002	-0,006	104,8	99,3

Рис.1.1. Динамика добычи жидкости за 2008-2010 гг.

Рис. 1.2. Динамика добычи нефти за 2008-2010 гг.

Из представленных данных видно, что объем добычи нефти повысился на 6,4 % в 2010 году по сравнению с 2009 годом. В основном добыча нефти осуществляется механизированным способом. С помощью УЭЦН - 87% от общей добычи, с помощью штанговых глубинных насосов - 12%. Это, безусловно, благоприятная тенденция, т.к. УЭЦН имеют ряд технических преимуществ, например, возможность более простого обслуживания установки, небольшие её размеры и продолжительный межремонтный срок.

Опыт эксплуатации УЭЦН показывает, что эффективность УЭЦН определяется факторами:

- уровнем технологии изготовления установок и применяемыми при этом материалами;

- качеством ремонта установок в СЦБПО ЭПУ;

- технологией производства подземных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН;

Основными факторами, влияющими на снижение эффективности работы ШВНУ, являются обрывы штанговых колонн, истирания штанг и НКТ, отвороты НКТ при реверсивном вращении. Проблемы повышения надежности ШВНУ кроются в технологически обоснованном подборе скважин, грамотном расчете компоновки подземного оборудования и высокой технологической дисциплине при производстве работ.

1.5 SWOT- анализ НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Суругнефтегаз» и проблемы его развития

Исследование внутренней и внешней среды предприятия позволяет выявить его потенциал и перспективы дальнейшего развития. Оценить информацию о внешней и внутренней среде наиболее наглядно возможно при помощи метода SWOT-анализа.

НГДУ «Лянторнефть» является структурным подразделением ОАО «Сургутнефтегаз», поэтому определить факторы внешней среды представляется возможным только для всего Общества, учитывая специфику нефтегазодобывающей отрасли.

Таблица 1.3

Матрица SWOT-анализа НГДУ «Лянторнефть»

S - сильные стороны:	W - слабые стороны:
· развитие и совершенствование структуры управления и производства; · постоянное наращение объемов производства; · рост заработной платы; · рост производительности труда; · применение передовой техники и технологии производства; · широкое применение новых технологий: бурение на различных типах растворов; доразведка и прирост запасов путем углубления скважин на нижележащие горизонты, новые конструкции скважин, методы изоляции, освоения, гидроразрывы в горизонтальных скважинах, увеличение произодительности с помощью большеобъемных кислотных составов; · использование системы телемеханики для оперативного сбора и обработки информации.	· месторождения находятся, в основном, на последней стадии разработки; · большая часть запасов находится в трудноизвлекаемых, в высокообводненных и слабопроницаемых пластах · рост себестоимости углеводородного сырья; · материалоемкое, трудоемкое производство; · старение месторождений (старый фонд скважин); · высокая капиталоемкость нефтедобычи, необходимость осуществления крупных инвестиций; · текучесть персонала; · несовершенство организации труда; · опережение роста заработной платы над ростом производительности труда; · зависимость эффективности производства от природных условий и от уровня использования разведанных запасов; · динамичность условий разработки и эксплуатации в связи с изменчивостью во времени природных факторов; · резкое падение цены на нефть.
О - возможности:
· освоение новых запасов нефти и газа; · освоения новых видов деятельности; · внедрение достижений научно-технического прогресса, учитывающих соответствие условий региона деятельности и специфики месторождений; · применение перспективных технологий отвечающих жестким требованиям экологической безопасности и энергоресур-сосбережения, учитывающих энергетику месторождений, специфику горно-геологических и климатических условий с тем, чтобы минимизировать воздействие на окружающую среду.	· вероятностный характер технико-экономических показателей разработки месторождений; · наличие большого количества различных видов рисков; · длительный срок окупаемости проектов; · наблюдается ухудшение условий добычи, состояния сырьевой базы, структуры запасов; · опережение темпов добычи нефти и газа над темпами прироста запасов нефти и газа; · прирост запасов нефти не компенсирует текущую добычу; · уменьшаются размеры открываемых месторождений.

Исходя из выше представленного краткого анализа основных технико-экономические показатели деятельности НГДУ «Лянторнефть», а так же SWOT-анализа можно говорить об удовлетворительном состоянии предприятия, но весьма стабильном, так как наличие негативных факторов является незначительным для появления критической, кризисной ситуации. Проведя аналогию с показателями предыдущих отчетному году годами, можно сделать вывод о положительной тенденции развития предприятия в целом. Добыча нефти с помощью ШСНУ является наиболее освоенным способом. На данный способ приходится большая часть эксплуатируемого фонда скважин, но объем добычи жидкости не превышает 12 %. Существующая технология позволяет эксплуатировать скважины в диапазоне подач от 0,5 до 50 м3/сут. В отличие от УЭЦН, требующих дорогостоящего ремонта, для оборудования скважин, эксплуатируемых ШГН, необходимо систематическое сервисное обслуживание, как наземного оборудования (СК), так и подземного.

Основными причинами отказов ШГН являются негерметичность НКТ и засорение узлов насоса отложениями АСПО, и механических примесей.

В этой связи нам особое внимание необходимо уделить внимание анализу эффективности использования основных фондов НГДУ ”Лянторнефть”.

Глава 2. Теоретические аспекты улучшения использования основных фондов нефтегазоперерабатывающих предприятий

.1 Особенности структуры основных фондов на нефтегазодобывающих предприятиях

В нефтегазодобывающей промышленности в активную часть основных фондов включается часть сооружений. В других отраслях промышленности сооружения не входят в состав активной части - это мосты, эстакады, резервуары, колодцы, плотины, дамбы, каналы, шоссейные дороги, насыпи, тоннели и т.д., т.е. таких видов основные фонды, которые непосредственно в производственном процессе не участвуют. Однако в нефтегазодобывающей промышленности нефтяные и газовые скважины, относящиеся к сооружениям, как раз та часть основных фондов, которая непосредственно дает целевую продукцию: нефть и газ.

В зависимости от участия основных фондов в производственном процессе и их влияния на конечные результаты производства все основные фонды делятся на две групп: [27, с. 96]

- непроизводственные основные фонды;

- промышленно-производственные основные фонды.

Непроизводственные фонды - это та часть основных фондов, которая находится в распоряжении промышленности (отдельных предприятий), но непосредственного участия в производственном процессе не принимает. К ним относятся находящийся на балансе предприятий жилой фонд, клубы, столовые, детские ясли, поликлиники, стадионы, спортивные базы, т.е. все связанное с культурно-бытовым обслуживанием работников предприятия. Эта часть основных фондов оказывает влияние на ход производственного процесса только косвенно: чем лучше культурно-бытовые условия, тем выше производительность труда рабочих. В дальнейшем будут рассматриваться только промышленно-производственные основные фонды и под понятием основные фонды будет подразумеваться только эта часть производственных фондов.

Промышленно-производственные основные фонды непосредственно участвуют в производственном процессе: либо обслуживают его, либо создают благоприятные условия для нормального его протекания. Участие различных видов основных фондов в производственном процессе неодинаково, также неодинаково их воздействие на ход и результаты производства, отсюда различны сроки их жизни, степень изнашиваемости, размеры ежегодных амортизационных отчислений.

В зависимости от натурально-вещественных признаков и функциональной роли в процессе производства основные фонды промышленных предприятий (производственных единиц), в том числе нефте- и газодобывающих управлений и нефтеперерабатывающих заводов, подразделяются на виды (группы и подгруппы): [27, с. 97]

. Здания, т.е. архитектурно-строительные объекты, у которых основными конструктивными частями являются стены и крыша - производственные корпуса и постройки.

Здания цехов, насосных и компрессорных станций, теплоэнергостанций, трансформаторных подстанций, механических мастерских, котельных, деэмульсационных установок, лабораторий, автозаправочных станций, хранилищ, электростанций, пожарных депо, складов, административно-хозяйственных, культурных будок и др.

. Сооружения, к которым относятся инженерно-строительные объекты, назначением которых является создание условий для осуществления процесса производства путем выполнения тех или иных технических функций, не связанных с изменением предмета труда.

Эксплуатационные и нагнетательные скважины, нефтяные шахты, контрольные скважины, скважины подземных хранилищ, обвязочные трубопроводы и шлейфы скважин, морские эстакады, отдельно стоящие основания, гидротехнические сооружения, резервуары, газгольдеры, бетонные и земляные амбары, нефтеперекачечные скважины (плавучие и береговые), мерники, трубы, мосты, путепроводы, виадуки, водонапорные башни, отдельные дымовые трубы, платформы и хранилища, очистные сооружения и ловушки, каналы, колодцы, сооружения перевалочных баз, железные и шоссейные дороги (земляное полотно и вернее строение).

. Передаточные устройства, при помощи которых производится передача электрической, тепловой и механической энергии от машин- двигателей к рабочим машинам, а также передача (транспортировка) жидких и газообразных веществ от одного объекта к другому.

Нефтяные, газовые, продуктовые, водяные, паровые и другие трубопроводы, трансмиссии, воздушные линии электропередачи, подземные кабельные, телефонные и телеграфные линии, радиостанции и др.

. Машины и оборудование

а) силовые машины и оборудование, вырабатывающие энергию или превращающие один вид энергии в другой.

Паровые котлы, генераторы, компрессоры, электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания, трансформаторы, погружные электронасосы, распределительные устройства и др.

б) рабочие машины и оборудование, т.е. орудия труда, при помощи которых осуществляется непосредственное воздействие (механическое, химическое, термическое и т.п.) на предмет труда или его перемещение в процессе создания продукта.

Станки-качалки, эксплуатационные вышки и мачты, тракторные подъемники, компрессоры, насосы, технологические установки, металлорежущие и другие станки и т.п.

в) измерительные и регулирующие приборы и устройства, лабораторное оборудование, если они не являются составной частью какого-либо другого объекта и имеют самостоятельное значение.

Измерительные и регулирующие электрические, пневматические, гидравлические и другие устройства, лабораторно-химические приборы, пульты автоматического управления, средства диспетчерского контроля и др.

г) вычислительная техника - электронные, перфорационные, клавишные и другие вычислительные машины и устройства.

д) прочие машины и оборудование - оборудование АТС, пожарные машины и механические пожарные лестницы и т.п.

. Транспортные средства, к которым относятся передвижные транспортные средства, предназначенные для перемещения людей или грузов (тепловозы, вагоны, цистерны, автомобили, катера, баржи, автокары, танкеры, тракторы-тягачи, вагонетки и др.), а также магистральные нефтепроводы.

. Инструмент, к которому относятся орудия ручного труда и прикрепляемые к машинам предметы, служащие для обработки материалов (электродрели, краскопульты, колонковые долота, труборезки, автогенные резаки и т.п.)

. Производственный инвентарь и принадлежности, т.е. предметы производственного назначения, которые служат для облегчения производственных операций и для охраны труда, а также средства хранения жидких и сыпучих материалов (верстаки, групповые ограждения машин, баки, лари, чаны, кузнечные меха, закрома, кислородные баллоны, железные бочки, светокопировальные рамы и т.п.).

. Хозяйственный инвентарь, т.е. предметы конторского и хозяйственного назначения (столы, кресла, шкафы, сейфы, пишущие машинки, часы, ковры, портьеры, переносные лестницы и т.п.)

. Прочие основные фонды.

От каждой из перечисленных групп основных фондов по-разному зависит производственный процесс и его результаты. Наиболее важны из перечисленных групп машины и оборудование, передаточные устройства, а в добыче нефти и газа и сооружения. Их принято называть активной частью основных фондов, так как от их работы непосредственно зависит выпуск целевой продукции.

В активную часть основных фондов включаются: (12, с. 129)

силовые машины и оборудование - двигатели внутреннего сгорания, дизели, паровые машины, паровые, газовые и гидротурбины, электродвигатели и электрогенераторы и др.;

рабочие машины и оборудование - буровые установки, станки-качалки, реакторы, регенераторы, печи, колонны, холодильники, конденсаторы, теплообменники, турбобуры, электробуры и т.д.;

передаточные устройства - трубопроводы, электро- и теплосети, трансмиссии, телефонные и телеграфные сети, и прочее;

средства автоматического регулирования, контроля и управления. От этой группы основных фондов зависит ритмичность производственного процесса, его режим, сокращение простоев оборудования, а отсюда - конечный результат производственной деятельности. В состав этой группы включается только таких видов оборудование, которое имеет самостоятельное значение. Приборы автоматического регулирования или контроля, входящие составной частью в другую машину или аппарат, учитываются в их стоимости. По мере развития автоматизации, телеуправления, телеконтроля эта группа занимает все больший удельный вес в составе основных фондов.

При анализе обеспечения основными фондами или их использования активную часть выделяют особо, ибо от ее величины и удельного веса в общем объеме основных фондов зависит производственная мощность предприятия.

Для нефтяной и газовой промышленности характерен высокий удельный вес активной части основных фондов. Так, в добыче нефти и газа он достигает 90%, в бурении - 80%, в трубопроводном транспорте - 94%, в нефтеперерабатывающей промышленности - более 60%. [12, с. 134]

По использованию основные фонды делятся на действующие, запасные и бездействующие (законсервированные), по принадлежности - на собственные и арендованные.

Действующие - основные фонды, находящиеся в эксплуатации (как в работе, так и в ремонте или в простое).

К запасным основным фондам относятся оборудование и транспортные средство, находящиеся в запасе (в резерве на складе) и предназначенные для замены этих видов основных фондов, выбывающих из эксплуатации.

Бездействующими (законсервированными) считаются основные фонды предприятий или отдельных цехов, временное прекращение эксплуатации которых документально оформлено в установленном порядке.

Собственные - это основные фонды, принадлежащие данному предприятию. Арендованными же называются основные фонды, полученные во временное пользование (аренду) от других предприятий (организаций).

Структура производственных основных фондов отражает особенности отрасли промышленности. Совершенно различен состав средств труда в добывающем объединении и на нефтеперерабатывающем заводе. Для первого характерно отраслевое строение добывающей промышленности с высоким удельным весом вскрышных работ, для второго - химическое производство со значительной стоимостью установок и других видов оборудования.

Таблица 2.1

Структура основных фондов (%)

Группа	Нефте-добыча	Добыча газа	Бурение нефтяных скважин	Газопровод-ный транспорт	Переработка нефти
Итого, в том числе	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
Здания	3,8	10,1	10,4	3,2	16,5
Сооружения,	66,5	50,9	8,4	2,9	19,6
в том числе скважины	58,4	45,8	-	-	-
Передаточные устройства	16,0	22,3	1,8	4,1	18,9
Машины и оборудование,	12,7	15,3	75.5	8,1	42,4
в том числе:
силовые машины и оборудование	1,8	1,5	6,2	0,5	-
рабочие машины и оборудование	10,2	13,2	68,7	7,4	26,8
измерительные и регулирующие приборы и устройства	0,7	0,4	0,6	0,2
Транспортные средства	1,0	1,1	1,8	81,5	2,6
Инструменты, инвентарь	0,2	0,3	2,1	0,2

Для нефтяной и газовой отраслей, как и для угольной характерен высокий удельный вес сооружений: они занимают более двух третей в составе основных фондов нефтедобывающей отрасли. При этом скважины составляют примерно 60-70%, рабочие машины и оборудование 8-12%, передаточные устройства около 16%, здания 3%, силовое оборудование 1-2% и транспортные средства 1%. [12, с. 147]

Иное положение в буровых и геолого-поисковых организациях. Здесь наиболее значительно представлено производственное оборудование, главным образом установки, используемые при строительстве скважин. Оно поглощает почти половину стоимости основных фондов. Высок также удельный вес зданий (около 25%), транспортных средств (11-12%), силового оборудования (до 10%).

