Анализ рентабельности работы скважин в динамике лет и пути её повышения
Введение
Цель написания отчета по преддипломной практике - проанализировать
деятельность, состояние и перспективы развития предприятия, закрепить знания,
полученные в процессе обучения.
Основные задачи преддипломной практики:
ознакомление с целью и задачами производственной деятельности
предприятия, изучение его организационной структуры;
ознакомление с производственным процессом;
ознакомление с конкретными служебными обязанностями экономиста,
финансиста;
подготовка материала для написания дипломного проекта.
Первый раздел отчета по преддипломной практике посвящен анализу
геолого-технической характеристики предприятия, и включает: геологическую
характеристику, разрабатываемых площадей, текущее состояние разработки и фонда
скважин, виды применяемых методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Во втором разделе отчета рассмотрены цели и задачи производственной
деятельности предприятия, характеристика его организационной структуры, анализ
основных технико-экономических показателей за 2011-2012гг., характеристика
инвестиционной политики и программы предприятия.
В третьем разделе отчета представлен анализ издержек производства
предприятия, в том числе: анализ себестоимости продукции по элементам затрат,
анализ калькуляции себестоимости добычи нефти, выделение и анализ
условно-постоянной и условно-переменной частей в себестоимости добычи нефти,
анализ затрат на 1руб. товарной продукции, анализ прибыли и рентабельности
предприятия, анализ ликвидности бухгалтерского баланса.
Объектом исследования является НГДУ «Альметьевнефть». Тема моего
дипломного проекта: «Анализ рентабельности работы скважин в динамике лет и пути
её повышения» поэтому основное внимание уделялось работе планово-экономического
отдела, отдела инвестиций, геологического отдела, отдела по ремонту скважин и
ПНП.
Главным условием увеличения рентабельности работы скважин является
увеличение добычи нефти. В осуществлении задачи увеличения добычи нефти или
поддержания прежних уровней в Татарстане важная роль принадлежит применению
методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов и интенсификации разработки
нефтяных месторождений. Для различных геолого-физических условий и стадий
разработки месторождений и залежей Республики Татарстан однозначно доказана
целесообразность применения как гидродинамических, так и физико-химических,
физических, микробиологических методов увеличения нефтеотдачи, которые могут
использоваться на фоне применения гидродинамических МУН.
Одним из видов физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов
являются технологии обработки ПЗП с применением соляной кислоты.
В настоящее время и в России, и в РТ успешно применяется огромное
количество видов и вариантов использования различных обработок на основе
соляной кислоты.
Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора
кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми
минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.
Кислотная обработка, будучи во многих случаях оптимальным с точки зрения
экономичности и эффективности решением для нефтегазовых компаний, уверенно
занимает свое место среди наиболее перспективных решений в области
стимулирования добычи с месторождений.
Промышленное централизованное внедрение новых технологий кислотной
стимуляции скважин позволяет получить существенный народно-хозяйственный эффект
за счет дополнительной добычи нефти, сокращения затрат на закупку химреагентов
сторонних организаций и фирм.
Таким образом, актуальность дипломного исследования состоит в анализе
влияния мероприятий по повышению рентабельности работы скважин методом
обработки призабойной зоны (ОПЗ) пластов на основе кислоты. В четвертом разделе
отчета рассмотрены мероприятия, выбранные для анализа, согласно темы дипломного
проекта.
Основными источниками информации для написания отчета послужили пояснительные
записки к годовым отчетам за 2011-2012гг., геологические отчеты за
2011-2012гг., а также формы бухгалтерской отчетности НГДУ «Альметьевнефть».
РАЗДЕЛ 1.
ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ»
1.1 Краткая геологическая характеристика месторождений НГДУ
«Альметьевнефть»
НГДУ «Альметьевнефть» осуществляет разработку
Ромашкинского (Минибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской, Березовской
площадей с залежами верхних горизонтов) и Бухарского нефтяных месторождений.
Основным эксплуатационным объектом являются девонские отложения (Д0, Д1),
в которых сосредоточены 88% всех начальных запасов нефти НГДУ. Следующими по
величине указанных запасов являются отложения бобриковского горизонта около 9,3
%, на турнейский ярус приходится около 2%.
Миннибаевская площадь является одной из центральных площадей
Ромашкинского месторождения с размерами 19,5×13,3 км и общей площадью 255,6 км2.
Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского
(Д0) и пашийского (Д1) горизонтов, залегающие в среднем на глубине 1750-1770м.
В разрезе кыновского и пашийского горизонтов выделено 9 продуктивных
пластов: Д0, «а-б3» - верхняя пачка, «в-д» - нижняя пачка. Средняя толщина
продуктивных пластов составляет 16,5 м.
Отложения верхней пачки характеризуются линзовидным и полосообразным
залеганием, небольшими толщинами пластов 1-3м с проницаемостью 313 мД.
Отложениям нижней пачки присуще площадное распространение коллекторов,
представленных высокопродуктивными пластами, со значительно большей толщиной в
среднем 5-7м и проницаемостью 860 мД.
Миннибаевская площадь - это сегодня одна из выработанных площадей
Ромашкинского месторождения, отобрано около 90%. С начала разработки из скважин
Миннибаевской площади добыто 40% от общей добычи нефти НГДУ. На Миннибаевской
площади выделено 7 блоков. Значительная доля начальных запасов приходилась на
3, 4, 6 блоки, наименьшая у 5 и 7. В настоящее время наиболее выработаны 2,3,6
блоки. По всем блокам выработка запасов превышает обводненность накопленного
отбора жидкости. За годы разработки существенно изменилась структура запасов по
площади: если в начале на долю высокопродуктивных песчаных коллекторов
приходилось 79%, в настоящее время она сократилась в 2 раза. Доля глинистых
коллекторов увеличилась в 4 раза, а доля малопродуктивных алевролитовых
коллекторов - в 5 раз. Соответственно снизился объем запасов в нижней наиболее
продуктивной пачке пластов в 2,5 раза. 40% скважин работает только по верхней
пачке, при этом из них добывается 34% нефти и 16% жидкости, при обводненности
70% и пластовом давлении 141ат. Водонефтяной контакт в пределах Миннибаевской
площади прослеживается, в основном, в пластах «г1», «г2+3» и «д». Исключение
составляет Чупаевский участок (блок №7), где на границе с Алтунино-Шунакским
прогибом выделяется узкая полоса водонефтяной зоны в пластах а, б, в. В
пределах площади ВНК выполнен в 182 скважинах. Среднее его положение по площади
в целом составляет - 1488,1 м. Отмечается понижение положения ВНК по
направлению с севера на юг.
С южной стороны Миннибаевская площадь граничит с Альметьевской площадью,
которая разделена на 3 блока. Альметьевская площадь начала эксплуатироваться в
1950г., а в промышленную эксплуатацию введена в 1957г. эта площадь имеет
сложное геологическое строение, в разрезе выделяются 9 пластов (Д0, а, б1, б2,
б3, в, г1, г2+3, д), имеющих различные фильтрационно-емкостные свойства.
Основная доля начальных запасов площади приходится на песчаники - 84%, 7% - на
глинистые песчаники, 9% - на алевролиты. Из песчаников добыто 91 % нефти от
добычи площади, 5% - из глинистых песчаников, 4% - из алевролитов. В верхнюю
пачку входят пласты «Д0», «а», Б1, Б2, Б3 с ухудшенными коллекторскими
свойствами в виде полос и линз, не имеющих равномерного простирания по площади,
нижняя пачка в основном хорошо выдержанными по мощности пластами с большими
зонами слияния. Основная доля остаточных запасов приходится на верхнюю пачку
пластов - 12,7 млн., 4 млн. - на нижнюю пачку. Всего отобрано по площади 84,3 %
запасов, наиболее выработанной является нижняя пачка пластов. Основные
стратегические мероприятия в ближайшее время будут направлены на довыработку
оставшихся запасов нижней пачки, и постепенный переход на верхнюю пачку с
ухудшенными коллекторскими свойствами.
Северо-Альметьевская площадь введена в промышленную разработку в 1961
году. Она граничит на юге и на севере с Альметьевской и Березовской площадями,
на востоке с Алькеевской площадью (НГДУ «ДжН»), а на западе ограничивается
Алтунино-Шунакским прогибом. Северо-Альметьевская площадь разделена на 3 части:
западную, погружающуюся в сторону Алтунино - Шунакского прогиба, центральную,
наиболее приподнятую, и восточную, резко погружающуюся ступенью (на 10-15
метров) по сравнению с центральной. Объекты эксплуатации - кыновский и
пашийский горизонты сложены переслаиванием песчано-алевролитовых и аргиллитовых
пород. Коллекторы пласта имеют площадное распространение. За годы разработки в
результате опережающей выработки высокопродуктивных песчаных коллекторов
произошло ухудшение структуры запасов, доля извлекаемых запасов по алевролитам
и глинистым песчаникам увеличилась в 2 раза. Тем не менее доля запасов по
нижним пластам составляет 25%. Большая часть переведена на отбор по верхним
пластам. Пласт Д0 залегает на глубине 1740 м, представлен, в основном, песчаниками
и алевролитами. На фоне сплошного развития пластов-коллекторов встречаются
отдельные линзы глин. Коллекторы пласта Д0 изолированы от верхнее-пашийских
отложений Д1 пачкой кыновских глин, толщина которых изменяется от 3,0 м до 10,0
м. Средняя глубина залегания горизонта Д1 равна 1750 м. В пределах горизонта
выделяется 7 пластов: «а», «б1», «б2+3», «в», «г1», «г2+3», «д». Пласт «а»
является вторым по величине запасов. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников
составляет 3,5 м, алевролитов - 2,1 м. На западе и центральном участке
песчаники залегают в виде изолированных зон среди алевролитов. Пласты пачки «б»
имеют очень сложное строение, поэтому его разделяют на пласты «б1» и «б2+3».
Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников этих пластов соответственно 2,4 м и
3,8 м, алевролитов - 1,6 м и 1,9 м.В силу структурных особенностей площади
пласт «г-д» в восточной и западной частях почти полностью водоносен. Запасы
нефти, в основном, приходятся на центральный участок. Нефтенасыщенная толщина
песчаников пластов «г1», «г2+3» и «д» равна 3,3 м, 4,6 м и 3,2 м. Отметки ВНК
колеблются от 1480,7 м до 1489,9 м, составляя в среднем 14786,2 м.
Краевой площадью Ромашкинского месторождения является Березовская
площадь. В процессе разработки на Березовской площади было выделено 7 пластов в
горизонтах Д0 и Д1. Пласт Д0 имеет наибольшее распространение по площади и
присутствует на всех трех блоках. На более поздней стадии разработки, при
бурении скважин, вскрывался полный разрез горизонтов «До» и «Д1», так были
полнее включены в разработку нижние пласты. таким образом на 1 блоке
присутствуют все разрабатываемые продуктивные пласты. На западе 2 блок
представлен в основном горизонтом Д0, в центральной и восточной части является
многопластовым. На 3 блоке горизонт Д0 присутствует полностью, а горизонт Д1
представлен в южной части блока в основном пластом «Д1а» с подпором ВНЗ.
Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных,
песчано-алевролитовых, аргиллитовых пород. Пласт Д0 является основным
продуктивным пластом на Березовской площади, содержащим половину всех запасов
нефти. Коллекторы его имеют площадное распространение и представлены
преимущественно песчаниками (70% скважин), алевролиты имеют основное
распространение на 3 блоке.
Залежь №5 является одним из крупных и сложных объектов разработки
терригенных отложений бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения. В
промышленную разработку залежь вступила в 1970 году разбуриванием
самостоятельной сеткой скважин с использованием возвращенного девонского фонда
и перспективой организации системы заводнения. С севера-запада и юго-запада
залежь №5 граничит с залежью № 24, которая в восточной части связана с
водоносной областью. В промышленную разработку залежь вступила в 1978 году
бурением по сетке скважин 250*300м. На залежи с 1979 года проводился
эксперимент по созданию и развитию процесса внутрипластового влажного горения
(ВВГ) в сочетании с очагово-избирательным заводнением. В 1990 году из-за
осложнений закачка воздуха была прекращена и осуществлен переход на обычное
заводнение.
Залежь №221 турнейского яруса кизеловского горизонта Ромашкинского
месторождения представлена нефтенасыщенными пластами средней мощности 4,5 метра
с подстилающимся массивом пластовой воды, введена в промышленную разработку в
1988 году. В начале разработки 221 залежь была выбрана для проведения опытной
проверки эффективности рекомендуемых к внедрению систем разработки. В
дальнейшем же происходило бурение только единичных скважин.
Залежь №8 бобриковского горизонта нижнего карбона Ромашкинского месторождения
расположена на территории Альметьевского района над Альметьевской,
Северо-Альметьевской и Березовской площадями девонского горизонта. В
промышленную разработку вступила в 1975г. Объектом разработки залежи являются
запасы нефти терригенных отложений бобриковско-радаевского горизонтов. В
настоящее время разрабатываются запасы нефти пластов Свв1, Свв2, Свв3, Свв4.
.2 Текущее состояние разработки месторождений
В НГДУ «Альметьевнефть» по состоянию на 1.01.2013 года в промышленной
разработке находятся два нефтяных месторождения:
1) Ромашкинское - 22 эксплуатационных
объекта, в том числе:
·
четыре площади
кыновского и пашийского горизонтов (Миннибаевская, Альметьевская,
Северо-Альметьевская, Березовская);
·
три залежи
бобриковского горизонта (№№ 5, 8, 24);
·
три залежи
кизеловского горизонта (№№ 221, 224, 297);
·
две залежи
заволжского горизонта (№№ 759, 760);
·
пять залежей
мулинского горизонта - ДII (№№
51, 52, 53, 54, 55);
·
две залежи
старооскольского горизонта - ДIII
(№№70, 71);
·
залежь
данково-лебедянского горизонта (№536);
·
залежь
мендым-доманиковского горизонта (№444);
·
залежь фаменского
горизонта (№541).
2) Бухарское, введенное в эксплуатацию в
1995 году.
На 1.01.13 г. из разрабатываемых площадей и залежей добыто 590,909 млн.т.
нефти (со дня образования НГДУ). Выработка запасов по основным объектам
разработки составила:
Миннибаевская площадь - 92,25%;
Альметьевская площадь - 89,28%;
Северо-Альметьевская площадь - 89,84%;
Березовская площадь - 91,60%;
Залежь № 5 - 66,99%;
Залежь №8 - 56,35%;
Залежь №24 - 89,29%;
Залежь №221 - 29,18%;
Бухарское месторождение - 38,29%.
Состояние разработки месторождений НГДУ «Альметьевнефть» представлено в
таблице 1.1
скважина
нефтеотдача себестоимость месторождение
Таблица 1.1 Состояние разработки эксплуатационных объектов
|
Площади, залежи
|
2011г., тыс.т
|
2012г.
|
Отклонение, +/- (тыс.т)
|
Соотношение 1.01.13г./
1.01.12г.
|
|
|
план, тыс.т
|
факт, тыс.т.
|
факт/план
|
2012г./ 2011г.
|
|
|
Миннибаевская
|
953,830
|
919,821
|
965,689
|
+45,868
|
+11,859
|
1,013
|
|
Альметьевская
|
827,561
|
814,425
|
851,407
|
+36,982
|
+23,846
|
1,029
|
|
Северо - Альм
|
700,572
|
686,447
|
688,241
|
+1,794
|
-12,331
|
0,983
|
|
Березовская
|
668,369
|
663,013
|
668,336
|
+5,323
|
-0,033
|
1,000
|
|
Залежь №5
|
237,573
|
231,910
|
231,017
|
-0,893
|
-6,556
|
0,973
|
|
Залежь №8
|
361,421
|
345,639
|
351,475
|
+5,836
|
-9,946
|
0,973
|
|
Залежь №24
|
7,154
|
6,6
|
4,756
|
-1,844
|
-2,398
|
0,665
|
|
Залежь №221
|
88,139
|
83,976
|
81,645
|
-2,331
|
-6,494
|
0,927
|
|
Залежи DII+DIV
|
30,029
|
29,294
|
25,442
|
-3,852
|
-4,587
|
0,848
|
|
Прочие С
|
64,079
|
64,875
|
70,948
|
+6,073
|
+6,869
|
1,108
|
|
Ромашкин.м/р
|
3938,727
|
3846,0
|
3938,956
|
+92,956
|
+0,229
|
1,000
|
|
Бухарское м/р
|
96,273
|
94,0
|
96,044
|
+2,044
|
-0,229
|
0,998
|
|
НГДУ
|
4035,0
|
3940,0
|
4035,0
|
+95,0
|
0
|
1,000
|
Все скважины подключены к системе газосбора. В отчетном году из
продуктивных пластов извлечено 188,793 млн. м3 газа. С начала разработки добыто
33033,384 млн. м3 газа, в том числе 32982,507 млн.м3 - по Ромашкинскому
месторождению, 50,877 млн.м3 - по Бухарскому месторождению.
Для компенсации отбора жидкости в отчетном году в продуктивные пласты
было закачано 21535,106 тыс. м3 технологической жидкости, в том числе 14614,248
тыс. м3 сточных вод и 2728,923 тыс. м3 пластовых. В 2012 году общая закачка
уменьшилась на 595,255 тыс. м3 по сравнению с уровнем 2011 года.
Уменьшился отбор жидкости и добыча попутной воды на 604,653 тыс. т по
сравнению с 2011 годом.
В отчетном году обводненность добываемой продукции составила 78,4%.
1.3 Характеристика состояния фонда скважин и
способов эксплуатации
Пробуренный фонд скважин по состоянию на 1.01.2013 г. составил 6113
единиц, из них:
добывающие - 2724 скв.;
нагнетательные - 1819 скв.;
контрольные - 453 скв.;
в консервации - 83 скв.;
дающие техническую воду- 78 скв.;
ожидидающие ликвидации и ликвидированные - 884 скв.;
экологические - 72 скв.
Под эксплуатацией скважин понимается их использование в технологических
процессах подъема из пласта на поверхность жидкости (нефти, конденсата, воды) и
газа. Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие
группы:
фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
газлифтный - с
помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;
насосный -
извлечение нефти с помощью насосов различных типов.
Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины
пластового давления и глубины залегания пласта.
В НГДУ «Альметьевнефть» из 2461 действующих скважин механизированным
способом работают 2452 скв., в том числе 519 скв. - ЭЦН, 1933 - СКН скв.
Таблица 1.2 Состояние, структура фонда нагнетательных скважин, их
использование (скв.)
|
Дата
|
Пробур. фонд нагнет. скв.
на балансе НГДУ
|
Экспл. фонд нагнет. скв. на
балансе НГДУ
|
В том числе
|
|
|
|
Действ. фонд
|
Остановка в отчетном месяце
|
Остановка по технолог.
причинам
|
Остановлены по циклич.
закачке
|
В бездействии
|
Из них
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В ожидании освоения после
работы на нефть
|
В ожидании освоения после бурения
|
В бездействии после закачки
|
% бездейств. фонда
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
На 01.01.12г.
|
2 170
|
1 802
|
1 696
|
26
|
543
|
40
|
106
|
3
|
1
|
102
|
5,9
|
|
На 01.01.13г.
|
2 186
|
1 819
|
1 700
|
44
|
614
|
30
|
119
|
3
|
1
|
115
|
6,5
|
|
Отклонение 2013г./2012г.
|
16
|
17
|
4
|
18
|
71
|
-10
|
13
|
0
|
0
|
13
|
0,7
|
За 2012 год введено под закачку 20 скважин (из них: 6 скважин после
бурения, в том числе 1 скважина (№32738) ОРДиЗ - числятся в добывающем фонде,
14 скважин из эксплуатации, в том числе 1 скважина (№21294) с НССД для
отбора-закачки - числятся в добывающем фонде, поэтому по фонду числятся 18
новых скважин. Пробуренный фонд увеличился на 16 скважин: приняты из ЦДНГ 17
скважин (в т.ч. 1 скважина ранее бывшая под закачкой (№1210)), 14 скважин
переведены под закачку после эксплуатации в добывающем фонде, 2 скважины
возвращены по фонду в нагнетательный фонд после извлечения оборудования ОРДиЗ
(№№20330,3157Д)), приняты из бурения 6 скважин, приняты из фонда НГДУ
«Ямашнефть» 2 скважины (№№37Н,38Н), ушли в ЦДНГ 9 скважин (в т.ч. 1 скважина из
пъезометрического фонда (№13537), 6 скважин после внедрения оборудования ОРДиЗ,
1 скважина с НССД (№21294), 1 скважина после перевода под водозабор (№688)).
Эксплуатационный фонд увеличился на 17 скважин: приняты из ЦДНГ, из
бурения и из фонда НГДУ «Ямашнефть» 25 скважин, переданы в ЦДНГ 8 скважин из
эксплуатационного фонда, из пъезометрического фонда под закачку переведена 1
скважина (№532), из эксплуатационного фонда переведена в пьезометрический фонд
1 скважина (№11982). Выведено из глубокого бездействия 42 скважины под закачку,
в том числе 1 скважина (№1210) запущены из ЦДНГ, ранее бывшие под закачкой, 1
скважина запущена из пьезометрического фонда (№532). В простое 44 скважины.
Эксплуатационный фонд нефтяных скважин на 1.01.2013 года составил 2724,
по сравнению с прошлым годом уменьшился на 50 скважин, в том числе
механизированный фонд уменьшился на 47 скважин и составил 2645 скважин. Фонд
фонтанных скважин уменьшился на 3 скв. и составил 79 скважин. В бездействии
находятся 262 скважин.
К началу 2013 года действующий фонд уменьшился на 38 скважин и составил
2461 скв., в том числе 2386 скв. дающих продукцию, 78 скважин дают техническую
воду.
Коэффициент эксплуатации скважин с ЭЦН составляет 0,935 д.ед. (в 2011г. -
0,922 д.ед.), скважин с ШГН составляет 0,916 д.ед. (в 2011г. - 0,916 д.ед.), по
фонтанным скважинам составил 0,828 д.ед. (в 2011г. - 0,788 д.ед.).
Коэффициент эксплуатации новых скважин составил 0,882 д.ед. (в 2011г. -
0,829 д.ед.).
На 1.01.2013г. в консервации находится 72 нефтяных скважины.
В 2012 году планировалось ввести из бурения и освоения 34 скважины,
фактически введено 36 скв. или 105,9% к плану. Из 36 новых скважин 36
переведены на механизированную добычу.
Добыча нефти по новым скважинам составила 73,795 тыс.тонн, среднесуточный
дебит 13,5 т/сут. (в 2011г. - 11,4 т/сут.).
За 2012 год в среднем одна новая скважина отработала 151,3 суток (в
2011г. - 130,2 сут.), что на 21,1 суток больше, чем в 2011 году.
1.4 Методы интенсификации и повышения
коэффициента нефтеотдачи
Увеличение нефтеотдачи пластов - увеличение степени извлечения нефти из
недр - самая актуальная и острая проблема на протяжении всей истории нефтяной
промышленности. На каждом этапе развития специалисты стремились продлить добычу
нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из
пласта за счет качества вытеснения, ОПЗ, размещения скважин, искусственного
воздействия на пласты, регулирования процесса эксплуатации.
В настоящее время достаточно хорошо известно большое
количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких
как периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных
высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, полимер -
дисперсных систем, а так же разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях
композиций химреагентов.
К прогрессивным методам воздействия на пласт относят
гидродинамические и физико-химические. К первой группе относят нестационарное
(циклическое) заводнение с изменением фильтрационных потоков и вовлечение в
разработку недренируемых запасов нефтезапасов нефти.
Каждый год в НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывается и внедряется в
производство большое количество высокоэффективных технологий. Многие разработки
выполнены на уровне изобретений и полезных моделей, которые защищены патентами.
Эффективные разработки включены в «План мероприятий по повышению нефтеотдачи
платов и применению передовых технологий и оборудования на 2012г.», такие как
применение ОРЗ воды и подбор скважин для ОРЗ в системе ППД; технология бурения,
цементирования кондуктора и э/колонны методом «сверху-вниз» при полном
поглощении промывочной жидкости на скважинах малого диаметра; технология по
снижению риска возникновения заколонной циркуляции при строительстве скважин
малого диаметра за счет оснащения низа эксплуатационной колонны «хвостовиком»
меньшего диаметра. Из 20 мероприятий, включенных в «План мероприятий по ПНП…»,
3 мероприятия являются разработками НГДУ «Альметьевнефть».
План мероприятий по повышению нефтеотдачи платов и применению передовых
технологий и оборудования коллективом НГДУ «Альметьевнефть» в 2012г. выполнен
успешно. От использования в производстве 31 мероприятия получен экономический
эффект в размере 464 млн. рублей.
.5 Методы увеличения
нефтеотдачи
В НГДУ «Альметьевнефть» применяемые методы воздействия, повышающие
коэффициент нефтеизвлечения из продуктивных пластов, выделяются на две группы
(табл. 1.3):
гидродинамические;
физико-химические.
I.
Гидродинамические методы.
) Нестационарное (циклическое) заводнение с изменением фильтрационных
потоков. В отчетном году циклическая закачка проводилась по 269 скважинах, что
составляет 15,2 % от нагнетательного фонда действующих скважин. По всем
циклируемым скважинам в 2012 году дополнительно добыто 103,5 тыс. т нефти.
) Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти. В результате
вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти путем бурения
дополнительных скважин и усилением системы заводнения было получено в отчетном
году 869,6 тыс. тонн нефти, а применение геолого-физических методов воздействия
на слабопроницаемые коллекторы дало дополнительную добычу 28,3 тыс. т нефти.
Таблица 1.3 Выполнение задания по дополнительной добыче нефти от
применения современных методов увеличения нефтеотдачи
|
Наименование метода
|
Доп.добыча нефти
|
Экономический эффект,
млн.руб.
|
|
|
|
|
план
|
факт
|
народхоз.
|
хозрасчетн.
|
|
1. Гидродинамические, всего
|
1 130,0
|
1 001,4
|
4 426,1
|
3 540, 8
|
|
1.1. Hестационарное
заводнение
|
180,0
|
103,5
|
672,6
|
538,1
|
|
1.2. Ввод недренируемых
запасов
|
950,00
|
898,0
|
3 753,5
|
3 002,8
|
|
1.2.1. За счет
разукрупненения объектов путем изоляционных работ и бурения доп.скважин
|
910,0
|
869,7
|
-
|
-
|
|
1.2.2. За счет
геолого-физических работ - компл.технол. эффек.малоэффек.залежей
|
40,0
|
28,3
|
-
|
-
|
|
2. Физико-химические
методы, всего
|
780,0
|
928,3
|
5 679,7
|
4 543,7
|
|
Итого по всем методам
|
1 910,0
|
1 929,7
|
10 105,8
|
8 084,6
|
II.
Физико-химические методы.
Эта группа методов применяется в НГДУ с 1971 года и осуществляется
закачкой реагентов в нагнетательные скважины для улучшения нефтевытесняющих
свойств закачиваемой воды и повышения охвата пласта заводнением и в добывающие
скважины для увеличения производительности скважины и для снижения
обводненности.
Дополнительная добыча нефти за счет применения этих методов в 2012 году
составила 928,25 тыс.т., в том числе от методов, применяемых в отчетном году
169,78 тыс.т. За счет обработок, проводимых силами ОАО «Нефтехимсервис» в 2012
году получено 341,9 тыс.т дополнительной нефти, в том числе от мероприятий 2012
года 70,8 тыс.т.
1.6 Характеристика стадий разработки нефтяных
месторождений
Стадия - это период процесса разработки, характеризующийся определенным
закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей.
Выделяют четыре стадии процесса разработки месторождений.
Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:
- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост
составляет примерно 1-2 % в год от балансовых запасов);
- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от
максимального;
- резким снижением пластового давления;
- небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает
3-4% при вязкости нефти не более 5 мПа×с и 35% при повышенной вязкости);
- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).
Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти -
характеризуется:
- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный
темп добычи нефти находится в пределах 3-17%) в течение 3-7 лет и более для
месторождений с маловязкими нефтями и 1-2 года - при повышенной вязкости;
- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
- нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности
составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости,
на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);
- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих
на механизированный способ добычи нефти;
- текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30-50%,
а для месторождений с «пикой» добычи - 10-15%.
Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:
- снижением добычи нефти (в среднем на 10-20% в год при маловязких нефтях и
на 3-10% при нефтях повышенной вязкости);
- темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5%;
- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения
продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ
добычи;
- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80-88 % при среднем росте
обводненности 7-8% в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с
нефтями повышенной вязкости;
- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50-60%
для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20-30% для
месторождений с нефтями повышенной вязкости;
- суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.
Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:
- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около
1%);
- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают
0,7-7 м3/м3);
- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост
составляет около 1%);
- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда
скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от
максимального, снижаясь иногда до 0,1);
- отбором за период стадии 10-20% балансовых запасов нефти.
Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего
предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется
пределом экономической рентабельности, т.е. минимальным дебитом, при котором
еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает
при обводненности продукции примерно на 98%.
В настоящее время месторождения НГДУ «Альметьевнефть» находятся на
четвертой стадии разработки.
РАЗДЕЛ 2. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ
2.1 Организационная структура предприятия,
задачи и функции его служб
НГДУ «Альметьевнефть» является структурным подразделением вертикально-интегрированной
компании ОАО «Татнефть», имеющим свою организационную структуру и
функциональные обязанности, и действует на основании Положения об НГДУ.
Организационная структура управления на предприятии охватывает все уровни
управления, характеризующие последовательность подчинения одних звеньев
управления другим снизу доверху. На основе поступающей информации
руководителями на каждой ступени управления принимаются соответствующие
решения, которые конкретизируются и доводятся до нижестоящих звеньев.
Структура характеризует состав и взаимосвязь его подразделений и
отдельных должностных лиц, дает представление о штате сотрудников (их
количестве, специализации, соподчиненности и взаимосвязи (по вертикали и
горизонтали) всех подразделений и служб предприятия.
В состав НГДУ «Альметьевнефть» входят следующие структурные
подразделения, такие как:
·
цеха по добыче
нефти и газа (ЦДНГ №1, 2, 3, 4, 5, 6) - осуществляют эксплуатацию нефтяных
скважин;
·
цех по
поддержанию пластового давления (ЦППД) - осуществляет закачку в нефтяные пласты
воды для повышения нефтеотдачи пластов;
- цех по подготовки и перекачки нефти (ЦКППН) - осуществляет подготовку
добытой нефти и перекачку её до магистрального нефтепровода;
цех текущего ремонта скважин (ЦТРС) - осуществляет текущий (подземный) и
капитальный ремонт нефтяных и нагнетательных скважин.
Руководство и координацию деятельностью цехов и участков НГДУ
осуществляет аппарат управления.
Структура аппарата управления НГДУ «Альметьевнефть» характеризуется
наличием руководителя, его заместителей (главного инженера, главного геолога,
заместителя начальника НГДУ по общим вопросам, по экономике, по капитальному
строительству, по непромышленному строительству, по социальному развитию,
заместителя главного бухгалтера АО «Татнефть»).
НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления
назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО
«Татнефть».
Начальник НГДУ осуществляет общее руководство за деятельностью управления
и через своих заместителей всеми отделами, службами и структурными
подразделениями НГДУ.
Положение о внутренних подразделениях, структура и штаты утверждаются
начальником управления применительно к типовым структурам и штатам,
утвержденным ОАО «Татнефть», исходя из объема, существующих нормативов и
условий работы.
Распределение обязанностей между руководителями, специалистами и
служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями,
утвержденными начальником управления.
Заместителями начальника управления являются: главный инженер - первый
заместитель начальника управления, главный геолог - заместитель начальника
управления, заместитель начальника управления по экономическим вопросам,
заместитель начальника управления по строительству, заместитель начальника
управления по капитальному ремонту и строительству скважин, заместитель
начальника управления по общим вопросам, заместитель начальника управления по
социальным вопросам.
Главному инженеру - первому заместителю начальника управления
подчиняются: отдел промышленной безопасности и охраны труда, производственный
отдел добычи нефти и газа, отдел по поддержанию пластового давления,
технический отдел, служба по борьбе с коррозией и охране природы; ЦИТС, служба
главного технолога, служба по работе с имуществом, отдел главного механика,
отдел главного энергетика, отдел управления персоналом (в части организации
труда, аттестации и рационализации рабочих мест, создания новых рабочих мест,
аттестации РСС, организации конкурсов, подготовки кадров и работы с молодыми
специалистами, молодежью), МГС (в части охраны природы), ЦДНГ - 1-6, ЦППД,
ЦКППН - 1,2, УПО.
Главному геологу - заместителю начальника управления подчиняются:
технологический отдел разработки нефтяных и газовых месторождений,
геологический отдел, МГС, геологические службы ЦДНГ и ЦППД,
химико-аналитическая лаборатория ЦКППН.
Заместителю начальника управления по экономическим вопросам подчиняются:
отдел управления персоналом, планово-экономический отдел, отдел бухгалтерского
учета, финансовый отдел, служба по работе с имуществом, отдел инвестиций.
Заместителю начальника управления по строительству подчиняются: отдел по
проектированию и обустройству месторождений, МГС (в части кап.ремонта и
строительства), проектно-сметное бюро, бригада по подготовке производства
ЦКППН.
Заместителю начальника управления по капитальному ремонту и строительству
скважин подчиняются: отдел ремонта скважин, служба организации строительства
скважин, ЦПРС.
Заместителю начальника управления по общим вопросам подчиняются: отдел
материально-технического снабжения и комплектации оборудованием, база МТС и КО,
служба вспомогательных структур, хозяйственная служба, служба безопасности
ГОиЧС, объекты социальной сферы.
Центральная инженерно-техническая служба обеспечивает согласованную
работу цехов основного и вспомогательного производства, осуществляет
оперативное руководство всеми цехами и службами НГДУ (ЦДНГ № 1 - 6, ЦППД, ЦКППН
- 1,2, ЦПРС, УПО).
Таким образом, тип организационной структуры управления, применяемый в
НГДУ «Альметьевнефть» - линейно-функциональный. Имеющийся зарубежный и
отечественный опыт говорит о том, что данную структуру целесообразно
использовать на предприятиях в добывающих отраслях промышленности.
Рис.2.1 Организационная структура НГДУ «Альметьевнефть»
2.2 Производственный процесс в НГДУ
«Альметьевнефть» и его производственная структура
Основу деятельности НГДУ «Альметьевнефть» составляет добыча и подготовка
нефти. В соответствии с предметом и целью своей деятельности НГДУ осуществляет
следующие задачи:
- планирует свою деятельность, руководствуясь при этом заданиями по добыче
нефти, нормативами, лимитами, бюджетом НГДУ, установленными органами управления
ОАО «Татнефть», а также заключенными договорами;
- обеспечивает выполнение задания по добыче нефти на основе внедрения в
производство передовой техники и прогрессивной технологии;
- обеспечивает сбор, подготовку, транспортировку нефти;
- производит водозабор, подготовку, транспортировку воды, закачку в пласт
рабочих реагентов;
- осуществляет проектирование, строительство и эксплуатацию объектов
нефтяной и газовой промышленности, нефтепромыслового оборудования и
спецтехники;
- осуществляет мероприятия по техническому перевооружению и модернизации
производства, комплексной механизации и автоматизации производственных
процессов, эффективному использованию средств автоматизации,
электронно-вычислительной техники;
- разрабатывает и осуществляет мероприятия по экономии топлива,
электроэнергии, материалов, инструмента;
- определяет потребность НГДУ в материальных ресурсах и получает их в
установленном порядке по прямым договорам и централизованно через
«Татнефтеснаб» ОАО «Татнефть», обеспечивает их надежное хранение и рациональное
использование;
- разрабатывает и осуществляет мероприятия по охране природы и окружающей
среды;
- проводит работу по предупреждению и ликвидации аварий, охране труда и
технике безопасности, проводит обучение работников НГДУ безопасным приемам
труда, обеспечивает средствами индивидуальной защиты;
- выполняет изыскательные и маркшейдерские работы;
- проводит дефектоскопию нефтепромыслового, технологического оборудования,
нефтепроводов и водоводов;
- осуществляет другие виды деятельности, не противоречащие Уставу ОАО
«Татнефть» и действующему законодательству.
Основной процесс для НГДУ - это добыча нефти и газа, сепарация, сушка и
подготовка к дальнейшей транспортировке.
Вспомогательный процесс - это создание нормальных условий для основных
процессов (ремонт оборудования, обеспечение водой, энергией и т.д.).
По характеру участия рабочего в производственном процессе можно
различать: ручное участие, механизированное, машинно-ручное, машинное,
автоматизированное, аппаратурное.
По виду производственные процессы делятся на:
1. механические - процессы, в которых под воздействием механических
усилий происходит то или иное изменение формы размера, состояния и положения
предмета труда (добыча нефти и газа, бурение).
2. физико-химические - процессы, при которых изменяются физические и
механические свойства материалов и их внутренняя структура.
По длительности периода основные части производственного процесса делят
на:
1. прерывные, которые характеризуются периодичностью и повторяемостью
процесса (геолого - разведование и бурение);
2. непрерывные процессы - где признак периодичности отсутствует, процесс
протекает непрерывно (добыча нефти).
Особенности производственного процесса в нефтедобыче:
1. продукт труда - это пласт, содержащий нефть и газ, он не является
результатом простого труда и не имеет стоимости, т.к. в себестоимости добычи
нефти отсутствуют затраты на сырье, что отличает его от других аналогичных
отраслей;
. предмет труда - территориально закреплен, отсюда зависимость выбора
места для проектирования предприятия;
. удаленность предметов труда и подземных частей эксплуатационного
оборудования от непосредственного наблюдения и воздействия. Это обуславливает
своеобразный характер технологического процесса добычи;
. влияние природного фактора в процессе обработки предметов труда,
падение пластового давления обуславливает специфическую технологию добычи нефти
различными способам;
. территориальная особенность производственных объектов и их
индивидуальность и зависимость организации промыслового хозяйства от степени
обработки;
. в нефтегазодобыче продукт труда простой, поскольку процесс добычи не
влечет за собой особых изменений физико-химических свойств в добыче нефти и
газа;
. производственный процесс состоит из добычи нефти и газа.
Производственная структура предприятия зависит от форм и методов
организации производственных процессов, прежде всего, от уровня концентрации,
специализации, кооперирования и комбинирования. Производственная структура -
совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия,
соотношение и взаимосвязь между ними. Важные показатели, характеризующие
производственную структуру предприятия - это число цехов, внутри них рабочих
мест и др. подразделений и их удельное значение в производстве. В
нефтегазодобыче структурной единицей является цех - производственное
административно обособленное подразделение, в задачу которого входит
изготовление продукции, выполнение определенного вида работ. На каждом
предприятии в соответствии с выполняемыми функциями выделяют основное и
вспомогательное производство.
2.3 Анализ основных технико-экономических
показателей предприятия за 2011-2012гг.
Технико-экономический показатель используется для сравнения затрат на
единицу потребительской полезности однородных изделий. На основании технико-экономических
показателей можно сделать выводы и по другим пунктам отчета и предпринять
необходимые меры для улучшения работы предприятия.
Коллектив нефтегазодобывающего управления «Альметьевнефть» в 2012 году
успешно справился с выполнением производственной программы.
Работа управления была направлена на сокращение затрат, разработку и
выполнение комплексных мероприятий для сохранения финансово-экономической
устойчивости предприятия. Это позволило управлению выполнить все намеченные
производственные и социальные программы, несмотря на низкий уровень цен на
нефть на мировом рынке.
Слаженная работа всего коллектива в прошедшем году позволила успешно
реализовать производственную программу и выполнить технико-экономические
показатели приказов № 1 и 3.
Анализ технико-экономических показателей НГДУ «Альметьевнефть» за
2011-2012гг. представлен в табл. 2.1.
За 2012 год, как и за 2011г., добыто 4035 тыс.тонн нефти, 100%
подготовленной нефти сдано потребителям по первой группе качества,
перевыполнено задание по выработке ШФЛУ. Совершенствование процесса разработки
месторождений, улучшение технологий добычи и подготовки нефти позволяет НГДУ
«Альметьевнефть» в течение последних семнадцати лет удерживать добычу на
стабильном уровне. План по добыче нефти перевыполнен на 2,4% или на 95
тыс.тонн.
Обводненность продукции в 2012г. уменьшилась на 0,9% и составила 78,4%.
Среднесуточный дебит добычи нефти сохранился на уровне 2011г. и составил 5,1
т/сут. Введено новых скважин: нефтяных - 36, из которых получено 73,8 тыс.тонн
нефти, нагнетательных - 20. Из бурения в эксплуатацию введено 43 скважины. В
пласты закачено 21 535 тыс. куб.м. воды.
Произведено товарной продукции на сумму 40 174,2 млн.руб. Поставка
широкой фракции легких углеводородов составила 83,0 тыс.тонн.
2012 год для коллектива НГДУ «Альметьевнефть» - год продолжения работ по
укреплению прочного фундамента, созданного за последние годы и обеспечивающего
стабилизацию объёмов рентабельной добычи нефти.
Выполнен доведенный предельный уровень эксплуатационных затрат, который
составил 2333 рублей на 1 т нефти, что выше уровня прошлого года на 16%.
Таблица 2.1 Динамика ТЭП НГДУ «Альметьевнефть» за 2011-2012гг.
|
№
|
Показатель
|
Ед.изм.
|
2011 год
|
2012 год
|
Отклонение, 2012г./2011г.
|
|
|
|
|
|
+/-
|
%
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
1
|
Добыча нефти - всего
|
тыс.т
|
4 035
|
4 035
|
0
|
100,0
|
|
2
|
Товарная продукция
|
тыс.руб.
|
38 810 742
|
40 174 179
|
1 363 437
|
103,5
|
|
3
|
Объем подготовленной нефти
(сдача)
|
тыс.т
|
3 949,9
|
3 947,4
|
-2
|
99,9
|
|
4
|
Сдача широкой фракции
|
тыс.т
|
82,9
|
83,0
|
0
|
100,1
|
|
5
|
Ввод новых скважин:
|
|
|
|
|
|
|
- нефтяных
|
скв.
|
42
|
36
|
-6
|
85,7
|
|
- нагнетательных
|
скв.
|
26
|
20
|
-6
|
76,9
|
|
6
|
Эксплуатационный фонд
скважин на конец года
|
|
|
|
|
|
|
- нефтяных
|
скв.
|
2 774
|
2 724
|
-50
|
98,2
|
|
- нагнетательных
|
скв.
|
1 802
|
1 819
|
17
|
100,9
|
|
7
|
Среднегодовой действующий
фонд скважин
|
|
|
|
|
|
|
- нефтяных
|
скв.
|
2 513
|
2 462
|
-51
|
98,0
|
|
- нагнетательных
|
скв.
|
1 695
|
1 721
|
26
|
101,5
|
|
8
|
Коэф-т эксплуатации
нефтяных скважин
|
доли ед.
|
0,917
|
0,918
|
0
|
100,1
|
|
9
|
Коэф-т использования
нефтяных скважин
|
доли ед.
|
0,838
|
0,820
|
0
|
97,9
|
|
10
|
Среднесуточные дебиты
скважин
|
|
|
|
|
|
|
- по нефти
|
т/сут.
|
5,1
|
5,1
|
0
|
100,0
|
|
- по жидкости
|
т/сут.
|
24,6
|
23,8
|
-1
|
96,9
|
|
11
|
Межремонтный период работы
скважин (всего по НГДУ)
|
сут.
|
1 292
|
1 401
|
109
|
108,4
|
|
в том числе: ЭЦН
|
сут.
|
1 075
|
1 360
|
285
|
126,5
|
|
ШГН
|
сут.
|
1 358
|
1 420
|
62
|
104,6
|
|
12
|
Текущий (подземный) ремонт
скважин
|
|
|
|
|
|
|
- кол-во отремонтированных
скважин
|
скв.
|
867
|
832
|
-35
|
96,0
|
|
- объем работ
|
тыс.руб.
|
517 763
|
305 831
|
-211 932
|
59,1
|
|
13
|
Добыча жидкости
|
тыс.т
|
19 285
|
18 680
|
-605
|
96,9
|
|
14
|
Обводненность нефти
|
%
|
79,1
|
78,4
|
-1
|
99,1
|
|
15
|
Закачка воды в пласт
|
тыс.м³
|
22 130
|
21 535
|
-595
|
97,3
|
|
в т.ч.: - пресной воды
|
тыс.м³
|
3 983
|
4 192
|
209
|
105,3
|
|
- сточной воды
|
тыс.м³
|
15 308
|
14 614
|
-694
|
95,5
|
|
- пластовой воды
|
тыс.м³
|
2 840
|
2 729
|
-111
|
96,1
|
|
16
|
Капитальные вложения, всего
|
тыс.руб.
|
3 924 859
|
5 292 536
|
1 367 677
|
134,8
|
|
в т.ч.: бурение
|
тыс.руб.
|
1 719 119
|
1 801 143
|
82 024
|
104,8
|
|
строительно-монтажные
работы
|
тыс.руб.
|
1 696 982
|
2 828 962
|
1 131 980
|
166,7
|
|
17
|
Ввод основных фондов
|
тыс.руб.
|
2 484 267
|
2 308 779
|
-175 488
|
92,9
|
|
18
|
Среднегодовая стоимость
основных производственных фондов
|
тыс.руб.
|
19 699 536
|
22 256 317
|
2 556 781
|
113,0
|
|
19
|
Среднесписочная
численность-всего
|
чел.
|
2 003
|
1 993
|
-10
|
99,5
|
|
в т.ч.: ППП
|
чел.
|
1 676
|
1 667
|
-9
|
99,5
|
|
непромышленный персонал
|
чел.
|
327
|
326
|
-1
|
99,7
|
|
20
|
Производительность труда 1
работника ППП
|
тыс.т/чел.
|
2,41
|
2,42
|
0
|
100,5
|
|
21
|
Уд. расход численности ППП
на 1 скважину действующего фонда
|
чел/скв.
|
0,67
|
0,68
|
0
|
101,5
|
|
22
|
Фонд оплаты труда - всего
|
тыс.руб.
|
659 714
|
775 465
|
115 752
|
117,5
|
|
в том числе:
|
|
|
|
|
|
|
- ППП
|
тыс.руб.
|
598 598
|
696 715
|
98 117
|
116,4
|
|
- непромышленный персонал
|
тыс.руб.
|
57 191
|
72 848
|
15 657
|
127,4
|
|
- несписочный состав
|
тыс.руб.
|
3 925
|
5 903
|
1 978
|
150,4
|
|
23
|
Суммы трудовых и социальных
льгот
|
тыс.руб.
|
8 140
|
12 021
|
3 881
|
147,7
|
|
в том числе:
|
|
|
|
|
|
|
- ППП
|
тыс.руб.
|
6 829
|
10 478
|
3 648
|
153,4
|
|
- непромышленный персонал
|
тыс.руб.
|
1 311
|
1 544
|
233
|
117,8
|
|
- несписочный состав
|
тыс.руб.
|
-
|
-
|
|
|
|
24
|
Средняя з/плата 1 работника
с выплатами из ФМП, всего
|
27 284
|
32 178
|
4 894
|
117,9
|
|
в том числе:
|
|
|
|
|
|
|
- ППП
|
руб.
|
29 763
|
34 829
|
5 066
|
117,0
|
|
- непромышленный персонал
|
руб.
|
14 575
|
18 622
|
4 047
|
127,8
|
|
25
|
Затраты на производство
товарной продукции
|
тыс.руб.
|
22 767 330
|
23 662 933
|
895 603
|
103,9
|
|
26
|
Эксплуатационные расходы на
1 т валовой нефти
|
руб.
|
2 008,02
|
2 332,73
|
325
|
116,2
|
|
27
|
Эксплуатационные расходы на
1 т товарной нефти
|
руб.
|
2 051,30
|
2 382,91
|
332
|
116,2
|
|
28
|
Цена 1 тонны нефти
|
руб.
|
9 703,00
|
10 041,83
|
339
|
103,5
|
|
29
|
Прибыль до налогообложения
|
тыс.руб.
|
15 833 691
|
16 239 409
|
405 718
|
102,6
|
|
30
|
Объем платных услуг
населению
|
тыс.руб.
|
27 434
|
27 551
|
117
|
100,4
|
В полном объеме выполнены мероприятия, посвященные празднованию 60-летия
НГДУ «Альметьевнефть».
Основным вопросом сегодняшнего дня для нефтегазодобывающего предприятия
является стабилизация добычи нефти на фоне увеличения доли трудноизвлекаемых
запасов.
Поэтому на поздней стадии разработки нефтяных месторождений актуальными
являются вопросы поиска новых инженерно-геологических решений, внедрение
инновационных технологий, благодаря которым становится возможным сохранение
рентабельной добычи нефти.
В 2012г. в НГДУ Активно продолжались работы по внедрению новой техники и
технологий. Выполнено 39 мероприятий с общим экономическим эффектом более 553
миллионов рублей, получено 16 патентов, внедрено в производство 1612
рационализаторских предложения.
За отчётный период освоено более 3,8 млдр.руб. капитальных вложений. На
сумму более 1,5 млдр.руб. проведён капитальный ремонт основных производственных
фондов и объектов социальной сферы.
Среднесписочная численность всего персонала составила 1993 человека, в
том числе промышленно-производственного персонала 1667 человек. Таким образом,
по сравнению с 2011г. произошло снижение численности персонала на 10 чел. и на
9 чел. по общему количеству и количеству промышленно-производственного
персонала соответственно. Удельный расход численности на обслуживание одной
скважины действующего фонда снизился до 0,68 человек/скв.
Фонд заработной платы всего списочного состава увеличился в 2012г. на
17,5% или на 115752 тыс. руб. по сравнению с 2011 годом и составил 775465 тыс.
руб. Увеличение произошло в связи с ростом среднемесячной заработной платы на
18%.
За отчетный период получено 16,2 млрд. рублей условной балансовой
прибыли, что на 405,7 млн. рублей больше, чем за прошлый год. Прибыль
направлена на содержание объектов социальной сферы, на выполнение условий
коллективного договора, на укрепление производственных мощностей ОАО
«Татнефть».
По итогам работы за год цена 1 т нефти составила 10170,6 руб.,
себестоимость 1 т товарной нефти 5 990,6 руб./т, себестоимость товарной
продукции составила 23,6 млрд.руб., прибыль от основной деятельности 16,5 млрд.
руб., часть которой была направлена на финансирование капитальных вложений, на
содержание объектов социальной сферы, на выполнение условий коллективного
договора.
Таким образом, подводя итог по анализу технико-экономических показателей
НГДУ «Альметьевнефть» можно сделать вывод о том, что деятельность предприятия в
целом идет по плану, происходит достижение планируемых показателей.
2.4 Отечественный и зарубежный опыт, обзор
мировых тенденций в области повышения эффективности работы скважин
Повышение эффективности использования основных фондов
нефтегазодобывающих предприятий достигается следующими путями.
. Увеличение времени полезной работы основных фондов
(экстенсивные резервы). К этим резервам относятся:
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 ремонтных 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.;
ликвидация аварий и простоев в процессе эксплуатации
скважин. Устранение простоев требует правильного распределения рабочей силы,
средств, труда, материальных ресурсов;
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, укреплением цехов подземного ремонта и др.;
эффективное увеличение межремонтного периода
эксплуатации 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
центробежных электронасосов (обладающих большим межремонтным периодом и др.;
продление срока жизни нефтяных скважин. Этому
способствуют многопластовость месторождений, широкое применение вторичных
методов добычи нефти и различных методов повышения производительности скважин,
детальное изучение мало дебитных, бездействующих и ликвидированных скважин.
Однако в Азербайджане, например, возраст почти трети ликвидированных скважин
из-за недостатков их эксплуатации не превышает пяти лет. B то же время здесь
велика группа скважин со сроком жизни свыше 15-20 лет;
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.
. Увеличение производительности использования основных
фондов в единицу времени (интенсивные резервы), т. е. повышение интенсивности
использования скважин, пластов и месторождения в целом путем:
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;
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;
предотвращения осложнений в работе скважин;
установления и совершенствования оптимального
технологического режима эксплуатации скважин. На многих
инженерно-технологических службах все действующие скважины эксплуатируются на
таких режимах:
) одновременно-раздельной эксплуатации двух и более
пластов одной скважиной, обеспечивающей увеличение добычи нефти и газа,
экономию капитальных вложений и издержек производства;
) широкого развития безвышечной эксплуатации.
Стационарные вышки и мачты используется 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 спускоподъемных операций;
комплексной автоматизации нефтегазодобывающих
предприятий, обеспечивающей совершенствование режимов работы скважин, повышение
экономической эффективности производства, облегчение и изменение условий труда;
устранения потерь продукции скважин. Для этого
необходимо своевременное строительство объектов газового хозяйства, сбор и
утилизация парафиновой массы, ликвидация потерь нефти и др.
К важным направлениям повышения эффективности
использования основных производственных фондов в единицу времени также
относятся:
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.;
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 станции 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;
снижение стоимости бурения и нефтепромыслового
строительства. Этим наряду с другими факторами повышается эффективность
капитальных вложений.
В дипломной работе будет проводиться исследование
влияния МУН на основе кислоты на показатель рентабельности работы скважин.
Рассмотрим мировые тенденции в использовании МУН пластов.
В настоящее время в России и за рубежом применяется
более 60 видов мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов и более 130
методов находятся в разработке. Все известные мероприятия по увеличению
нефтеотдачи пластов разделяются на пять групп: физические, тепловые,
физико-химические, биологические, газовые (таблица 2.2).
Методы увеличения нефтеотдачи (тепловые, газовые и физико-химические)
часто объединяют общим названием «третичные методы увеличения нефтеотдачи».
Большинство из методов может обеспечить значительное увеличение нефтеотдачи
пластов по сравнению с заводнением на последней стадии разработки
месторождения.
Таблица 2.2 Краткая характеристика мероприятий по восстановлению
производительности скважин
|
Наименование мероприятий
|
Дополнительная добыча, %
|
Дополнительная добыча, млн.
т/год
|
Основные методы, входящие в
группу
|
|
Физические
|
10
|
12,3
|
Барьерное заводнение,
нестационарное заводнение, гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных скважин
|
|
Тепловые
|
22
|
3,4
|
Паротепловое воздействие на
пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой,
пароциклические обработки скважин
|
|
Биологические
|
15
|
8,0
|
Воздействие на призабойную
зону и пласт бактериями
|
|
Газовые
|
15
|
4,7
|
Воздействие на пласт
углеводородным газом, двуокисью углерода, азотом, дымовыми газами
|
|
Физико-химические
|
68
|
22,6
|
Применение ПАВ (пенные
системы), растворов полимеров и других загущающих агентов, щелочных
растворов, кислот, композиции химических реагентов, виброволновых методов
|
Наиболее высокие темпы прироста объема добычи нефти за счет третичных
методов наблюдаются в США (40 млн.т), Китае (14,0 млн.т) и Венесуэле (20
млн.т).
Одним из видов физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов
являются технологии обработки ПЗП с применением соляной кислоты.
Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора
кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми
минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.
В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие
используется для:
обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных
скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их
производительности;
очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных
процессами добычи нефти и закачки воды,
очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных
процессами ремонта скважин;
удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании,
обусловленных процессами эксплуатации скважин;
инициирования других методов воздействия на призабойную зону.
На промыслах применяют следующие кислотные обработки:
. Кислотные ванны;
. Простые кислотные обработки;
. Кислотные обработки под давлением;
. Термокислотные и термогазохимические обработки;
. Пенокислотные и термопено-кислотные обработки;
. Гидроимпульсные кислотные обработки;
. Кислотоструйные обработки;
. Обработки глинокислотой;
. Углекислотные обработки;
. Обработки сульфаминовой кислотой и др.
Технология использования соляной и иных кислот для обработки призабойной
зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах начала применяться в США в
конце 19 века.
Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов
нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения
кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название
солянокислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и
ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно
расширились.
К сегодняшнему дню практически все мировые нефтесервисные гранды −
Бейкер Хьюз, Шлюмберже, Холибертон, Макдермот, БиДжи Сервис и другие −
разработали, запатентовали и успешно используют для обработки углеводородных
скважин собственные кислотные растворы на основе чистой синтетической соляной
кислоты с добавлением определенного набора комплексных присадок, которые
обеспечивают долговременное увеличение дебитов скважин, сохранение
коллекторских свойств пласта и защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.
В советское время по разным причинам соляная кислота в качестве
технологии для повышения нефте- и газоотдачи активно не применялась. Вероятно,
в этом не было особой необходимости. Были открыты крупные месторождения с
хорошими скважинами, нефти было много. Соответственно, системно данной
тематикой местные сервисные компании, а также нефтепромысловые производственные
управления не занимались. Не создавалась соответствующая инфраструктура для
обеспечения перевозок, хранения и использования кислотных составов в
национальном масштабе, не были закреплены отраслевые и корпоративные стандарты
качества кислоты и кислотных стандартов.
С начала приватизации нефтяной отрасли в 90-е годы в Россию пришли
западные сервисные компании, которые уже имели опыт работы с этой технологией
за пределами России, но не стали ее активно применять, в том числе и по причине
отсутствия необходимой для этого логистической и производственной
инфраструктуры.