Газовая промышленность включает разнородные отрасли, и это отражает структура их основных фондов. У промыслов приходится на скважины примерно 60%, газосборные сети 3%, прочие сооружения 6%, передаточные устройства 20%, установки промысловой обработки газа и другое производственное оборудование 7%.

В газопроводном транспорте преобладают магистральные газопроводы (примерно 78%), до 5% принадлежат основным передаточным устройствам, компрессорным агрегатам почти 6%, рабочим машинам и механизмам 2%, компрессорным зданиям 3%, сооружениям 3%. В газобензиновом производстве структура основных фондов отличается значительностью производственного оборудования, а также сооружений и передаточных устройств.

На нефтеперерабатывающих заводах наибольший удельный вес имеют технологические установки и другие виды производственного оборудования.

Производственные основные фонды нефтедобывающей, перерабатывающей и газовой промышленности составляют 7% этих фондов страны, а численность их рабочих по промышленной части менее 1%. Такое соотношение объясняется значительностью капитальных вложений, необходимых для развития нефтяной и газовой промышленности, и относительно высоким размером их основных фондов, приходящихся на 1 рубль продукции, отличающими их от других индустриальных отраслей.

Основные производственные фонды нефтегазодобычи, нефте-газопереработки и системы транспорта и хранения нефти и газа применительно к данной Типовой классификации объединяют средства труда, представленные в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Классификация производственных фондов нефтегазодобычи

Виды основных фондов и их назначение	Объекты этих видов на предприятиях нефтяной и газовой промышленности
1	2
1	2
I) Материальные основные фонды

1.1.Здания - для создания нормальных условий труда, хранения товарно-материальных ценностей.	Здания насосных и компрессорных станций механических мастерских, трубных баз, котельных, складов, заводов и др.
1.2.Сооружения - для создания условий, необходимых для осуществления производственного процесса путем выполнения функций, не связанных с измене-нием предметов труда	Нефтяные, газовые скважины, технологические установки, резервуары, морские эстакады, стояки, нефтяные ловушки, коллекторы,- дороги, пристани. Трубопроводные коммуникации, газовые, сети, водопроводы, внутрипромчеловые трубопроводы. Воздушные линии электропередач, телефонные и телеграфные сети. Трубопроводы магистральные и отводы и др
1.3.Жильё	Здания, предназначенные для невременного Проживания, передвижные щитовые домики, плавучие дома, прочие здания используемые для жилья
1.4. Машины и оборудования а) силовые машины и оборудования: б) рабочие машины и оборудования: в) измерительные, регулирующие, приборы и устройства:	Паровые котлы; генераторы, компрессоры, электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания, трансформаторы, передвижные электростанции и др. Буровые установки, станки-качалки, нефтега-зоперекачивающие агрегаты, оборудование ГРС", теплообменники и др. Дебитомеры, глубинные манометры, устройства для диспетчерского контроля, регулирующие устройства и др.
1.5. Транспортные средства для перемещения людей и грузов	Автоцистерны, нефтеналивные суда, танкеры, автомобили, баржи, лодки, цистерны, тракторы и др.
1.6. Инвентарь; а) производственный б) хозяйственный	Ёмкости для хранения жидкостей (чаны, бочки, баки и т.п.), устройства и тары для сыпучих, штучных и тарно-штучных материалов, не относящихся к сооружениям, устройство и мебель, служащие для облегчения производственных операций. Часы, предметы противопожарного назначения (кроме насосов и механических пожарных лестниц, относящиеся к машинам и оборудованию), спортивный инвентарь и др.
1.7. Прочие	Скот рабочий, продуктивный; насаждения многолетние и др.
II) Нематериальные основные фонды
2.1. Нематериальные основные фонды	Информация о геологических изысканиях и разведке недр, полученная предприятием в результате выполнения этих работ и оказывающая влияние на производственную деятельность этих предприятий в течение ряда лет. Компьютерное программное обеспечение и базы данных, которые предприятие предполагает использовать в производстве более одного года, независимо от того куплены они на рынке или произведены для собственного использования. Патенты, товарные знаки и проч.

В непроизводственном процессе группы основных фондов играют неодинаковую роль. Рабочие машины и оборудование, измерительные приборы и устройства, техническое сооружения (нефтяные и газовые скважины и нефтегазоперерабатывающие установки и магистральные трубопроводы) принимают непосредственное участие в процессе производства, прямо влияют на увеличение выпуска продукции и, поэтому относятся к активной части основных фондов. Другие элементы основных фондов (производственные здания, инвентарь и т.д.) оказывают лишь косвенное влияние на производство продукции и, поэтому их называют пассивной частью основных фондов.

Рис. 2.1. Структура основных фондов на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности

Активная часть, ее доля в основных производственных фондах непосредственно указывает на степень их технического совершенства, на заложенные в них производственные возможности и в значительной степени определяет уровень производственной мощности предприятия. Соотношение этих частей на различных предприятиях можно выявить из структуры основных фондов [7, стр. 68].

Производственная структура основных фондов характеризуется удельным весом каждой группы основных фондов в их общей стоимости. Чем выше в составе основных производственных фондов удельный вес машин, оборудования и других элементов активной части, тем больше продукции будет произведено на 1 руб. основных фондов. Наиболее высок удельный вес активной части основных фондов на предприятиях, которые имеют высокий уровень технической оснащенности, где производственные процессы механизированы и автоматизированы, где широко используют химические методы обработки и высокий уровень электровооруженности труда. Кроме того, удельный вес отдельных групп основных фондов на предприятиях неодинаков в связи с их технико-экономическими особенностями. Даже предприятия внутри одной отрасли промышленности, как правило, имеют неодинаковую структуру основных производственных фондов.

Особенность структуры предприятий нефтяной и газовой промышленности - большая доля их активной части по сравнению с пассивной. Так, в нефтегазоперерабатывающей промышленности машины, оборудование и часть сооружений, образующих активную часть, превышают 60%, а в нефтедобыче активная часть основных фондов, включающая сооружения (скважины), машины, превышает 80% при незначительном удельном весе пассивной части основных фондов - зданий и др.

Это связано с тем, что большая часть основного производственного процесса на этих предприятиях осуществляется вне зданий на открытых площадках, что характерно и для структуры основных фондов системы транспорта и хранения нефти и газа. Однако есть и значительные отличия: если наиболее активная часть в нефтегазодобыче - это сооружения (скважины и резервуары), при помощи которых происходит основной производственный процесс, то в трубопроводном транспорте - перемещение нефти и газа осуществляется трубопроводом, т.е. на сооружениях, которые в сочетании с машинами и оборудованием образуют активную часть, превышающую 90%.[7., стр. 68-85]

Таблица 2.3

Структура промышленно-производственных основных фондов нефтедобывающей промышленности

Отрасль промышлен-ности	Промышленно-производственные основные фонды, всего	Здания	Сооружения	передаточные устройства	силовые машины и оборудование	рабочие машины и оборудование	измерительные и регулирующие приборы, устройства и лабораторное оборудование	транспортные средства	прочие основные фонды
Вся промышленность	100	29,7	21,2	8,8	8,4	25,3	1,1	4,4	1,1
Нефтедобывающая	100	2,9	71,4	13,1	2,0	9,1	0,4	0,6	0,5
Нефтепере-рабатываю-щая	100	16,5	19,6	18,9	3,0	39,4	1,6	0,7	0,3

Дальнейшее совершенствование структуры основных производственных фондов этих предприятий связана с её техническим перевооружением, автоматизацией и т.п. действиями.

По степени использования основные средства подразделяются на находящиеся:

а) в эксплуатации - все числящиеся на балансе организации, действующие основные средства, в том числе временно не используемые, сданные в аренду по договору аренды и проч.;

б) в запасе (резерве) - оборудование и транспортные средства, приобретенные для этой цели, а также бывшие в эксплуатации, но временно выведенные из эксплуатации;

в) в стадии достройки, дооборудования, реконструкции и частичной ликвидации;

г) на консервации - основные средства, находящиеся в определенном комплексе, объекты, имеющие законченный цикл производства, на срок более трех месяцев.

В зависимости от принадлежности основные средства подразделяют:

а) на собственные, принадлежащие организации по праву собственности (в том числе сданные в аренду без права выкупа);

б) находящиеся в оперативном управлении и хозяйственном ведении;

в) полученные в аренду без права выкупа [7, стр. 68].

.2 Методика оценки эффективности использования основных фондов

Основные фонды относятся к одному из элементов производственного процесса. От их эффективности использования в значительной степени зависят и конечные результаты производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

Улучшение использования основного технологического оборудования можно добиться двумя основными путями:

- либо за счет совершенствования организации производства, устранения непроизводительных потерь времени работы оборудования;

- либо за счет внедрения в производство передовых достижений науки и техники, позволяющих оснастить его высокопроизводительным оборудованием и прогрессивной технологией, «расшить» узкие места в технологическом процессе.

Выбор того или иного варианта повышения эффективности использования основных производственных фондов и, в частности, оборудования, должен базироваться на тщательном экономическом анализе. Основными задачами, которые необходимо решить в процессе анализа эффективности использования основных производственных фондов, являются:

- улучшение состава, структуры и движения основных производственных фондов;

- оценка технологического состояния основных производственных фондов;

выявление обеспечения предприятия и его подразделений основными фондами;

изучение степени использования основных фондов по их мощности и по времени работы;

выявление резервов полной загрузки оборудования, разработка конкретных мероприятий и рекомендаций по реализации этих резервов.

Анализ производится в следующей последовательности:

1. анализ структуры и технического состояния основных фондов;

2. анализ эффективности использования основных фондов;

. анализ использования производственного оборудования;

. анализ использования производственной мощности и производственной площади предприятия.

Методика анализа - реализация конкретных научных способов для изучения хозяйственного процесса, который необходимо улучшить.

Анализ основных фондов может проводиться по нескольким направлениям, разработка которых в комплексе позволяет дать оценку структуры, динамики и эффективности использования основных средств и долгосрочных инвестиций.

Основные направления анализа основных средств и соответствующие задачи, решаемые в рамках каждого направления, представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4.

Основные направления и задачи анализа основных средств

Основное направление анализа	Задачи анализа
Анализ структурной динамики основных средств	Оценка размера структуры вложений капитала в основные средства Определение характера и размера влияния изменения стоимости основных средств на финансовое положение предприятия и структуру баланса
Анализ эффективности использования основных средств	Анализ движения основных средств Анализ показателей эффективности использования основных средств Анализ использования времени оборудования Интегральная оценка использования оборудования
Анализ эффективности затрат по содержанию и эксплуатации оборудования	Анализ затрат на капитальный ремонт Анализ затрат по текущему ремонту Анализ взаимосвязи объема производства, прибыли и затрат по эксплуатации оборудования
Анализ эффективности инвестиций в основные фонды	Оценка эффективности капитальных вложений Оценка эффективности привлечения займов для инвестирования

Выбор направлений анализа и решаемых аналитических задач определяется потребностями управления. Анализ структурной динамики основных средств, инвестиционный анализ составляют содержание финансового анализа. Оценка эффективности использования основных средств и затрат по их эксплуатации относятся к управленческому анализу, однако четкой границы между этими видами анализа нет.

Оценка технического уровня отраслей промышленности и предприятий, эффективности использования основных фондов приобретает особо важное значение.

Важным направлением анализа использования основных фондов является анализ состава, структуры и движения основных фондов.

Шевченко Е.С. использует для этого используют следующие показатели:

«1. Коэффициент износа основных фондов Киф, равный отношению величины износа Иоф к первоначальной стоимости фондов Сп:

Киф = Иоф / Сп (1)

. Коэффициент обновления основных фондов Кобн в долях единицы, равный отношению стоимости вновь введенных основных фондов Сн за определенный период к общей их стоимости на конец периода Сф:

Кобн = Сн / Сф (2)

. Наиболее важным показателем использования основных фондов является фондоотдача Ф, определяемая делением валовой Qв, товарной Qт или чистой продукции Qч на среднегодовую стоимость основных фондов Сф:

Ф = Qв / Сф. (3)

Фондоотдача показывает, какое количество продукции производится с единицы основных фондов. Чем больше продукции приходится на 1 руб. стоимости основных фондов, тем эффективнее они используются. В величине фондоотдачи отражаются рост выпуска продукции, улучшение ее качества, изменение стоимости основных фондов.

Фондоотдачу принято определять и на 1 руб. стоимости производственных фондов (основных и оборотных), это полная фондоотдача Фп. Она определяется отношением объема выпущенной (товарной, валовой, чистой) продукции за определенный период к среднегодовой стоимости производственных основных Сф и оборотных Соб фондов:

Фп = Qв / (Сф + Соб ) (4)

Для оценки степени использования основных фондов могут применяться натуральные показатели. Но они не дают возможность оценить использование только основных фондов оборудования.

. Фондоемкость продукции характеризует количество основных фондов, обеспечивающих выпуск единицы продукции.

Фондоемкость определяется делением стоимости основных фондов на валовую продукцию, произведенную с помощью этих фондов:

фе = Сф / Qв = 1 / Ф (5)

т. е. фондоемкость является величиной, обратной фондоотдаче.

. Фондовооруженность характеризует степень технической оснащенности труда. Определяется она Фв делением стоимости основных фондов Сф на среднесписочную численность рабочих в наибольшую смену Чсм

Фв = Сф / Чсм (6)

Рост основных фондов позволил существенно повысить фондовооруженность труда в промышленности.

Помимо фондовооруженности следует определять машиновооруженность Фва, которая учитывает степень оснащенности труда активной частью основных фондов:

Фва = Саф / Чсм (7)

где Саф - стоимость активной части основных фондов, руб.

Важнейшим натуральным показателем, характеризующим основные фонды, является производственная мощность, которая определяется максимально возможным годовым выпуском продукции при условии полного использования оборудования, применения передовой технологии и организации производства.

Для оценки использования производственной мощности применяются три показателя: коэффициент экстенсивного использования Кэ, коэффициент интенсивного использования Ки и коэффициент интегрального использования Кi.

. Коэффициент экстенсивного использования оборудования характеризует эффективность его использования во времени. Он представляет собой отношение времени работы оборудования Тр ко всему календарному времени Тк, т. е. показывает удельный вес времени производительной работы оборудования:

Кэ = Тр / Тк (8)

Числовое значение коэффициента экстенсивного использования оборудования должно приближаться к единице.

. Коэффициент интенсивности использования оборудования определяется отношением фактической производительности Qф оборудования в еденицу рабочего времени (сут., ч.) в натуральных еденицах к возможной его производительности Qп

Ки = Qф / Qп (9)

При условии совершенствования режимов работы оборудования или его модернизации коэффициент интенсивного использования в отдельных случаях может быть больше единицы.

Суммарный эффект действия обоих направлений улучшения использования основных фондов - экстенсивного и интенсивного - принято оценивать интегральным коэффициентом, равным произведению двух рассмотренных коэффициентов:

Кi = Кэ * Кп (10)

С улучшением использования основных производственных фондов обеспечивается:

увеличение объема производства без дополнительных капитальных вложений;

ускоренное обновление средств труда, что сокращает возможность морального износа оборудования и способствует техническому прогрессу в отрасли;

снижение себестоимости продукции за счет амортизационных отчислений в расчете на единицу продукции.

.3 Резервы повышения эффективности использования основных фондов на нефтегазодобывающих предприятиях

Улучшение использования основных средств на предприятиях нефтегазодобывающей отрасли, имеет первостепенное значение, так как влияет на эффективность общественного производства, на количественные и качественные показатели работы предприятий. Предприятия нефтегазодобычи относятся к числу фондоемких производств, поэтому эффективность использования основных фондов в значительной степени влияет на эффективность работы предприятия в целом.

Во-первых, лучшее использование основных производственных фондов увеличивает объем производства без дополнительных капитальных вложений. Так, более полное использование техники путем ликвидации простоев, сокращения числа и ускорения ремонтов и других мер обеспечивают прирост продукции с имеющихся основных фондов. Этим высвобождаются капитальные вложения для расширения производства при выигрыше временив его развитии, так как увеличение выпуска продукции достигается в более короткий срок, чем при новых капитальных вложениях. В современных условиях каждый процент улучшения использования основных производственных фондов уменьшает потребность в капитальных вложениях в промышленности на 3 млн. руб. [8, стр.196].

Во-вторых, с улучшением использования основных фондов полнее используются трудовые ресурсы и повышается производительность их труда. Повышение коэффициента сменности, например, способствует вовлечению в производство дополнительной рабочей силы. Улучшение ухода за оборудованием сокращает простои, что обеспечивает прирост продукции при тех же трудовых ресурсах. Установление и поддержание оптимального технологического режимам работы скважин позволяет увеличить добычу нефти при неизменной численности промысловых рабочих. Кроме того, при этом болей производительно используется труд, затраченный на бурение скважин и на нефтепромысловое обустройство.

В-третьих, в результате улучшения использования основных фондов снижается себестоимость продукции. Это обеспечивается тем, что амортизационные отчисления остаются неизменными или возрастают (в зависимости от коэффициента сменности) медленнее, чем объем производства. Поэтому амортизация основных фондов в расчете на единицу продукции уменьшается. Одновременно, при увеличении, объема производства снижается величина условно-постоянных расходов на единицу продукции - общезаводских (общепромысловых), цеховых и др. Все это ведет к росту накоплений [9, стр.61].

В-четвертых, улучшение использования основных фондов ускоряет оборот средств труда. Чем скорее переносится стоимость основных фондов на вновь созданный продукт, тем в более короткий срок осуществляется их обновление. Сближаются сроки физического и морального износа основных фондов, в результате уменьшаются потери от досрочной замены устаревшей техники.

В-пятых, улучшение использования основных фондов обеспечивает ускорение оборачиваемости оборотных средств. Это определяется тем, что увеличение выпуска продукции опережает рост оборотных средств или происходит при их почти неизменном размере. В условиях комплексного характера нефтяной и газовой промышленности улучшение использования основных фондов способствует более эффективному их использованию в других отраслях. Так, ускорение бурения в результате улучшения использования основных фондов буровых предприятий создает возможность досрочного ввода скважин в эксплуатацию. Это позволит увеличить добычу нефти и выработку нефтепродуктов, эффективнее использовать производственный аппарат нефтедобывающих предприятий и нефтеперерабатывающих заводов [9, стр.61].

В результате обобщения опыта работы нефтегазодобывающих предприятий можно выделить следующие главные направления повышения эффективности использования основных фондов.

. Увеличение времени использования основных фондов в календарном периоде путем ликвидации бездействия буровых установок (не связанного с межрабочим периодам); предотвращения аварии и простоев; ритмичной работы; удлинения межремонтного периодам работы основных средств на основе улучшения их ремонта и эксплуатации; ускорения ремонтных работ; совершенствования конструкция оборудования и инструмента; улучшения качества вспомогательный материалов и др.

. Повышение производительности оборудования в единицу времени путем применения прогрессивной буровой техники и технологии; использования оборудования, соответствующего геологическим, климатическим, дорожным и другим условиям бурения; механизации и автоматизации производственных процессов; внедрения научной, организации производства; массового скоростного бурения скважин и др. [10, стр.81].

Повышение эффективности использования основных фондов нефтегазодобывающих предприятий достигается следующими путями.

. Увеличение времени полезной работы основных фондов (экстенсивные резервы). К этим резервам относятся:

.1. Ввод в эксплуатацию бездействующих скважин. Бездействие скважин определяет неполное использование производственной мощности предприятий, потери добычи нефти и газа, ухудшение экономических показателей. Число бездействующих скважин сокращается благодаря предотвращению выхода из строя эксплуатационных скважин, ускорению освоения новых скважин, укреплению цехов капитального ремонта и повышению технического уровня ремонтные работ. Сохранению скважин в действующем фонде способствуют установление и поддержание оптимального технологического режима их эксплуатации, правильный выбор эксплуатационного оборудования, эффективная борьба с выносом песка, отложениями парафина и др.;

.2. Ликвидация аварий и простоев в процессе эксплуатации скважин. Устранение простоев требует правильного распределения рабочей силы, средств, труда, материальных ресурсов;

1.3. Ускорение подземного ремонта скважин. Простои действующих скважин в ремонте составляют 2% их календарного времени. Ускорение ремонтов скважин достигается механизацией подземного ремонта внедрением новой техники спускоподъемных операций, укрепление цехов подземного ремонта и др.;

1.4. Эффективное увеличение межремонтного периода эксплуатация скважин, при котором обеспечивается поддержание постоянного дебита, установленного технологическим режимом эксплуатации скважин. Удлинению межремонтного периода эксплуатации скважин способствуют широкое внедрение методов искусственного воздействия на пласты, массовое применение погружных центробежный электронасосов (обладающих большим межремонтным периодом) совершенствование методов борьбы с выносом песка и отложениями парафина и др.;

.5. Продление срока жизни нефтяных скважин. Этому способствуют многопластовость месторождений, широкое применение вторичных методов добычи нефти и различных методов повышения производительности скважин, детальное изучение малодебитных, бездействующих и ликвидированных скважин. Однако в Азербайджане, пример, возраст почти трети ликвидированных скважин из-за недостатков их эксплуатации не превышает пяти лет. В то же время, велика группа скважин со сроком жизни свыше 15-20 лет;

.6. Своевременное выявление и реализация излишних машин оборудования другим предприятиям;

.7. Эффективное удлинение сроков службы нефтяного оборудования. Большой эффект дает улучшение качества глубинных насосов, применение экономичных колонн насосно-компрессорных труб (изготовленных из нескольких марок сталей разной стоимости), реставрация этих труб и их повторное использование. Все это сокращает капитальные вложения в оборудование скважин [10, стр.81].

. Увеличение производительности использования основных фондов в единицу времени (интенсивные резервы), т. е. повышение к интенсивности использования скважин, пластов и месторождения в целом путем:

.1. Расширения и совершенствования искусственного воздействия на нефтяные пласты. Поддержание пластового давления в сочетании с внедрением редких сеток скважин позволило исключить за 20 лет его применения бурение 22 тыс. скважин и реализовать другие преимущества;

2.2. Применения методов воздействия на призабойную зону скважин. К наиболее эффективным из них относятся: гидравлический разрыв пластов, солянокислотная обработка забоев скважин, обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами и другие методы;

2.3. Предотвращения осложнений в работе скважин;

2.4. Установления и совершенствования оптимального технологического режима эксплуатации скважин. На многих инженерно-технологических службах все действующие скважины эксплуатируются на таких режимах;

.5. Одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной, обеспечивающей увеличение добычи нефти и газа, экономию капитальных вложений и издержек производства;

.6. Широкого развития безвышечной эксплуатации. Стационарные вышки и мачты используются в течение не более 15-20 дней в году, а остальное время бездействуют и разрушаются от коррозии. Повышению фондоотдачи и рентабельности способствует применение передвижных агрегатов, оснащенных мачтами или вышками и комплексом механизмов для спуско-подъемных операций;

.7. Комплексной автоматизации нефтегазодобывающих предприятий, обеспечивающей совершенствование режимов работы скважин, повышение экономической эффективности производства, облегчение и изменение условий труда;

.8. Устранения потерь продукции скважин. Для этого необходимо попеременное строительство объектов газового хозяйства, сбор и утилизация парафиновой массы, ликвидация потерь нефти и др. [11, стр.31].

К важным направлениям повышения эффективности использования основных производственных фондов в единицу времени также относятся:

1. Совершенствование машин и оборудования для добычи нефти. Большое значение имеют внедрение более совершенных станков-качалок, подъемников новых типов для подземного ремонта скважин, улучшение качества насосно-компрессорных труб и насосных штанг, применение усовершенствованного комплекса оборудования для гидравлического разрыва пластов, компрессоров новых типов для внутрипромыслового сбора и транспорта попутного газа, оборудования, приспособленного к условиям работы в малоосвоенных и труднодоступных районах и др.;

2. Внедрение прогрессивных систем сбора и транспорта нефти и газа, т. е. максимальное укрупнение пунктов сбора продукции скважин, использование избыточного давления на устье скважин для транспорта нефти и газа, совмещение газобензиновых заводов и компрессорных станций внешней перекачки с пунктами сбора и подготовки нефти. В последние годы в ряде районов внедряют герметизированные напорные системы сбора и транспорта нефти и газа. Эти системы - основа технологической перестройки отрасли;

. Рациональная подготовка нефти к переработке, включающая обезвоживание и обессоливание ее до регламентированных (в установленном порядке) кондиций;

4. Снижение стоимости бурения и нефтепромыслового строительства. Этим наряду с другими факторами повышается эффективность капитальных вложений. Пути использования резервов в этой области рассматриваются особо.

Главные резервы и пути улучшения использования основных фондов на предприятиях нефтегазодобычи можно представить в таблице 1.3.

Помимо рассмотренных резервов и путей улучшения использования основных фондов следует отметить такие важные направления как совершенствование снабжения и оперативно-производственного планирования, а также совершенствование материальной мотивации труда и другие мероприятия [11, стр.81].

основной фонд эффективность нефтегазодобывающий

Таблица 2.5

Резервы и пути улучшения использования основных фондов

Резервы и пути улучшения использования основных фондов
Увеличение времени работы основных фондов (экстенсивные резервы)	Увеличение производительности использования в единицу времени (интенсивные резервы)
1. ввод в эксплуатацию бездействующих скважин; 2. ликвидации аварий и простоев; 3. ускорение подземного ремонта; 4. увеличение межремонтного периода эксплуатации скважины; 5. продление срока жизни скважины; 6. своевременное выявление и реализация излишних машин, оборудования другим предприятиям; 7. удлинение сроков службы нефтяного оборудования.	1. расширение и совершенствование искусственного воздействия на нефтяной пласт; 2. применение методов воздействия на призабойную зону скважины; 3. предотвращение осложнение в работе скважины; 4. установление и совершенствование оптимального технологического режима эксплуатации скважины; 5. одновременно - раздельное эксплуатация двух и более пластов; 6. развитие безвышечной эксплуатации; 7. комплексная автоматизация нефтегазодобывающего предприятия; 8. устранение потерь продукции. 9. совершенствование машин и оборудования; 10. внедрение прогрессивной системы сбора и транспортировки нефти и газа; 11. рациональная подготовка нефти к переработке; 12. снижение себестоимости бурения нефтепромыслового строительства.

В этой связи выявим резервы повышения эффективности использования основных фондов в НГДУ ”Лянторнефть”. С этой целью проведем анализ эффективности использования основных фондов на предприятии.

Глава 3. Анализ эффективности использования нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

.1 Анализ состава и структуры основных фондов нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Под структурой основных фондов понимается удельный вес каждой из групп основных фондов в общей их совокупности.

В зависимости от роли и участия в производственном процессе основные фонды предприятия могут быть разделены на две группы, представляющие собой:

активную часть основных производственных фондов, к которой относятся фонды, принимающие непосредственное участие в производственном процессе. К этой группе относятся машины, механизмы, оборудование;

пассивную часть, к которой относятся здания, сооружения, передаточные устройства, то есть основные фонды, которые не принимают непосредственного участия в осуществлении технологического процесса, но без которых производство продукции невозможно. [8, с. 278]

Наиболее важное значение для повышения эффективности производства имеет активная часть основных производственных фондов, поэтому ее доля в структуре должна быть преобладающей.

Структура основных производственных фондов представлена в таблице 2.3.

Из данных, приведенных в таблице 3.1. видно, что активная часть основных фондов составляет 97% от общей стоимости в 2009 году и 96% в 2010 году. Это обусловлено тем, что в нефтегазодобывающей промышленности в активную часть основных фондов включается часть сооружений. В других отраслях промышленности сооружения не входят в состав активной части - это мосты, эстакады, резервуары, колодцы, плотины, дамбы, каналы, шоссейные дороги, насыпи, тоннели и т.д., т.е. таких видов основные фонды, которые непосредственно в производственном процессе не участвуют. Однако в нефтегазодобывающей промышленности нефтяные и газовые скважины, относящиеся к сооружениям, как раз та часть основных фондов, которая непосредственно дает целевую продукцию: нефть и газ.

Таблица 3.1.

Наличие, движение и состав основных фондов НГДУ «Лянторнефть»

тыс. руб.

Наименование показателя	Наличие на начало года (по полной балансовой стоимости)	Поступило в отчетном году		Выбыло в отчетном году		Наличие на конец года (по полной балансовой стоимости гр.3 + гр.4-гр.6)	Наличие на конец года (остаточная стоимость)	Бухгалтерский износ основных фондов за год
		Всего	В том числе введено в действие основных фондов	Всего	В том числе списано основных фондов
1	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Всего основных фондов (стр.02+16+20)	15890598	2132805	1667088	101951	32794	17921452	7717882	907650	31769
В том числе: основного вида деятельности (сумма стр. 03, 05, 07-09, 11-14)	15390945	1868348	1537917	58227	27094	17201066	7169553	870216	26651
Из них: здания	243257	144135	127365	25738	187	361654	273408	11272	187
Сооружения	13601867	923241	801824	10602	4635	14514506	5503283	729658	423
Машины и оборудование	1529264	797884	608383	21558	22154	2305590	1379951	127156	22115
Транспортные средства	12665	2237		291	80	14611	10635	1528	80
Производственный и хозяйственный инвентарь	3892	851	345	38	38	4705	2276	602	38
Основные фонды других отраслей, производящих товары	301802	152673	17577	6456	5700	448019	283837	36066	5118
Основные фонды других отраслей, оказывающих услуги	197851	111784	111594	37268		272367	264492	1368
Жилищного хозяйства	144893	97285	97285	31952		210226	210226
В том числе жилые здания	144893	97285	97285	31952		210226	210226

Структура основных фондов НГДУ «Лянторнефть» представлена на рис. 3.1 и 3.2.

Рис. 3.1. Структура основных фондов НГДУ «Лянторнефть» в 2009 году, %

Рис. 3.2. Структура основных фондов в 2010 году, %.

Представленные данные свидетельствуют о том, что для нефтегазодобывающего предприятия НГДУ “Лянторнефть” характерен высокий удельный вес сооружений и передаточных устройств: они занимают более двух третей в составе основных фондов. Как показывает таблица, наибольший удельный вес в общей стоимости основных фондов занимает группа «Сооружения и передаточные устройства ». Это говорит о том, что первоначальная стоимость в этой группе самая большая. Резкое преобладание сооружений, главным образом дорогостоящих скважин, составляющих около 65% общей стоимости промышленно-производственных фондов; высокий удельный вес передаточных устройств, обусловленный наличием разветвленной сети трубопроводов для транспорта нефти, таза и воды, а также линий электропередач;

.2 Анализ технического состояния основных фондов нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Техническое состояние основных фондов характеризуется степенью их изношенности, обновления, выбытия, возрастным составом оборудования.