В дополнение для активного продвижения технологии им необходимо было
получать разрешения на транспортировку кислоты, лицензии на работу с
соответствующими химикатами, инвестировать создание транспортных средств для
перевозки кислоты по территории России - в общем, было огромное множество
естественных и бюрократических препонов, которые делали использование кислотных
растворов делом дорогим и неудобным, несмотря на очевидную эффективность и
экономомичность решения. В силу этих причин, а также краткосрочного видения
ситуации со стороны западных компаний, в России для стимулирования нефтеотдачи
и газоотдачи пластов стали использовать другие технологии, прежде всего,
гидроразрыв пласта. Эти методы зачастую приводят к быстрому росту дебитов
скважины, но нередко безвозвратно губят месторождение. При этом использование
такой технологии по стоимости существенно выше традиционной кислотной
обработки.
Сейчас тенденция меняется, причем достаточно быстро. Кислотная обработка,
будучи во многих случаях оптимальным с точки зрения экономичности и
эффективности решением для нефтегазовых компаний, уверенно занимает свое место
среди наиболее перспективных решений в области стимулирования добычи с
месторождений.
Нефтедобывающие компании начинают осознавать перспективность новой
технологии. В нефтедобывающих регионах активно создается соответствующая инфраструктура,
ведь для этого требуются не очень большие инвестиции. В среднем, узел для
хранения 150-200 кубометров кислотного состава обойдется добывающей компании в
$100 тыс., включая саму емкость, весь комплекс автоматики, КИПы
(контрольно-измерительные приборы) и другое необходимое оборудование.
В настоящее время и в России, и в РТ успешно применяется огромное
количество видов и вариантов использования различных обработок на основе
соляной кислоты.
В НИИНЕФТЕПРОМХИМ разработан состав и техническая документация на кислоту
соляную ингибированную на основе кислоты соляной абгазной, выпускаемой
Чебоксарским АО "Химпром" (ТУ 2458-264-05765670-99). Кислота соляная
ингибированная выпускается двух марок: А и Б; разрешена к применению в нефтяной
промышленности, относится к 3 классу опасности. Для снижения кислотной коррозии
в состав кислоты вводят ингибиторы типа СНПХ-6500. Применяется в различных
нефтяных регионах: Западной Сибири, Татарстане, Башкортостане и Казахстане.
Кислотные композиции, в состав которых входят соляная кислота и реагент
СНПХ-8903 А, предназначены для глубокой интенсифицирующей обработки карбонатных
пластов.
Композиция испытана в ОАО ”Татнефть”, АНК "Башнефть", ОАО
"ЛУКОЙЛ-Пермь", ОАО «Белкамнефть». Технологический эффект более
600-1500 т дополнительной нефти на скважину.
Недавно созданное в рамках Химического Парка в Волгограде крупнотоннажное
производство кислотных составов «Зиракс-Полиэкс» марки КСПЭО и Extroil™ на
период до 2013 года уже может покрыть до 30-40% потребностей российских нефтегазовых
компаний в современных кислотных составах. Синтетическая соляная кислота
Extroil™ взаимодействует с породой вокруг ПЗП скважины и повышает проницаемость
пор, размывая их.
В результате промывки пор и увеличения притока флюида повышается дебет
добывающей скважины или приемистость нагнетательных скважин - в зависимости от
того, какие скважины обрабатываются. Соляная кислота Extroil™ используется в
основном для карбонатных пород, составы на основе соляной и плавиковой кислот
используются для терригенных коллекторов.
При помощи ингибированной синтетической соляной кислоты Extroil™ проводят
так называемые «кислотные ванны», которые предваряют кислотную обработку и
готовят оборудование для ввода, собственно, кислотного состава (промывка
оборудования от грязи, наростов без закачки в пласт). Кислотный состав вводят
уже непосредственно в призабойную зону пласта для взаимодействия с породой.
Комплексные присадки позволяют кислоте «работать» с породой именно в тех
местах, где это необходимо, промывать наиболее ответственные и нужные
направления, держать концентрацию и не растворяться быстро, не образовывать
эмульсии, гелироваться и другое. Фактически кислотный состав работает в так
называемом режиме «автопилота», следуя заранее выданному заданию и проводя
именно ту работу, которую нужно делать и в отведенные для этого сроки. В
зарубежной практике такие составы называют VDA, smart acid, мы называем это
«самоотклоняющийся состав» или просто - умная кислота. Качество кислоты, при
этом, конечно, должно быть соответствующее.
Таким образом, эффективность стимуляции скважин и интенсификации добычи
нефти и газа методом кислотных обработок во многом определяется качеством и
физико-химическими свойствами ингибированной кислоты и композиций на ее основе.
Как правило, качество ингибированной соляной кислоты контролируют по следующим
параметрам: внешнему виду (отсутствию слоев и осадков); концентрации кислоты;
содержанию трехвалентного железа, фтористого водорода, сульфатов; скорости
коррозии металла при нормальных условиях.
Оценки свидетельствуют, что при благоприятных условиях к 2020 г.
извлекаемые запасы страны за счет промышленного применения методов увеличения
нефтеотдачи могут быть приращены на 2 - 4 млрд. тонн с годовой дополнительной
добычей в 30 - 60 млн. тонн. Озабоченность состоянием полноты нефтеизвлечения
на месторождениях страны высказана руководством страны, Министерством природных
ресурсов и экологии РФ, Министерством энергетики РФ и другими государственными
органами проводятся мероприятия и принимаются решения по проблеме увеличения
нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов.
Наблюдается и некоторое повышение активности в этой области нефтяных
компаний, в первую очередь таких, как ЛУКОЙЛ, РИТЭК, «Татнефть», которые
подготовили несколько новых проектных работ по применению «третичных» методов.
Необходимо особо отметить важность и необходимость научно-технического
сопровождения решения проблемы более полного извлечения нефти из пластов. К
сожалению, последние годы нельзя признать благоприятными для отраслевой,
вузовской и академической науки в этой области. Хочется надеяться, что
активизация государственных органов и нефтяных компаний по решению данной
проблемы положительно отразится и на развитии научных исследований.
2.5 Характеристика программы повышения
эффективности управления производством и дальнейшего укрепления
финансово-экономического состояния ОАО «Татнефть» на период 2008-2015гг.
В целях стабилизации и увеличения объемов нефтедобычи Компания «Татнефть»
реализует программные мероприятия, направленные на повышение эффективности
производственных показателей и контроль рентабельности добычи за счет
применения современных технологий, оптимизации фонда скважин и систем
разработки месторождений.
Согласно годового отчета ОАО «Татнефть», за 2012г. в программе повышения
эффективности управления производством и дальнейшего укрепления
финансово-экономического состояния ОАО «Татнефть» на период 2008-2015гг. были
достигнуты следующие показатели:
1. Реализация задачи увеличения добычи нефти и
прироста запасов осуществлялась выполнением мероприятий по следующим
направлениям:
1.1. Сохранение достигнутого уровня добычи нефти. Для сохранения
достигнутых объемов добычи нефти в перспективе на 2008-2015 гг. в ОАО
«Татнефть» запланирован комплекс мероприятий по использованию новых технологий
и расширение применения ГТМ. Ежегодный объем добычи нефти на лицензионных
участках ОАО «Татнефть», расположенных на территории Республики Татарстан, до
2015 года запланирован на уровне 25,4 млн. тонн. Объем добычи нефти по ОАО
«Татнефть» в 2012 г. составил 26 005 тыс. тонн, что на 77 тыс. тонн больше
уровня 2011 года. Доказанные запасы нефти по ОАО «Татнефть» по оценке
независимой компании «Miller & Lents, Ltd.» составили 869,2 млн тонн.
1.2. Сохранение ежегодных объемов бурения. На период
до 2015 года ежегодные объемы эксплуатационного бурения составят по 460 тысяч
метров горных пород в год, или 290-300 скважин. Компания «Татнефть» продолжает
уделять особое внимание разработке и применению новых технологий в бурении. С
целью интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов нефти в 2008-2015 гг.
будет продолжено бурение горизонтальных, многозабойных скважин, бурение в
режиме равновесия. На период 2008-2015 гг. в ОАО «Татнефть» предусмотрена
программа работ по восстановлению старого фонда скважин зарезкой БС и БГС в
объеме свыше 60 ежегодно.
Объем эксплуатационного и разведочного бурения
составил в 2012г. - 537 тыс. метров.
.3. Геологоразведка и разработка месторождений на
новых территориях за пределами РТ. Объем добычи нефти из месторождений,
находящихся за пределами РТ в Российской Федерации, в 2012 г. составил 302 тыс.
тонн, что на 13,6% больше уровня 2011 года. Пробурена 31 новая скважина. В
эксплуатацию введены 303 новые добывающие скважины со средним дебитом - 8,5
т/сут. Добыча нефти из новых скважин составила 396 тыс.тонн.
.4. Добыча, разработка сверхвязкой нефти. На
Ашальчинском месторождении в 2012 г. добыто 73,3 тыс. тонн сверхвязкой нефти.
Суммарный дебит по участку в конце 2012 года составил 270 т/сут. С начала
опытно-промышленной разработки месторождения добыто 180 тыс. тонн нефти.
. Осуществление комплексной программы по дальнейшему
повышению использования попутного нефтяного газа.
.1. Проектирование объектов сбора и утилизации
попутного нефтяного газа. Продолжена реализация проектов в рамках утвержденной
«Программы действий ОАО «Татнефть» по утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ)
по объектам компании на 2009-2013 гг.». Объем добычи попутного нефтяного газа в
отчетном году составил 843,5 млн кубических метров.
.2. Реконструкция МГПЗ с увеличением выработки этана
до 140 тыс. тонн в год. Внедрение печей нагрева нефти, работающих на попутном
нефтяном газе, на УПС «Бастрык», Ново-Суксинской УПВСН НГДУ «Прикамнефть»,
объектах НГДУ «Нурлатнефть». Продолжено строительство газопоршневой
электростанции на Елабужской УПС НГДУ «Прикамнефть».Проводятся
опытно-промышленные работы по внедрению газопоршневых электростанций на
объектах НГДУ «Ямашнефть». Строительство системы газосбора попутного нефтяного
газа с объектов НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ «Азнакаевскнефть», НГДУ
«Бавлынефть». Внедрение микротурбинных электростанций Capstone на четырех
объектах компании суммарной мощностью 4,8 МВт.
. Разработка и применение новой техники и технологий в
бурении и добыче нефти.
.1. Бурение горизонтальных скважин, многозабойных
скважин, с зарезкой боковых и боковых горизонтальных стволов, бурение скважин
малого диаметра. Выполнена 81 зарезка боковых и боковых горизонтальных стволов
со средним дебитом 7,2 т/сут. Построены 54 скважины малого диаметра, со средним
дебитом 6,3 т/сут. Пробурены 2 горизонтальные скважины, стволы в которых
разделены на секции, позволяющие эксплуатировать каждую секцию в индивидуальном
режиме без отключения всей скважины в случае ее обводнения. Начаты работы по
бурению горизонтальных скважин с использованием геонавигационного сопровождения
− гамма-модуля телесистем и наддолотного модуля. С использованием этой
технологии в 2012 году пробурено 30 скважин. На 59 скважинах внедрено 88
набухающих пакеров фирмы ТАМ.
.2. Внедрение цепных приводов скважинных штанговых
насосов (ЦП), разработка и внедрение системы одновременной раздельной
эксплуатации двух и более пластов (ОРЭ), внедрение пакеров М1 - Х и др. Фонд
скважин, оснащенных цепными приводами, составил 1 532 единицы. На 261 скважине
внедрены установки для одновременно-раздельной эксплуатации. Всего системой ОРЭ
оборудовано 1 179 скважин. Дополнительная добыча нефти с начала эксплуатации
установок составила 4 102 тыс. тонн, средний прирост дебита на одну скважину -
3,66 т/сут. Технология ОРЗ в отчетном году внедрена на 122 нагнетательных
скважинах, с начала внедрения - на 425 скважинах. Накопленный объем добычи по
влияющим добывающим скважинам составил 855,9 тыс. тонн. Пакерами М1-Х
оборудовано 3500 нагнетательных скважин. На 376 скважинах произведены операции
по гидроразрыву пласта, в том числе на 5 скважинах больше объемной ГРП, что на
33% превышает показатель 2011 года, со среднесуточным приростом дебита 5,1
т/сут. МРП скважин достиг 1199 суток.
. Внедрение информационных технологий.
.1. Совершенствование интегрированной системы
управления на базе продуктов SAP. В 2012г. введены в промышленную эксплуатацию
на базе продуктов SAP:
унифицированная система аналитического учета
себестоимости продукции в учетных системах во всех НГДУ;
система «Управление инвестициями»: первая очередь
решений на платформе SAP RPM в исполнительном аппарате и во всех НГДУ.
Реализованы процессы долгосрочного инвестиционного планирования и контроля хода
выполнения инвестиционных программ;
переведена в опытно-промышленную эксплуатацию
система планирования, корректировки и мониторинга расходов ОАО «Татнефть».
.2. Развитие системы навигации на автотранспорте.
Системой спутниковой навигации оснащено более 8,2 тыс. единиц автотранспорта.
Внедрение системы навигации на автотранспорте обеспечило сокращение числа
необоснованных заказов техники, уменьшение среднесуточного пробега техники на
25%. Проводится работа по внедрению в Группе компаний «Татнефть» системы
контроля расхода топлива. В 2012г. датчиками расхода топлива оснащены 17% техники
и 55 буровых установок.
. Программа ресурсосбережения.
.1. Программа «Энергосбережения». Выполнение программы
«Энергосбережения» в 2012 г. позволило сэкономить 51,6 тыс. тонн условного
топлива. Удельный расход электроэнергии на добычу 1 тонны нефти по сравнению с
2011 годом снизился на 0,9% до 116,6 кВт×ч/т.
.2. Оптимизация оплаты за электроэнергию за счет
перехода на почасовое планирование. Экономический эффект за счет внедрения
системы почасового планирования на сутки вперед в 2012 году оценивается в 255
млн.руб.
.3. Внедрение НКТ в антикоррозионном исполнении.
Произведено 1613,3 км НКТ в антикоррозийном исполнении, защищено лакокрасочными
покрытиями 17,6 тыс.м2 внутренней поверхности РВС и 5 тыс.м2 горизонтальных
отстойников. Оборудованы катодной защитой обсадные колонны на 1018 скважинах.
НКТ в антикоррозионном исполнении с полимерным покрытием в 2012 г. внедрены на
505 нагнетательных скважинах. Защищенность действующего фонда нагнетательных
скважин на сточной воде составляет 86,4%.
. Обеспечение экологической безопасности.
.1. Охрана атмосферного воздуха. Выбросы вредных
(загрязняющих) веществ в атмосферный воздух находятся в пределах допустимых
норм.
.2. Охрана и рациональное использование земельных и
водных ресурсов, охрана недр. Состояние окружающей природной среды в зоне
разработки новых месторождений стабильно поддерживается на
нормативно-допустимом уровне.
. Стратегия управления вертикальной интеграцией и
развитием нефтепереработки и сети АЗЧ в ОАО «Татнефть».
.1. Строительство комплекса нефтеперерабатывающих и
нефтехимического заводов. На ТАНЕКО переработано 7 млн.тонн нефти. Глубина
переработки составила 73,69%, что выше среднероссийского значения.
.2. Развитие сети АЗС. Общее количество АЗС по
состоянию на конец 2012 года составило 641 единицу в России, на Украине и
Республике Беларусь. Объем розничной и мелкооптовой реализации через сеть АЗС
ОАО «Татнефть» составил 1,6 млн.тонн нефти и газопродуктов.
. Программа развития нефтехимического производства.
.1. Организация шинного производства. Шинными заводами
нефтехимического комплекса в 2012 г. выпущено свыше 13 млн. штук шин. За 2012г.
производство ЦМК шин составило 480,1 тыс. штук.
.2. Производство технического углерода. В 2012 году
произведено и реализовано 115 тыс. тонн техуглерода.
. Повышение капитализации и укрепление торговой марки.
Рыночная капитализация по сравнению с 2011 годом выросла на 38% и составила 475
млрд.руб. Широкое развитие получила новая система подготовки квалифицированных
кадров с помощью интернет-ресурса «Электронный корпоративный университет». На
внешнем сайте размещен корпоративный портал и электронная «Нефтяная газета».
. Инвестиционные бизнес-проекты.
.1. Реализация проектов в ОЭЗ «Алабуга». На совместном
российско-германском предприятии ООО «П-Д Татнефть-Алабуга Стекловолоконо»
выплавлено 23,3 тыс. тонн стекломассы, что на 23% больше уровня 2011 года.
Произведено 33,4 тыс. тонн товарной продукции.
.2. Организация экспертизы индивидуальной
проектно-сметной документации на бурение и строительство скважин. В 2012 году
был осуществлен переход на договорную стоимость при строительстве скважин на
базе индивидуальных смет по всем направлениям. Данное мероприятие позволило
производить расчет с буровыми предприятиями по фиксированной цене.
. Программа социального развития.
.1. Программа ипотечного кредитования. По схеме
ипотечного кредитования для работников группы компаний «Татнефть» в 2012 г.
построено 1007 квартир общей площадью 70,55 тыс. м2.
.2. Реализация социальных проектов. В 2012 году в
Альметьевске была продолжена реконструкция городского парка, построена шестая
очередь каскада прудов, двухуровневая автомобильная парковка возле ТРЦ
«Панорама», автодорога в Поташной поляне. В санатории «Ромашкино» построены
спортивный зал, фонтан, теплый переход, в санатории «Иволга» - крытый плавательный
бассейн.
НГДУ «Альметьевнефть» в своей деятельности в области инвестиций
руководствуется стандартом о порядке формирования, исполнения и мониторинга
инвестиционной программы ОАО «Татнефть» по направлениям деятельности
(СКУ2-01-025-54-2007), утвержденным генеральным директором Компании Ш.Ф.
Тахаутдиновым.
Инвестиционная программа НГДУ включает:
инвестиции в производственную деятельность - бурение, модернизация
скважин (зарезка БС и БГС), капитальное строительство, приобретение
оборудования не входящего в сметы строек (далее ОНВСС), геолого-технические
мероприятия (КРС, МУН, зарезка БС и БГС, ГРП, внедрение ОРЭ и ОРЗ, ликвидация и
переликвидация скважин);
инвестиции в непроизводственную деятельность - капитальное строительство,
приобретение ОНВСС.
Источниками финансирования инвестиционной программы являются:
производственная деятельность - износ, прибыль, себестоимость, износ НМА
непроизводственная деятельность - прибыль
По программе повышения эффективности управления производством и
дальнейшего укрепления финансово-экономического состояния за 2012 год в НГДУ
«Альметьевнефть» достигнуты следующие показатели:
пробурено 43 скважины, из которых получено 83,5 тыс. т нефти,
эффективность инвестиций составила 46,5 т/млн.руб., при плане 31,7 т/млн. руб.
проведена зарезка БС и БГС на 8 скважинах, в том числе 6 из них являются
модернизацией. По данному направлению добыто 8,3 тыс. т нефти, эффективность
инвестиций составила 51 т/млн.руб., при плане 40 т/млн. руб.
КРС на базовую добычу, на прирост и экологию проведен на 375 скважинах,
что позволило получить дополнительно 381,1 тыс. т нефти, эффективность
инвестиций составила 801 т/млн.руб., при плане 314 т/млн. руб.
ГРП проведен на 123 скважинах, дополнительная добыча нефти по которым
составила 82,2 тыс. т, эффективность инвестиций составила 169 т/млн.руб., при
плане 151 т/млн. руб.
МУН проведены на 150 скважинах, дополнительная добыча нефти по которым
составила 72,8 тыс. т, эффективность инвестиций составила 650 т/млн.руб., при
плане 581 т/млн. руб.
внедрение ОРЭ и ОРЗ проведено на 53 скважинах, дополнительная добыча
нефти по которым составила 20,7 тыс. т, эффективность инвестиций составила 1000
т/млн.руб., при плане 961 т/млн. руб.
введено 15 нагнетательных скважин из других категорий с дополнительной
добычей 11 тыс. т., эффективность инвестиций составила 185 т/млн.руб., при
плане 113 т/млн. руб.
ликвидировано по приказу 19 скважин.
В 2012 году проведены строительство и реконструкция поименованных
объектов: «Реконструкции САТП - начало строительства 2 этапа», «Реконструкция
системы энергоснабжения», «Реконструкция БГ», «Реконструкция МСП»,
«Реконструкция системы ППД КНС-17», «Объединение тепловых схем САУКПН и а/к
№7», «Реконструкция дымовой трубы котельной ЦПС», «Внедрение МФН на ГЗУ-16 сс»,
«Автоматизация учета электроэнергии на объектах подготовки нефти и
подстанциях».
За 2012 год освоено 5099,8 млн. руб. инвестиций, из них в
производственную деятельность - 2573,5 млн. руб., в непроизводственную - 1307,7
млн. руб., в ГТМ - 1152,5 млн. руб., прочие - 66,1 млн. руб.
РАЗДЕЛ 3
3.1 Состав, структура и эффективность
использования основных фондов НГДУ «Елховнефть»
.1.1 Анализ структуры и состава основных фондов
предприятия
Основные средства - один из важнейших факторов производства и их
величина, технический уровень, состояние и эффективность использования
непосредственно влияют на результат хозяйственной деятельности предприятия,
качество и конкурентоспособность продукции.
Нефтегазодобывающая промышленность является фондоемкой отраслью. В
структуре имущества предприятий нефтегазодобычи основные средства занимают
более 80%.
В процессе эксплуатации основные средства подвергаются физическому износу
и морально устаревают. Поэтому для обеспечения эффективного функционирования
предприятия и непрерывности производственного процесса основные фонды должны
постоянно обновляться.
По данным бухгалтерской отчетности проводится анализ
движения основных средств на основе следующих показателей: коэффициентов
поступления (ввода) основных средств, обновления, выбытия, ликвидации, расширения:
·
коэффициент
обновления (Кобн), характеризует долю новых фондов в общей их стоимости на
конец года:
Кобн = Стоимость поступивших основных средств (3.1)
Стоимость основных средств на конец периода
·
коэффициент
выбытия (Кв):
Кв = Стоимость выбывших основных средств______
Стоимость основных средств на начало периода (3.2)
коэффициент прироста основных фондов (Крост) отражает относительное
увеличение основных фондов за счёт их обновления:
Крост = (Фвв - Фвыб)/Фкон(3.3)
где Фвв - стоимость вновь введённых основных фондов за определённый
период (год);
Фвыб - стоимость выбывших основных фондов за определённый период;
Фкон - стоимость основных фондов на конец того же периода.
Фондоотдача (ФО) основных производственных фондов - один из главных показателей
использования основных фондов. Характеризует выпуск продукции, приходящейся на
1 руб. стоимости основных фондов; рассчитывается как отношение выпуска
продукции в стоимостном выражении к среднегодовой стоимости основных средств:
ФО
= 
, (3.4)
где
ТП - стоимость произведенной за год продукции в натуральном или стоимостном
выражении.
Фондоемкость (Фе) - величина, обратная фондоотдаче.
Она показывает долю стоимости основных фондов, приходящуюся на каждый рубль
выпускаемой продукции. Если фондоотдача должна иметь тенденцию к увеличению, то
фондоемкость - к снижению.
Для экономического анализа использования основных
средств применяется также показатель фодовооруженности труда. Он рассчитывается
как отношение среднегодовой стоимости основных средств к среднесписочной
численности промышленно-производственного персонала или рабочих (ЧППП):
ФВт
= 
(3.5)
Фондовооруженность характеризует уровень оснащенности работников
основными средствами. При обновлении основных средств следует стремиться к
тому, чтобы темп роста производительности труда рабочих был выше темпа роста
фондовооруженности труда, так как в этом случае достигается максимальная
эффективность производства.
Таблица 3.1 Исходные данные для расчета показателей использования
основных производственных фондов
|
Показатели
|
Ед. изм.
|
2011 год
|
2012 год
|
Отклонение, 2012г./2011г.
|
|
|
|
|
+,-
|
%
|
|
Стоимость основных средств:
|
тыс.руб.
|
|
|
|
|
|
- на начало периода (в т.ч.
переоценка)
|
|
7 796 926
|
8 574 356
|
777 430
|
110,0
|
|
- ввод
|
|
783 745
|
2 180 361
|
1 396 616
|
278,2
|
|
- выбытие
|
|
6 315
|
12 891
|
6 576
|
204,1
|
|
- на конец периода
|
|
8 574 356
|
10 741 826
|
2 167 470
|
125,3
|
|
Среднегодовая стоимость ОС
|
тыс.руб.
|
19 699 536
|
22 256 317
|
2 556 781
|
113,0
|
|
Годовой объем добычи
товарной нефти
|
тыс.т
|
3 949,86
|
3950,03
|
0,17
|
100,0
|
|
Товарная продукция
|
тыс.руб.
|
38 810 742
|
40 174 179
|
1 363 437
|
103,5
|
|
Численность, всего
|
чел.
|
2 003
|
1 993
|
-10
|
99,5
|
|
в т.ч.: - пром. произв.
персонал
|
|
1 676
|
1 667
|
-9
|
99,5
|
|
- непромышл. персонал
|
|
327
|
326
|
-1
|
99,7
|
Стоимость новых поступивших основных фондов в 2012г. составила 25%, а в
2011г. - 10% от общей стоимости основных производственных фондов, то есть доля
вновь введённых основных фондов оказалась довольно большой.
На основе данных, представленных в таблице 3.1, рассчитаем показатели
использования основных фондов.
Таблица 3.2 Расчет показателей использования основных фондов
|
Показатели
|
Ед. изм.
|
2011 год
|
2012 год
|
Отклонение, 2012г./2011г.
|
|
|
|
|
+,-
|
%
|
|
Коэффициент обновления
|
д.ед.
|
0,091
|
0,203
|
0,112
|
222,1
|
|
Коэффициент выбытия
|
д.ед.
|
0,001
|
0,002
|
0,001
|
185,6
|
|
Коэффициент прироста
|
д.ед.
|
0,091
|
0,202
|
0,111
|
222,5
|
|
Фондоотдача: - в
стоимостном выражении
|
тыс.руб.
|
1,970
|
1,805
|
-0,165
|
91,6
|
|
- в натуральном выражении
|
т/тыс. руб.
|
0,201
|
0,177
|
-0,023
|
88,5
|
|
Фондоемкость
|
тыс.руб.
|
0,554
|
0,046
|
109,1
|
|
Фондовооруженность
|
тыс.руб./чел.
|
9835,0
|
11167,2
|
1 332,2
|
113,5
|
Среднегодовая стоимость основных производственных фондов предприятия за
2012г. увеличились на 13% и составила 22,2 млрд. руб. Как в 2011г., так и в
2012 году основных средств было введено больше, чем ликвидировано.
Коэффициент выбытия основных средств увеличился на 85,6% к показателю
2011г. и составил в 2012г. 0,002 д.ед. Это связано с увеличением суммы выбывших
ОПФ в 2012г. в два раза по сравнению с 2011г.
Фондоотдача в натуральном выражении сократилась на 11,5% и составила в
2012г. 0,177 т/тыс.руб.
Коэффициент обновления в 2012г. составил 0,203 д.ед., что больше
показателя 2011 года более, чем в два раза (табл. 3.2). Данное увеличение
вызвано ростом суммы поступивших основных средств на 178% (1396,6 млн.руб.).
3.1.2 Амортизация. Нормы
амортизации и порядок ее начисления
Амортизация - это стоимость основных фондов в денежной форме, которую
можно вторично авансировать в основные производственные фонды.
Так как износ основных фондов происходит постепенно, то и амортизация
начисляется по группам основных фондов на основе амортизационных отчислений.
Амортизационные отчисления - это денежное выражение стоимости износа
собственных основных фондов торговых предприятий. Нормы амортизационных
отчислений дифференцированы по группам основных фондов и по направлениям
использования - на капитальный ремонт и полное восстановление (реновацию)
основных фондов.
Амортизируемым имуществом признается имущество, результаты
интеллектуальной деятельности и иные объекты интеллектуальной собственности,
которые находятся в ведении предприятия и используются им для извлечения дохода
и стоимость которых погашается путем начисления амортизации.
К амортизируемому имуществу не относятся земля и другие объекты
природопользования, а также материально-производственные запасы, товары, ценные
бумаги, финансовые инструменты срочных сделок.
Амортизируемое имущество в соответствии со сроками его полезного
использования распределяется на 10 амортизационных групп: первая - все
недолговечное имущество со сроком полезного использования от 1 до 2 лет
включительно, десятая группа - имущество со сроком полезного использования - 30
лет.
Норма амортизации - это установленный годовой процент возмещения
стоимости основных средств.