Показатели степени изношенности основных фондов, в т. ч. оборудования, является коэффициент износа, который определяется как отношение суммы износа основных средств к их первоначальной стоимости. Как правило, чем ниже коэффициент износа основных фондов, тем лучше состояние, в котором они находятся.

Степень обновления основных фондов характеризуется отношением стоимости вновь поступивших за отчетный год основных фондов к стоимости их на конец периода. Она показывает величину введенных в действие основных фондов за тот или иной период. Коэффициент износа и обновления исчисляется как по всем фондам, так и по активной их части, а также по группам оборудования и рассматриваются обычно в динамике за ряд лет.

Более высокий коэффициент обновления активной части фондов по сравнению с аналогичным коэффициентом, исчисленным по всем фондам, показывает, что обновление основных фондов осуществляется на предприятии за счет активной их части и положительно влияет на показатель фондоотдачи.

Коэффициент выбытия исчисляется как отношение выбывших за отчетный год основных фондов к стоимости их на коней периода. Он показывает долю основных фондов, ежегодно выбывших из производства. Рост его означает обновление материальной базы предприятия.

Все основные средства, кроме земли, подвержены физическому и моральному износу, т.е. под влиянием физических сил, технических и экономических факторов они постепенно утрачивают свои свойства и приходят в негодность. Физический износ частично можно восстановить, произведя ремонт, реконструируя и модернизируя основные средства, но со временем затраты на ремонт не окупаются, что приводит к нецелесообразности их эксплуатации. Моральный износ проявляется в том, что основные средства по своей конструкции, производительности, расходам на эксплуатацию и обслуживание отстают от более новых конструкций, а главное - они не могут выпускать продукцию такого качества и в количестве, в котором можно выпускать ее на более совершенном оборудовании. Это требует замены устаревших объектов основных средств более совершенными.

При определении срока полезного использования объекта основных средств, следует учитывать такие факторы, как:

ожидаемое полезное использование объекта предприятием с учетом его мощности или продуктивности;

предполагаемый физический и моральный износ;

правовые или подобные ограничения использования основных средств.

Срок полезного использования объекта основных средств пересматривается в случае изменения ожидаемых экономических выгод от этого объекта. Амортизация объекта основных средств начисляется исходя из нового срока полезного использования, начиная с месяца, наступающего за месяцем изменения срока полезного использования.

Первоначальная стоимость объекта основных средств, полученного в результате обмена на приобретенный объект, приравнивается к остаточной стоимости переданного объекта. Если остаточная стоимость переданного объекта превышает его справедливую стоимость, то первоначальная стоимость объекта основных средств, полученного в обмен на подобный объект, является его справедливой стоимостью.

Справедливая стоимость - это сумма, по которой могут быть осуществлены обмен актива или оплата обязательств результате операций между заинтересованными и незаинтересованными сторонами.

Первоначальная стоимость объекта основных средств, приобретенного в обмен (или частичный обмен) на неподобный объект, равняется справедливой стоимости переданного объекта основных средств, скорректированного на сумму денежных средств или их эквивалентов, которая была передана (получена) в процессе обмена.

Однако, оценка основных средств в денежном выражении не дает представления о техническом его состоянии, не позволяет определить производственную мощность предприятия и составить баланс машин и оборудования. Для этих целей учет основных средств производится в натуральном выражении (число единиц, вес, мощность) на основании составляемых актов приемки отдельных объектов, сдаваемых в эксплуатацию. На каждую единицу основных средств имеется инвентарная карточка, отражающий время постройки или приобретения, техническая характеристика, произведенные ремонты, степень износа и использования.

Степень износа основных фондов на анализируемом предприятии представлена в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Данные для анализа износа основных фондов

№ п/п	Группы Основных фондов	Первоначальная стоимость, тыс.руб.	Износ
			Сумма, тыс.руб.	%
1.	Здания	361654	88246	24,4
2.	Сооружения	14514506	9011223	62,08
3.	Машины и оборудование	2305590	925639	40,14
4.	Производственный и хозяйственный инвентарь	4705	2429	51,63
5.	Транспортные средства	14611	3976	27,21
6.	Основные фонды других отраслей, производящих товары	448019	164182	36,64
7.	Основные фонды других отраслей, оказывающих услуги	272367	7875	2,89
7.	Итого	17921452	10203570	56,93
8.	в том числе, производственные	17201066	10031513	58,3

Из таблицы видно, что в целом износ основных фондов составляет 56,9 %, что характеризует их высокую изношенность. Наиболее изношенными на предприятии являются сооружения - 62,08%, производственный и хозяйственный инвентарь - 51,6%. Износ по группе «машины и оборудование» составил 40,14%.

Для характеристики технического состояния основных средств используются такие показатели, как коэффициент износа, коэффициент годности, возрастная структура оборудования. [4, с. 245]

Коэффициент износа определяется по формуле:

КИ=И/F, (11 )

где КИ - коэффициент износа;

И - сумма износа;- первоначальная (балансовая) стоимость основных средств.

Коэффициент годности (Кг) можно рассчитать двумя способами:

) как разница между 1 и коэффициентом износа

Кг = 1- КИ (12)

) как отношение остаточной стоимости (Ос) основных средств к их первоначальной (балансовой) стоимости.

Кг=Ос/F (13)

В определенной степени техническое состояние основных средств характеризуют показатели их движения: коэффициент ввода, коэффициент обновления и коэффициент выбытия.

Коэффициент ввода определяется как отношение стоимости поступивших основных средств (Fn) к их стоимости на конец года (Fk):

Квв= Fn / Fk (14)

Коэффициент обновления (Кобн) рассчитывается путем деления стоимости поступивших основных средств (Fn) к их стоимости на конец года:

Кобн= Fn+/Fk (15)

Коэффициенты ввода и обновления бывают равны между собой в случае, когда все поступившие за отчетный год основные средства новые, не бывшие в эксплуатации.

Коэффициент выбытия (Квыб) исчисляется как отношение стоимости выбывших основных средств (Fвыб) к их стоимости на начало года (Fн) [17, с. 345]:

Квыб= Fвыб/Fн (16 )

По данным, приведенным в таблице 3.4., проанализируем показатели движения и технического состояния основных производственных фондов.

Таблица 3.5.

Динамика показателей технического состояния основных фондов

Показатель	Уровень показателя
	2009 год	2010 год	Отклонение
Коэффициент обновления, %	10,3	11,9	1,6
Срок обновления, лет	7,64	7,45	- 0,19
Коэффициент выбытия, %	0,5	0,64	0,14
Коэффициент прироста, %	11,3	12,7	1,4
Коэффициент износа, %	55,1	56,9	1,8
Коэффициент годности, %	44,9	43,1	-1,8

Динамика показателей технического состояния проиллюстрирована на рис. 3.3.

Рис. 3.3. Динамика показателей технического состояния основных фондов НГДУ «Лянторнефть».

Сведения таблицы 3.5. и данные рис. 3.3. показывают, что за отчетный год техническое состояние основных средств на предприятии ухудшилось. По причине увеличения износа на 1,8%. При анализе коэффициентов обновления и выбытия основных фондов следует рассматривать взаимосвязанно. Так, коэффициент обновления (11,9 %) значительно выше коэффициента выбытия (0,64 %). Это свидетельствует о том, что на анализируемом предприятии происходит обновление основных фондов за счет нового строительства.

Технический уровень основных фондов характеризует также и возрастной состав оборудования. Он позволяет судить о его работоспособности и необходимости замены, а также знать потенциальные возможности повышения фондоотдачи.

3.3 Анализ эффективности использования основных производственных фондов нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Эффективность использования производственных основных фондов характеризуется соотношением темпов роста выпуска продукции и темпов роста основных фондов, а также показателями фондоотдачи, фондоемкости, фондовооруженности и производительности труда.

Обобщающим показателем является фондоотдача - объем произведенной за год (или другой период) продукции, приходящейся на 1 руб. производственных основных фондов. Ее можно выразить формулой:

ФО= П/Ф, (17.)

где ФО - фондоотдача;

П - выпуск продукции за год;

Ф - среднегодовая стоимость производственных основных фондов.

В расчетах плана экономического и социального развития фондоотдача исчисляется, исходя из объема продукции в сопоставимых ценах и среднегодовой стоимости производственных основных фондов (собственных и арендованных), кроме фондов, находящихся па консервации и в резерве, а также сданных в аренду. Основные фонды учитываются по полной балансовой стоимости (без вычета износа).

Фондоотдача может определяться исходя и из выпуска продукции в стоимостных, натуральных и условно-натуральных показателях.

Наиболее правильно эффективность использования основных фондов отражает показатель фондоотдачи, исчисленный исходя из выпуска продукции в натуральном выражении. В большинстве отраслей промышленности фондоотдача рассчитывается на основе стоимостных показателей.

Применение показателя реализованной продукции для исчисления фондоотдачи нецелесообразно, так как этот показатель в динамике за ряд лет будет отражать объемы в разной оценке.

В экономической литературе высказываются предложения об исчислении фондоотдачи как отношения прибыли к фондам. В этом случае показатель фондоотдачи недостаточно точно характеризует увеличение выпуска продукции на единицу стоимости основных фондов, так как повышение прибыли не всегда связано с ростом выпуска продукции (оно часто зависит от влияния сдвигов в структуре и ассортименте). Этот показатель дублирует изменение уровня рентабельности.

Некоторые экономисты считают целесообразным определять фондоотдачу, исходя из остаточной стоимости основных фондов. Такое предложение нельзя считать правомерным, так как остаточная стоимость не характеризует затрат на воспроизводство основных фондов. При этом получится, что на предприятиях, имеющих старые, морально устаревшие и физически изношенные фонды, уровень фондоотдачи будет выше, чем на аналогичных новых предприятиях, имеющих новую технику и более производительное оборудование.

Фондоотдача может рассчитываться как по отношению ко всей стоимости производственных основных фондов, так и к стоимости машин и оборудования. Это дает возможность проследить эффективность использования наиболее подвижной и решающей части основных фондов - оборудования.

Однако независимо от базы исчисления показателя фондоотдачи, его содержание не лишено ряда недостатков, которые необходимо учитывать в практике хозяйствования и экономическом анализе. Показатель фондоотдачи несоизмерим во времени, так как в числителе фигурирует годовой (квартальный) объем продукции, а в знаменателе указываются фонды, отдельные элементы которых имеют различные сроки службы, но во всех случаях превышающие годовой отрезок времени.

Далее, объем продукции, принятый при определении показателя фондоотдачи, не может рассматриваться как величина, пропорциональная размерам основных фондов, в связи с тем, что она зависит и от использования основных фондов в течение суток (сменность), от годового режима работы (сезонность, прерывная или непрерывная рабочая неделя) и т. п. Кроме того, неодинакова и пассивная часть основных фондов, которая вообще слабо связана с продукцией.

Снижение уровня фондоотдачи в известной степени вызывается большим ростом капитальных вложений, направляемых на улучшение условий труда, охрану окружающей среды, ускоренным развитием промышленности в отдельных районах страны, сдвигами в отраслевой структуре промышленности и другими объективными факторами. Понижение фондоотдачи в значительной степени происходит также под влиянием таких воспроизводственных факторов, как удорожание стоимости единицы мощности, рост сметной стоимости строительно-монтажных работ, опережение роста цен на оборудование над увеличением его производительности, недостатки в использовании действующих фондов.

Для определения обеспеченности основными фондами и их использования применяются также показатели фондоемкости, фондовооруженности, технической вооруженности и производительности труда.

Фондоемкость - показатель, обратный фондоотдаче Он характеризует стоимость основных производственных фондов, приходящихся на единицу стоимости выпускаемой продукции. В настоящее время этот показатель еще мало используется в экономических расчетах, что объясняется трудностями исчисления его по видам продукции.

Фондовооруженность труда выражается отношением среднегодовой стоимости основных промышленно-производственных фондов (по первоначальной оценке) к числу рабочих в наибольшую смену. Она отражает степень обеспеченности рабочих средствами труда (основными фондами).

Техническая вооруженность исчисляется как отношение среднего остатка производственного оборудования к числу рабочих в. наибольшую смену.

Чтобы проследить взаимосвязь между показателями фондоотдачи, фондовооруженности и производительности труда, необходимо преобразовать формулу фондоотдачи (числитель и знаменатель разделить на численность рабочих в наибольшую смену) таким образом:

ФО = П/Ф= (П/ЧР)/ (Ф/ЧР)= ПТ/ФВ, (18)

где Ф - средняя стоимость производственных основных фондов;

П - объем продукции;

ЧР - число рабочих в наибольшую смену;

ПТ - производительность труда (по числу рабочих в наибольшую смену);

ФВ - фондовооруженность.

Таким образом, фондоотдачу можно представить как частное от деления производительности труда на фондовооруженность, следовательно, фондоотдача прямо пропорциональна производительности труда и обратно пропорциональна его фондовоооруженности. Поэтому для повышения фондоотдачи необходимо, чтобы темпы роста производительности труда опережали темпы роста его фондовооруженности.

Изучение факторной модели основных фондов позволяет оценить влияние изменений в составе основных средств, использование рабочего времени, производительности единицы оборудования с его производительностью.

Особенность анализа основных фондов - его многоуровневый характер. Важно выделить уровень влияния факторов и в соответствии с этим выбрать модели и способы анализа. Конечной целью анализа основных фондов, независимо от отрасли деятельности предприятия, является определение потребности в обновлении или расширении производственного потенциала.[6, с. 145]

Проанализируем показатели использования основных фондов на примере нашего предприятия (см. табл. 3.6.).

Таблица 3.6

Динамика показателей использования основных фондов НГДУ «Лянторнефть»

№ п/п	Наименование показателей	Ед. изм.	2009г.	2010г.	Абс. откл.,ед	Отн. откл., %
1.	Добыча нефти	тыс.руб.	17918142	19075414	1157272	106,4
2.	Среднесписочная численность работающих	чел.	5040	5071	31	101,1
2.	Среднегодовая стоимость ОПФ	тыс.руб.	6485131	7169553	684422	111
3.	Стоимость активной части ОПФ	тыс.руб.	6318716	6896145	867025	264,8
4.	Удельный вес активной части в стоимости ОПФ	доля	0,974	0,961	-0,013	98,7
5	Фондоотдача ОПФ	руб.	2,76	2,66	-0,1	96,3
6.	Фондоемкость	руб.	0,36	0,37	0,1	102,7
7.	Фондоотдача активной части фондов	руб.	2,83	2,76	-0,07	97,5
8.	Фондовооруженность	тыс.руб./чел	1286,7	1413	127,1
9.	Техническая вооруженность труда	тыс.руб./чел	1253,7	1359,9	106,2	108,4
10	Производительность труда	тыс. руб /чел	3555,18	3761,66	206,56	105,8

Данные таблицы 3.6. свидетельствуют, что эффективность использования основных производственных фондов снизилась на 0,1 руб за анализируемый период, что, отрицательно характеризует деятельность предприятия. Вместе с тем, очевидно, что несколько повысилась фондовооруженность в 2010 году по сравнению с 2009 году на 127,1 тыс.руб. или на 9,8 %.

Вместе с тем, производительность труда в стоимостном выражении повысилась на 206,56 тыс.руб. или на 5,8 %. Данный рост обусловлен значительным приростом добычи нефти на 6,4% при незначительном повышении численности работающих на 1,1%.

Показатели фондоемкости характеризуют, что в 2009 году на 1 руб. объема работ и услуг приходилось 36 коп основных производственных фондов, а в 2010 году - 37 коп, что несколько отрицательно характеризует предприятие с позиции эффективности использования основных средств.

Для факторного анализа фондоотдачи используем следующую факторную модель:

ФО = УДа × ФОа , (19)

где ФО - фондоотдача основных производственных фондов,

УДа - удельный вес активной части фондов,

ФОа - фондоотдача активной части фондов.

Для определения количественного влияния вышепредставленных факторов на изменение фондоотдачи основных производственных фондов используем метод абсолютных разниц. [22, с.110]

1. Находим влияние 1 фактора - изменение удельного веса активной части в стоимости основных фондов:

∆ФОуд = ∆УДа × ФОа 0 = - 0,013 × 2,83= -0,036 - это свидетельствует, что снижение удельного веса активной части фондов за анализируемый период на 1,3% снизили фондоотдачу основных производственных фондов на 0,036 руб.

. Определяем влияние 2 фактора - изменение фондоотдачи активной части фондов:

∆ФОфо = ∆ФОа × УДа 1 = -0,07× 0,961= - 0,067 - это свидетельствует, что снижение фондоотдачи активной части фондов на 0,07 руб. снизило фондоотдачу основных производственных фондов на 0,067 руб.

Общее изменение фондоотдачи под влиянием обоих факторов составляет:

∆ФО = ∆ФОуд + ∆ФОфо = -0,036 + (- 0,067) = -0,1 что еще раз подтверждает правильность расчетов и свидетельствует о снижении фондоотдачи на 0,9 руб.

Проведенный анализ указывает, что на данное снижение решающее влияние оказало снижение фондоотдачи активной части фондов.

Определим влияние на фондоотдачу факторов фондовооруженности и производительности труда, имея следующую факторную модель: ФО = ПТ / ФВ (см. формулу 18.)

Степень влияния каждого из этих факторов на изменения фондоотдачи основных фондов определяется с помощью факторного анализа, который проводится приемом цепной подстановки. Для этого произведем следующие расчеты:

ФОо = ПТ0/ФВо = 3555,18/1286,7 = 2,76 руб.

ФОо1 = ПТ1/ ФВо = 3761,66/1286,7 = 2,92 руб.

ФО1 = ПТ1/ ФВ1 = 3761,66/1413 = 2,66 руб.

Следовательно, на снижение фондоотдачи основных фондов (0,1 рублей) различные факторы оказали влияние в следующих размерах:

) рост производительности труда работников на 206,56 тыс. руб. увеличил фондоотдачу основных фондов на 0,16 рублей (2,92 - 2,76);

2) увеличение фондовооруженности труда работников на 127,1 тыс.руб. снизил фондоотдачу основных фондов на 0,26 рублей (2,66 - 2,92).

Общее изменение фондоотдачи под влиянием обоих факторов составляет:

∆ФО = ∆ФОпт + ∆ФОфв = 0,16 - 0,26 = -0,1, что еще раз подтверждает правильность расчетов и свидетельствует о снижении фондоотдачи на 0,1 руб.

Так как снижение фондоотдачи вызвано снижением фондоотдачи оборудования, то проведем анализ его использования.

Нефтегазодобывающая промышленность относится к числу фондоемких производств, причем по мере технического прогресса фондоемкость ее повышается. Именно с этим можно связать увеличение темпов роста фондоотдачи.

Для более детального изучения фондоотдачи нефтегазодобывающего предприятия используют анализа, в который изучаются факторы изменения величин данных показателей (рис.3.4.).

Рис. 3.4. Структурно-логическая модель факторного анализа фондоотдачи

Произведем расчет влияния факторов способом абсолютных разниц:

Факторами первого уровня, влияющих на фондоотдачу основных производственных фондов, являются, изменение доли активной части фондов в общей сумме ОПФ, удельного веса действующего оборудования активной части фондов и фондоотдачи действующего оборудования

1. ФО=Уд*Уд*ФО (20)

Таблица 3.7.

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Расчет на 2008-2009гг.

Расчет на 2009-2010гг.

ФО= Уд*Уд*ФО=

(-0,002)*0,752*1,476= -0, 00222 руб.

ФО= Уд* Уд* ФО=0,946*

(+0,021)*1,476= +0,02932 руб.

ФО= Уд*Уд* ФО= 0,946*0,773*(+0,007)= + 0,00512 руб.

Итого +0,0322 руб.ФО= Уд*Уд*ФО=

(-0,003)*0,773*1,48=-0,00343руб.

ФО= Уд* Уд* ФО=0,943*(-0,004)*1,48=

0,00558руб.

ФО= Уд*Уд* ФО= 0,943*0,769*(+0,16)= +0,11603руб.

Итого +0,10702 руб.

Влияние данных факторов на объем производства продукции устанавливается умножением изменения фондоотдачи ОПФ за счет каждого фактора на фактические среднегодовые остатки ОПФ, а изменение среднегодовой стоимости ОПФ - на плановый уровень фондоотдачи ОПФ:

Таблица 3.8

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Расчет на 2008-2009гг.

Расчет на 2009-2010гг.

ВП= ОПФ* ФО= (+1 517 601)*1,05= +1 593 481 руб.

ВП= ОПФ* ФО= 58 235 668*

(-0,00222)= -129 283 руб.

ВП= ОПФ* ФО= 58 235 668*

(+ 0,02932)= + 1 707 469 руб.

ВП= ОПФ* ФО= 58 235 668*

(+ 0,00512)= + 298 166 руб.ВП= ОПФ* ФО= (+2 334613)*

,09= +2 544 728,17 руб.

ВП= ОПФ* ФО= 60 570 281*

(-0,00343)= -20 7756руб.

ВП= ОПФ* ФО= 60 570 281*

(- 0,00558)= - 337 982руб.

ВП= ОПФ* ФО=60 570 281*

(+ 0,11603)=+7027969руб.

После этого следует детально изучить факторы изменения фондоотдачи действующего оборудования, для чего можно использовать следующую модель:

ФО= (21)

Факторная модель фондоотдачи оборудования можно расширить, если время работы единицы оборудования представить в виде произведения количества отработанных дней (Д), коэффициента сменности (К) и средней продолжительности смены (П).

Среднегодовая стоимость технологического оборудования равна произведению количества (К) и средней стоимости его единицы():

ФО= (22)

Расчет влияния факторов на прирост фондоотдачи оборудования можно выполнить способом цепной подстановки:

Таблица 3.9

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Расчет на 2008-2009гг.	Расчет на 2009-2010гг.
ФО==ФО== руб.

Для определения первого условного показателя фондоотдачи необходимо вместо плановой взять фактическую среднегодовую стоимость единицы оборудования:

Таблица 3.10

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Расчет на 2008-2009гг.

Расчет на 2009-2010гг.

ФО=

В результате изменения стоимости оборудования уровень фондоотдачи увеличился в период с 2008-2009 гг. на 1,73 руб.(3,30-1,57), а в 2009-2010 гг. уменьшился на 0,2 руб. (2,70-2,90).

Далее следует установить, какой была бы фондоотдача при фактической стоимости оборудования и фактическом количестве отработанных дней, но при плановой величине остальных факторов:

Таблица 3.11.

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Расчет на 2008-2009гг.

Расчет на 2009-2010гг.

ФО=

Снижение фондоотдачи в обоих периодах на 0,37 руб. (2,93-3,30) и на 0,01 руб.(2,60-2,70) соответственно является результатом сверхплановых целодневных простоев оборудования.

Третий условный показатель фондоотдачи рассчитывается при фактической стоимости, фактическом количестве отработанных дней, фактическом коэффициенте сменности и при плановом уровне остальных факторов:

Таблица 3.12

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Расчет на 2008-2009гг.

Расчет на 2009-2010гг.

ФО=

За счет уменьшения коэффициента сменности работы оборудования его фондоотдача снизилась за 2008-2009 гг. на 0,15 руб. (2,78-2,93) и за 2009-2010 гг. на 0,1 руб.(2,50-2,60).

При расчете четвертого условного показателя фондоотдачи остается плановым только уровень среднечасовой выработки:

Таблица 3.13

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Расчет на 2008-2009гг.

Расчет на 2009-2010гг.

ФО=

В связи с тем, что фактическая продолжительность смены в 2009-2010 гг. ниже плановой на, фондоотдача оборудования уменьшилась на 0,1 руб. (2,40-2,50).

При фактической выработке оборудования фондоотдача составит:

Таблица 3.14

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Расчет на 2008-2009гг.

Расчет на 2009-2010гг.

ФО==

=ФО==

Что на 0,80 руб. выше за 2009-2010 гг., чем при плановой выработки (3,20-2,40) .

Чтобы узнать, как эти факторы повлияли на уровень фондоотдачи ОПФ, полученные результаты надо умножить на фактический удельный вес технологического оборудования в общей сумме ОПФ:

Таблица 3.15

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Расчет на 2008-2009гг.

Расчет на 2009-2010гг.

Изменение фондоотдачи ОПФ за счет: Стоимость оборудования (+1,73*0,731)= +1,2646руб. Целодневных простоев (-0,85* 0,731)= - 0,6233руб. Коэффициент сменности (-0,90*0,731)= - 0,6599руб. Внутрисменных простоев (+0,01*0,731)= +0,0073руб. Среднечасовой выработки(+0,08*0,731)= =+ 0,0585руб.

Изменение фондоотдачи ОПФ за счет: Стоимость оборудования(-0,20*0,725)= -0,145руб. Целодневных простоев (-0,01*0,725)= - 0,007руб. Коэффициент сменности (-0,10*0,725)=- 0,073руб. Внутрисменных простоев (-0,10*0,725)=- 0,073руб. Среднечасовой выработки (+0,80*0,725)=+ 0,580руб.

На рис. 3.5. и 3.6. проиллюстрировано количественное влияние факторов на изменение фондоотдачи основных производственных фондов.

Рис. 3.5. Количественное влияние факторов на изменение фондоотдачи основных производственных фондов НГДУ «Лянторнефть» за 2008-2009гг.

Рис.3.6. Количественное влияние факторов на изменение фондоотдачи основных производственных фондов НГДУ «Лянторнефть» за 2009-2010гг.

На основании представленных показателей можно установить неиспользованные резервы повышения фондоотдачи основных производственных фондов нефтегазодобывающего предприятия “Лянторнефть” за счет увеличения доли действующего оборудования в активной части фондов, сокращение сверхплановых целодневных и внутрисменных простоев и повышение коэффициента сменности.

В этой связи является актуальным разработка мероприятий по повышению эффективности их использования.

Глава 4. Мероприятия по повышению эффективности использования основных фондов нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

4.1 Совершенствование очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Трудно переоценить значение эффективного использования основных средств. Решение этой задачи означает увеличение производства необходимой продукции, повышение отдачи созданного производственного потенциала и более полное удовлетворение потребностей населения, улучшение баланса оборудования в стране, снижение себестоимости продукции, рост рентабельности производства, накоплений предприятия.

Улучшение использования основных средств означает также ускорение их оборачиваемости, что в значительной мере способствует решению проблемы сокращения разрыва в сроках физического и морального износа, ускорения темпов обновления основных средств. Успешное функционирование основных средств зависит от того, насколько полно реализуются экстенсивные и интенсивные факторы улучшения их использования[13, стр. 45].

Самым важным показателем использования основных фондов является фондоотдача, так как с увеличением фондоотдачи повышается эффективность использования основных средств.

Опыт механизированной эксплуатации нефтяных скважин показывает, что в течение некоторого времени, исчисляемого от 1 дня до 1 месяца, на поверхности насосно-компрессорных труб образуются отложения парафина и асфальто-смолистых веществ.

Известны две стадии образования и роста АСПО (асфальто-смолистых парановых отложений).

Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

На образование АСПО оказывают существенное влияние:

· снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

· интенсивное газовыделение;

· уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

· изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов;

· состав углеводородов в каждой фазе смеси;

· соотношение объема фаз;

· состояние поверхности труб.

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными [14, стр. 85].

Влияние давления на забое и в стволе скважины

В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Первая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.

Как показывает практика, основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин [15, стр. 86].

Влияние температуры в пласте и в стволе скважины

Нефть является сложной по химическому составу смесью компонентов, которые, в зависимости от строения и внешних условий, могут находиться в разных агрегатных состояниях. Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения температуры по стволу скважины существенно влияет на парафинообразование и зависит от:

· интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам. Теплопередача зависит от градиента температур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;

· расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения, вызванного работой газа по подъему жидкости.

Влияние газовыделения.

Лабораторные исследования показывают, что на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения и поведения газовых пузырьков в потоке смеси. Известно, что газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные частицы парафина. При контакте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина соприкасаются со стенкой и откладываются на ней.

В дальнейшем процесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа. Чем менее газонасыщен этот слой, тем большую плотность он имеет. Поэтому более плотные отложения образуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы [16, стр. 95].

Влияние скорости движения газожидкостной смеси

Интенсивность образования АСПО во многом зависит от скорости течения жидкости. При ламинарном характере течения, то есть низких скоростях потока, формирование АСПО происходит достаточно медленно. С ростом скорости (при турбулизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ведет к уменьшению интенсивности отложения АСПО: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое уменьшение отложений в интервале 0-50 м от устья скважины.

При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чем при малых, что также замедляет процесс образования АСПО.

Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Микронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образования центров кристаллизации отложений, прилипания кристаллов парафина к поверхности труб, блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности. В случае, когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размером кристаллов парафина, либо меньше его, процесс образования отложений затруднен.

Процесс образования АСПО носит адсорбционный характер. Адсорбционные процессы сопровождаются возникновением двойного электрического слоя на поверхности контакта парафина с газонефтяным потоком. При механическом нарушении равновесного состояния данного слоя на поверхности трубы или слоя парафина появляются некомпенсированные заряды статического электричества, то есть происходит электризация, как поверхности трубы, так и поверхности кристаллов парафина, что усиливает адгезию парафина к металлу.

Существует много различных средств, как для предотвращения отложения АСПО, так и для их удаления с поверхности насосно-компрессорных труб, их можно разделить по принципу воздействия:

· тепловые (прогрев горячей жидкостью или паром, нагрев электрическим током оборудования);

· механические (механические скребки, устанавливаемые на проволоке или штангах);

· химические (добавление химических соединений в нефтеводогазовую смесь);

· физические (магнитные активаторы)

В настоящее время метод механической очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин от парафиновых отложений остается одним из самых эффективных [17, стр. 95].

Эффективность внедрения автоматических лебедок на скважины, представлена в сравнении с существовавшими на них способами проведения работ (ЛС-6 и ручные лебедки).

Таблица 4.1.

Расчет экономического эффекта от совершенствования механической очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин в НГДУ «Лянторнефть»

№ п / п	Показатели	Ед. изм.	До совершенстования	После совершенстования	Примечание
1	Объем скважин, оборудованных автоматическими лебедками	СКВ		62	По состоянию на 1.01.07
2	Стоимость 1 лебедки	руб.		66 000	Согласно Прайс-листа завода
3	Затраты на внедрение 1 лебедки (Звн)	руб.		4 611,11	П.6.1.1.8
4	Всего затраты на внедрение 1 лебедки (К)	руб.		70 611, 11	К=S+Звн
5	Меж.очистной период (МОП) группы скважин, оборудованных автоматическими лебедками (М)	Сут	6	1	По Дунаев.=4 суток
6	Среднее количество обработок за год на 1 скважине (Ч)	Обр	61	328	Согласно КИП (МДС)=0.9
7	Стоимость 1 обработки (С)	руб.	1 955.34	258,89	До вн.- п.6.1.3.1 После- п.6.1.2.5
8	Экономический эффект на 1 лебедку (Э 1леб)	руб.			Э1леб =(С1хЧ1-С2хЧ2)-ЕхК

Условный годовой экономический эффект рассчитывается по формуле:

Э = (О2 - С2) * Ч - Е *К; Е = 0,2

где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений

Экономический эффект на 1 автоматическую лебедку:

Э 1леб = (1 955,3 4 руб. * 61 об.) - (258,89 руб. * 328 об.) - 0,2 * 70 611,11 руб. = 20 237,60 руб.