Норма амортизации определена для каждого вида основных средств.
Нормы амортизационных отчислений дифференцированы по группам и видам
основных средств. Они зависят также от условий, в которых эксплуатируются
основные средства.
Так, для зданий они колеблются от 0,4 до 11 % , для силовых и рабочих
машин и оборудования примерно от 3 до 50 % , для теплообменных аппаратов в
производстве пластмасс с неагрессивной средой - 6,7 % , для тех же аппаратов,
используемых в производстве пластмасс с агрессивной средой - 10 % .
Норма амортизации связана со сроком полезного использования объекта
основных средств. Можно считать, что срок полезного использования - это
величина, обратная норме амортизации.
С 1 января 2002 г. Правительством РФ рекомендовано производить начисление
амортизации линейным и нелинейным методом, однако, предприятиям предоставлено
право самостоятельно выбирать способ начисления амортизации.
Предприятия должны применять линейный метод начисления амортизации к
зданиям, сооружениям, передаточным устройствам, входящим в восьмую - десятую
амортизационные группы, независимо от сроков ввода в эксплуатацию объектов.
К остальным основным средствам предприятия вправе применять либо
нелинейный, либо линейный метод. При применении линейного метода сумма
начисленной за один месяц амортизации определяется как произведение
первоначальной (восстановительной) стоимости и нормы амортизации, определенной
для данного объекта.
Согласно приказа ОАО «Татнефть», структурные подразделения должны
осуществлять учетную политику по ПБУ 1/2008 «Учетная политика организации»,
утвержденному Приказом Министерства финансов РФ от 06.10.2008 N 106н. и
начислять амортизацию линейным методом. В связи с этим, в НГДУ «Альметьевнефть»
также принят линейный метод начисления амортизации.
При линейном способе начисления амортизации годовая сумма начисления
амортизации определяется исходя из первоначальной стоимости объекта и нормы
амортизации, исчисленной в зависимости от срока полезного использования этого
объекта или группы объектов. Срок полезного использования определяется
предприятием самостоятельно на дату ввода в эксплуатацию данного объекта
амортизируемого имущества на основании классификации основных средств,
утвержденной Правительством Российской Федерации.
Сумму амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов
рассчитывают по формуле:
А = На×Фср., (3.6)
где А - сумма амортизационных отчислений на полное восстановление
основных фондов;
На - норма амортизации, в процентах;
Фср - среднегодовая стоимость основных фондов.
При применении линейного метода норма амортизации по каждому объекту
амортизируемого имущества определяется по формуле:
На = (1/n)×100% , (3.7)
где На - норма амортизации в % к первоначальной стоимости
(восстановительной) объекта;
n -
срок полезного использования данного объекта, выраженный в месяцах.
Остаточная стоимость объекта определяется как разность между
первоначальной (восстановительной) стоимостью и суммой, начисленной за период
эксплуатации.
Таким образом, амортизационные отчисления являются одним из основных
источников воспроизводства основных фондов.
3.1.3 Показатели
эффективности использования оборудования
Интенсивность использования основных средств характеризуется показателями
загрузки (экстенсивной и интенсивной), которые отражают степень использования
производственных мощностей по времени и объемам выпускаемой продукции.
Для оценки эффективности использования машин и оборудования, как наиболее
активной части ОФ, рассчитывают показатели:
коэффициент экстенсивности загрузки оборудования (Кэ.об)
Кэ.об = Fф / Fпл , (3.8)
где Fф - фактическое время работы оборудования, час.; Fпл - плановый фонд
работы оборудования, час.;
коэффициент интенсивности загрузки оборудования (Ки.об)
Ки.об = Вф / Впл , (3.9)
где Вф - фактическая средняя выработка продукции на 1 станко-час;
Впл - плановая выработка (проектная мощность оборудования) из расчета на
1 станко-час;
Коэффициент загрузки оборудования определяется как отношение затрат
станочного времени в станко-часах (рассчитанных по трудоемкости работ, выполняемых
на данном оборудовании) к полезному фонду времени работы оборудования при
принятом режиме использования (2-х или 3-х сменном). Этот показатель широко
используется в расчетах производственной мощности для синхронизации пропускной
способности различных видов оборудования.
Интегральный коэффициент использования машин и оборудования по мощности и
во времени Кинт. определяют как произведение двух рассмотренных выше
коэффициентов Ки.и и Кэ.з
, (3.10)
Одним
из важных показателей использования оборудования является коэффициент
сменности. Его величина характеризует степень интенсификации производства.
Фактический коэффициент сменности работы оборудования определяется отношением
числа машино/смен, отработанных оборудованием предприятия, цеха за сутки, к
числу установленного оборудования
, (3.11)
где F1, F2, F3 - число фактически отработанных машино/смен в I, II и III
сменах;об - общее количество машин и оборудования, которым располагает предприятие,
цех.
Темпы роста производства зависят не только от
наращивания объема основных средств, но и от степени их использования.
Недостаточная загрузка оборудования сдерживает объем выпуска продукции,
повышает ее себестоимость не только за счет амортизации, но и роста затрат на
содержание излишней численности ремонтных рабочих, уменьшает прибыль
предприятия. Анализ показателей использования оборудования позволяет определить
резервы и наметить возможное увеличение объема выпуска продукции.
Интенсификация использования основных фондов достигается комплексом
мероприятий, охватывающих весь производственный процесс: внедрением передовых
технологий; интенсификацией технологических процессов; уменьшением плановых и
устранением внеплановых простоев оборудования; исключением непроизводительной
работы оборудования (выпуск брака, завышение припусков на механическую
обработку и т.п.); улучшением качества сырья, материалов и исходных заготовок;
улучшением состояния оборудования; повышением уровня специализации производства
и т.п.
3.2 Оборотные фонды и оборотные средства
предприятия и пути повышения эффективности их использования
Оборотными средствами называется постоянно находящиеся в движении
совокупность оборотных производственных фондов и фондов обращения. Это означает,
что оборотные средства призваны обслуживать как сферу производства, так и сферу
обращения.
Основное назначение оборотных средств - это обеспечение непрерывности и
ритмичности производства.
По своей экономической природе оборотные средства представляют собой
денежные средства, вложенные (авансированные) в оборотные производственные
фонды и фонды обращения.
Оборотные производственные фонды - это предметы труда, которые полностью
потребляются в течение одного производственного цикла и полностью переносят
свою стоимость на готовую продукцию.
Фонды обращения призваны обслуживать процесс реализации продукции и
включают:
готовую продукцию;
денежные средства;
средства в расчетах.
Показателями эффективности использования оборотных средств являются:
) коэффициент оборачиваемости
) длительность оборота
) рентабельность оборотного капитала
Цель анализа оборачиваемости - оценить способность предприятия приносить
доход путем совершения оборота: Д - Т - Д, т.е. охарактеризовать условия
управления оборотным капиталом и оценить их влияние на финансовое состояние
предприятия.
1)
Коэф. оборачиваемости = 
(3.12)
)
Длительность оборота = 
(3.13)
3)
Коэффициент закреплённости (Кз, загрузка оборотных средств, коэффициент
закрепления) = 1 / Коб (3.14)
По материально-вещественному признаку все оборотные средства предприятия
делятся на: материальные оборотные средства, дебиторскую задолженность и
денежные средства, в число которых включаются краткосрочные финансовые
вложения, а также прочие оборотные активы.
Структура оборотных средств по материально - вещественному признаку
приведена в таблице 3.3. Бухгалтерский баланс НГДУ «Альметьевнефть» за 2011г. и
2012г. представлен в ПРИЛОЖЕНИИ 1.
Таблица 3.3 Структура оборотных средств
|
Показатели
|
2011 г.
|
2012 г.
|
Отклонение, 2012г./2011г.
|
|
Сумма, тыс.руб.
|
Уд.вес,%
|
Сумма, тыс.руб.
|
Уд. вес, %
|
+/-, тыс.руб.
|
%
|
Уд. вес, %
|
|
Материальные оборотные
средства
|
546 271
|
16,86
|
454 657
|
16,23
|
-91 614
|
83,2
|
-0,63
|
|
Дебиторская задолженность
|
2 399 208
|
74,05
|
1 901 660
|
67,88
|
-497 548
|
79,3
|
-6,17
|
|
Денежные средства
|
3 199
|
0,10
|
53
|
0,00
|
-3 146
|
1,7
|
-0,10
|
|
НДС
|
291 080
|
8,98
|
234 094
|
8,36
|
-56 986
|
80,4
|
-0,63
|
|
Прочие оборотные активы
|
243
|
0,01
|
2 631
|
0,09
|
2 388
|
1 082,7
|
0,09
|
|
Внутрихозяйственные расчеты
|
0
|
0,00
|
208 326
|
7,44
|
208 326
|
0,0
|
7,44
|
|
Общая сумма оборотных
средств
|
3 240 001
|
100,00
|
2 801 421
|
100,00
|
-438 580
|
86,5
|
0,00
|
Как видно из таблицы 3.3, наибольший удельный вес в структуре оборотных
средств и в 2011г. и в 2012г. занимает дебиторская задолженность (74% и 67,9%
соответственно). В 2012г. сумма дебиторской задолженности уменьшилась на 497548
тыс.руб., благодаря чему снизилась общая сумма оборотных средств предприятия на
14% (438580 тыс.руб.) по сравнению с 2009г.
Уменьшились также следующие составляющие оборотных активов:
сумма материальных средств сократилась на 91614 тыс.руб. (17%);
сумма денежных средств уменьшилась на 3146 тыс.руб. (92%);
сумма НДС сократилась на 56986 тыс.руб. (20%).
В 2012г. увеличение произошло в сумме внутрихозяйственных расчетов на
208326 тыс.руб., в 2011г. расходов по данной статье не было. Сумма прочих
оборотных активов увеличилась по сравнению с 2011г. в 10 раз и составила в
2012г. 2388 тыс.руб.
Проанализируем динамику показателей использования оборотных фондов
предприятия за 2011-2012гг. (табл. 3.4).
Таблица 3.4 Показатели использования оборотных фондов
НГДУ «Альметьевнефть»
|
Показатели
|
Ед. изм.
|
2011 год
|
2012 год
|
Отклонение, +/-
|
|
Коэффициент оборачиваемости
|
об.
|
11,979
|
14,341
|
2,362
|
|
Длительность оборота
|
дней
|
30,054
|
25,103
|
-4,950
|
|
Коэффициент закрепления
|
д.ед.
|
0,083
|
0,070
|
-0,014
|
Таким образом, анализ табл. 3.4 позволяет сделать
вывод о том, что в 2012г. рентабельность деятельности предприятия увеличилась,
главным образом за счет роста суммы выручки. Вследствие этого длительность
оборота активов сократилась на 5 дней (17% к показателю 2011г.), а для
предприятия как раз желательно увеличить число оборотов, за счет сокращения
продолжительности одного оборота. Соответственно коэффициент оборачиваемости
также увеличился (на 2,4 д.ед.) и составил в 2012г. 14,3 об., коэффициент
закрепления уменьшился на 0,014 д.ед. и составил 0,07 д.ед.
3.3 Организация нормирования труда. Труд и
заработная плата и пути повышения эффективности их использования
.3.1 Основные формы и системы оплаты труда
Техническое нормирование на предприятии - важная составная часть его
организации, которая имеет целью всемерно способствовать наиболее полному
выявлению и использованию резервов повышения производительности труда, снижению
себестоимости производства продукции, улучшению использования производственных
мощностей, в конечном итоге - повышению эффективности производства.
Норма - это максимально допустимая плановая величина абсолютного расхода
средств производства и живого труда на единицу продукции или на выполнение
определенного объема работ.
Определяя меру затрат труда, нормирование труда материально и морально
заинтересовывает работающих в выполнении заданий, в систематическом улучшении
организации труда и производства, в развитии рационализации и изобретательства.
В НГДУ «Альметьевнефть» зарплата организована по тарифной системе.
Тарифная система состоит из следующих элементов:
1. Тарифно-квалификационный справочник -
представляет собой перечень характеристик работ и тех требований, которым
должен отвечать выполняющий их рабочий. Каждой работе соответствуют указания на
квалификационный разряд, по которому она выполняется. Тарифно-квалификационный
справочник используется для тарификации рабочих, т.е. для присвоения им
определенного разряда.
2. Тарифная сетка - это шкала тарифных разрядов и соответствующих им
тарифных коэффициентов. Тарифный коэффициент - это число, показывающее, на
сколько ставка данного разряда выше ставки первого разряда. В группе 1 - 8
разрядов; в группе 2 - 6 разрядов. Разница между тарифным коэффициентом
последнего разряда и первого называется диапазоном тарифной сетки.
. Тарифная ставка - размер оплаты труда за единицу времени. Для рабочих
она устанавливается в виде оплаты труда первого разряда в единицу времени.
Тарифная ставка связана с МРОТ, устанавливается правительством и индексируется
в соответствии с инфляцией.
(3.15)
Доплаты к тарифному фонду заработной платы включают в себя оплату за
выполненную работу, не предусмотренную ТКС (за работу в ночное время, за
обучение учеников, за руководство бригадой, за вредность условий работы и
т.д.).
Доплаты к часовому фонду заработной платы - это выплаты не за выполненную
работу, а за случаи, предусмотренные законодательством к оплате (за выполнение
государственных и общественных обязанностей в течение 1 дня, отпуска с
разрешения администрации в течение 1 дня, простои по вине предприятия и т.п.).
Доплаты к дневному фонду заработной платы - это то же, что и доплаты к
часовому фонду, но в течении более чем одного дня.
Общий фонд заработной платы на предприятии определяется как:
(3.16)
В НГДУ существует окладная и сдельная системы оплаты труда.
Окладная система оплаты труда - это оплата на основе должностных окладов,
установленных на предприятии.
Сдельная оплата производится за количество выработанной продукции. Такая
форма оплаты труда стимулирует рост производительности труда, но требует
разработки норм выработки и установления сдельных расценок.
·
сдельная расценка
- это оплата труда за единицу продукции, определяется как:
(3.17)
(3.18)
Сдельная
форма оплаты труда в НГДУ организована по системам:
1) Прямая сдельная - заработная плата
прямо пропорциональна количеству выполненной работы.
2) Сдельно-премиальная - дополнительно
выплачивается премия за выполнение тех или иных условий. Премия устанавливается
в процентах от основного заработка.
В настоящее время в нефтедобыче в основном применяется 1-й метод
распределения зарплаты с учетом КТУ, который может быть равен от 0,8 до 1,2.
Повременная: оплата труда производится за отработанное время путем
умножения тарифной ставки на отработанное время.
Существует две повременные системы оплаты труда:
1) простая повременная;
2) повременно-премиальная.
При повременно-премиальной заработок складывается из оплаты по тарифу и
премии за качественные и количественные показатели.
Основной формой оплаты труда в бурении, в вышкостроении, подземном
ремонте является сдельно-премиальная. В добыче нефти применяется как сдельная,
так и повременно-премиальная (ИТР и служащие).
Система должностных окладов предусматривает разные оклады в зависимости
от занимаемой должности, сложности предприятия и его величины с учетом тарифных
коэффициентов.
В целях усиления материальной заинтересованности рабочих, руководящих
работников, главных специалистов, инженерно-технических работников, служащих в
ускорении ввода производственных мощностей и объектов строительства, в
улучшение качества работ, в увеличении прибыли, в повышении производительности
труда и улучшении работы обслуживающих и прочих хозяйств на предприятии
вводится положение о премировании.
Основными показателями премирования в НГДУ являются:
для месячной премии:
·
выполнение нормы
отбора нефти;
·
снижение удельных
эксплуатационных затрат на 1 т валовой добычи нефти;
для квартальной премии:
·
экономия
предельного уровня эксплуатационных затрат;
·
оказание услуг
сторонним организациям;
Премия руководителям, специалистам и служащим в НГДУ «Альметьевнефть»
установлена в размере 60%.
Фонд оплаты труда, кроме зарплаты включает в себя: отпускные, дотации на
питание, материальную помощь, премии, надбавки и т.д. Часть этих расходов
относятся к затратам и включаются в себестоимость, другие выплачиваются из
чистой прибыли. Тщательный анализ всех расходов позволит более эффективно
формировать себестоимость.
Средства, направленные на потребление можно разделить на три части:
) ФОТ включается в себестоимость:
по сдельным расценкам
тарифным ставкам и окладам
премии за произведенные результаты (текущие, квартальные и по
коэффициенту эффективности)
доплаты (за выходное и сверхурочное время, за совмещений профессий)
оплата отпусков (ежегодная компенсация за неиспользуемый отпуск, учебные
отпуска)
) выплаты за счет чистой прибыли: - премии за внедрение новой техники, за
экономию материальных ресурсов, за соревнования, смотры, вознаграждения по
итогам года и др. единовременные вознаграждения
) выплаты социального характера: материальная помощь, при особых
обстоятельствах; доплата женщинам по воспитанию детей до 3-х лет; стоимость
лечения, отдых; стипендии, доплаты отпускам.
Анализ средней зарплаты в целом по НГДУ представлен в таблице 3.5.
Таблица 3.5 Анализ использования фонда заработной платы в НГДУ
«Альметьевнефть» за 2011-2012гг.
|
Численность, чел.
|
Фонд заработной платы,
тыс.руб.
|
Среднемесячная зарплата,
руб.
|
|
2011 год
|
2012год
|
Откл.
|
2011 год
|
2012 год
|
Откл.
|
2011 год
|
2012 год
|
Откл.
|
|
|
|
+,-
|
%
|
|
|
+,-
|
%
|
|
|
+,-
|
%
|
|
Промышленно-производственный
персонал
|
|
Всего,
|
1676
|
1667
|
-9
|
99,5
|
598 598
|
696 715
|
98117
|
116,4
|
29 763
|
34 829
|
5066
|
117,0
|
|
в том числе:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рабочие,
|
1 214
|
1 203
|
-11
|
99,1
|
310 718
|
359 479
|
48761
|
115,7
|
21 382
|
24 819
|
3437
|
116,1
|
|
служащие
|
462
|
464
|
2
|
100,4
|
287 880
|
337 235
|
49355
|
117,1
|
51 591
|
61 093
|
9502
|
118,4
|
|
Непромышленный персонал
|
|
Всего,
|
327
|
326
|
-1
|
99,7
|
57 191
|
72 848
|
15657
|
127,4
|
14 575
|
18 622
|
4047
|
127,8
|
|
в том числе:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рабочие,
|
234
|
227
|
-7
|
97,0
|
32 135
|
42 952
|
10817
|
133,7
|
11 797
|
15 908
|
4111
|
134,8
|
|
служащие
|
93
|
99
|
6
|
106,5
|
25 055
|
29 896
|
4840
|
119,3
|
20 880
|
24 667
|
3787
|
118,1
|
|
ИТОГО:
|
2003
|
1993
|
-10
|
99,5
|
659 714
|
775 465
|
115752
|
117,5
|
27 284
|
32 178
|
4894
|
117,9
|
Фонд оплаты труда в НГДУ «Альметьевнефть» за 2012 год составил 775,4 млн.
руб., в том числе 737 млн. руб. из себестоимости, 32,6 млн. руб. из прибыли.
Средняя зарплата в целом по НГДУ в 2012 году составила 32178 руб., по
промышленному персоналу - 34829 руб., по непромышленному персоналу 18622 руб.
Как видно из таблицы 3.5, несмотря на сокращение общей численности
персонала на 10 чел. фонд оплаты труда в 2012г. по сравнению с 2011г.
увеличился на 115752 тыс.руб. (17,5%). Произошло это главным образом за счет
роста фонда оплаты труда непромышленного персонала на 15657 тыс.руб. (27,4%).
Среднемесячная зарплата промышленно-производственного персонала увеличилась в
2012г. на 5066 руб. (17%), непромышленного персонала на 4047 руб. (27,8%).
Определим абсолютное и относительное отклонение фактической величины
фонда заработной платы от плановой.
Абсолютное отклонение (∆ФЗПабс) определяется
сравнением фактически использованных средств на оплату труда (ФЗПф) с плановым фондом
заработной платы (ФЗПпл) в целом по предприятию, производственным
подразделениям и категориям работников:
∆ФЗПабс = ФЗПф - ФЗПпл (3.19)
Рассчитаем значение этого показателя для НГДУ
«Альметьевнефть»:
∆ФЗПабс =775465-659714=115752 тыс.руб.
Абсолютное отклонение само по себе не характеризует
использование фонда зарплаты, так как этот показатель определяется без учета
степени выполнения плана по производству продукции. Относительное отклонение
рассчитывается как разность между фактически начисленной суммой зарплаты и
плановым фондом, скорректированным на коэффициент выполнения плана по
производству продукции.
где Iвп - индекс выпуска продукции.
Рассчитаем относительное отклонение по фонду заработной платы с учетом выполнения
плана по производству продукции (102,4%):
DФЗПот = 775465 - (659714´ 1,024) = 100222 тыс.руб.
Таким образом, в НГДУ имеется относительный перерасход в использовании
фонда зарплаты в размере 100222 тыс. руб. Это может быть вызвано увеличением
количества отработанных дней в среднем одним рабочим за год, средней
продолжительности рабочей смены и среднечасового заработка.
.3.2 Персонал предприятия
Весь персонал предприятия делится на две группы:
промышленно-производственный (ППП) и непромышленный.
В состав промышленно-производственного персонала
входят все работники основных, вспомогательных, транспортных, подсобных и
побочных цехов, охраны и аппарата управления. По категориям они подразделяются
на: руководящих работников, специалистов, служащих, рабочих, учеников и охрану.
К непромышленному персоналу относятся работники, не
принимающие участие в основной деятельности предприятия и занятые созданием
условий, обеспечивающих нормальное функционирование производства в целом
(работники пищеблока, культурно-бытового и медико-санитарного обслуживания и
т.п.).
К рабочим относят работников предприятия непосредственно занятых
созданием материальных ценностей или оказанием производственных и транспортных
услуг.
В зависимости от роли в процессе производства продукции
различают основных и вспомогательных рабочих.
К основным относятся рабочие, непосредственно занятые
изготовлением продукции, приводящие в действие производственное оборудование. К
вспомогательным относятся рабочие, занятые обслуживанием основных рабочих,
оборудования, на котором работают основные рабочие. Рабочие основные и
вспомогательные в свою очередь характеризуются степенью механизации и
автоматизации их труда.
Специалисты и руководители осуществляют организацию производственного
процесса и руководство им.
К служащим относятся работники, осуществляющие финансово-расчетные,
снабженческо-сбытовые и другие функции.
Структура кадров предприятия, цеха характеризуется соотношением различных
категорий работников в их общей численности. Структура кадров определяется и
анализируется по каждому подразделению, а также может рассматриваться по таким
признакам, как возраст, пол, уровень образования, стаж работы, квалификация и
т.д. Трудовой коллектив по численности, уровню квалификации не является
постоянной величиной, он все время изменяется: увольняются одни работники,
принимаются другие.
Анализ данных таблицы 3.6 показывает, что в 2012 году по сравнению с 2011
годом фактическая численность работающих снизилась на 10 чел. Численность
промышленно-производственного персонала (ППП) снизилась на 9 чел., в том числе,
численность рабочих сократилась на 4 чел, служащих на 5 чел. Численность
непромышленного персонала сократилась на 1 чел., в том числе, численность
рабочих сократилась на 2 чел, численность служащих увеличилась на 1 чел. Общее
снижение численности произошло в связи с привидением фактической численности к
нормативной.
Таблица 3.6 Анализ структуры и численности работников НГДУ
«Альметьевнефть» за 2011-2012 гг. (чел.)
|
№
|
Подразделения
|
2011 год
|
2012 год
|
Отклонение 2012г./2011г.
|
|
|
всего работников
|
ИТР
|
рабочих
|
всего работников
|
ИТР
|
рабочих
|
всего работников
|
ИТР
|
рабочих
|
|
Промышленная группа
|
|
1
|
ЦДНГ-1
|
74
|
15
|
59
|
75
|
16
|
59
|
1
|
1
|
0
|
|
2
|
ЦДНГ-2
|
83
|
16
|
67
|
82
|
16
|
66
|
-1
|
0
|
-1
|
|
3
|
ЦДНГ-3
|
65
|
13
|
52
|
63
|
14
|
49
|
-2
|
1
|
-3
|
|
4
|
ЦДНГ-4
|
90
|
17
|
73
|
88
|
16
|
72
|
-2
|
-1
|
-1
|
|
5
|
ЦДНГ-5
|
71
|
14
|
57
|
75
|
14
|
61
|
4
|
0
|
4
|
|
6
|
ЦДНГ-6
|
73
|
20
|
53
|
74
|
20
|
54
|
1
|
0
|
1
|
|
7
|
ЦППД
|
122
|
26
|
96
|
120
|
26
|
94
|
-2
|
0
|
-2
|
|
8
|
ЦПСН
|
93
|
13
|
80
|
96
|
14
|
82
|
3
|
1
|
2
|
|
9
|
ЦКППН-1
|
207
|
21
|
186
|
207
|
19
|
188
|
0
|
-2
|
2
|
|
10
|
ЦКППН-2
|
126
|
14
|
112
|
131
|
15
|
116
|
5
|
1
|
4
|
|
11
|
ЦПЭ
|
40
|
9
|
31
|
38
|
8
|
30
|
-2
|
-1
|
-1
|
|
12
|
ЦКПРС
|
210
|
36
|
174
|
188
|
32
|
156
|
-22
|
-4
|
-18
|
|
13
|
УПО
|
53
|
9
|
44
|
59
|
9
|
50
|
6
|
0
|
6
|
|
14
|
ЦАКЗО
|
94
|
15
|
79
|
95
|
17
|
78
|
1
|
2
|
-1
|
|
15
|
АППАРАТ
|
266
|
225
|
41
|
266
|
222
|
44
|
0
|
-3
|
3
|
|
16
|
Центральный склад
|
9
|
2
|
7
|
10
|
2
|
8
|
1
|
0
|
1
|
|
Итого по ППП
|
1 676
|
465
|
1 211
|
1 667
|
460
|
1 207
|
-9
|
-5
|
-4
|
|
Непромышленная группа
|
|
1
|
Редакция
|
3
|
2
|
1
|
3
|
2
|
1
|
0
|
0
|
0
|
|
2
|
СОЦ
|
137
|
67
|
70
|
136
|
68
|
68
|
-1
|
1
|
-2
|
|
3
|
б/о "Юность"
|
44
|
10
|
34
|
42
|
10
|
32
|
-2
|
0
|
-2
|
|
4
|
ЖКХ
|
143
|
21
|
122
|
145
|
21
|
124
|
2
|
0
|
2
|
|
Итого по непромышленной
группе
|
327
|
100
|
227
|
326
|
101
|
225
|
-1
|
1
|
-2
|
|
ВСЕГО по НГДУ
|
2 003
|
565
|
1 438
|
1 993
|
561
|
1 432
|
-10
|
-4
|
-6
|
В табл. 3.7 представлены данные о прохождении персоналом курсов повышения
квалификации, переподготовки и т.п.
Таблица 3.7 Профессиональное обучение работников НГДУ
«Альметьевнефть» за 2011-2012гг.
|
Наименование категорий и
групп должностей
|
Обучено всего человек
|
Откл., +/- (2012г./ 2011г.)
|
в том числе (чел.):
|
|
|
|
руководители
|
Откл., +/- (2012г./ 2011г.)
|
специалисты
|
Откл., +/- (2012г./ 2011г.)
|
рабочие
|
Откл., +/- (2012г./ 2011г.)
|
|
2011г.
|
2012г.
|
|
2011г.
|
2012г.
|
|
2011г.
|
2012г.
|
|
2011г.
|
2012г.
|
|
|
Прошли профессиональную
подготовку
|
1 148
|
1 171
|
23
|
283
|
365
|
82
|
115
|
98
|
-17
|
750
|
708
|
-42
|
|
в том числе:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- повысили квалификацию
|
514
|
630
|
116
|
263
|
365
|
102
|
114
|
98
|
-16
|
137
|
167
|
30
|
|
- обучено впервые
|
54
|
46
|
-8
|
-
|
-
|
0
|
-
|
-
|
0
|
54
|
46
|
-8
|
|
- обучено вторым (смежным)
профессиям
|
21
|
114
|
93
|
-
|
-
|
0
|
-
|
0
|
21
|
114
|
93
|
|
- на курсах целевого
назначения
|
215
|
230
|
15
|
20
|
0
|
-20
|
1
|
0
|
-1
|
194
|
230
|
36
|
|
- переподготовлено
|
19
|
9
|
-10
|
-
|
-
|
0
|
-
|
-
|
0
|
19
|
9
|
-10
|
|
- прошли периодическое
обучение
|
325
|
142
|
-183
|
-
|
-
|
0
|
-
|
-
|
0
|
325
|
142
|
-183
|
В 2012г. в целом по НГДУ обучилось на 23 чел. больше,
чем в 2011г. Общее количество прошедших профессиональную подготовку составило
1171 чел., в том числе, руководители - 365 чел., специалисты - 98 чел., рабочие
- 708 чел.
Из общего количества обученных:
повысили квалификацию - 630 чел.;
обучено впервые - 46 чел.;
обучено вторым профессиям - 114 чел.;
обучено на курсах целевого назначения- 230 чел.;
переподготовлено - 9 чел.;
прошли периодическое обучение 142 чел.
3.3.3 Производительность труда. Показатели производительности
труда: выработка и трудоемкость
Уровень производительности труда на промышленных предприятиях
определяется количеством продукции, выработанной работниками за единицу времени
или количеством рабочего времени, затраченным на единицу продукции.
Следовательно, основными показателями производительности труда на уровне
предприятия являются показатели выработки и трудоемкости. Трудоемкость - это
величина, обратная выработке.
Показателем роста производительности труда (ПТ) является увеличение выпуска
продукции, приходящейся на одного среднесписочного работника.
Среднегодовая выработка определяется по формуле:
(3.21)
где ПТ - производительность труда; тн/чел.;
Q -
объем добычи нефти и газа , тн.;
Т - среднесписочная численность, чел.
Таблица 3.8 Динамика показателей производительности труда НГДУ
«Альметьевнефть»
|
Показатель
|
Ед. изм.
|
2011г.
|
2012г.
|
Отклонение
|
|
|
|
|
+,-
|
%
|
|
Товарная нефть
|
тыс.т
|
3 949 861
|
3 950 027
|
166
|
100,0
|
|
Товарная продукция
|
тыс.руб.
|
22 767 330
|
23 662 933
|
895 603
|
103,9
|
|
Численность ППП
|
чел.
|
2003
|
1993
|
-10
|
99,5
|
|
Выработка на 1 чел.
|
т/чел.
|
1972,0
|
1982,0
|
10
|
100,5
|
|
тыс.руб./чел.
|
11366,6
|
11873,0
|
506
|
104,5
|
|
Трудоёмкость
|
чел./тыс.т
|
0,507
|
0,505
|
-0,003
|
99,5
|
Анализ таблицы 3.8 показал, что в НГДУ «Альметьевнефть» в 2012 году
благодаря сокращению численности промышленно-производственного персонала
производительность труда в натуральном выражении возросла на 10 т/чел. и
составила 1982 т/чел. В стоимостном выражении выработка увеличилась на 506
тыс.руб./чел. и составила 11873 тыс.руб./чел.
Трудоёмкость сократилась на 0,5% и составила в 2012г. 0,505 чел./тыс.т.
3.4 Себестоимость продукции и ее анализ.
Результат хозяйственной деятельности предприятия. Ценообразование
.4.1 Себестоимость (издержки) продукции предприятия
Для предприятия важно определить не только свои доходы, но и свои расходы
по производству продукции (прежде всего расходы на приобретение ресурсов на
рынках). Расходы на производство продукции называются издержками производства
или просто издержками (затратами).
Наибольший удельный вес во всех расходах предприятия занимают затраты на
производство продукции. Совокупность производственных затрат показывает, во что
обходится предприятию производство продукции, т.е. составляет производственную
себестоимость продукции. Предприятия производят также затраты по реализации
(сбыту), т.е. осуществляют внепроизводственные (коммерческие) расходы
(транспортировку, хранение, упаковку, рекламу и др.).
Себестоимость добычи нефти и газа представляет собой стоимостную оценку
используемых в процессе добычи нефти и газа природных ресурсов, реагентов,
материалов, топлива, энергии, амортизации основных фондов, трудовых ресурсов и
других затрат.
Состав, классификация и группировка затрат предприятий
нефтегазодобывающей промышленности определяются следующими основными
особенностями:
технологическим процессом добычи одновременно двух продуктов: нефти и
газа, а также необходимостью распределения общих расходов между ними;
выпуском только готовой продукции и отсутствием незавершенного
производства и полуфабрикатов;
последовательным осуществлением основных производственных процессов:
поддержание пластового давления, извлечение продукции из скважин, сбор и
транспортировка нефти и газа, комплексная подготовка нефти (сепарация газа,
обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти), подготовка и утилизация
промысловых сточных вод, внешняя перекачка нефти и газа;
осуществлением основных технологических процессов в автоматизированном
режиме;
ухудшением горно-геологических условий по мере эксплуатации месторождения
и связанным с этим снижением дебита скважин, выводом в бездействие или
консервацию большого количества скважин в связи с их нерентабельностью, ростом
себестоимости добычи нефти и газа;
необходимостью проведения большого объема геолого-технических мероприятий
(ГТМ) и капитального ремонта скважин (КРС) с целью вывода скважин из
бездействия и увеличения объема добычи нефти.
Другим способом издержки можно классифицировать также на прямые и
косвенные.
Прямые издержки - это такие издержки, которые можно полностью отнести к
товару или услуге (стоимость сырья и материалов, используемых при производстве,
заработная плата рабочих, занятых производством, прочие прямые затраты,
связанные с производством).
Косвенные (накладные) издержки - это издержки, не связанные напрямую с
тем или иным товаром, относящиеся к предприятию в целом (расходы на содержание
административного аппарата, арендная плата, амортизация, проценты за кредит и
т.п.).
Смета затрат на производство и реализацию выступает свободным обобщающим
документом. На основании сметы устанавливаются общие затраты на производство и
реализацию (для этого все затраты по производству суммируются, сумма показывает
общий итог затрат на производство и реализацию).
Смета затрат на производство рассчитывается по экономическим элементам с
целью определения общих затрат по предприятию.
Экономические элементы характеризуют направления расходования денежных
средств. Элементы затрат рассчитываются методом прямого счета с помощью
технически обоснованных норм и нормативов.
Элементы затрат следующие:
1) материальные затраты;
2) фонд оплаты труда;
) отчисления в социальные фонды;
) амортизация основных фондов;
) прочие затраты.
Материальные затраты включают в себя:
сырье и основные материалы;
вспомогательные материалы;
топливо;
энергия (электрическая, тепловая, сжатый воздух);
транспортные услуги сторонних организаций по перевозкам грузов внутри
предприятия;
стоимость покупной воды.
Структура затрат на производство - это отношение отдельных видов затрат к
их общему итогу (%). Структура затрат может быть дана как по экономическим
элементам затрат, так и по статьям расходов (табл. 3.9).
В целом за анализируемый период в структуре затрат на
производство НГДУ «Альметьевнефть» существенных изменений не произошло. Наибольший
удельный вес по-прежнему занимают отчисления (НДПИ) 62% в 2011г. и 58% в
2012г., и материальные затраты 26,5% в 2011г. и 29,2% в 2012г.
Сумма материальных затрат в 2012 году по сравнению с 2011 годом выросла
на 874515 тыс.руб. или на 14,5% и составила 6909754 тыс. руб.
В состав затрат на сырье и материалы входят затраты на выработку ШФЛУ,
дистиллята, плата за воду, забираемую из водохозяйственных систем. Общая сумма
затрат на сырье и материалы составила в 2012г. 826673 тыс. руб., что на 3,7%
больше, чем в 2011г. В том числе затраты на сырье (ШФЛУ), составили 486973
тыс.руб.
В элементе «Вспомогательные материалы» отражается стоимость приобретаемых
со стороны сырья и материалов, которые входят в состав вырабатываемой
продукции, покупаемых материалов, используемых в процессе производства
продукции; стоимость запасных частей для ремонта оборудования; износ
инструментов, приспособлений; стоимость покупной воды и др. В этот же элемент
затрат включается стоимость нефти, потребляемой на собственные технологические
нужды и списываемой в виде потерь при ее подготовке, хранении, транспортировке.
Фактические затраты по вспомогательным материалам за 2012г. составили 339484
тыс. руб. Это на 9285 тыс. руб. (на 2,8%) больше по сравнению уровнем 2011
года.
Таблица 3.9 Состав и структура затрат на производство
продукции НГДУ «Альметьевнефть» за 2011-2012гг.
|
Наименование
|
2011г., тыс. руб.
|
Уд. вес, %
|
2012г., тыс. руб.
|
Уд. вес, %
|
Отклонение, 2012г./2011г.
|
|
|
|
|
|
+/-
|
%
|
|
Сырье и основные материалы
|
466 936
|
2,05
|
487 189
|
2,06
|
20 253,0
|
104,3
|
|
Вспомогательные материалы,
в т.ч. вода
|
330 199
|
1,45
|
339 484
|
1,43
|
9 285,0
|
102,8
|
|
Топливо со стороны
|
14 938
|
0,07
|
13 484
|
0,06
|
-1 454,0
|
90,3
|
|
Энергия со стороны
|
979 155
|
4,30
|
992 270
|
4,19
|
13 115,0
|
101,3
|
|
Прочие денежные расходы
|
4 244 011
|
18,64
|
5 077 327
|
21,46
|
833 316,0
|
119,6
|
|
- из них капитальный ремонт
|
1 064 459
|
4,68
|
1 582 296
|
6,69
|
517 837,0
|
148,6
|
|
- оплата работ по
рекультивации земель
|
8 991
|
0,04
|
11 960
|
0,05
|
2 969,0
|
133,0
|
|
Итого материальных затрат
|
6 035 239
|
26,51
|
6 909 754
|
29,20
|
874 515,0
|
114,5
|
|
Расходы на оплату труда
|
797 719
|
3,50
|
833 864
|
3,52
|
36 145,0
|
104,5
|
|
в т.ч.: - заработная плата
|
537 090
|
2,36
|
516 083
|
2,18
|
-21 007,0
|
96,1
|
|
- расходы на удешевленное
питание бригад ПРС
|
1 443
|
0,01
|
1 334
|
0,01
|
-109,0
|
92,4
|
|
- страховые взносы
|
158 916
|
0,70
|
177 910
|
0,75
|
18 994,0
|
112,0
|
|
в т.ч. на страхование от
несчастных случаев;
|
2 719
|
0,01
|
1 993
|
0,01
|
-726,0
|
73,3
|
|
резерв на выплату
вознаграждения по итогам работы;
|
48 261
|
0,21
|
47 069
|
0,20
|
-1 192,0
|
97,5
|
|
резерв на оплату неиспольз.
отпусков
|
52 009
|
0,23
|
91 468
|
0,39
|
39 459,0
|
175,9
|
|
Амортизация на
восстановление
|
1 152 895
|
5,06
|
1 420 175
|
6,00
|
267 280,0
|
123,2
|
|
Транспортный налог
|
292
|
0,0013
|
306
|
0,0013
|
14,0
|
104,8
|
|
НДПИ
|
14 143 255
|
62,12
|
13 707 977
|
57,93
|
-435 278,0
|
96,9
|
|
Регулярные платежи за
польз. недрами
|
76
|
0,0003
|
91
|
0,0004
|
15,0
|
119,7
|
|
Прочие денежные расходы
|
1 847 787
|
8,12
|
1 957 361
|
8,27
|
109 574,0
|
105,9
|
|
из них: услуги, оказанные
структурными единицами
|
759 660
|
3,34
|
791 109
|
3,34
|
31 449,0
|
104,1
|
|
ДМС
|
18 386
|
0,08
|
19 181
|
0,08
|
795,0
|
104,3
|
|
ДСЖ
|
5 394
|
0,02
|
5 394
|
0,02
|
0,0
|
100,0
|
|
НПФ
|
6 935
|
0,03
|
11 540
|
0,05
|
4 605,0
|
166,4
|
|
добров.страх. работников от
несч.случаев
|
17 215
|
0,08
|
17 147
|
0,07
|
-68,0
|
99,6
|
|
оплата трансп. услуг по
командир. расходам
|
584
|
0,00
|
577
|
0,00
|
-7,0
|
98,8
|
|
Итого затрат на
производство
|
23 977 263
|
105,31
|
24 829 528
|
104,93
|
852 265,0
|
103,6
|
|
Затраты на услуги, не
входящие в ВП
|
741 369
|
3,26
|
677 944
|
2,87
|
-63 425,0
|
91,4
|
|
в т.ч. услуги оказанные ПЕ
своего объединения
|
147
|
0,0006
|
0
|
0,00
|
0,0
|
|
материальные затраты
|
381 399
|
1,68
|
204 239
|
0,86
|
-177 160,0
|
53,5
|
|
Расходы нефти и газа на
собственные нужды
|
468 564
|
2,06
|
488 651
|
2,07
|
20 087,0
|
104,3
|
|
Себестоимость всей товарной
продукции
|
22 767 330
|
100,00
|
23 662 933
|
100,00
|
895 603,0
|
103,9
|
|
в т.ч. материальные затраты
|
5 185 276
|
|
6 216 864
|
|
1 031 588,0
|
119,9
|
|
Из себестоимости:
|
|
|
|
|
|
|
|
обязательные отчисления
|
14 143 331
|
|
13 708 068
|
|
-435 263,0
|
96,9
|
|
эксплуатационные расходы
|
8 623 999
|
|
9 954 865
|
|
1 330 866,0
|
115,4
|
|
в т.ч. транспотрный налог
|
292
|
|
306
|
|
14,0
|
104,8
|
Затраты на топливо со стороны сократились на 10% по
сравнению с 2011г., затраты на электроэнергию со стороны, напротив, выросли на
1% и составили в 2012г. 992270 тыс.руб.
Существенное значение в материальных затратах имеет
статья «Прочие денежные расходы», расходы по которой увеличились в 2012г. на
19,6% (833316 тыс. руб.), и удельный вес статьи вырос до 21,5% от общей суммы
затрат на производство (табл. 3.9). Увеличение затрат вызвано ростом расходов
на оплату работ по рекультивации земель на 33% и затрат на капитальный ремонт
на 49%.
По остальным статьям расходов в материальных затратах
наблюдается следующая динамика удельного веса в общей сумме затрат:
- удельный вес статьи «Сырье и основные материалы» увеличился на 0,01%,
сумма расходов по статье выросла на 4%;
по статье «Вспомогательные материалы» сумма расходов выросла на 2,8%,
удельный вес сократился на 0,02% и составил в 2012г. 1,43% в общей сумме
затрат;
расходы на топливо со стороны сократились на 10% и удельный вес данной
статьи уменьшился на 0,01%;
расходы по статье «Электроэнергия со стороны» увеличились на 1,3% (13115
тыс.руб.), удельный вес их сократился на 0,11% и составил в 2012г. 4,19%.
Расходы на оплату труда увеличились в 2012г. на 4,5% (36145 тыс.руб.),
удельный вес статьи составил 3,52% в общей сумме затрат. Увеличение расходов по
данной статье вызвано ростом сумм на страховые взносы на 12% и резервы на
оплату неиспользованных отпусков на 76%.
Сумма амортизации на восстановление увеличилась в
2012г. на 23% (267280 тыс. руб.) и составила 1420175 тыс. руб. Удельный вес
данной статьи увеличился на 1% и составил 6% в общей сумме затрат.
Таким образом, сумма эксплуатационных затрат в 2012г.
выросла по сравнению с 2011г. на 1330866 тыс.руб. (15,4%), удельный вес их
увеличился на 4,2% и составил 42% в общей сумме затрат.
Затраты на производство товарной продукции увеличились
в 2012г. на 3,9% и составили 23662933 тыс.руб.
Себестоимость единицы выпускаемой продукции в разрезе всего ассортимента,
а также каждого наименования, группы, вида можно проанализировать благодаря
классификации затрат по статьям калькуляции.
Группировка затрат по статьям затрат дает возможность
определить себестоимость отдельных видов продукции, а также установить влияние
факторов на формирование данного уровня себестоимости.
Калькуляция себестоимости добычи нефти НГДУ «Альметьевнефть» за 2011-2012гг.
представлена в таблице 3.10.
Как видно из таблицы 3.10, производственная
себестоимость валовой продукции за 2012 год по сравнению с 2011 годом
увеличилась на 3,9% (895193 тыс. руб.) и составила 23607808 тыс. руб.
Таблица 3.10 Калькуляция себестоимости добычи нефти НГДУ «Альметьевнефть»
за 2011-2012гг.
|
Наименование статей затрат
|
2011г.
|
2012г.
|
Отклонение 2011г./2012г.
|
|
Затраты всего, тыс.руб.
|
Уд. вес, %
|
Затраты на 1 т, руб.
|
Затраты всего, тыс.руб.
|
Уд. вес, %
|
Затраты на 1 т, руб.
|
Всего, тыс. руб.
|
%
|
Затраты на 1 т, руб.
|
|
1. Расходы на энергию по
извлечению нефти
|
1 725 324
|
7,60
|
427,59
|
2 121 091
|
8,98
|
525,67
|
395 767
|
122,94
|
98,08
|
|
2. Расходы по
искусственному воздействию на пласт
|
1 875 760
|
8,26
|
464,87
|
2 463 993
|
10,44
|
610,66
|
588 233
|
131,36
|
145,78
|
|
3. Основная и
дополнительная заработная плата производственных рабочих
|
100 883
|
0,44
|
25,00
|
116 720
|
0,49
|
28,93
|
15 837
|
115,70
|
3,92
|
|
4. Отчисления на социальное
страхование
|
37 503
|
0,17
|
9,29
|
41 063
|
0,17
|
10,18
|
3 560
|
109,49
|
0,88
|
|
5. Амортизация скважин
|
632 201
|
2,78
|
156,68
|
735 490
|
3,12
|
182,28
|
103 289
|
116,34
|
25,60
|
|
6. Расходы по сбору и
транспортировке нефти
|
893 279
|
3,93
|
221,38
|
917 119
|
3,88
|
227,29
|
23 840
|
102,67
|
5,91
|
|
7. Расходы по
технологической подготовке нефти
|
285 467
|
1,26
|
70,75
|
248 375
|
1,05
|
61,56
|
-37 092
|
87,01
|
-9,19
|
|
8. Расходы на подготовку и
освоение производства
|
22 414
|
0,10
|
5,55
|
146 389
|
0,62
|
36,28
|
123 975
|
653,11
|
30,72
|
|
9. Расходы на содержание и
эксплуатацию оборудования
|
2 359 756
|
10,39
|
584,82
|
2 316 316
|
9,81
|
574,06
|
-43 440
|
98,16
|
-10,77
|
|
10. Цеховые расходы
|
262 543
|
1,16
|
65,07
|
268 417
|
1,14
|
66,52
|
5 874
|
102,24
|
1,46
|
|
11. Общепроизводственные
расходы
|
374 154
|
1,65
|
92,73
|
524 767
|
2,22
|
130,05
|
150 613
|
140,25
|
37,33
|
|
12. Прочие производственные
расходы
|
14 143 331
|
62,27
|
3 505,16
|
13 708 068
|
58,07
|
3 397,29
|
-435 263
|
96,92
|
-107,87
|
|
Производственная
себестоимость
|
22 712 615
|
100,00
|
5 628,90
|
23 607 808
|
100,00
|
5 850,76
|
895 193
|
103,94
|
221,86
|
|
Валовая добыча нефти, тыс.
т
|
4 035,0
|
|
|
4 035,0
|
|
|
0,0
|
100,00
|
|
Рис. 3.1 Динамика структуры себестоимости добычи нефти
НГДУ «Альметьеввнефть» за 2011-2012г.
Себестоимость 1т валовой нефти составила в 2012г. 5851
руб./т, товарной нефти 5991 руб./т, что соответственно на 221,9 руб./т и 226,5
руб./т больше, чем в 2011г.
Наибольший удельный вес в себестоимости занимает
статья «Прочие производственные расходы», так как имеет в своем составе сумму
налога на добычу полезных ископаемых. В 2012 году сумма прочих производственных
расходов сократилась на 3% (за счет снижения платы на НДПИ) и составила
13708068 тыс. руб., что на 435263 тыс. руб. меньше, чем в 2011 году. Удельный
вес данной статьи сократился на 4,2%, и составил в 2012г. 58% (в 2011г. - 62,3%).
Наглядно структура себестоимости добычи нефти НГДУ за
2011г. и 2012г. представлена в рис. 3.1.
Снижение затрат произошло также по следующим статьям
калькуляции:
1. Расходы по технологической подготовке нефти
уменьшились на 13% (37092 тыс.руб.) за счет сокращения суммы расходов на
вспомогательные материалы на 21% (1679 тыс.руб.), транспортных расходов на 16%
(1741тыс.руб.), услуги цехов на 59% (52513 тыс.руб.), цеховых и
общепроизводственных расходов на 24% (9452 тыс.руб.) и 14% (9274 тыс.руб.)
соответственно. Удельный вес данной статьи составил в 2012г. 1,05%, что на 0,2%
меньше, чем в 2011г.
2. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования
сократились на 2% (43440 тыс.руб.) и составили в 2012г. 2316316 тыс.руб.
Снижению затрат поспособствовало сокращение расходов по текущему ремонту
скважин на 39% (177551 тыс.руб.). Расходы по ремонту скважин сократились
благодаря снижению затрат на услуги со стороны на 80%, услуг цехов на 57%,
расходов на вспомогательные материалы на 39%. Удельный вес данной статьи составил
в 2012г. 9,8%, что на 0,6% меньше, чем в 2011г.
Увеличение затрат в 2012 году по сравнению с
предыдущим годом произошло по следующим статьям:
1. Расходы на энергию по извлечению нефти выросли на
23% (395767 тыс.руб.). Удельный вес статьи увеличился на 1,4% и составил 9% в
общей сумме затрат.
. Расходы по искусственному воздействию на пласт
выросли на 588233 тыс.руб. (31,4%). Удельный вес статьи увеличился на 2,2% и
составил 10,4% в общей сумме затрат (в 2011г. - 8,3%).
. Расходы на основную и дополнительную заработную
плату производственных рабочих выросли на 15837 тыс.руб. (15,7%) и составили
116720 тыс.руб., что вызвано ростом среднемесячной заработной платы в НГДУ.
Удельный вес статьи увеличился на 0,05% и составил 0,49% в общей сумме затрат.
. Отчисления на социальное страхование увеличились на
3560 тыс.руб. (9,5%) и их сумма в 2012 году составила 41063 тыс.руб. Увеличение
вызвано ростом затрат на дополнительное медицинское страхование и НПФ. Удельный
вес данной статьи составил в 2012г. 0,17%, т.е на уровне 2011г.
. Амортизация скважин увеличилась на 103289 тыс.руб.
(16,3%) и составила 735490 тыс.руб. Данное увеличение можно объяснить ростом
суммы введенных основных средств по сравнению с 2011г. на 21%. Удельный вес
данной статьи составил в 2012г. 3,12%, что на 0,3% больше, чем в 2011г.
. Расходы по сбору и транспортировке нефти увеличились
на 23840 тыс.руб. (2,7%) главным образом за счет увеличения суммы расходов на
вспомогательные материалы на 74% (14595 тыс.руб.), на цеховые расходы почти в 6
раз (130881 тыс.руб.), капитальный ремонт в 3 раза (98338 тыс.руб.) и прочие
расходы в 3 раза. Удельный вес данной статьи составил в 2012г. 3,88%, что на
0,05% меньше, чем в 2011г.
. Расходы на подготовку и освоение производства
увеличились в 2012г. в 6,5 раз. Удельный вес данной статьи составил в 2012г.
0,6%, что на 0,5% больше, чем в 2011г.
. Цеховые расходы увеличились 2,2% и составили в
2012г. 268417 тыс.руб. Рост затрат вызван увеличением расходов на страхование
от несчастных случаев в 6 раз (на 5357 тыс. руб.), общепроизводственных
расходов на 32% (70571 тыс.руб.), в том числе: увеличения арендной платы за
землю на 22% (1798 тыс.руб.), расходов на услуги по оценке на 48% (889
тыс.руб.), услуги со стороны в три раза и прочие денежные расходы на 40% (3969
тыс.руб.). Удельный вес данной статьи составил в 2012г. 1,14%, что на 0,2%
меньше, чем в 2011г.
. Сумма общепроизводственных расходов увеличилась в
2012г. на 150613 тыс.руб. (40,2%). Удельный вес данной статьи увеличился на
0,6% и составил 2,2% в общей сумме затрат. Рост затрат связан с увеличением
расходов на амортизацию основных фондов на 21%, услуги стороннего транспорта на
18%, отчисления в НПФ более, чем в 4,3 раза и налог на землю в 4,6 раз, налог
на имущество на 14%.9. Сумма общепроизводственных расходов увеличилась в 2012г.
на 150613 тыс.руб. (40,2%). Удельный вес данной статьи увеличился на 0,6% и
составил 2,2% в общей сумме затрат. Рост затрат связан с увеличением расходов
на амортизацию основных фондов на 21%, услуги стороннего транспорта на 18%, отчисления
в НПФ более, чем в 4,3 раза и налог на землю в 4,6 раз, налог на имущество на
14%.
По отношению к объему производства затраты
подразделяются на постоянные и переменные.
Постоянными называются затраты, не зависящие от объема
производства. Они возможны даже тогда, когда предприятие простаивает или только
что организовалось. К таким затратам относятся, например, арендная плата по
взятым в аренду основным фондам, амортизация собственных основных фондов,
зарплата администрации и обслуживающего персонала, коммунальные услуги,
почтово-телеграфные услуги, налоги и другие.
Переменные затраты зависят от выпуска продукции:
увеличиваются с ростом и уменьшаются со снижением выпуска продукции. Это
затраты на сырье, материалы, комплектующие изделия и полуфабрикаты, топливо и
энергию, на технологические цели, зарплату основных рабочих, на ремонт и
обслуживание оборудования.
На основе таблицы 3.11, проанализируем деление затрат на производство
НГДУ «Альметьевнефть» на постоянные и переменные издержки.
Как известно, наибольший удельный вес в себестоимости добычи нефти
занимает статья «Прочие производственные расходы», т.к. имеет в своем составе
сумму НДПИ. Сумма расходов по данной статье представляет собой почти полностью
условно-переменные издержки. В 2012г. по сравнению с 2011г. удельный вес
условно-переменных затрат в этой статье сократился на 4,2% и составил 60,5%.
Таблица 3.11 Калькуляция себестоимости добычи нефти НГДУ «Альметьевнефть»
Условно-постоянные и условно-переменные расходы за 2011-2012гг.
|
Наименование статей затрат
|
2011г.
|
2012г.
|
Отклонение 2012г./2011г.,
|
|
Затраты всего, тыс.руб.
|
В том числе
|
Затраты всего, тыс.руб.
|
В том числе
|
+ / -
|
%
|
|
|
Усл-пост.
|
Уд. вес, %
|
Усл-перем.
|
Уд. вес, %
|
|
Усл-пост.
|
Уд. вес, %
|
Усл-перем.
|
Уд. вес, %
|
Усл-пост.
|
Усл-перем.
|
Усл-пост.
|
Усл-перем.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расходы на э/э
|
1 725 324
|
1 331 051
|
5,86
|
394 273
|
1,74
|
2 121 091
|
1 887 885
|
8,00
|
233 206
|
0,99
|
556 834
|
-161 067
|
141,8
|
59,1
|
|
Расходы по искусств. возд.
на пласт
|
1 875 760
|
1 600 159
|
7,05
|
275 601
|
1,21
|
2 463 993
|
2 281 517
|
9,66
|
182 476
|
0,77
|
681 358
|
-93 125
|
142,6
|
66,2
|
|
Основная и доп. зар. плата
|
100 883
|
100 883
|
0,44
|
-
|
-
|
116 720
|
116 720
|
0,49
|
-
|
-
|
15 837
|
-
|
115,7
|
-
|
|
Отчисл. на соц. страх.
|
37 503
|
37 503
|
0,17
|
-
|
-
|
41 063
|
41 063
|
0,17
|
-
|
-
|
3 560
|
-
|
109,5
|
-
|
|
Амортизация
|
632 201
|
632 201
|
2,78
|
-
|
-
|
735 490
|
735 490
|
3,12
|
-
|
-
|
103 289
|
-
|
116,3
|
-
|
|
Расходы по сбору и
транспорт. нефти
|
893 279
|
846 460
|
3,73
|
46 819
|
0,21
|
917 119
|
809 511
|
3,43
|
107 608
|
0,46
|
-36 949
|
60 789
|
95,6
|
229,8
|
|
Расходы по технол. подгот.