Условно - годовой экономический эффект на весь объем внедрения за год:

Э = Э 1леб * V = 20 237,60 руб. * 62 скв. = 1 254 731,20 руб.

Затраты на внедрение 1 автоматической лебедки (Звн)

Заработная плата:

Оператор добычи нефти 4 разряда - 1,5 час, тариф - 6,58 руб., премия - 70%

Слесарь КИПиА 4 разряда - 2,5 час, тариф - 6,04 руб., премия - 60%

Районный коэффициент(РК) - 70%

Северная надбавка (СН)- 50%

ИТОГО:

,58 руб. * 1,5 час. * 1,7 * 2,2 + 6,04 руб. * 2,5 час. * 1,6 * 2,2 = 90,07 руб.

Средний процент разовых выплат по ЦДНГ за 11 мес. - 19,54 % к тарифу с учетом РК, СН

Средний процент разовых выплат по ЦАП за 11 мес. - 15,88% к тарифу с учетом РК, СН

,58 руб. * 1,5час. * 19,54 + 6,04 руб. *2,5 час * 15,88 = 432,65 руб.

Итого заработная плата:

,07 руб. + 432,56 руб. = 522,72 руб.

Дополнительная заработная плата - 18%:

522,72 руб. * 0,18 = 94,09 руб.

ЕСН. :

,72 руб. * 0,26 = 117,66 руб.

Транспортные расходы:

Для доставки оборудования и персонала требуется УАЗ «Фермер» в

течение - 3 час, пробег - 40 км

Тариф за 1 час работы - 166,33 руб./час, тариф за 1 км пробега - 1,58 руб./км (с 01.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2007г.) - 1,75

(166,33 руб./час. * 3 час. + 1,58 руб./км * 40 км) * 1,75 = 983,83 руб.

Для монтажа проволоки на автоматическую лебедку , требуется

работа 1 машины ЛС-6 - 2 час.

Тариф - 218,89 руб./час. (тариф с 1.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2007г.) - 1,75

,89 руб./час. * 2 час. * 1,75 = 766,11 руб.

Материалы:

Кабель КВВГ 4x1 - 80 метров (на 1 автоматическую лебедку) Стоимость 1 м кабеля КВВГ 4x1 - 10,60 руб./м 80 м * 10,60 руб./м = 848,00 руб.

Проволока ГОСТ 7372-79 2-180-В - 1100 метров (на 1 автоматическую лебедку)

Стоимость 1 м проволоки 2-180-В - 0,70 руб./м

100 м х 0,70 руб./м = 770,00 руб.

Итого затрат на внедрение 1 автоматической лебедки :

522,72 руб. + 94,09 руб. + 117,66 руб. + 983,83 руб. + 766,11 руб + 848,00 руб. + 770,00 руб. = 4 102,41 руб.

Накладные расходы - 12,39%

Полная себестоимость валовой продукции по НГДУ за 11 мес. - 6 754 657 т.руб.

В т.ч. цеховые и общепроизводственные - 744 728 т.руб.

728 / (6 754 657 - 744 728) = 12,39%

Всего затрат на внедрение 1 автоматической лебедки:

102,41 * 1,124 = 4 611,11 руб.

Структура затрат на одну обработку при автоматической очистке внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин в НГДУ «Лянторнефть» представлена на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Структура затрат на одну обработку при автоматической очистке внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин в НГДУ «Лянторнефть».

Эксплуатационные затраты на 1 обработку автоматической лебедкой (С)

Количество обработок на 1 скважине за год - 328 обработок (с учетом остановок на ТО и ремонт - КИП не менее 0,9)

Электроэнергия (на 1 обработку)

Мощность электродвигателя лебедки МДС-010 - 0,6 кВт Продолжительность обработки - 2 часа Коэффициент загрузки - 0,8

Тариф за максимальные нагрузки - 368 руб./кВт

Тариф за потребляемую электроэнергию - 0,258 руб./кВтчас

(0,6 кВт * 368 руб. * 12 мес.) / 328 об. + (0,6 кВт * 0,8 * 2 час. * 0,258) = 8,31

Амортизация (на 1 обработку)

1. Балансовая стоимость автоматической лебедки - 66 000 руб. (по данным бухгалтерии на 1.12.2007)

Норма амортизации - 20,0% (по данным бухгалтерии на 1.12.2010)

. Затраты на внедрение, увеличивающие балансовую стоимость лебедки -

611,11 руб.

Всего капитальные вложения - 70 611,11 руб.

(70 611,11 руб. * 0,20) / 328 об. = 43,05 руб.

Затраты на техническое обслуживание (на 1 обработку)

Техническое обслуживание автоматической лебедки производится 12 раз в год силами ЦАП (обслуживание лебедки, станции управления), 26 раз в год силами ЦДНГ (очистка скребка, ревизия сальникового уплотнения, крепления скребка), 2 раза в год замена проволоки силами ЦДНГ Количество обработок в год автоматическими лебедками МДС-010 - 328 об.

Обслуживание ЦАП

1)заработная плата

Слесарь КИПиА 3 разряда, в течении 8 часов, тариф - 5,35 руб.

Текущая премия - 60%

СН-50%, РК-70%

Средний процент разовых выплат по ЦАП - 15,88% к тарифу за 11 мес. 2007 г.

Итого заработная плата

(5,35 руб. * 8час. * 1,6* 2,2 + 5,35 * 8 час. * 15, 88 ) * 12 мес. = 9963,84 руб.

) Дополнительная заработная плата - 18%

963,84 руб. * 0,18 = 1 793,49 руб.

2) ЕСН 26%: 9 963,84 руб. х 0,26 = 2 242,86 руб.

) Транспортные расходы:

для доставки слесаря требуется УАЗ «Фермер» в течение - 3 часов.,

пробег - 40 км

Тариф за 1 час работы - 166,33 руб./час, тариф за 1 км пробега - 1,58 руб./км

(с 01.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2003г.) - 1,75

(166,33 руб./час * 3 час. + 1,58 руб./км * 40 км) * 1,75 * 12 мес. = 11805,96руб.

5) Затраты на текущий и капитальный ремонты (материалы и зап.части) -10% от стоимости автоматической лебедки

66 000 руб. х 0,1 = 6 600 руб.

Итого затрат на тех.обслуживание ЦАП (на 1 обработку)

(9 963,84 руб. + 1 793,49 руб. + 2 242,86 руб. + 11 805,96 руб. + 6 600 руб.) /

об. = 98,79 руб.

Обслуживание ЦДНГ - текущее, 26 раз в год

1) Заработная плата

Оператор добычи нефти 4 разряда -1,1 час, тариф - 6,58 руб., премия - 70%

Районный коэффициент - 70%

Северная надбавка - 50%

Средний процент разовых выплат по ЦДНГ за 11 мес - 19,54% к тарифу-с

учетом РК, СН

Итого заработная плата

(6,58 руб. * 1,1 час. * 1,7 * 2,2+ 6,58 * 1,1 час. * 19,54 ) * 26 обсл. =4381,01 руб.

2) Дополнительная заработная плата - 18% (вкл.ЕСН)
4 381,01 руб. х 0,18 = 788,58 руб.

3) ЕСН 26 %: 4 381,01 руб. х 0,26 = 986,16 руб.

для доставки оператора требуется УАЗ «Фермер» в течение - 3 часов.,

пробег - 40 км

Тариф за 1 час работы - 166,33 руб./час, тариф за 1 км пробега - 1,58 руб./км

(с 01.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2007г.) - 1,75

(166,33 руб./час. х 3 час. + 1,58 руб./км х 40 км) х 1,75 х 26 мес = 25 579,64руб.

Итого затрат на техобслуживание ЦДНГ, текущее (на 1 обработку)

(4 381,01 руб. + 788,58 руб. + 986,16 руб. + 25 579,64 руб.)/ 328 об. = 96,75руб.

Обслуживание ЦДНГ - замена проволоки, 2 раза в год

) Заработная плата

Оператор добычи нефти 4 разряда - 2 час, тариф - 6,58 руб., премия - 70%

Районный коэффициент - 70%

Северная надбавка - 50%

Средний процент разовых выплат по ЦДНГ за 11 мес. - 19,54% к тарифу с учетом РК, СН

Итого заработная плата

(6,58 руб. х 2 час. х 1,7 х 2,2 + 6,58 х 2 час. х 19,54 ) х 2 обсл. =612,70 руб.

2) Дополнительная заработная плата - 18% (вкл. ЕСН)
612,70 руб. х 0,18 = 110,28 руб.

3) ЕСН 26%: 612,70 руб. х 0,2251 = 137,91 руб.

4) Транспортные расходы:

Для монтажа проволоки на автоматическую лебедку, требуется

работа 1 машины ЛС-6 - 2 час.

Тариф - 218,89 руб./час. (тариф с 1.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2007г.) - 1,75

,89 руб./час. х 2 час. х 1,75 х 2 обсл. = 1532,22 руб.

5) Затраты на материал - проволока, 2 раза в год

Проволока ГОСТ 7372-79 2-180-В - 1 100 метров (на 1 автоматическую

лебедку)

Стоимость 1 м проволоки 2-180-В - 0,70 руб./м

100 м х 0,70 руб./м х 2 = 1 540,00 руб.

Итого затрат на техобслуживание ЦДНГ, замена проволоки (на 1

обработку)

(612,70 руб. + 110,28 руб. + 137,91 руб. + 1 532,22 руб. + 1 540,00 руб.) / 328 об. = 11,99 руб.

Всего затрат на техобслуживание (на 1 обработку):

98,79 руб. + 96,75 руб. + 11,99 руб. = 207,53 руб.

Всего эксплуатационных затрат на 1 обработку:

8,31 руб. + 43,05 руб. + 207,53 руб. = 258,89 руб.

атраты на обработку скважин ручной лебедкой представлены в таблице

Таблица 4.2.

Статьи затрат на обработку скважин ручной лебедкой

№ п/п	Статьи затрат	Сумма, тыс. руб. (п.4.)
1	Эксплуатационные затраты, руб.	2 111,31
1.1.	Заработная плата	548,44
1.2.	Дополнительная заработная плата	98,72
1.3.	Отчисления на социальные нужды	123,45
1.4.	Транспортные затраты (работа СПТ)	1 340,70
2.	Затраты на изготовление, руб.	33,73
3.	Итого затрат на 1 обработку	2 145,04

Затраты на одну обработку механическим способом представлены на рис. 4.2.

Рис. 4.2. Структура затрат на одну обработку при механической очистке внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин

атраты на обработку скважин ручной лебедкой

Заработная плата (на 1 обработку)

Работа оператора добычи нефти 4 разряда - 3,5 час.

Тариф - 6,58 руб. (на 1.07.2007)

Премия - 70%

Районный коэффициент - 70%

Северная надбавка - 50%

Средний процент разовых выплат по ЦДНГ за 11 мес.2007г - 19,54% к тарифу с учетом РК, СН

Итого заработная плата:

,58 руб. х 3,5 час. х 1,7 х 2,2 + 6,58 х 3,5 час. х 19,54 = 548,44 руб.

Дополнительная заработная плата - 18%:

,44 руб. х 0,18 = 98,72 руб.

ЕСН 26%: 548,44 руб. х 0,26 = 123,45 руб.

Транспортные расходы (на 1 обработку):

На 1 обработку требуется работа 1 машины ЛС-6 -3,5 час. (доставка оператора + работа СПТ)

Тариф - 218,89 руб./час. (тариф с 1.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2007г.) - 1

,89 руб./час. х 3,5 час. х 1,75 =1 340,70 руб.

Итого затрат на одну обработку ЛС-6:

31 = 548,44 руб. + 98,72 руб. + 123,45 руб. + 1340,70 руб. = 2 111,31 руб.

Затраты на изготовление (32) (в ПРЦЭО)

Одного утяжеленного скребка-пробойника хватает на проведение 200 обработок

Заработная плата (на изготовление 1 скребка-пробойника)

Токарь 3 разряда - 0,33 час, тариф - 5,11 руб./час.

Электрогазосварщик 5 разряда - 0,12 час, тариф - 6,57 руб./час.

Премия - 60%

Районный коэффициент - 70%

Северная надбавка - 50%

Средний процент разовых выплат по ПРЦЭО за 11 мес.2007г. - 17,69% к тарифу с учетом РК, СН

Итого заработная плата:

(5,11 х 0,33 + 6,57 х 0,12 + 5,72 х 1,1) х 1,6 х 2,2 + (5,11 х 0,33 + 6,57 х 0,12 +5,72 х 1,1) х 17,69 = 185,94 руб.

Дополнительная заработная плата - 18%:

,94 руб. х 0,18 = 33,47 руб.

ЕСН 26%: 185,94 руб. х 0,26 =41,85 руб.

Материалы:

В качестве наконечника используется устройство удаления АСПО из НКТ, стоимость 3450,57 руб.

Кроме, того для изготовления скребка-пробойника используется:

НКТ 1,5" (лом) - 1,2м (вес НКТ 1,5" - 4,6 кг/м), стоимость - 0,83 руб./кг

Лом свинца - 10,23 кг, стоимость - 6,6 руб./кг

450,57 руб. + 1,2м х 4,6 кг/м х 0,83 руб./кг + 10,23 кг х 6,6 руб./кг = 3 522,67 руб.

Накладные расходы на материалы (затраты на транспорт) - 30%

3 522,67x1,3 = 4 579,47 руб.

Накладные расходы, связанные с работой оборудования при изготовлении скребка-пробойника (амортизация, электроэнергия и т.п.) -20%

4 579,47 руб. х 0,2 = 915,89 руб.

Накладные расходы - 17,2%

Цеховые ПРЦЭО за 11 мес. - 14 847 757 руб. Всего затрат цеха - 101 115 803 руб. 1 484 775/(101 115 803-14 847 757) = 0,1721

Всего затрат на изготовление скребка-пробойника:

(185,94 + 33,74 + 41,85 + 4579,47 + 915,89) руб. х 1,172 = 6 746,77 руб.

т.к. один скребко-пробойник используется на 200 обработках, то затраты на 1 обработку составят:

= 6 746,77 руб. / 200 обр. = 33,73 руб.

Затраты на обработку (эксплуатационные затраты) Зл - 2 111,31 руб.

Итого затрат на 1 обработку:

= 31 + 32 = 2 111,31 руб. + 33,73 руб. = 2 145,04 руб.

В целом применение автоматической очистки целесообразно на следующих категориях скважин:

· скважины удалены на значительное расстояние от баз обслуживания производства

· в определенной период времени года доступ на скважину ограничен отсутствием дороги

· Скважины с межочистным периодом менее 8 суток

При использовании автоматических лебедок - оператор задействован только на профилактических работах максимальный охват скважин одним оператором добычи нефти при обработках лебедками составляет -69 скважин.

За счет внедрения автоматической чистки удалось исключить факт естественного штуцирования УЭЦН из-за накопления АСПО на скважинах в период между обработками.

По всем скважинам НГДУ «Лянторнефть», где установлена автоматическая лебедка удалось исключить потери в добычи нефти в год по 62 скважинам, в количестве - 16 926 тонн.

Экономическая эффективность внедрения представлена в таблице:

Таблица 4.3.

Экономическая эффективность от совершенствования механической очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин в НГДУ «Лянторнефть»

№ п/п	Показатели	Ед.измерения	До совершенствования	После совершенствования
1.	Объем скважин	скв.		62
2.	Стоимость оборудования при автоматической очистке (S1)	Руб.		66 000
3.	Стоимость 1 датчика верха	Руб.		-
4.	Затраты на автоматическую обработку (Звн)	Руб.		4 611.11
5.	Всего затраты (К)			70 611.11
6.	Меж.очистной период (МОП) группы скважин (М)	Сут	6	1
7.	Среднее количество обработок за год на 1 скважине(Ч)	Обр.	61	328
8.	Стоимость 1 часа обработки(С)	Руб.	1955.34	258,89
9.	Экономический эффект (Э1)	Руб.		20 237.60
10.	Условно-годовой экономический эффект на весь объем внедрения (Эгод)	Руб.		1 254 731,2

Сравнительная характеристика показателей ручного и автоматического методов очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин представлена на рис. 4.3- 4.5.

Рис. 4.3. Изменение межочистного периода до и после совершенствования технологии очистки.

Рис. 4.4. Изменение среднего количества обработок до и после совершенствования технологии очистки.

Рис. 4.5. Изменение стоимости одного часа обработки до и после совершенствования технологии очистки.

Технические решения, осуществленные при внедрении автоматических лебедок в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» позволяют получить экономическую эффективность от совершенствования очистки на 1 скважине на 20 237,60 руб.

.2 Совершенствование системы технического обслуживания и планового ремонта оборудования

С целью более эффективного использования рабочего времени оборудования, что, безусловно, повлияет на рост фондоотдачи основных фондов, необходимо совершенствовать систему технического обслуживания и планового ремонта оборудования.

В 2010 году на объектах добычи и подготовки нефти НГДУ “Лянторнефть” случаев остановки технологического оборудования, установок, приведших к нарушению или остановке технологических процессов из-за некачественного или несвоевременного ремонта оборудования, не произошло. Однако случаи длительного простоя оборудования в ремонте происходили. Основные причины простоя в ремонте: отсутствие запчастей, т.е. неслаженная работа отдела материально-технического снабжения; некачественная диагностика причины отказа. Так же одной из главных проблем является высокая степень износа оборудования и постоянно прогрессирующая динамика его старения (Рис.4.6.)

Рис.4.6. Причины в простои оборудования в НГДУ “Лянторнефть” ОАО ”Сургутнефтегаз”

Нарастание объема износа и отсутствие возможности восстановления оборудования вводит нефтегазодобывающее предприятие в зону повышенного риска, технологических отказов и аварий [18,стр.105]. В ситуации существенного износа оборудования резко уменьшается эффективность существующей системы планирования производства и обновления, технического обслуживания и ремонта (ТОР) производственного оборудования. Применяемые на сегодняшний день методики планирования ТОР были созданы достаточно давно и не учитывают многих системных аспектов, что отдаляет реальные результаты от запланированных и приводит к снижению эффективности процессов планирования на разных уровнях.

Сложившаяся система ТОР предусматривает проведение планово-предупредительных ремонтов (ППР), что не всегда является оптимальным мероприятием. Отключение для профилактики и плановых ремонтов исправного оборудования приводит к неоправданным затратам. В промежутке между ППР не выявляются скрытые и развивающиеся дефекты, приводящие к необходимости проведения более дорогих и продолжительных аварийных ремонтов.

Безусловно, для нефтегазодобывающего оборудования на сегодняшний день более рациональной является система технического обслуживания и ремонтов по состоянию (ТОРС), представляющая собой плановый вид ремонта, срок и необходимый объем работ, которого определяется функцией выявленных дефектов. Однако для организации такого обслуживания необходимы средства, позволяющие оценить состояние объекта на данный момент, проследить изменение состояния в последнее время и спрогнозировать его возможность функционирования на ближайшее будущее. Переход на систему ТОРС связан с использованием новых диагностических параметров, новых методик для их получения и последующего анализа, что позволит не только повысить эффективность работы нефтегазодобывающего предприятия, но и оптимизировать материально-техническое снабжение (МТС) необходимыми деталями и узлами, что позволит более эффективно использования рабочее временя оборудования, и, безусловно, повлияет на рост фондоотдачи основных фондов[19,стр.47].

Целью ТОРС является обеспечение надежности производственного процесса и снижение эксплуатационных расходов, при этом назначают необходимые работы в зависимости от фактического технического состояния конкретного объекта и предполагаемого изменения его состояния в процессе эксплуатации, и как вследствие более эффективное использование рабочего времени оборудования, что, безусловно, повлияет на рост фондоотдачи основных фондов.

Основными источниками проблем в организации МТС, обеспечивающего этот процесс, являются:

1. отсутствие квартальных и годовых прогнозов о состоянии оборудования и необходимости видов и объемов восстановительных работ,

2. неопределенность нормирования ремонтов;

. необоснованность объемов заявок на материалы и запчасти.

Процесс планирования МТС находится под влиянием ряда факторов, которые необходимо также учитывать, причем часть из них связана непосредственно с производством, а остальные являются внешними по отношению к нему. Таким образом, целевая задача является задачей краткосрочного планирования с оптимизацией принятия управленческих решений в условиях неопределенности и неполноты информации.

На начальных стадиях внедрения ТОРС, когда определяется фактическое состояние оборудования, многие планируемые текущие и капитальные ремонты отодвигаются на далекую перспективу, замещаясь более легкими видами обслуживания, не требующими существенных материально-технических затрат. Но при выявлении скоро надвигающихся значительных неисправностей требуется быстрая адекватная реакция на проведение существенных ремонтно-восстановительных работ и больших материально-технических затрат. Отсутствие необходимых материалов и затягивание сроков ремонтно-восстановительных работ может усугубить ситуацию и привести к несоизмеримым материальным потерям в результате каскадного развития аварий [20,стр.76].

Рассмотрим факторы (рис. 4.7), влияющие как на МТС ТОРС, так и на процесс появления внутренних возмущающих воздействий и приходящих извне на примере НГДУ ”Лянторнефть”.

Рис 4.7. Структура взаимодействия факторов планирования МТС ТОРС.

Современный нефтегазодобывающий комплекс - это высокомеханизированные предприятия, оснащенные большим числом сложных установок, машин и механизмов, составляющих в совокупности непрерывно работающие технологические линии. Все оборудование связано между собой определенными технологическими зависимостями и предназначено для добычи и транспортировки нефти и газ и сопутствующих продуктов в едином технологическом процессе.

Соответствующая система ТОРС тактика управления запасами предполагает руководствоваться принципом «точно вовремя». Формирование запасов «точно вовремя» предусматривает наличие минимальных объемов запасов, необходимых для функционирования производящей системы. Точное количество единиц оборудования прибывают в тот момент, когда они нужны, в момент возникновения потребности в них, что снижает потери времени опираясь на синхронизацию операций и небольшие дополнительные запасы.

Дополнительные запасы для ремонта оборудования существуют потому, что время и необходимость в ремонте оборудования точно неизвестны. Некоторые запасы на ремонт являются функцией планирования ремонтов, остальные потребности в ремонтных запасах должны прогнозироваться. Еще один из путей достичь небольших размеров заделов - это перемещать материальный поток через ремонтный цех только тогда, когда в этом есть производственная необходимость. Планирование предлагается осуществлять в рамках ограничений, выделяя как технические, так и экономические факторы.

Стадия жизненного цикла производственной единицы играет важную роль при планировании МТС, т.к. напрямую затрагивает экономические интересы предприятия, эксплуатирующего данное оборудование, через изменение рыночной стоимости запасных частей и реновации. Данный показатель можно учесть в системе принятия решений приближенно, на основе субъективных мнений экспертов о текущей стоимости и изменении ее в ближайшем будущем. Представление о намечающейся тенденции изменения получается путем графической экстраполяции. Интегральный коэффициент использования характеризует уровень использования оборудования, как во времени, так и по мощности, который рассчитывается достаточно точно как произведение коэффициентов интенсивного и экстенсивного использования, затем для учета показателя в системе нечеткого вывода он формализуется нечетким числом

Рис. 4.8. Вероятность отказов производственного оборудования в различные периоды эксплуатации.

Уровень качества последнего ремонта - фактор, влияющий на величины межремонтных периодов, представляется зигзагообразной кривой, проходящей через дискретные значения уровней после каждого вида ТОР. В случае нечеткого вывода используются качественные лингвистические экспертные оценки.

Возможность отказа. При увеличении уровня фактора растет спрос на ремонтную услугу. Выраженное нечетким числом значение фактора используется при распределении затрат на МТС с учетом субъективного оставшегося срока эксплуатации агрегата, т.к. считающаяся объективной прогнозная оценка остаточного ресурса, определяемая вероятностными методами, не отражает индивидуальных эксплуатационных особенностей оборудования. Основываясь на теории старения машин можно полагать, что при вводе технологического агрегата в эксплуатацию его годность значительно снижается, для оценки возможности отказа экспертными методами полезна «кривая жизни» энергооборудования. Очевидно, что возможность отказа, определяемую как верхнюю границу вероятности можно представить аналогичной нечеткой зависимостью. В условиях неопределенности возможность отказа может возникнуть в любой из периодов, поэтому проводится разграниченный учет возможности отказа и периода эксплуатации [19,стр.47].

Период эксплуатации. Согласно «кривой жизни» выделяются четыре периода с различными возможностями отказа.

Физический износ увеличивает возможность отказа, и спрос на ремонтную услугу возникает намного раньше. Изменение данного фактора во времени представим линейно возрастающей функцией.

Степень вредного воздействия окружающей производственной среды также влияет на возможность отказа и в некоторых случаях сокращает время до возникновения спроса на ремонтную услугу даже в большей степени, чем предыдущий фактор, т.к. могут возникать трудно предсказуемые воздействия, сразу приводящие к отказам. Данный показатель представляется нечеткой функцией лингвистической переменной.

Степень влияния естественных компонентов производственной среды, воздействующих продолжительное время, постепенно увеличивая физический износ деталей оборудования, например, присутствие, химически активных сред, повышенная влажность и т.п. Вдоль временной шкалы аппроксимируем прямой линией.

Опасность спонтанного воздействия внешней среды, например, механическое воздействие на оборудование при разрушении окружающих технических объектов, заклинивание при попадании крупных твердых частиц на вращающиеся части агрегатов и др. с нарушением нормального функционирования технических объектов. Качество эксплуатации (воздействие этого фактора обусловлено «человеческим фактором» оперативного персонала) и свойства материала в системе нечеткого вывода величины поправок учитываем изменением диапазона коэффициентов нечеткости.

Используя нечеткую формализацию неопределенных факторов, а также, обрабатывая формализованную информацию в системах поддержки принятия решений, на основе предлагаемого алгоритма (рис. 4.9) становится возможным гибкое планирование МТС ремонтного хозяйства, перешедшего на систему ТОРС[20,стр.147].

Рис.4.9. Структурная схема процесса планирования МТС ТОРС с использованием автоматизированной информационной поддержки.

Количество отказов станков - качалок в 2010 году составило 42 отказа против 23 в 2009 году.

В этой связи, нами предлагается внедрение новой системы технического обслуживания и ремонта оборудования по состоянию ТОРС 2010.

Данная система представляет комплекс мероприятий, направленных на:

· поддержание оборудования в постоянной эксплуатационной готовности;

· обеспечивающих наибольшую производительность и высокое качество выполняемых работ;

· увеличение межремонтных сроков службы;

· снижение затрат на ремонт и эксплуатацию оборудования.

Особенностью новой системы технического обслуживания и ремонта оборудования по состоянию ТОРС 2010 является то, что межремонтный период станков-качалок увеличивается 2 раза, соответственно в 2 раза сокращается количество ППР. В этой связи количество отказов станков - качалок по видам работ снизится на 12 единиц (см. табл.4.5).

Таблица 4.5.

Влияние совершенствования системы технического обслуживания и планового ремонта оборудования на количество отказов станков - качалок

№ п/п	Виды работ	До совершенствования	После совершенствования	Абсолютное отклонение
1	Замена редуктора	18	5	-3
2	Замена балансира	2	--	-2
3	Ремонт головки балансира	2	1	-1
4	Замена опорного подшипника	4	3	-1
5	Замена подвесного подшипника	2	1	-1
6	Замена шатуна	3	2	-1
7	Замена канатной подвески	4	4	--
8	Замена пальца	6	4	-2
9	Прочие	1	--	-1
ИТОГО		42	30	-12

В результате внедрения новой системы технического обслуживания и ремонта оборудования по состоянию ТОРС 2010 в 2 раза увеличится межремонтный период.

.3 Модернизация системы управления компрессорами

С целью снижения затрат на ремонт оборудования, простоев по причинам внепланового ремонта и наиболее эффективного использования производственных мощностей предлагается произвести модернизацию оборудования (системы управления компрессорами).

Сокращение периода эксплуатации оборудования или его модернизация непосредственно влияет на сокращение количества межремонтных циклов, снижение сверплановых простоев, в частности, в связи с аварийным ремонтом.

Влияние обновления на уровень использования оборудования многогранно, так как обеспечивает:

сокращение объема внепланового ремонта оборудования;

повышение часовой производительности труда;

рост коэффициента использования.

Для реализации вышеперечисленного предлагается выполнить модернизацию системы управления компрессорами в количестве 18 штук, обеспечивающими подачу сжатого воздуха на линию механических прессов, установленных на предприятии.

В настоящее время на каждом компрессоре установлен электрический шкаф с релейной системой управления. Данная система морально устарела и характеризуется низкой надежностью и высокими затратами на обслуживание и ремонт.

Для снижения затрат необходимо заменить существующее оборудование на современную электронную систему управления.

Электронная система управления имеет высокую надежность, возможность диагностики неисправностей компрессора и меньшие размеры. Для снижения затрат на модернизацию возможна установка в один электрический шкаф по 3 электронных блока. Общее число шкафов составит 6 штук на 18 компрессоров.

Проектируемая электронная система управления компрессором функционально состоит их двух блоков. Блок управления непосредственно компрессором и блок управления пусковой системой компрессора. Новая схема управления позволит подавать на линию прессов сжатый воздух с меньшей влажностью и снизить перепады давления в магистрали. Эти факторы положительно сказываются на работе производственного оборудования. Регламентируемый межремонтный период такой же, как у компрессора 1 раз в год. При новой схеме управления длительность межремонтного периода увеличивается до 2 лет, т.е. количество ремонтов сокращается в 2 раза.

Расчёт затрат на модернизацию.

Для новой системы электронного управления компрессором и пусковой системой изготавливаются 10 функциональных схем: 6 экземпляров на каждый шкаф управления, 1 схема в технический архив, 3 схемы смежным подразделениям.

Затраты на разработку и выпуск технической документации на новое оборудование составляют:

3860·10=38600 руб.

Затраты на изготовление одной единицы технической документации, по данным предприятия, составляют 3860руб.

Затраты на монтаж и переоборудование кабельных связей составляют:

4200·18 = 76500 руб.

Затраты на монтаж единицы кабельных связей, по данным предприятия, составляют 4200руб.

Работы по модернизации заключаются в установке в каждый шкаф блоков управления компрессорами из расчета 3 блока в один шкаф и выполнения электрических соединений согласно схеме. Стоимость монтажных работ одного шкафа 4200 руб., следовательно, всего на 18 компрессоров:

=4200·18 = 76500 руб.