нефти
|
285 467
|
217 896
|
0,96
|
67 571
|
0,30
|
193 570
|
0,82
|
54 805
|
0,23
|
-24 326
|
-12 766
|
88,8
|
81,1
|
|
Расходы на подготовку и
осв. пр-ва
|
22 414
|
22 414
|
0,10
|
-
|
-
|
146 389
|
146 389
|
0,62
|
-
|
-
|
123 975
|
-
|
653,1
|
-
|
|
Расходы на содерж. и
экспл.оборуд
|
2 359 756
|
2 359 756
|
10,39
|
-
|
-
|
2 316 316
|
2 316 316
|
9,81
|
-
|
-
|
-43 440
|
-
|
98,2
|
-
|
|
Цеховые расходы
|
262 543
|
262 543
|
1,16
|
-
|
-
|
268 417
|
268 417
|
1,14
|
-
|
-
|
5 874
|
-
|
102,2
|
-
|
|
Общепроизв. расходы
|
374 154
|
374 154
|
1,65
|
-
|
-
|
524 767
|
524 767
|
2,22
|
-
|
-
|
150 613
|
-
|
140,3
|
-
|
|
Прочие произв. расходы
|
14 143 331
|
76
|
0,00
|
14 143 255
|
62,27
|
13 708 068
|
91
|
0,00
|
13 707 977
|
58,07
|
15
|
-435 279
|
119,7
|
96,9
|
|
Производственная
себестоимость валовой продукции
|
22 712 615
|
7 785 096
|
34,28
|
14 927 519
|
65,72
|
23 607 808
|
9 321 737
|
39,49
|
14 286 071
|
60,51
|
1 536 641
|
-641 448
|
119,7
|
95,7
|
Сумма условно-постоянных затрат в статье «Прочие производственные
расходы» увеличилась на 15 тыс.руб. из-за увеличения платежей за пользование
недрами, удельный вес их остался неизменным в общей сумме затрат.
В 2012г. по сравнению с 2011г. по статье «Расходы по искусственному
воздействию на пласт» удельный вес условно-постоянных увеличился на 2,6%, а
условно-переменных сократился на 0,4% и составил в общей сумме затрат 9,7% и
0,8% соответственно. Увеличение постоянных затрат по данной статье вызвано
ростом общепроизводственных расходов в 3,6 раза и платы за мощность в 6,4 раза.
В статье «Расходы по сбору и транспортировке нефти» в 2012г. сумма
условно-постоянных затрат сократилась на 36949 тыс.руб., а условно-переменных
увеличилась на 60789 тыс.руб., а удельный вес в общей сумме затрат составил
3,4% (в 2011г. 3,7%) и 0,5% (в 2011г. 0,2%) условно-постоянных и
условно-переменных затрат соответственно. Сокращение условно-постоянных затрат
вызвано главным образом снижением расходов на работы и услуги производственного
характера от других цехов в 5 раз, а увеличение условно-переменных затрат
связано с ростом расходов на вспомогательные материалы, топливо и электрическую
энергию.
В статье «Расходы по технологической подготовке нефти» удельный вес
условно-постоянных издержек составил:
0,82% в 2012г. и 0,96% в 2011г., сокращение на 0,14%;
условно-переменных издержек:
0,3% в 2012г. и 0,2% в 2011г., уменьшение на 0,07%. Сокращение затрат по
данной статье вызвано снижением расходов на вспомогательные материалы на 40% в
части переменных затрат, а в части постоянных затрат снижением расходов на
общепроизводственные расходы на 35%, расходов по страхованию имущества на 12%,
работы и услуги производственного характера от других цехов на 57% и на
содержание сетей на 12%.
В статье «Расходы на электроэнергию по извлечению нефти» в 2012г. сумма
условно-постоянных затрат увеличилась на 556834 тыс.руб., а условно-переменных
сократилась на 161067 тыс.руб.; удельный вес в общей сумме затрат составил 8%
(в 2011г. 5,9%) и 1% (в 2011г. 1,7%) условно-постоянных и условно-переменных затрат
соответственно. Рост условно-постоянных затрат связан с увеличением расходов на
содержание сетей в 30 раз (37870 тыс.руб. - в 2012г., и 987 тыс.руб. - в
2011г.), платы за мощность в три раза. Сокращение условно-переменных затрат
вызвано уменьшением расходов на электроэнергию на 40%.
Расходы по статье «Расходы на подготовку и освоение производства»
представляют собой полностью условно-постоянные издержки. Удельный вес затрат
по данной статье составил 0,6%, что на 0,5% больше, чем в 2011г..
Суммы затрат по статьям «Основная и дополнительная заработная плата»,
«Отчисления на социальное страхование», «Амортизация скважин», «Расходы на
подготовку и освоение производства», «Расходы на содержание и эксплуатацию
оборудования», «Цеховые расходы» и «Общепроизводственные расходы» также
полностью относятся к условно-постоянным издержкам. По этим статьям произошли
следующие изменения:
- по статье «Основная и дополнительная заработная плата производственных
рабочих» сумма затрат в 2012г. по сравнению с 2011г. увеличилась на 15837
тыс.руб., а удельный вес издержек по этой статье увеличился на 0,05% и составил
0,49% в общей сумме затрат. Динамика удельного веса условно-переменных и
условно-постоянных издержек в общей сумме затрат за 2011-2012гг. по каждой
статье в отдельности представлена в таблице 3.11.
- по статье «Отчисления на социальное страхование» доля
условно-постоянных издержек в общей сумме затрат в 2012г. составила 0,17%, как
и в 2011г..;
по статье «Амортизация скважин» сумма затрат в 2012 году по сравнению с предыдущим
годом увеличилась на 103289 тыс.руб. и удельный вес в общей сумме затрат
составил 3,12% (в 2011г. 2,78%);
удельный вес затрат по статье «Расходы на содержание и эксплуатацию
оборудования» в 2012г. составил 9,8% от общей суммы затрат. Это на 0,6% меньше,
чем в 2011г.;
по статье «Цеховые расходы» сумма затрат выросла на 5874 тыс.руб., а
удельный вес в общей сумме затрат сократился на 0,02% и составил 1,14%;
удельный вес затрат по статье «Общепроизводственные расходы» в 2012г.
составил 2,2% от общей суммы затрат. Это на 0,6% больше чем в 2011г.
На рис. 3.2 наглядно представлена динамика удельного веса
условно-переменных и условно-постоянных издержек в общей сумме затрат за
2011-2012гг. По данной диаграмме и таблице 3.11 можно сделать вывод, что наибольший
удельный вес как в 2011г., так и в 2012г. занимают условно-переменные затраты.
Рис. 3.2. Распределение условно-переменных и условно-постоянных затрат в
себестоимости добычи нефти НГДУ «Альметьевнефть» за 2011г. и 2012г.
Из рис. 3.2 видно, что в целом в 2012 году по сравнению с 2011 годом
произошло сокращение доли условно-переменных затрат (из-за снижения платы НДПИ)
на 5,2% и соответственно такое же уменьшение доли условно-постоянных затрат.
Таким образом условно-постоянные затраты в 2012 году составили 39,5%, а
условно-переменные 60,5%.
Важный обобщающий показатель себестоимости продукции -
затраты на рубль товарной продукции, который определяется отношением общей
суммы затрат на производство и реализацию продукции к стоимости произведенной
продукции в действующих ценах.
Затраты на рубль товарной продукции непосредственно зависят от изменения
общей суммы затрат на производство и реализацию продукции и от изменения
стоимости произведенной продукции. На общую сумму затрат оказывают влияние
объем производства продукции, ее структура, изменение переменных и постоянных
затрат.
Показатель затрат на 1 руб. товарной продукции не только характеризует
планируемый уровень снижения себестоимости, но и определяет также уровень рентабельности
товарной продукции.
(3.22)
где
- затраты на рубль товарной продукции, руб./руб.,
Ст
- себестоимость товарной продукции,
Qт - объем
товарной продукции, определяемый как произведение товарной продукции в
натуральном выражении и цены реализации этой продукции.
Для
проведения анализа затрат на 1 рубль товарной продукции определяют снижение
(повышение) затрат, включаемых в себестоимость, обусловленных влиянием
отдельных технико-экономических факторов.
В
расчетах влияния на себестоимость продукции основных технико-экономических
факторов и изменения горно-геологических условий разработки нефтяных и газовых
месторождений выделяются следующие группы факторов:
повышение
технического уровня производства;
улучшение
организации производства и труда;
изменение
структуры и объема производимой продукции;
изменение
природных условий добычи нефти и газа и способов добычи нефти;
прочие
факторы [12].
Проведем
факторный анализ методом цепных подстановок по следующей модели:
где
У - удельные условно - переменные затраты;
Н
- сумма условно-постоянных затрат,
Ц
- цена реализации продукции.
Исходные
данные для анализа затрат на 1 рубль товарной продукции приведены в табл.3.12.
Таблица 3.12 Исходные данные для факторного анализа затрат на 1 рубль
товарной продукции НГДУ «Альметьевнефть» за 2011-2012 гг.
|
Показатель
|
Ед. изм.
|
2011г.
|
2012г.
|
|
1. Производственная
себестоимость товарной продукции
|
тыс. руб.
|
22 767 330
|
23 662 933
|
|
2. Товарная нефть
|
тыс. т
|
3949,86
|
3950,03
|
|
3. Товарная продукция
|
тыс. руб.
|
38 810 742
|
40174179
|
|
4. Средняя цена реализации
1т нефти
|
руб.
|
9825,85
|
10170,61
|
|
5.Удельные
условно-переменные затраты
|
руб./т
|
3580,7
|
3470,35
|
|
6. Постоянные затраты
|
тыс. руб.
|
7 785 096
|
9 321 737
|
Определяем затраты на 1 рубль товарной продукции за 2011 год.
руб.
Способом
цепной подстановки - последовательно заменяя базовый уровень (2011 год) каждой
составляющей данной формулы (3.22) на фактический (2012 год), определяем
изменение затрат на 1 рубль товарной продукции за счет каждого фактора в
отдельности:
руб.;
руб.;
руб.;
руб.
Общее изменение:
D Зобщ = З1 - З0 = 0,573 - 0,565 = 0,008 руб.
Изменение уровня затрат на рубль товарной продукции произошло за счет
изменения:
1) объема производства:
D ЗQт = Зусл1 - З0 = 0,5649- 0,5650=
-0,0001 руб.;
) удельных переменных затрат:
D ЗУ = Зусл2 - Зусл1 = 0,554 - 0,565 = -0,011руб.;
3) суммы постоянных затрат:
D ЗН = Зусл3 - Зусл2 = 0,593 - 0,554 = 0,039 руб.;
) цены на продукцию:
D ЗЦ = З1 - Зусл3 = 0,573 - 0,593 = -0,02 руб. ;
Проверка:
,0001+(-0,011)+0,039+(-0,02)= 0,008 руб.
Таким образом, анализ показал, что затраты на рубль товарной продукции в
2012г. увеличились на 0,008 руб. за счет увеличения постоянных затрат на 0,039
руб.
Благодаря увеличению цены реализации 1т нефти и снижению переменных
затрат, расходы на 1 руб. товарной продукции сократились на 0,02 руб. и 0,01
руб. соответственно.
Одной из задач анализа себестоимости продукции (работ, услуг) является
выявление резервов снижения себестоимости. Мобилизация внутренних резервов
обеспечивает повышение прибыли, а, следовательно, и повышение эффективности
производства в целом. Источники резервов снижения себестоимости можно разделить
на две группы.
Во-первых, это эффективное использование производственной мощности,
обеспечивающей увеличение объема производства, повышение технического уровня
производства и улучшение организации труда. Во-вторых, это сокращение затрат на
производство за счет экономного использования всех видов ресурсов, роста
производительности труда, сокращение непроизводительных расходов,
производственного брака, сокращение потерь рабочего времени и т.д.
Величина резервов непостоянна. Она зависит от качества проводимой
аналитической работы, в ходе которой выявляются упущенные возможности снижения
себестоимости.
Резервы сокращения затрат устанавливаются по каждой статье расхода за
счет конкретных организационно-технических мероприятий, которые способствуют
экономии сырья, материалов, энергии, зарплаты и т.д. К
организационно-техническим мероприятиям относят улучшение организации
производства и труда, внедрение прогрессивной технологии.
С целью сокращения постоянных затрат и улучшения финансовой устойчивости
в компании «Татнефть» проводятся мероприятия:
направленные на увеличение дополнительной продукции (сверхплановая
добыча нефти, дополнительные услуги, объемы работ);
по совершенствованию организационной структуры и организации
производства;
по ресурсосбережению;
по энергосбережению
по повышению надежности эксплуатации оборудования и др.
Реализация этих мероприятий позволит снизить как неэффективные постоянные
затраты, так и обеспечить средствами, необходимыми компании для развития других
затрат, например на геолого-технические мероприятия обеспечивающих повышение
добычи нефти, а так же направленных на повышение эффективности имеющихся
мощностей.
3.4.2 Ценообразование
Цена - это экономическая категория товарного производства, в которой
проявляется действие закона стоимости.
Для предприятий основным по значимости элементом в составе цены товара
является его себестоимость. В соответствии с наиболее общим определением
себестоимость - это выраженные в денежной форме затраты на производство и
реализацию продукции.
При обосновании конкретной цены на предприятии разрабатывается
калькуляция себестоимости единицы продукции. При этом перечень статей затрат,
их состав и методы распределения по изделиям и центрам затрат устанавливаются
отраслевыми инструкциями по планированию, учету и калькулированию себестоимости
продукции. В перечень статей калькуляции включаются:
сырье и материалы;
возвратные отходы (вычитаются);
покупные изделия, полуфабрикаты и услуги производственного характера
сторонних предприятий и организаций;
топливо и энергия на технологические цели;
заработная плата производственных рабочих;
отчисления на социальные нужды;
общепроизводственные расходы;
общехозяйственные расходы;
потери от брака;
прочие производственные расходы;
коммерческие расходы.
В добывающей промышленности отсутствуют затраты на сырье. В то же время
отрасль отличается высокой фондоемкостью, что определяет большой удельный вес в
себестоимости продукции этих отраслей амортизации и затрат на оплату труда
рабочих предприятий.
Часть затрат добывающей промышленности образуется еще до начала
эксплуатации месторождений (затраты на геологоразведочные работы, подготовка
разработки), и еще одна часть образуется после окончания эксплуатации
месторождений (затраты на восстановление лесного покрова, рекультивация
земель). Так как затраты на эти работы составляют вместе с затратами на добычу
полезных ископаемых единый производственный процесс, они включаются в
себестоимость продукции отраслей добывающей промышленности. Эти затраты определяются
в твердых ставках на единицу используемых природных ресурсов. Соответствующие
этим ставкам средства перечисляются в государственный бюджет.
Система ставок на возмещение затрат на геологоразведочные и
восстановительные работы необходима для решения двух основных задач:
возмещение общественно-необходимых затрат на поиск и разведку полезных
ископаемых;
экономическое стимулирование предприятий отраслей добывающей
промышленности к рациональному использованию природных ресурсов и сокращению
потерь полезных ископаемых при их добыче и переработке.
Особенностью добывающей промышленности является также влияние
естественных факторов производства на различие в затратах предприятий на
производство этой продукции. К этим естественным факторам производства относятся:
горно-геологические условия разработки месторождений (мощность,
глубина залежей);
естественные свойства полезных ископаемых;
географический - транспортный показатель (удаленность предприятия).
Все эти условия носят объективный характер (не зависят от того, как
работает предприятие), поэтому общественная стоимость продукции отраслей
добывающей промышленности определяется на уровне индивидуальных затрат этих
предприятий, находящихся в худших условиях производства.
Разница между общественной стоимостью продукции и затратами предприятий,
находящихся в средних и лучших условиях производства, образует внутриотраслевой
дифференциальный доход.
Базой цен на топливо являются затраты на добычу угля (самые высокие).
Цены на все остальные виды топлива строятся исходя из цен на уголь и
соотношений теплотворной способности каждого вида топлива и угля. В силу этого
в нефтяной и газовой промышленности из-за более низких затрат по сравнению с
затратами на добычу угля образуется межотраслевой дифференциальный доход,
который выступает в ценах на продукцию этих отраслей в форме акцизов.
Так как в отраслях добывающей промышленности расходы на транспортировку
их продукции существенно различаются, то в этих отраслях применяются различные
виды франко. Уголь и сланцы реализуются по оптовым ценам промышленности на
условиях франко-станция отправления. Нефть - по оптовым ценам промышленности на
условиях франко-станция назначения.
Особенностью некоторых отраслей добывающей промышленности является также
возможность широкого использования отходов (от добычи и переработки полезных
ископаемых). Для того чтобы стимулировать комплексное использование полезных
ископаемых и природных ресурсов, введены ставки отчислений в бюджет за
сверхнормативные потери полезных ископаемых при их добыче. Эти ставки
дифференцированы по месторождениям с учетом качества ископаемого сырья. Сумма
платежей, перечисляемая в бюджет по этим ставкам, не включается в себестоимость
продукции и не принимается во внимание при формировании цен на это сырье, а
учитывается как непроизводительные расходы, которые уменьшают чистую прибыль
предприятия.
Внутренняя цена на нефть формируется на свободном рынке только при
поставках нефти ОАО «Сургутнефтегаз» (500-800 тыс.т. в мес.), малыми
добывающими компаниями (100-300 тыс.т. в мес.) и ОАО «ТНК-ВР» (оценочно 100-300
тыс.т. в мес.) независимым участникам рынка для переработки на Уфимской группе
НПЗ, Московском НПЗ и некоторых других НПЗ, что составляет лишь 4-7% от общего
объема переработки нефти в РФ (18-20 млн.т. в мес.). Исходя из этого, цена на
нефть в России определяется в результате баланса спроса и предложения на
относительно небольшие объемы нефти и не отражающие баланс рынка в целом.
3.4.3 Результаты хозяйственной деятельности
предприятия
Прибыль - это часть добавленной стоимости, которая
получена в результате реализации продукции (товаров), выполнения работ,
оказания услуг.
Прибыль от реализации продукции формируется под влиянием следующих
факторов:
объема реализации;
себестоимости реализованных изделий;
продажных цен на реализованную продукцию;
сдвигов в структуре ассортимента с позиций различий в уровне
рентабельности отдельных видов изделий.
Проведем факторный анализ прибыли НГДУ «Альметьевнефть».
Пусть q - количество реализованной
продукции, р - цена, с - себестоимость, Р - прибыль от реализации продукции.
Таблица 3.13 Факторный анализ прибыли от реализации продукции
|
Показатели
|
Базисный период
|
Реализация отчетного
периода в базисной цене и себестоимости
|
Отчетный период
|
|
1.Выручка от реализации
продукции
|
∑q0р0
|
∑ q1р0
|
∑q1р1
|
|
2.Себестоимость
реализованной продукции
|
∑q0c0
|
∑q1c0
|
∑q1c1
|
|
3.Прибыль от реализации
продукции
|
Р0
|
Р1;0
|
Р1
|
Этапы анализа:
1. Изменение прибыли за счет отпускных
цен на продукцию:
∆Рр= ∑q1р1 -
∑ q1р0 (3.24)
2. Изменение прибыли за счет изменения
объема продукции в оценке базисной себестоимости:
∆Рк1=Р0К1- Р0= Р0 ×(К1- 1), (3.25)
где
- коэффициент изменения объема реализованной
продукции в оценке по базисной себестоимости.
1. Изменение прибыли за счет структурных
сдвигов в объеме реализации:
∆Р( к1, к2 ) =Р0К2- Р0К1= Р0 ×(К2 - К1), (3.26)
где
- коэффициент изменения объема реализованной
продукции в оценке по отпускным ценам.
.
Изменение прибыли за счет изменения себестоимости:
∆Рс=
∑q1c1 - ∑q1c0 (3.27)
Исходные данные для факторного анализа прибыли от
реализации нефти представлены в табл.3.14.
Таблица 3.14 Исходные данные для факторного анализа
прибыли от реализации нефти тыс. руб.
|
Показатель
|
2011 год
|
Данные предыдущ. года,
пересчитанные на объем продаж отчетного года
|
2012 год
|
|
1.Выручка от реализации
нефти (В)
|
q 0р0=38810742
|
q1р0 = 38812373
|
q1р1= 40174179
|
|
2. Полная себестоимость
реализованной нефти (С)
|
q0c0=22767330
|
q1c0= 22768287
|
q1c1=23662933
|
|
3. Прибыль от реализации
нефти (Р)
|
16043412
|
16044086
|
16511246
|
Сумма прибыли при фактическом объеме реализации нефти,
но при базовом уровне себестоимости и цены, находится следующим образом:
q1р0 - q1c0 = 38812373 - 22768287 = 16044086
тыс. руб.
Сумма прибыли от реализации нефти в отчетном году
увеличилась на 467834 тыс. руб.: ∆Р = Р1 -Р0 = 16511246 - 16043412 =
467834 тыс. руб.
Рассчитаем, сколько прибыли НГДУ могло бы получить при
фактическом объеме реализации нефти и цене, но при базовом уровне себестоимости
продукции. Для этого из фактической суммы выручки следует вычесть условную
сумму затрат:
q1р1 - q1c0 = 40174179 - 22768287 = 17405892
тыс. руб.
Порядок расчета данных показателей в
систематизированном виде представлен в табл. 3.15.
Таблица 3.15 Расчет влияния факторов первого уровня на
изменение суммы прибыли от реализации нефти
|
Показатель прибыли
|
Факторы
|
Порядок расчета
|
Прибыль, тыс. руб.
|
|
Объем продаж
|
Цены
|
Себестоимость
|
|
|
|
Р0
|
to
|
to
|
to
|
B0 - С0
|
16043412
|
|
Русл1
|
t1
|
to
|
to
|
П0 × Крп
|
22768287
|
|
Русл2
|
t1
|
t1
|
to
|
B1 - Сусл
|
17406849
|
|
Р1
|
t1
|
t1
|
t1
|
B1 - С1
|
16511246
|
По данным таблицы 3.15 можно определить, как
изменилась сумма прибыли за счет каждого фактора:
объема реализации нефти
∆Рq =
Русл1 - Р0 = 22768287 - 16043412 = 6724875 тыс. руб.;
цены реализации нефти
∆Рp =
Русл2 - Русл1 = 17406849 - 22768287 = -5361438 тыс. руб.;
себестоимости реализованной нефти
∆РС = Р1 - Русл2 = 16511246 - 17406849 =
-895603тыс. руб.
Итого ∆Р = ∆Рq +∆Рp +∆РС
= 467834 тыс. руб.
Таким образом, по сравнению с 2011г. прибыль
предприятия в 2012г. увеличилась на 467,8 млн.руб. Благодаря увеличению объема
продажи товарной нефти прибыль предприятия увеличилась на 6725 млн.руб. А за
счет роста себестоимости реализованной нефти почти на 226 руб. с каждой тонны
прибыль предприятия сократилась на 895603 тыс.руб.
Если прибыль - это абсолютный итоговый показатель
экономического роста предприятия, то рентабельность - относительный показатель
прибыльности, характеризующий эффективность развития предприятия.
Рентабельность выражает отдачу (полученный доход) на
единицу вложений, затрат или хозяйственного оборота. Ее можно представить в
процентах или коэффициентах.
Произведем расчет влияния факторов на изменение уровня рентабельности
методом маржинального анализа:
(3.28)
Таблица 3.16 Исходные данные для расчета рентабельности
|
№ п/п
|
Наименование показателя
|
Ед. изм.
|
2011 год
|
2012 год
|
|
1
|
Объем выпуска продукции,
(К)
|
тыс.т
|
3949,86
|
3950,03
|
|
2
|
Цена реализации 1 т, (Ц)
|
9825,85
|
10170,61
|
|
3
|
Переменные затраты на ед.
продукции, (У)
|
руб.
|
3580,7
|
3470,3
|
|
4
|
Постоянные затраты на весь
объем добычи, (Н)
|
тыс. руб.
|
7 785 096
|
9 321 737
|
На основе данных, представленных в таблице 3.16 и формулы 3.28 произведем
расчеты:
R0 =
= 
×100 = 76,98%;
Rусл.1 =
= 
×100 = 76,99%;
Rусл.2 =
= 
×100 = 83,2%;
Rусл.3 =
= 
×100 = 86,92%;
R1 =
= 
×100 = 74,44%;
Rобщ = R1- R0 =
74,44% - 76,98% = -2,54%.
В
том числе за счет:
выпуска
продукции:
= 76,99%
- 76,98% = 0,01%;
цены
за единицу продукции:
= 83,2%
- 76,99% = 6,21%;
удельно-переменных
затрат:
= 86,92%
- 83,2% = 3,72%;
постоянных
затрат:
= 74,44%
- 86,92% = -12,48%.
Проведенный анализ рентабельности отразил динамику снижения данного
показателя на 2,5%. Снижение рентабельности вызвано увеличением постоянных
затрат, в результате которого рентабельность сократилась на 12,5%.
Положительное влияние на уровень рентабельности на 6,2% оказало
увеличение цены реализации 1т нефти, снижение переменных затрат способствовало
росту рентабельности на 3,7%, а рост объема продаж повысил рентабельность на
0,01%.
Финансовые результаты от внереализационных операций также являются
составной частью полученной прибыли (убытка) до налогообложения.
Внереализационные финансовые результаты отражаются в форме №2 «Отчет о прибылях
и убытках» (ПРИЛОЖЕНИЕ 2). В условиях рыночной экономики их влияние на
формирование окончательных финансовых результатов работы предприятия
существенно возросло.
В состав доходов от внереализационньгх операций включаются: кредиторская
и депонентская задолженность, по которой срок исковой давности истек,
поступление ранее списанных долгов, прибыль прошлых лет, выявленная в отчетном
году; штрафы, пени, неустойки и др.
В состав расходов от внереализационньтх операций включаются: убытки от
списания недостачи материальных ценностей, выявленных при инвентаризации; суммы
уценки производственных запасов, готовой продукции; убытки от списания
безнадежных долгов и др.
Проведем анализ внереализационных прибылей и убытков предприятия (табл.
3.17).
Таблица 3.17 Показатели внереализационных прибылей и убытков НГДУ «Альметьевнефть»
тыс.руб.
|
Показатель
|
2011г.
|
2012г.
|
Отклонение 2012г./2011г.
|
|
|
|
+/-
|
%
|
|
Выручка (нетто) от продажи
товаров, продукции, работ, услуг (за минусом налога на добавленную стоимость,
акцизов и аналогичных обязательных платежей)
|
293 412
|
334746
|
41334
|
114,1
|
|
Себестоимость проданных
товаров, продукции, работ, услуг
|
503133
|
606583
|
103450
|
120,6
|
|
Валовая прибыль
|
209721
|
271837
|
62116
|
129,6
|
|
Прочие доходы
|
217139
|
111402
|
-105737
|
51,3
|
|
Прочие расходы
|
1699864
|
914772
|
-785092
|
53,8
|
|
Прибыль (убыток) до
налогообложения
|
1692446
|
1075207
|
-617239
|
63,5
|
В таблице 3.17 наглядно видно, что в 2012г. по сравнению с 2011г.
увеличились следующие показатели:
сумма выручки выросла на 14% и составила 334,7 млн.руб.;
себестоимость проданных товаров увеличилась на 20,6%;
сумма валовой прибыли увеличилась на 29,6% и составила 271,8 млн.руб.
В 2012г. произошло снижение по следующим показателям:
сумма прочих доходов сократилась на 49% (105737 тыс.руб.) и составила
111402 тыс.руб.;
сумма прочих расходов сократилась на 46% и составила 914772 тыс.руб.;
прибыль до налогообложения сократилась на 36,5% и составила 1075,2
млн.руб.
3.5 Анализ финансового состояния предприятия.
Налоги
.5.1 Анализ ликвидности баланса
В отечественной практике анализ платежеспособности и ликвидности
предприятия осуществляется путем сравнения средств по активу, сгруппированных
по степени их ликвидности и расположенных в порядке убывания ликвидности, с
обязательствами по пассиву, сгруппированными по срокам их погашения и
расположенными в порядке возрастания сроков. По существу ликвидность
предприятия означает ликвидность его баланса.
В зависимости от степени ликвидности, т.е. скорости превращения в
денежные средства, активы предприятия подразделяются на следующие группы:
А1: абсолютно ликвидные активы - денежные средства и краткосрочные
финансовые вложения;
А2: быстро реализуемые активы - товары отгруженные, готовая продукция,
краткосрочная дебиторская задолженность;
А3: медленно реализуемые активы - производственные запасы, НДС,
незавершенное производство, из 1 раздела актива - долгосрочные финансовые
вложения и отложенные налоговые активы;
А4: труднореализуемые активы - долгосрочная дебиторская задолженность,
внеоборотные активы за исключением долгосрочных финансовых вложений и
отложенных налоговых активов.
Пассивы баланса группируются по степени срочности их оплаты:
П1: наиболее срочные обязательства (кредиторская задолженность,
задолженность участникам по выплате доходов, прочие краткосрочные
обязательства);
П2: краткосрочные кредиты и заемные средства, резервы предстоящих
расходов (статьи V раздел баланса);
П3: долгосрочные кредиты и заемные средства (статьи IV раздел баланса);
П4: постоянные пассивы баланса - источники собственных средств (статьи III раздел баланса).