Затраты на демонтаж старых шкафов управления, берутся из расчета 41% от затрат на монтаж:

=1730·18=31140руб.

Для создания автоматической системы управления достаточно 1-го шкафа на блок из 3 компрессоров. Расчет фактической стоимости приобретаемых шкафов приведен в таблице 4.6.

Таблица 4.6.

Расчет фактической стоимости приобретаемых шкафов (руб.)

№ блока	Год выпуска шкафа	Первоначаль-ная стоимость	Балансовая стоимость	Ликвидаци-онная стоимость	Фактичес-кая стоимость
1	2000	754000	678600	-	678600
2	2000	754000	678600	-	678600
3	1998	126350	-	2650	2650
4	1998	126540	-	2650	2650
5	1990	197540	-	2650	2650
6	1999	355370	3250	-	3250
Итого

На каждый шкаф приходится три схемы управления. Стоимость электронных блоков управления на 18 компрессоров сведена в таблицу 4.7.

Таблица 4.7.

Стоимость электронных блоков управления (руб.)

№ блока	Год выпуска	Первоначаль-ная стоимость	Балансовая стоимость	Ликвидационная стоимость	Фактиче-ская стоим-ость
1	2003	93600	74880	-	74880
2	2003	93600	74880	-	74880
3	1998	21780	-	4440	4440
4	1998	22230	-	4440	4440
5	1990	28440	-	4440	4440
6	1992	37620	7650	-	7650
Итого					170730

Затраты на наладку и проверку работоспособности новых схем автоматического управления, сдачу в эксплуатацию составляют ориентировочно 16340 руб., тогда на 18 компрессоров они составят:

=16340 · 18 = 294120 руб.

Итого общие затраты на модернизацию составят:

=38 600+76 500+76500+31140+1368400+170730+294120=2 055 990

В этой связи рост производительности труда за счет более эффективного использования рабочего времени составит:

ΔПТ = (1 - 14252 / 15267) ×400 = 26,5% - это означает, что увеличение фонда рабочего времени на 1015 тыс. скважино-ч. увеличит производительность труда на 26,5%.

Таким образом, фондоотдача активной части фондов составит:

ФО = (1,265×3761,66) / 1413 = 3,36 руб.

.4 Расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий

Для обоснования эффективности предлагаемых мероприятий используем метод дисконтирования.

Текущий денежный поток (ТДП) рассчитываем по формуле.

ТДПt =At - Kt,+ Э, где

Аt - амортизационные отчисления от стоимости системы, руб.;

Кt - текущие затраты в году t, руб.;

Э - дополнительный доход (экономия затрат), руб.;

Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:

ЧДД = ТДПt ×at , где

ТДПt - чистый доход в году t, руб.;

at - коэффициент дисконтирования (приведения), доли ед.;н,tк - соответственно начальный и конечный годы расчетного периода.

Мероприятие считается прибыльным и его следует принять, если ЧДД больше нуля.

Таблица 4.9.

Показатели эффективности мероприятия по автоматической очистке внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин

Показатель	0 год	1 год	2 год	3 год
Единовременные затраты (инвестиции), тыс. руб.	3 960 000	0	0	0
Амортизационные отчисления, (А = 20%), тыс. руб.	0	792 000	633 600	506 880
Текущие затраты, тыс. руб.	0	276 666	276 666	276 666
Дополнительный доход, тыс. руб.	0	1 214 256	1 214 256	1 214 256
Текущий денежный поток тыс. руб.	0	+ 1 729 590	+ 1 571 190	+ 1 997 802
Коэффициент дисконтировани,%	1	0,869	0,756	0,658
Дисконтированный денежный поток тыс. руб.	0	1 503 014	1 187 819	1 314 554
Чистый дисконтированный доход, тыс.руб	- 3 960 000	-2 456 986	- 1 269 166	+ 45 388

Срок окупаемости капитальных вложений определяется графическим способом, представленным на рис.4.9. Точка пересечения линии ЧДД и оси абсцисс позволяет определить период окупаемости единовременных затрат.

Рис.4.9. Срок окупаемости капитальных вложений по автоматической очистке внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин

По графику, представленному на рисунке 4.9, определяем срок окупаемости капитальных вложений. Мероприятие окупается, когда значение чистого дисконтированного дохода станет равным нулю. Это время составляет примерно 3 года.

В целом, повышение эффективности использования основных фондов под влиянием вышеуказанных мероприятий составит:

Таблица 4.10.

Повышение эффективности использования основных фондов в результате внедрения мероприятий

Показатели	До мероприятий		После мероприятий	Абс. отклонение
Фактический фонд, тыс.скв-ч	14252		15267	+1015
Фондоотдача основных производственных фондов, руб	2,66		3,3	+0,64
Производительность труда, тыс. руб./ чел.		3761,66	4702,5	+940,84
Фондовооруженность, руб.		1413	1425	+12

На рис. 4.10. проиллюстрирован удельный вес каждого мероприятия в прирост фондоотдачи.

Рис. 4.10. Количественное влияние каждого мероприятия на прирост фондоотдачи основных производственных фондов НГДУ «Лянторнефть»

Таким образом, очевидно, что в результате внедрения мероприятий фондоотдача основных фондов в целом по управлению возрастет на 0,64 руб., что свидетельствует об эффективности предложенных мероприятий.

Заключение

В результате проведенного исследования осуществлен анализ деятельности нефтегазодобывающего предприятия «Лянторнефть», который показал, что в 2010 году добыча нефти возросла по сравнению с 2009 годом на 6,4%. Годовой уровень добычи нефти в 2010 году, по сравнению с 2009 годом, увеличился на 578,636 тыс. тонн.

Анализ производственной структуры предприятия показал, что в нефтегазодобывающем управлении «Лянторнефть» работают 5071 человек. В Структуру управления входят 27 структурных подразделенмй, 8 цехов по добыче нефти и газа. Анализ состава, структуры имущества предприятия и его источников формирования показал, что общая стоимость имущества за отчетный год увеличилась на 1 503 549 тыс. руб. или на 22,3%, на что в большей степени повлияло увеличение внеоборотного капитала, в основном за счет роста основных средств на 1 154 568 тыс. руб. (117,6).

Таким образом, наибольшее влияние на финансовое состояние предприятия оказали рост основных средств, которые занимают наибольший удельный вес в имуществе предприятия: 97,1% в 2009 году, и 93,4% - в 2010 году.

В этой связи мы в дипломном проекте особое внимание уделили анализу состояния и использования основных средств на предприятии.

Анализ структуры показал, что активная часть основных фондов составляет 97% от общей стоимости в 2009 году и 96% в 2010 году. Это обусловлено тем, что в нефтегазодобывающей промышленности в активную часть основных фондов включается часть сооружений. В других отраслях промышленности сооружения не входят в состав активной части - это мосты, эстакады, резервуары, колодцы, плотины, дамбы, каналы, шоссейные дороги, насыпи, тоннели и т.д., т.е. таких видов основные фонды, которые непосредственно в производственном процессе не участвуют. Однако в нефтегазодобывающей промышленности нефтяные и газовые скважины, относящиеся к сооружениям, как раз та часть основных фондов, которая непосредственно дает целевую продукцию: нефть и газ.

Анализ технического состояния основных средств показал, что за отчетный год техническое состояние основных средств на предприятии несколько улучшилось за счет более интенсивного их обновления. Так, коэффициент обновления (11,9 %) значительно выше коэффициента выбытия (0,64 %). Это свидетельствует о том, что на анализируемом предприятии происходит обновление основных фондов за счет нового строительства.

Анализ эффективности использования основных фондов показал, что фондоотдача снизилась на 0,1 руб за анализируемый период, что отрицательно характеризует деятельность предприятия. Вместе с тем, очевидно, что несколько повысилась фондовооруженность в 2010 году по сравнению с 2009 году на 127,1 тыс.руб. или на 9,8 %. Снижение фондоотдачи произощло под влиянием снижения фондоотдачи активной части основных фондов, а также под влиянием удельного веса активной части фондов.

В этой связи нами проанализировано использование оборудования. Общая величина неиспользованного и нерационально используемого времени составила 11928 тыс.скважино-ч, что свидетельствует об упущенных возможностях для предприятия. Предприятию необходимо усилить контроль за рациональным использованием времени работы оборудования. Целесообразно применять автоматизированные приборы контроля и учета времени его работы, базирующейся на использовании вычислительной техники.

Таким образом, является актуальным разработка мероприятий по повышению эффективности их использования.

С целью повышения эффективности использования основных фондов нами в дипломной работе предложены мероприятия, направленные на эффективное использование основных производственных фондов. Так, совершенствование системы текущего ремонта позволит увеличить фактический фонд рабочего времени оборудования с 14252 тыс. сважино-ч. до 15267 тыс.скв - ч., что повлияет на рост фондоотдачи основных фондов на 0,354 руб.

С целью повышения эффективности использования основных фондов на предприятии нами в работе предлагается усовершенствовать механизм очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин, переводя систему очистки с ручного метода на автоматический режим, в результате чего прирост фондоотдачи основных фондов на 0,176 руб.

Модернизация системы управления компрессорами повысит фондоотдачу на 0,11 руб.

В целом, фондоотдача основных фондов возрастет на 0,64 руб., что свидетельствует об эффективности предложенных мероприятий.

Таким образом, задачи, поставленные в дипломной работе, решены и цель достигнута.

Список используемой литературы

1. Гражданский кодекс РФ, часть 1 от 30 ноября 1994 года № 51-ФЗ (ред. от 26 ноября 2002) (с последующими изменениями).

2. Налоговый кодекс РФ. Часть 2.

3. Приказ Минфина РФ от 18 мая 2002 г. № 45н «О внесении дополнений и изменений в Положение по бухгалтерскому учету «Учет основных средств» ПБУ 6/01» (с изм. и доп.).

4. Постановление Госкомстата РФ от 21 января 2003 г. N 7 «Об утверждении унифицированных форм первичной учетной документации по учету основных средств»

5. Бажин И.И. Информационные системы менеджмента. Москва: ГУ-ВШЭ, 2009. - 688 с.

6. Балабанов И.Т. Финансовый менеджмент: Учебник [Текст]/ И.Т. Балабанов - М.: Финансы и статистика, 2008. - 224с.

. Ворст Й., Ревентлоу П. Экономика фирмы. Пер. с датского [Текст] / Й. Ворст , П. Ревентлоу - М.: Высшая школа, 2008. - 272с.

. Гаджинский А. М. Логистика [Текст] \ А.М. Гаджинский - М.: Информационно-внедренческий центр «Маркетинг», 2010. - 228с.

. Ефимова О. В. Активы предприятий и их анализ [Текст] / О.В. Ефимова // Бухгалтерский учет. - 2008. - №9. - с. 72 - 78.

. Ефимова О. В. Финансовый анализ [Текст] / О.В. Ефимова - М.: Изд-во «Бухгалтерский учет», 2008. - 352с.

. Зайцев Н. Л. Экономика предприятия [Текст] / Н.Л. Зайцев - М.: ИНФРА-М, 2009. - 336 с.

. Кейлер В.А. Экономика предприятия [Текст] / В.А. Кейлер - М.: ИНФРА-М, Новосибирск: НГАЭиУ, 2009. - 132 с.

. Ковалёв В.В. Введение в финансовый менеджмент [Текст] / В.В. Ковалев - М.: Финансы и статистика, 2006. - 768с.: ил.

. Ковалёв В.В. Финансовый анализ: Управление капиталом. Выбор инвестиций. Анализ отчетности [Текст] / В.В. Ковалев - М.: Финансы и статистика, 2006. -432с.

. Крейнина М.Н. Финансовый менеджмент: Учебное пособие [Текст] / М.Н. Крейнина - М.: Издательство «Дело и сервис», 2005. - 304с.

. Корнеева Е.И. Финансовое управление закупками [Текст] / Е.И. Корнеева // Финансовый менеджмент №2, 2007.

. Классификация основных средств, включаемых в амортизационные группы, утв. Постановлением Правительства от 01.01.2002 г. №1

18. Киреева Н.С. Складское хозяйство. - М.: Академия, 2009. - 285 с.

19. Логистика . Учебное пособие под ред. Новикова О.А.. - М.: «Бизнес-Пресса», 2008 . - 235 с.

. Логистика. Учебник для вузов под ред. Неруш Ю.М. - М.: «ЮНИТИ-ДАНА», 2008. - 367 с.

21. Неруш Ю. М. Коммерческая логистика [Текст] / Ю.М. Неруш - М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 2005. - 271 с.

22. Общероссийский классификатор основных фондов, утв. постановлением Госстандарта РФ от 26.12.94г № 359

. Основы логистики: Учебник для вузов / В. А. Гудков, Л. Б. Миротин, С. А. Ширяев, Д. В. Гудков; Под ред. В. А. Гудкова. - М: Горячая линия - Телеком, 2010. - 351 с

. Павлова Л.Н. Финансы предприятий: Учебник для вузов [Текст] / Л.Н. Павлова - М.: Финансы, ЮНИТИ, 2007. - 639с.

. Практикум по логистике. Под ред. Б. А. Аникина [Текст] / Б. А. Аникин - М.: ИНФРА-М, 2009. - 270 с.

. Раицкий К.А. Экономика предприятия: Учебник для вузов. - 2-е изд. [Текст] / К.А. Раицкий - М.: Информационно-внедренческий центр «Маркетинг», 2005. - 696с.

. Справочник финансиста предприятия [Текст] - М.: ИНФРА-М, 2006. -368с.

. Стоянова Е. С. и др. Управление внеборотным капиталом [Текст] / Е.С. Стоянова - М.: Изд-во «Перспектива», 2005. - 128с.

. Уткин Э.А. Финансовый менеджмент: Учебник для вузов [Текст] / Э.А. Уткин - М.: Издательство «Зерцало», 2006. - 272с.

. Финансовый менеджмент: теория и практика: учебник / Под ред. Стояновой Е.С. - 5-е изд. Перераб. и доп. - М.: Изд-во «Перспектива», 2005. - 656с.

. Финансовый менеджмент: Учебник для вузов / Под ред. Г.Б. Поляка - М.: Финансы, ЮНИТИ, 2006. - 518с.

. Финансовая отчетность БПТОиКО ОАО «Сургутнефтегаз» за 2009-2010 годы

. Фролова В. А., Усов А. Г. Складское хозяйство и транспортно-экспедиционное дело: Учебник для техникумов ж.-д. трансп. - М.: Транспорт, 2009.-287 с.

. Холт Р.Н. Основы финансового менеджмента: Пер. с англ. [Текст] / Р.Н. Холт - М.: Дело Лтд., 2008. - 128с.

. Шевченко Н.С., Черных А.Ю., Тиньков С.А., Кузьбожев Э.Н. Управление затратами, внеборотными средствами и производственными запасами: учебно-методическое пособие [Текст] / Под ред. д.э.н., проф. Э.Н. Кузьбожева; Н.Новгород. гос. тех. ун-т. Н.Новгород, 2008. - 154с.

. Шим Джей К. Финансовый менеджмент: 2-е изд., стереотООО [Текст] / К. Шим Джей - М.: Издат. Дом «Филин», 2006. - 400с.

. Экономика предприятия. Пер с нем. - М.: ИНФРА-М, 2008. 928 с.

38. <#"606617.files/image069.jpg">

Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления 'Лянторнефть' ОАО 'Сургутнефтегаз'

Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления 'Лянторнефть' ОАО 'Сургутнефтегаз'

Похожие работы на - Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления 'Лянторнефть' ОАО 'Сургутнефтегаз'