Условия абсолютной ликвидности следующие:
А1>П1, А2>П2, А3>П3, А4<П4
Обязательным условием абсолютной ликвидности баланса
является выполнение первых трех неравенств. Четвертое неравенство носит
балансирующий характер. Его выполнение свидетельствует о наличии у предприятия
собственных оборотных средств.
Для анализа ликвидности баланса в табл. 3.18 сгруппируем активы по
степени убывающей ликвидности и пассивы по степени срочности их погашения.
Таблица 3.18
Группировка активов и пассивов НГДУ «Альметьевнефть», тыс.руб.
|
Показатели
|
2011г.
|
2012г.
|
|
Денежные средства
|
3 199
|
53
|
|
Краткосрочные финансовые
вложения
|
243
|
2 631
|
|
Итого: А1
|
3 442
|
2 684
|
|
Готовая продукция
|
513 388
|
420 075
|
|
Товары отгруженные
|
2 485
|
6
|
|
Дебиторская задолженность,
платежи по которой ожидаются в течение 12 месяцев после отчетной даты
|
467 699
|
330 337
|
|
Итого: А2
|
983 572
|
750 418
|
|
Дебиторская задолженность,
платежи по которой ожидаются через 12 месяцев после отчетной даты
|
1 931 509
|
1 571 323
|
|
Производственные запасы
|
30 398
|
34 576
|
|
Затраты в НЗП
|
0
|
|
|
Внутрихозяйственные расчёты
|
0
|
208 326
|
|
НДС
|
291 080
|
234 094
|
|
Итого: А3
|
2 252 987
|
2 048 319
|
|
Основные средства
|
9 580 204
|
11 037 921
|
|
Нематериальные активы
|
16 595
|
18 540
|
|
Незавершенное строительство
|
4 773
|
2 524
|
|
Долгосрочные финансовые
вложения
|
386 932
|
1 515 258
|
|
Итого А4
|
9 988 504
|
12 574 243
|
|
Всего активов
|
13 228 505
|
15 375 664
|
|
Кредиторская задолженность
|
1 060 767
|
1 131 674
|
|
Задолженность перед
участниками
|
0
|
0
|
|
Прочие краткосрочные
обязательства
|
394 963
|
133 989
|
|
Итого: П1
|
1 455 730
|
1 265 663
|
|
Краткосрочные займы и
кредиты
|
114 559
|
122 908
|
|
Итого: П2
|
114 559
|
122 908
|
|
Долгосрочные обязательства
|
121 813
|
17 906
|
|
Итого: П3
|
121 813
|
17 906
|
|
Капитал и резервы
|
11 536 403
|
13 969 187
|
|
Доходы будущих периодов
|
0
|
0
|
|
Резервы предстоящих
расходов и платежей
|
0
|
0
|
|
Итого: П4
|
11 536 403
|
13 969 187
|
|
Всего пассивов
|
13 228 505
|
15 375 664
|
Как видно из таблицы 3.19, баланс НГДУ не является абсолютно ликвидным,
за оба анализируемых периода наблюдается платежный недостаток для покрытия
наиболее срочных обязательств (А1<П1).
Таблица 3.19 Характеристика ликвидности баланса (тыс.руб.):
|
2011г.
|
|
2012г.
|
|
А1 = 3442
|
‹
|
П1 = 1455730
|
|
А1 = 2684
|
‹
|
П1 = 1265663
|
|
А2 = 983572
|
›
|
П2 = 114559
|
|
А2 = 750418
|
›
|
П2 = 122908
|
|
А3 = 2252987
|
›
|
П3 = 121813
|
|
А3 = 2048319
|
›
|
П3 = 17906
|
|
А4 = 9988504
|
‹
|
П4 = 11536403
|
|
А4 = 12574243
|
‹
|
П4 = 13969187
|
Анализ денежных средств и управление денежными потоками включает в себя
расчет времени обращения денежных средств (финансовый цикл), анализ денежного
потока, его прогнозирование, определение оптимального уровня денежных средств,
составление бюджетов денежных средств и т.п.
Денежные средства - наиболее ликвидная часть текущих активов - являются
составляющей оборотного капитала. К денежным средствам относятся деньги в
кассе, на расчетных, текущих, специальных, валютных и депозитных счетах.
Основными задачами анализа денежных средств являются:
- оперативный,
повседневный контроль за сохранностью наличных денежных средств и ценных бумаг
в кассе предприятия;
- контроль за
использованием денежных средств строго по целевому назначению;
- контроль за
правильными и своевременными расчетами с бюджетом, банками, персоналом;
- контроль за
соблюдением форм расчетов, установленных в договорах с покупателями и
поставщиками;
- своевременная
выверка расчетов с дебиторами и кредиторами для исключения просроченной
задолженности;
- диагностика
состояния абсолютной ликвидности предприятия;
- прогнозирование
способности предприятия погасить возникшие обязательства в установленные сроки;
- способствование
грамотному управлению денежными потоками предприятия.
Основным источником информации для проведения анализа взаимосвязи
прибыли, движения оборотного капитала и денежных средств является баланс (ф. №
1), отчет о движении денежных средств (ф.№4)
Отчет о движении денежных средств - это документ финансовой отчетности, в
котором отражаются поступление, расходование и нетто-изменения денежных средств
в ходе текущей хозяйственной деятельности, а также инвестиционной и финансовой
деятельности за определенный период. Эти изменения отражаются так, что
позволяют установить взаимосвязь между остатками денежных средств на начало и
конец отчетного периода.
Анализ обеспеченности основными средствами - важный раздел анализа
хозяйственной деятельности промышленных предприятий. Его проводят исходя из
группировки ресурсов по трем простым моментам производственного процесса:
трудовые ресурсы, средства труда, предметы труда. Наличие собственных оборотных
средств (СОС) определяется по данным баланса как разность между собственным
капиталом и внеоборотными активами. Расчет собственного оборотного капитала организации
производится так:
СОС = стр. 490 + стр. 640 + стр. 650 - стр. 190, (3.29)
где стр. 490 - итог разд. III пассива баланса «Капитал и резервы»;
стр. 190 - итог разд. I актива баланса «Внеоборотные активы»;
стр. 290 - итог разд. II актива баланса «Оборотные активы»;
стр.640 - «Доходы будущих периодов»;
стр.650 - «Резервы предстоящих расходов и платежей».
В процессе анализа рассматривается динамика собственных оборотных средств
и чистых оборотных активов, определяются абсолютные и относительные отклонения
от плана и фактических данных прошлых лет. Для определения доли собственных
средств в формировании оборотных активов организации рассчитываются:
) коэффициент обеспеченности:
(3.30)
Если
значение данного коэффициента меньше 0,1, структура баланса может быть признана
неудовлетворительной, а предприятие - неплатежеспособным;
)
коэффициент обеспеченности запасов:
(3.31)
где
стр. 210 - «Запасы».
Считается,
что коэффициент обеспеченности должен изменяться в пределах 0,6-0,8, т. е.
60-80 % запасов организации должны формироваться из собственных источников;
)
коэффициент маневренности:
(3.32)
Этот
коэффициент показывает, какая часть собственных средств находится в мобильной
форме, позволяющей относительно свободно маневрировать данными средствами.
Рекомендуется поддерживать значение этого коэффициента на уровне 0,5.
На
основании данных табл. 3.20 проведем анализ обеспеченности НГДУ
«Альметьевнефть» собственными средствами.
Таблица 3.20 Показатели обеспеченности НГДУ «Альметьевнефть» собственными
средствами
|
Показатель
|
Ед. изм.
|
2011г.
|
2012г.
|
Отклонение 2012г./2011г.
|
|
|
|
|
+/-
|
%
|
|
СОС
|
тыс.руб.
|
1547899
|
1394944
|
-152955
|
90,1
|
|
Кобесп
|
д.ед.
|
0,478
|
0,498
|
0,02
|
104,2
|
|
Кобс
|
д.ед.
|
50,9
|
40,3
|
-10,6
|
79,2
|
|
Км
|
д.ед.
|
0,134
|
0,100
|
-0,034
|
74,6
|
Из табл.3.20 видно, что в 2012г. собственные оборотные средства
предприятия сократились на 10% (152955 тыс.руб.) по сравнению с 2011г.
Произошло это за счет увеличения суммы труднореализуемых активов, в частности
незавершенного строительства и незавершенных работ по созданию НМА.
Коэффициент обеспеченности в 2012г. увеличился на 0,02 д.ед. и составил
0,49 д.ед., что тоже считается хорошим показателем. Коэффициент обеспеченности
запасов сократился в 2012г. на 21% и составил 40,3 д.ед., коэффициент
маневренности уменьшился на 0,034 д.ед., и составил 0,1, д.ед.
3.5.2 Перечень налогов уплачиваемых предприятием
Налоги - это обязательные взносы плательщиков в бюджет и внебюджетные
фонды в определенных законом размерах и в установленные сроки.
Одним из самых существенных налогов, которые уплачивают все предприятия,
является налог на прибыль. Кроме того, предприятия, использующие для получения
прибыли недра земли, в обязательном порядке должны уплачивать также налог на
добычу полезных ископаемых (НДПИ).
Налогоплательщиками налога на прибыль являются все
предприятия и организации, являющиеся юридическими лицами, включая созданные на
территории РФ предприятия с иностранными инвестициями.
Объектом налогообложения признается прибыль,
полученная налогоплательщиком.
Прибылью признается: - для российских организаций -
полученный доход, уменьшенный на величину произведенных расходов, определяемых
в соответствии с главой 25 НК РФ.
Ставки налога: 20 % для всех предприятий и
организаций, за исключением случаев, предусмотренных пунктами 2-5 Главы 25 НК
РФ. Налог распределяется: 2% - в федеральный, 18% - в бюджеты субъектов РФ.
Налогоплательщиками налога на добавленную стоимость
признаются: организации, индивидуальные предприниматели, лица, признаваемые
налогоплательщиками налога на добавленную стоимость в связи с перемещением
товаров через таможенную границу Российской Федерации, определяемые в
соответствии с Таможенным кодексом Российской Федерации.
Объектом налогообложения НДС признаются следующие
операции:
) реализация товаров (работ, услуг) на территории
Российской Федерации;
) передача на территории Российской Федерации товаров
(выполнение работ, оказание услуг) для собственных нужд, расходы на которые не
принимаются к вычету (в том числе через амортизационные отчисления) при
исчислении налога на прибыль организаций;
) выполнение строительно-монтажных работ для
собственного потребления;
) передача на безвозмездной основе объектов основных
средств органам государственной власти и управления и органам местного
самоуправления, а также государственным и муниципальным учреждениям,
государственным и муниципальным унитарным предприятиям;
) операции по реализации земельных участков (долей в
них);
) передача имущественных прав организации ее
правопреемнику;
) передача денежных средств некоммерческим
организациям на формирование целевого капитала, которое осуществляется в
порядке, установленном Федеральным законом "О порядке формирования и
использования целевого капитала некоммерческих организаций".
Налогообложение производится по налоговой ставке 0%,
10% или 18% (ст. 164 НК РФ).
Налогоплательщиками налога на добычу полезных
ископаемых признаются организации и индивидуальные предприниматели,
признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством РФ.
Налоговая база определяется по каждому полезному ископаемому (ПИ) как стоимость
добытых ПИ.
Оценка стоимости единицы добытого ПИ определяется
налогоплательщиком самостоятельно одним из следующих способов:
1.
исходя из
сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен
реализации без учета государственных субвенций;
2.
исходя из
сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен
реализации добытого полезного ископаемого;
3.
исходя из
расчетной стоимости добытых полезных ископаемых.
Не признаются объектом налогообложения:
общераспространенные ПИ, добытые индивидуальными предпринимателями для личного
потребления; добытые или собранные геологические коллекционные материалы; ПИ,
добытые при образовании геологических объектов, имеющих научное, культурное,
санитарно-оздоровительное значение; ПИ, извлеченные из собственных отходов или
потерь при условии, что ранее их добыча подлежала налогообложению.
С 1 января 2007 г. ставка по нефти составляет 419
руб./т. При этом налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий
динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень
выработанности конкретного участка недр (Кв):
НДПИ = 419× КЦ×КВ, (3.33)
(3.34)
где 419 руб. - базовая ставка, утвержденная ЦБ РФ;
Zбаз =
15 $ за баррель;
Zф -
фактическая цена барреля нефти в $ на мировых рынках;
- количество дней торгов нефтью на бирже;
$ - курс доллара к рублю принимается за истекший период, установленный ЦБ
РФ самостоятельно, как среднеарифметическое значение курса доллара США к рублю
РФ.
КВ - коэффициент выработанности запасов рассчитывается для каждого
участка самостоятельно.
Налогоплательщиками налога на доходы физических лиц
признаются физические лица, являющиеся налоговыми резидентами РФ, а также
физические лица, получающие доходы от источников в РФ, не являющиеся налоговыми
резидентами РФ. Налоговый статус физического лица зависит от того, признается
ли оно налоговым резидентом РФ или нет.
Объектом налогообложения признается доход, полученный
налогоплательщиками:
1)
от источников в
РФ и (или) от источников за пределами РФ - для
физических лиц, являющихся налоговыми резидентами РФ;
2)
от источников в
РФ - для физических лиц, не являющихся налоговыми резидентами РФ.
Налоговым периодом признается календарный год.
Не подлежат налогообложению следующие виды доходов
физических лиц:
) государственные пособия, за исключением пособий по
временной нетрудоспособности (включая пособие по уходу за больным ребенком).
При этом к пособиям, не подлежащим налогообложению, относятся пособия по
безработице, беременности и родам;
2) пенсии по государственному пенсионному обеспечению
и трудовые
пенсии, назначаемые в порядке, установленном действующим
законодательством;
3) все виды установленных действующим
законодательством РФ,
законодательными актами субъектов РФ, решениями представительных органов
местного самоуправления компенсационных выплат;
4) вознаграждения донорам за сданную
кровь;
5) алименты, получаемые
налогоплательщиками;
6) суммы единовременной материальной
помощи; и т.д.
Также отдельные категории физических лиц имеют право
на стандартные, профессиональные, имущественные и социальные налоговые вычеты.
Ставки налога и порядок исчисления:
1.
Налоговая ставка
устанавливается в размере 13%, если иное не
предусмотрено и не оговорено.
2.
Налоговая ставка
устанавливается в размере 9 процентов в отношении доходов от долевого участия в
деятельности организаций, полученных в виде дивидендов физическими лицами,
являющимися налоговыми резидентами
3.
Налоговая ставка
устанавливается в размере 30% для доходов,
полученных физическими лицами, не являющимися налоговыми резидентами РФ. С 1
января 2007г. ставка налог на дивиденды от российских организаций установлена в
размере 9 %.
Транспортный налог является региональным налогом и вводится в действие
законами субъектов РФ. Конкретно данный налог установил в качестве отчетных
периодов 1,2,3 квартал, поэтому отменяется понятие авансовых платежей в разные
периоды по усмотрению организации. Теперь организации обязаны платать аванс и
налог ежеквартально не позднее 10 числа второго месяца следующего за отчетным.
Налоговой базой по транспортному налогу является для транспортных средств
- мощность мотора в лошадиных силах, для воздушного транспорта - статическая
тяга реактивного двигателя. Для буксируемых и несамоходных транспортных средств
- валовая вместимость в регистровых тоннах.
Налог на имущество является региональным, поэтому на территории РТ регулируется
законами РТ.
Налоговая база определяется налогоплательщиком самостоятельно, как
остаточная стоимость основных средств. Налоговая база определяется отдельно по
месту нахождения организации через постоянные представительства иностранных
организаций, в отношении имущества каждого обособленного подразделения,
имеющего отдельный баланс.
Ставка налога устанавливается региональным налоговым законодательством в
размере не больше 2,2%.
В связи с тем, что Глава 24 НК РФ исключена из Налогового кодекса с 1 января
2010 года работодатели вместо ЕСН платят страховые взносы в государственные
внебюджетные фонды. Основным документом, определяющим, порядок расчета и уплаты
страховых взносов фонды социального, медицинского и пенсионного страхования, а
также порядок предоставления отчетности является Федеральный закон от
24.07.2009 N 212-ФЗ "О страховых взносах в Пенсионный фонд Российской
Федерации, Фонд социального страхования Российской Федерации, Федеральный фонд
обязательного медицинского страхования и территориальные фонды обязательного
медицинского страхования".
Применяются следующие тарифы страховых взносов:
) Пенсионный фонд Российской Федерации - 26 процентов;
) Фонд социального страхования Российской Федерации -
2,9 процента;
) Федеральный фонд обязательного медицинского
страхования - 2,1 процента;
4) территориальные фонды обязательного медицинского страхования - 3
процента.
База для начисления страховых взносов в отношении каждого физического
лица устанавливается в сумме, не превышающей 415 000 рублей нарастающим итогом
с начала расчетного периода. С сумм выплат и иных вознаграждений в пользу
физического лица, превышающих 415 000 рублей нарастающим итогом с начала
расчетного периода, страховые взносы не взимаются.
Таблица 3.21
Налоги с юридических и физических лиц НГДУ «Альметьевнефть»
|
Налог
|
Сумма, тыс. руб.
|
Отклонение, 2012г./2011г.
|
Уд. вес, %
|
|
2011г.
|
2012г.
|
+/-, тыс. руб.
|
%
|
2011г.
|
2012г.
|
|
НДС
|
291 080
|
234 094
|
-56 986
|
80,4
|
1,96
|
1,62
|
|
Затраты на экологию
|
9 269
|
10 183
|
914
|
109,9
|
0,06
|
0,07
|
|
Налог на землю
|
71 581
|
70 491
|
-1 091
|
98,5
|
0,48
|
0,49
|
|
Страховые взносы
|
206 846
|
212 178
|
5 332
|
102,6
|
1,39
|
1,47
|
|
Налог на имущество
|
157 524
|
180 018
|
22 494
|
114,3
|
1,06
|
1,25
|
|
Транспортный налог
|
292
|
306
|
14
|
104,8
|
0,002
|
0,002
|
|
НДПИ
|
14 143 255
|
13 707 977
|
-435 279
|
96,9
|
95,05
|
95,09
|
|
ИТОГО:
|
14 879 847
|
14 415 246
|
-464 601
|
96,9
|
100,00
|
100,00
|
Таким образом, в структуре уплачиваемых налогов НГДУ «Альметьевнефть» как
в 2011г., так и в 2012г. наибольший удельный вес занимает НДПИ: 95,05% - в
2011г., 95,09% в 2012г.
Сумма НДС в 2012г. сократилась по сравнению с 2011г. на 56986 тыс.руб.,
удельный вес составил 1,6% (в 2011г. 1,96%).
Затраты на экологию выросли на 914 тыс.руб., а сумма налога на землю сократилась
на 1091 тыс.руб.
Удельный вес налога на имущество в общей сумме увеличился на 0,19 д.ед. и
составил 1,25%, увеличение суммы этого налога составило в 2012г. 22494 тыс.руб.
В связи с увеличением среднемесячной заработной платы, сумма уплачиваемых
страховых взносов выросла на 5332 тыс.руб., а удельный вес составил в 2012г.
1,47% (в 2011г. - 1,39%).
.6 Планирование на предприятии
Планирование производства и реализации продукции - это основной вопрос
производственно-хозяйственной деятельности промышленного предприятия.
Планирование - это построение плана, способа будущих действий,
определение экономического содержания и последовательных шагов, ведущих к
намеченной цели.
Прогнозирование - это процесс предвидения, построенный на вероятностном,
научно обоснованном суждении о перспективах развития объекта в будущем, его
возможном состоянии. Прогнозирование позволяет выявить альтернативные развития
планируемого процесса или объекта и обосновать выбор наиболее приемлемого
варианта. В этом смысле прогнозирование является одним из этапов перспективного
планирования.
В системе перспективного планирования в зависимости от методологии и
целей обычно различают долгосрочное планирование и стратегическое планирование.
В системе долгосрочного планирования используется метод экстраполяции,
т.е. применение результатов прошлого периода и на основе постановки
оптимистических целей распространение несколько завышенных показателей на
будущий период.
Стратегическое планирование ставит целью дать комплексное научное
обоснование проблем, с которыми может столкнуться предприятие в предстоящем
периоде, и на этой основе разработать показатели развития предприятия на
плановый период.
В основу при разработке плана кладется:
- анализ
перспектив развития предприятия, задачей которого является выяснение факторов,
влияющих на развитие соответствующих тенденций;
- анализ позиций
в конкурентной борьбе, задача которого состоит в определении того, насколько
конкурентоспособна продукция предприятия на разных рынках и что оно может
сделать для повышения результатов работы в конкретных направлениях, если будет
следовать оптимальным стратегиям во всех видах деятельности;
- выбор стратегии
на основе анализа перспектив предприятия в различных видах деятельности и
определение приоритетов по конкретным видам деятельности с точки зрения ее
эффективности и обеспеченности ресурсами;
- анализ
направлений диверсификации видов деятельности, поиск новых, более эффективных
видов деятельности и определение ожидаемых результатов.
Текущее планирование осуществляется путем детальной разработки (обычно на
один год) оперативных планов для предприятия в целом и его отдельных
подразделений в международном масштабе, в частности программ маркетинга, планов
по научным исследованиям, планов по производству, материально-техническому
снабжению. Основными звеньями текущего плана производства являются календарные
планы (месячные, квартальные, полугодовые), которые представляют собой
детальную конкретизацию целей и задач, поставленных перспективным и
среднесрочным планами. Календарные планы производства составляются на основе
сведений о наличии заказов, обеспеченности их материальными ресурсами, степени
загрузки производственных мощностей и их использовании с учетом сроков
исполнения каждого заказа. В календарных планах производства предусматриваются
расходы на реконструкцию имеющихся мощностей, замену оборудования, сооружение
новых предприятий, обучение персонала.
Оперативные планы реализуются через систему бюджетов, или финансовых
планов, которые составляются обычно на год или на более короткий срок по
каждому подразделению - центру прибыли, а затем консолидируются в единый
бюджет, или финансовый план. Бюджет формируется на основе прогноза сбыта
(главным образом, обеспеченности заказами и распределения ресурсов), что
необходимо для достижения намеченных финансовых показателей (например, таких,
как объем продаж, чистая прибыль и норма прибыли на инвестированный капитал).
При его составлении прежде всего учитываются показатели, разработанные в
перспективных или оперативных планах. Через бюджет осуществляется взаимоувязка
между перспективным, текущим и другими видами планирования.
В целом долгосрочное, текущее и оперативно-календарное планирование
взаимосвязаны и представляют собой систему планирования, которая объединяет в
комплекс весь механизм управления предприятием.
Ведущим разделом внутрифирменного плана является план производства
продукции. В нем отражаются натуральные и стоимостные показатели объема и
реализации продукции в планируемом периоде, рассчитывается производственная программа
подразделений и предприятия в целом, определяется ее трудоемкость.
Производственная программа определяет необходимый объем производства продукции
в плановом периоде, соответствующий по номенклатуре, ассортименту и качеству
требованиям плана продаж.
В этом разделе плана выполняются также расчеты производственной мощности
и уровня ее использования, показателей использования основных производственных
фондов, устанавливается потребность в оборудовании и транспорте для выполнения
производственной программы.
Показатели раздела этого плана являются базой для расчета всех
последующих разделов внутрифирменного плана.
Производственная программа отражает все особенности производства и
планирует показатель продукции - количество законченных КРС, коэффициент производительного
времени и показатели объема производства.
Основными показателями КРС является:
законченные капитальным ремонтом скважины (КРС) - считается скважина, в
которой после проведения необходимых ремонтных работ и опробирования получен
установленный дебит и которая принята промыслом для дальнейшей эксплуатации. К
законченным КРС относятся также такие, которые после капитального ремонта
используются как нагнетательные, наблюдательные или контрольные и те, у которых
установлена полная непригодность дальнейшего использования и принято решение о
ликвидации;
Ср = ((Нд - Ндп) / Нд1)-Сп , (3.35)
где Нд1 - средняя продолжительность одного капитального ремонта в
нормо-днях;
Ндп - объем работ по переходящим на планируемый год скважинам;
Сп - количество переходящих ремонтом скважин.
коэффициент производительного времени представляет собой отношение
производительного времени по капитальному ремонту ко всему календарному времени
ремонтных работ;
показатели объема производства: объем производства в КРС выражается в
бригадо-днях, в нормо-днях и в стоимостном выражении.
) Объем работ в бригадо-днях (Бд) определяется умножением количества
бригад (Б) на календарное число дней в планируемый период (tк)
Бд = Б × t календ; (3.36)
) объем работ в нормо-днях (Нд) определяется умножением объема в
бригадо-днях (Бд) на коэффициент производительного времени (Кп)
Нд = Бд × Кп (3.37)
Для всех бригад капитального ремонта скважин, исходя из количества
календарных дней в году, составляется план-график, для производства непредвиденных
и ненормируемых работ планируются «окна».
Для определения объема работ по КРС в денежном выражении составляются
индивидуальные сметы на КРС по нормам и единичным расценкам текущего года.
Единичные расценки на отдельные виды работ, материалы и т.д. определяются на
основании отчетных данных, исходя из объема работ.
В ОАО «Татнефть» составляется, план работ по КРС для каждого НГДУ на
определенный период, который направляется, в УК ООО
"Татнефть-РемСервис" где производится сопоставление заданного объема
работ с фактически выполненными работами за истекший период. В свое время ООО
"Татнефть-АльметьевскРемСервис", изучив вариант разбивки плана на
определенный период, делает выводы, достаточно ли выделено средств - согласно
показателям средней стоимости ремонта по номенклатуре.
На основании производственной программы и смет на КРС с учетом
переходящих и незавершенных скважин определяется объем работ по КРС в
стоимостном выражении.
Решение задач по формированию и реализации
производственных программ предприятия во многом зависит от того, как
организованы и работают планово-экономический отдел, отдел маркетинга. К
основным направлениям совершенствования методологии планирования относятся:
1. Расчетно-экономическое обоснование
планов.
2. Применение системы прогрессивных
экономических норм и нормативов.
3. Снижение материалоемкости и
фондоемкости.
4. Внедрение НТП и выпуск
конкурентоспособной продукции.
5. Реконструкция, модернизация,
расширение действующего производства.
Обоснование планов развития предприятий осуществляется
на основе прогрессивных норм и нормативов. Под нормой понимается максимально
допустимая величина абсолютного расхода сырья, материалов, топлива на
изготовление единицы продукции установленного качества.
Норматив - величина относительная. Она характеризует
степень использования орудий труда, предметов труда, их расходования на единицу
площади, веса, объема и т.д. Назначение отдельных групп норм и нормативов
различны. В основу их разработки положен расчетно-аналитический метод, когда при
их определении привлекаются службы предприятий, которые предполагают внедрение
в будущем году ОТМ, ГТМ, предложения по рационализации и изобретательству,
перенос передового опыта с родственных предприятий.
Производственная программа НГДУ включает показатели объема продукции в
виде добычи нефти и газа и валовой и товарной продукции. Особенность
нефтедобычи заключается в том, что она дает только готовую продукцию - нефть и
газ. Незавершенное производство и полуфабрикаты в добыче нефти отсутствуют.
Товарная добыча нефти и газа планируется и учитывается в тоннах и
представляет собой валовую добычу нефти минус расход продукции на собственные
производственные нужды промыслов и других промышленных цехов, то есть так
называемый нетоварный расход нефти и газа.
Анализ таблицы 3.22 показывает, что в НГДУ «Альметьевнефть» в 2012г. были
достигнуты почти все запланированные технико-экономические и финансовые
показатели. Так, при росте всех производственных показателей предприятию
удалось не только снизить нормы расхода материальных и энергетических ресурсов,
но и оптимизировать финансовые затраты.
Таблица 3.22 Выполнение плана технико-экономических и финансовых
показателей НГДУ «Альметьевнефть» за 2012г.
|
Производственные показатели
|
Ед.изм.
|
2012 год
|
Отклонение
|
|
|
план
|
факт
|
+/-
|
%
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Производственные показатели
|
|
|
|
|
|
|
План добычи нефти по НГДУ
|
тыс.т.
|
4 035,00
|
4 035,00
|
0,00
|
100,00
|
|
Выработка и поставка ШФЛУ
|
тыс.т.
|
81,60
|
82,95
|
1,35
|
101,65
|
|
Объём сдачи своей нефти в
АК "Транснефть", всего
|
тыс.т.
|
3 850,33
|
3 947,39
|
97,06
|
102,52
|
|
Ввод новых добывающих
скважин
|
скв.
|
34
|
36
|
2,00
|
105,88
|
|
Ввод новых нагнетательных
скважин
|
скв.
|
19
|
20
|
1,00
|
105,26
|
|
Добыча нефти из новых
скважин
|
тыс.т.
|
49,391
|
73,807
|
24,42
|
149,43
|
|
Добыча из скважин,
введенных из бездействия
|
тыс.т.
|
8,200
|
32,276
|
24,08
|
393,61
|
|
Дополнительная добыча за
счёт МУН
|
тыс.т.
|
780,000
|
926,755
|
146,76
|
118,81
|
|
Дополнительная добыча нефти
за счет ГРП
|
тыс.т.
|
304,960
|
408,236
|
103,28
|
133,87
|
|
Дополнительная добыча нефти
за счет КРС
|
тыс.т.
|
12,113
|
22,077
|
9,96
|
182,26
|
|
Количество скважино-обработок
по МУН пластов
|
скв.
|
150
|
150
|
0,00
|
100,00
|
|
Дополнительная добыча из
вновь отремонтир. скважин с боковыми и боковыми горизонт. ответвлениями
|
тыс.т.
|
92,50
|
107,24
|
14,74
|
115,93
|
|
Задание по капитальному
ремонту скважин (для НГДУ):
|
|
|
|
|
|
|
- количество скважин
|
шт.
|
547
|
562
|
15,00
|
102,74
|
|
Количество операций ГРП
|
шт.
|
136
|
146
|
10,00
|
107,35
|
|
Нормы и нормативы
|
|
|
|
|
|
|
Норма расхода
деэмульгаторов
|
г/тн
|
74,6
|
71,2
|
-3,37
|
95,48
|
|
Норма расхода ингибиторов
коррозии
|
г/тн
|
236,4
|
229,2
|
-7,21
|
96,95
|
|
Удельная норма расхода
электроэнергии:
|
|
|
|
|
|
|
- на добычу 1 т нефти
|
кВт.ч/т
|
109,3
|
106,2
|
-3,10
|
97,16
|
|
Прочее производственное
потребление
|
тыс.кВт.ч.
|
4 400
|
4 163
|
-237,00
|
94,61
|
|
Удельная норма расхода
теплоэнергии:
|
|
|
|
|
|
|
- на добычу 1 тн нефти
|
Мкал/т
|
4,8
|
2,7
|
-2,10
|
56,25
|
|
- на обогрев здания
|
Мкал/т.м3.сут.град
|
9,7
|
9,5
|
-0,20
|
97,94
|
|
Удельная норма расхода
котельно-печного топлива:
|
|
|
|
|
|
|
- на подготовку нефти
|
кг.у.т./т
|
5,5
|
4,3
|
-1,20
|
78,18
|
|
Предельный уровень
эксплуатационных затрат на 1 т нефти
|
руб.
|
2 125,60
|
2 332,70
|
207,10
|
109,74
|
|
Норматив нормируемых
оборотных средств
|
тыс.руб.
|
216 647
|
215 012
|
-1 635
|
99,25
|
|
Нормативный коэффициент
дебиторской задолженности
|
|
0,07
|
0,00
|
-0,07
|
5,71
|
|
Коэффициент норматива ФЗП к
товарной продукции
|
%
|
1,6
|
1,6
|
0,00
|
100,00
|
|
Лимит численности
|
чел.
|
2 050
|
1 986
|
-63,50
|
96,90
|
|
в т.ч.по РСС
|
чел.
|
464
|
456
|
-8,00
|
98,28
|
|
Финансовые показатели
|
|
|
|
|
|
|
Объём инвестиций
|
тыс.руб.
|
3 845 576
|
3 828 126
|
-17 450
|
99,55
|
|
1. Производственное
строительство:
|
|
2 590 034
|
2 573 514
|
-16 520
|
99,36
|
|
- бурение - всего
|
|
1 814 362
|
1 801 144
|
-13 218
|
99,27
|
|
- капитальное
строительство;
|
|
605 687
|
603 016
|
-2 671
|
99,56
|
|
- оборудование, не входящее
в сметы строек.
|
|
160 116
|
159 497
|
-619,00
|
99,61
|
|
- земельные участки
|
|
9 868
|
9 857
|
-11,00
|
99,89
|
|
2. Непроизводственное
строительство
|
|
1 250 960
|
1 250 030
|
-930,40
|
99,93
|
|
- капитальное
строительство;
|
|
1 229 004
|
1 229 001
|
-3,00
|
100,00
|
|
- оборудование, не входящее
в сметы строек.
|
|
21 956
|
21 029
|
-927,40
|
95,78
|
|
- выкуп имущества
|
|
57 731
|
0
|
100,00
|
|
3. НМА (без учета износа
НМА)
|
|
4 582
|
4 582
|
0
|
100,00
|
|
Источники инвестиций
|
тыс.руб.
|
3 903 307
|
3 885 857
|
-17 450
|
99,55
|
|
- износ
|
|
1 484 832
|
1 484 024
|
-808
|
99,95
|
|
- прибыль
|
|
2 413 893
|
2 397 251
|
-16 642
|
99,31
|
|
- износ НМА
|
|
4 582
|
4 582
|
0
|
100,00
|
|
Результат от прочей
деятельности
|
тыс.руб.
|
-325 172
|
-271 837
|
53 335
|
83,60
|
|
Лимит текущих расходов из
прибыли
|
тыс.руб.
|
350 804
|
350 166
|
-638,00
|
99,82
|
План добычи нефти в 2012г. выполнен на 100% (табл. 3.24). Кроме того, по
сравнению с запланированными показателями дополнительная добыча нефти оказалась
больше:
из новых скважин - на 24,4 тыс. т (49,4%);
за счет скважин, выведенных из бездействия - на 24 тыс. т (294%);
за счет применения МУН - на 146,8 тыс. т (19%);
за счет применения ГРП - на 103,3 тыс. т (34%);
за счет КРС - на 10 тыс. т (82%).
Нормы расхода деэмульгатора меньше запланированных на 3,4 г/т,
ингибиторов коррозии на 7,2 г/т, удельная норма расхода электроэнергии
составила 97,2% к плану на каждую добытую тонну нефти, удельная норма расхода
теплоэнергии в среднем 56,2% к плану.
Помимо прочего были сэкономлены средства на производственное и непроизводственное
строительство, в результате чего фактические расходы из прибыли удалось
уменьшить на 638 тыс. руб.
РАЗДЕЛ 4
.1 Оценка инвестиционных проектов и их отбор для
финансирования
.1.1 Организация и финансирование инновационной
и инвестиционной деятельности
Инвестиционная деятельность - это деятельность,
связанная с вложением средств в объекты инвестирования с целью получения дохода
(эффекта).
НГДУ «Альметьевнефть» в своей деятельности в области инвестиций
руководствуется стандартом о порядке формирования, исполнения и мониторинга
инвестиционной программы ОАО «Татнефть» по направлениям деятельности
(СКУ2-01-025-54-2007), утвержденным генеральным директором Компании Ш.Ф.
Тахаутдиновым.
Инвестиционная программа НГДУ включает:
инвестиции в производственную деятельность - бурение, модернизация
скважин (зарезка БС и БГС), капитальное строительство, приобретение
оборудования не входящего в сметы строек (далее ОНВСС), геолого-технические
мероприятия (КРС, МУН, зарезка БС и БГС, ГРП, внедрение ОРЭ и ОРЗ, ликвидация и
переликвидация скважин);
инвестиции в непроизводственную деятельность - капитальное строительство,
приобретение ОНВСС.
Источниками финансирования инвестиционной программы являются:
производственная деятельность - износ, прибыль, себестоимость, износ НМА
непроизводственная деятельность - прибыль
Эффективность системы управления инвестиционной
деятельностью в Компании Татнефть обеспечивается Инвестиционным комитетом.
Здесь рассматриваются все инвестиционные проекты Компании. Деятельность Комитета
возглавляется генеральным директором ОАО «Татнефть».
Инвестиционным комитетом введен стандарт процедуры
рассмотрения, экспертизы, системы оценки рисков и принятия решений по
инвестиционным проектам. Начиная с 2007 года, по каждому проекту
разрабатывается паспорт, содержащий основные инвестиционные характеристики и
показатели, а также карта рисков, отражающая оценку геологических,
производственных, финансово-экономических, правовых и земельно-имущественных
рисков Компании. По результатам решения Инвестиционного комитета назначается
руководитель, ответственный за эффективное исполнение проекта и достижение
заявленных показателей.
Общая организация и координация деятельности
Инвестиционного комитета обеспечивается Управлением инвестиций.
В изданных ОАО «Татнефть» «Методических рекомендациях по оценке
эффективности инвестиционных проектов» заложены принципы, сложившиеся в мировой
практике по оценке эффективности инвестиционных проектов адаптированных для
условий перехода к рыночной экономике.
Главные их них:
) моделирование потоков продукции, ресурсов и денежных средств;
) учетов результатов финансового состояния предприятия, претендующего на
реализацию проекта;
) определение эффекта по средствам сопоставления предстоящих результатов
и затрат на достижение требуемой нормы дохода на капитал;
) приведение предстоящих разновременных расходов и доходов к условиям их
соизмеримости по экономической ценности в начальном периоде;
) учет влияния инфляции и задержки платежей, влияющих на ценность
используемых денежных средств;
) учет неопределенности и рисков, связанных с осуществлением проекта.
Данные методические рекомендации требуют проведения экспертизы,
внедряемых инвестиционных проектов, как на уровне предприятия, так и отрасли.
Группировки критериев выбора проектов в следующие категории:
- критерии экономической значимости проектов, которые определяют
глобальный эффект от реализации проекта и измеряются ростом производительности
труда и суммарной величиной получаемых годовых доходов (приростом годовой
прибыли предприятия или чистой продукции, создаваемых в сфере реализации
проекта).
- критерии, определяющие объем капиталовложений;
критерии эффективности (рентабельности) капиталовложений определяются
величиной дохода на единицу капиталовложений;
критерии, относящиеся к уровню обеспеченности
материально-производственными, трудовыми и финансовыми ресурсами;
критерии, учитывающие фактор времени (сроки достижения проектной
мощности);
внешние экономические критерии.
Кроме того, в ОАО «Татнефть» ежегодно разрабатываются условия
формирования инвестиционной программы (табл. 4.1).
Таблица 4.1 Инвестиционные условия по предельно-минимальному индексу
доходности проектов на 2011-2012гг.
|
№ п/п
|
Направление деятельности
|
2011 г., д.ед.
|
2012г., д.ед.
|
Отклонение, +/-
|
|
1. 1
|
Бурение новых скважин (50%
по конкурсу)
|
1,248
|
1,217
|
-0,031
|
|
2. 2
|
Зарезка БС и БГС (50% по
конкурсу)
|
1,377
|
1,297
|
-0,08
|
|
3. 5
|
МУН
|
1,363
|
1,327
|
-0,036
|
|
4. 7
|
КРС
|
1,591
|
1,451
|
-0,14
|
|
5. 8
|
Ввод добывающих скважин из
других категорий
|
1,489
|
1,410
|
-0,079
|
|
6. 9
|
Ввод нагнетательных скважин
из других категорий
|
1,458
|
1,375
|
-0,083
|
|
7.
|
ГРП
|
1,465
|
1,415
|
-0,05
|
ОАО «Татнефть» в полной мере осознает свою ответственность перед
обществом и реализует долгосрочные целевые программы, основанные на приоритетах
государственной социальной политики. Реализация принципов социальной
ответственности является составной частью миссии Компании и осуществляется на
основе социальных программ, направленных на поддержку благоустройств городов,
здравоохранения, образования, развитие культуры, спорта и здорового образа
жизни. Важнейшей составляющей корпоративной социальной политики является
благотворительность. Компания поддерживает три благотворительных фонда:
«Рухият», «Милосердие» и «Одаренные дети». Социальная политика Компании
является единой для всех структурных подразделений и предприятий Группы
«Татнефть» и интегрирована во все процессы финансово-хозяйственной
деятельности.
Таким образом, прибыль, полученная при реализации инвестиционных проектов
в НГДУ «Альметьевнефть» также может быть направлена на осуществление социальных
программ, благотворительность.
В течении 2012 года работа НГДУ в области охраны природы была направлена
на дальнейшее улучшение экологической обстановки на территории деятельности
управления по охране и предотвращению загрязнения поверхностных и подземных
вод, атмосферного воздуха, земель на основе выполнения комплексных мероприятий,
разрабатываемых в соответствии с нормативными документами и по «Экологической
программе ОАО Татнефть до 2015 года».
В течение истекшего года контролировались состояние родников, ручьев и
протекающих рек по территории НГДУ. Содержание хлоридов в реках ниже ПДК. В
весенний паводковый период не допущено попадание нефтепродуктов в реки и ручьи.
Благодаря принятым мерам, по реконструкции системы ППД, дальнейшего
сокращения добычи попутных пластовых вод, уменьшения утечек сточных вод при
ремонтах скважин, проведения изоляции земляных амбаров при бурении скважин и
усилении работ по борьбе с коррозией нефтепромыслового оборудования позволило
снижать хлориды в засолоненных ручьях и родниках.
В 2012г. согласно программе по оздоровлению загрязнённых родников было
исследовано 99 нагнетательных и 12 добывающих скважин. Контролем качества воды
охвачено 45 открытых водоёмов и 150 родников. На реке Степной Зай в 2012 г. концентрация
хлоридов на входе и выходе составила около 275 мг/л. Проведено 2198 анализов
воды с подземных и открытых водоёмов на содержание хлорид - ионов.
Состояние уровня содержания хлоридов и нефтепродуктов в подземных и
поверхностных водоисточниках на территории деятельности НГДУ стабильно.
Проведена реконструкция родника в д. Новоспасск «Серебрянный», д. Ямаши
родник «Святой ключ» и «Цыганская головка», д. Васильевка «У ДНС 12», д.
Миннибаево «Тэгермен шарлавыгы». Так же по просьбам жителей обустроен новый
родник д. Алькино «Анисимов» родник и г. Альметьевске «Эрэме Чишмэсэ».
Соглаcно план-графика производственного
контроля в течении 2012 года лабораторией ЦНИПР управления ТНГП (соглашение №
0020/16-3 от 8.12.2011г.) осуществлялся ежемесячный контроль за состоянием
атмосферного воздуха в 9 населённых пунктах: в г.Альметьевск, д.Миннибаево,
д.Тихоновка, д.Старое Суркино, д.Н.Мактама, д.Кульшарипово, д.Бухарай,
д.Васильевка, д.В.Акташ, д.Калейкино. Проведено 740 анализов. Превышения ПДК по
исследуемым веществам не выявлено.
В 2012г. проведены производственные лабораторные исследования
атмосферного воздуха на границе СЗЗ нефтепромысловых объектов НГДУ
«Альметьевнефть». Лабораторией ЦНИПР управления ТНГП проведено 529 анализов.
Превышения ПДК на границе СЗЗ не выявлено.
За 2012 год участком рекультивации УПО рекультивировано и сдано
землепользователям нарушенных земель на площади 29,502 га, при этом внесено 100
тонн фосфогипса, а также 1800 л жидких удобрений.
Разработаны и выполнены мероприятия по гербицидной обработке обочин
внутрипромысловых дорог протяженностью 508 км от сорной растительности,
использовано 3000 л гербицидов.
Специализированной бригадой УПО НГДУ «Альметьевнефть» при плане 12
тыс.шт. посажено 12303 дерева.
Вдоль щебёночных дорог высажена посадка саженцев 4,58 км. Произведена
допосадка 33200 саженцев на существующих лесополосах.
Всего с объектов нефтедобычи на Карабашскую установку вывезено 7955,21
тонн нефтешлама, в том числе с объектов подготовки нефти - 2963,18т.
В 2012г. НГДУ «Альметьевнефть» приняло участие в конкурсе ОАО «Татнефть»
«За поддержание эстетического состояния обустроенных родников и улучшения
качества воды» где заняло 1 место.
Представителями компании Бюро Веритас Сертификейшин (BVQI) в августе 2012 года проведен
ресертификационный аудит интегрированной системы экологического менеджмента и
менеджмента профессионального здоровья и безопасности на соответствие
требованиям международных стандартов ISO 14001:2004 и OHSAS 18001:2007.
Получено соответствующее подтверждение.
.1.2 Оценка эффективности инвестиционных
проектов
Оценка эффективности инвестиционного проекта проводится в два этапа. На
первом этапе рассчитываются показатели эффективности проекта в целом. Так, для
локальных проектов оценивается только их коммерческая эффективность, для
общественно значимых - их общественная эффективность, а затем и коммерческая.
При неудовлетворительной общественной эффективности проект не рекомендуется к
реализации.
Второй этап оценки эффективности инвестиционного проекта осуществляется
после выбора схемы финансирования. На этом этапе уточняется состав участников,
выявляются финансовая реализуемость и эффективность участия в проекте для
каждого из них (эффективность участия в проекте отдельных предприятий,
акционеров, бюджета, региональная отраслевая эффективность).
Экономическая эффективность инвестиционных проектов характеризуется
системой экономических показателей, отражающих соотношение связанных с проектом
затрат и результатов, позволяющих судить об экономической привлекательности
проекта для его участников, об экономических преимуществах одних проектов над
другими.
Сравнение различных инвестиционных проектов и выбор лучшего из них
рекомендуется производить с использованием различных показателей, к которым
относятся:
чистый дисконтированный доход (ЧДД), или интегральный доход, или в
зарубежной литературе считается NPV;
индекс доходности (ИД);
внутренняя норма доходности (ВНД);
срок окупаемости.
Важнейшим показателем эффективности инвестиционного
проекта является чистый дисконтированный доход - накопленный дисконтированный
эффект за расчетный период.
ЧДД рассчитывается по следующей формуле:
(4.1)
где
- годовой поток денежных средств;
-
коэффициент дисконтирования на m-м шаге.
Дисконтирование
затрат - метод определения исходных (начальных) сумм затрат на основе конечных
сумм посредством использования коэффициента дисконта для соответствующих норм
процента (простого или сложного) и периода дисконтирования (в годах).
Достоверное определение величины показателя дисконтирования (или, как
иногда ее называют, ставка дисконта, альтернативных издержек или требуемой
нормы доходности) имеет принципиально важное значение при вычислении текущей
стоимости будущих денежных потоков. Эту процедуру необходимо выполнять при
оценке инвестиционных проектов, стоимости действующего или проектируемого бизнеса,
некоторых видов финансовых активов, а также при проведении ряда финансовых
операций. При этом корректность определения показателя (ставки) дисконтирования
настолько важна, что от ее выбора зависит конечная величина текущей стоимости
денежного потока. Это, в свою очередь, является ценой осуществляемой сделки.
Ставка дисконта - это обычно ежегодная ставка, отражающая уровень
доходности, которая может быть получена в настоящий момент от использования
аналогичных инвестиций.
Отрицательное значение ЧДД показывает, что проект не
обеспечит получения нормативной (стандартной) нормы прибыли и, следовательно,
приведет к потенциальным убыткам.
Индекс доходности дисконтированных инвестиций (другие
названия -ИДД, рентабельность инвестиций, Profitability Index, PI) -
отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной
деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного
потока от инвестиционной деятельности. Или отношение дисконтированных притоков
к дисконтированным оттокам:
ИДД = ДП/ДО(4.2)
где ДП - денежный приток за определенный период времени,
ДО - денежный отток определенный период времени.
Индексы доходности дисконтированных инвестиций превышают 1, если для
этого потока ЧДД положителен.
Чем выше индекс доходности дисконтированных инвестиций, тем лучше проект.
Если ИДД равен 1,0, то проект едва обеспечивает получение минимальной
нормативной прибыли. При ИДД меньше 1,0 проект не обеспечивает получение
минимальной нормативной прибыли. ИДД, равный 1,0 выражает нулевую чистую
текущую стоимость.
Сроком окупаемости с учетом дисконтирования называется продолжительность
периода от начального момента до «момента окупаемости с учетом
дисконтирования». Моментом окупаемости с учетом дисконтирования называется тот
наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий
чистый дисконтированный доход ЧДД становится и в дальнейшем остается
неотрицательным.
Срок окупаемости tок определяется по формуле:
(4.3)
где
tок - период возврата инвестиционных средств, годы.
Проект
принимается, если рассчитанный срок окупаемости не превышает срок жизни
проекта.
Далее
рассмотрим примеры расчетов эффективности мероприятий по капитальному ремонту
скважин с целью увеличения нефтеизвлечения.
4.1.3 Расчет экономической эффективности
внедрения МУН пластов на основе КСМД (кислотный состав медленного действия)
Закачка в пласты соляной кислоты и глинокислоты по традиционным
технологиям, не отвечает современным требованиям в осложненных условиях
завершающего периода разработки месторождений. Необходимо учитывать целый ряд
новых критериев как по физико-химическим свойствам самих кислотных составов,
так и технологическим параметрам самого процесса обработки пластов, тем более,
что появился фонд принципиально новых по конструкции скважин с горизонтальными
стволами, боковыми ответвлениями, радиальными стволами, многозабойной
конструкции. Причем «старый» фонд скважин (с традиционной конструкцией вертикальной
и наклонно-направленной проводки ствола) после многочисленных традиционных ОПЗ
требует разработки и применения новых технологий с регулированием глубины
физико-химического воздействия, с селективным отклонением в расчетные интервалы
пластов по толщине, исключением целого ряда побочных негативных процессов
(коррозия оборудования, вторичное высаживание в пласте кольматантов,
образования эмульсий, гелевых осадков); с учетом наличия в пласте и
предварительным удалением высокомолекулярных смолоасфальтеновых отложений;
полным выносом продуктов реакций в период освоения и др. факторов.
Немаловажным требованием становится снижение затрат при проведении ОПЗ.
В результате проведенных научно-исследовательских
работ разработан универсальный, многоцелевой кислотный состав с улучшенными
технологическими свойствами за счет увеличения диапазона регулирования скорости
реакции и динамической вязкости, полного предотвращения выпадения
кольматирующих гелеобразных осадков, ингибирования процесса эмульсияобразования
и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения. Это новые
кислотные стимулирующие композиции («КСК»), разработанные специалистами ОАО
«Татнефть» и приготовленные на установках управления «Нефтехимсервис». По своим
физико-химическим свойствам композиции «КСК» превосходят аналоги (СНПХ-9010,
9030, и т.п.) и поэтому они рекомендованы к ОПР для последующей замены
технологий сторонних организаций и фирм.
Состав «КСК» предназначен для интенсификации добычи нефти из скважин,
эксплуатирующих карбонатные коллектора порового, трещиноватого, кавернозного
типа и их разнообразные сочетания, а также и терригенные пласты, путем
кислотной стимуляции и увеличения проницаемости призабойной зоны и удаленных
интервалов пластов-коллекторов.
Состав «КСК», обладая широким спектром технологических
и физико-химических свойств, может применяться во всех известных
технологических операциях по кислотной стимуляции продуктивности скважин и
пластов. В зависимости от целевого предназначения и предполагаемого вида
воздействия на пласт можно гибко подбирать наиболее эффективные рецептуры
«КСК». Это будет обеспечивать более высокую технико-экономическую эффективность
применения кислотных составов для увеличения производительности нефтедобывающих
скважин, эксплуатирующихся в самых разнообразных геолого-физических условиях
месторождений и залежей как в карбонатных коллекторах, так и терригенных
отложениях.
Синтезированный состав «КСК» представляет собой
комплекс новых рецептур, содержащих минеральные и органические кислоты, ПАВ, спирты,
полимеры, замедлители реакций.
КСМД (кислотный состав медленного действия) - основа технологии
управляемой направленно-глубокой обработки карбонатного коллектора. Технология
предполагает последовательную закачку нефтекислотной эмульсии, чистой соляной
кислоты и оторочки КСМД.
Механизм действия КСМД основан на эффекте замедления скорости реакции
соляной кислоты в 30-100 раз по сравнению с чистой кислотой. За счет этого
эффекта достигается транспортирование кислоты по трещинам в глубь пласта, что
позволяет повышать охват пласта воздействием и увеличивать область дренирования
скважины.
КСМД может эффективно применяться в процессе кислотного ГРП, ОПЗ
горизонтальных скважин.
Технология повышения нефтеотдачи пластов с использованием КСМД
(кислотного состава медленного действия) в 2012 году была реализована на 4-х
скважинах.
Исходные данные для расчета экономической эффективности данного
мероприятия представлены в табл. 4.2.
Таблица 4.2 Исходные данные для расчета экономической эффективности
внедрения МУН пластов на основе КСМД (кислотный состав медленного действия)
|
№ п/п
|
Показатели
|
Ед.изм.
|
Значение
|
|
1
|
Количество скважин
|
шт.
|
4
|
|
2
|
Затраты на внедрение
|
тыс. руб.
|
2 419,6
|
|
3
|
Суммарный дебит скважин
|
т/сут.
|
9,60
|
|
4
|
Переменные затраты на
извлечение нефти
|
руб./т
|
143,3
|
|
5
|
Ставка НДПИ
|
руб./т
|
3397,3
|
|
6
|
Цена реализации 1т нефти
без НДС
|
руб./т
|
10170,6
|
|
7
|
Норма дисконтирования
|
%
|
10,0
|
|
8
|
Налог на прибыль
|
%
|
20,0
|
|
9
|
Коэффициент эксплуатации,
КЭ
|
д.ед.
|
0,918
|
|
10
|
Коэффициент падения добычи,
КПД
|
д.ед.
|
0,950
|
Экономический эффект от применения новой технологии формируется за счет
экономии эксплуатационных затрат на проведение поинтервальной опрессовки, а
также за счет экономии затрат на спуск-подъем извлекаемого конуса и
рассчитывается согласно основных положений РД 39-01/06-0001-89 «Методические
рекомендации по комплексной оценке мероприятий, направленных на ускорение
научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:
ЭТ = РТ - ЗТ,(4.4)
где ЭТ - экономический эффект от осуществления мероприятия;
РТ - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия;
ЗТ - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия.
Базой для экономических расчетов служат в первую очередь технологические
показатели с учетом динамики их изменения за анализируемый период: годовая
добыча нефти, годовая добыча жидкости, годовая добыча попутного газа, годовая
закачка воды в пласт.
Переменные расходы на извлечение нефти (без налога на добычу полезных
ископаемых) равны 143,3 руб. на 1 тонну, постоянные в течение всего расчетного
периода.
Налог на прибыль в настоящее время составляет 20% от балансовой прибыли,
остающейся от выручки после компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех
налогов.
Норма дисконта на 2012-2013гг. в НГДУ «Альметьевнефть» составляет 10%. Расчет
показателей экономической эффективности производится в неизменных ценах. Оценка
экономической эффективности вариантов проекта в целом рассчитывается на основе
определения денежных потоков от операционной деятельности и инвестиционной
деятельности.
На предприятии планируемый срок эффекта от проведения мероприятий по
увеличению нефтеотдачи пластов составляет 12 мес. Расчетный период разбивается
на шаги (1,2,3, …). Время в расчетном периоде измеряется в месяцах, то есть
один шаг равен одному месяцу.
Расчеты всех предлагаемых мероприятий проводились по следующим шагам:
) Сначала мы находим прирост добычи нефти за год:
мес = qдоп.(ср) × nскв. × tр × Кэ × Кпд , (4.5)
где qдоп.(ср) - среднесуточный
дополнительный дебит;
nскв.
- количество скважин;
tр -
календарное время работы скважины;
Кэ - коэффициент эксплуатации;
Кпд - коэффициент падения добычи нефти.
) Выручка без НДС:
В = Qмес. × Цреал. (4.6)
) Производственные затраты (З) складываются из переменных расходов,
налога на добычу полезных ископаемых и затрат на проведение мероприятия.
) Расчет налога на прибыль:
Нп = (В - З) × 20%. (4.7)
) Для нахождения ЧДД необходимо произвести следующий расчет:
Дисконтированное сальдо = (В - З - Нп) × αm. (4.8)
Накопленное дисконтированное сальдо и будет равно ЧДД.
) Для нахождения индекса доходности дисконтированных затрат, сначала
определяем дисконтированные притоки и дисконтированные оттоки за весь срок
эффекта, затем находим отношение дисконтированных притоков к абсолютному
значению дисконтированных оттоков.
) Дисконтированный срок окупаемости, это тот момент, когда ЧДД становится
положительным числом.
Расчет произведен на основании исходных данных НГДУ «Альметьевнефть» в
ценах 2012 года.
Расчет экономической эффективности от внедрения МУН пластов на основе
КСМД представлен в ПРИЛОЖЕНИИ 3, результаты расчетов сведены в таблицу 4.3.
Таблица 4.3 Результаты расчета экономической эффективности внедрения МУН
пластов на основе КСМД
|
Объем инвестиций тыс. руб.
|
Добыча нефти на срок
эффекта, т
|
ЧДД, тыс. руб.
|
ИД, д.ед.
|
ИДД, д.ед.
|
ДСО, мес.
|
|
2419,6
|
2430
|
9964
|
1,735
|
1,723
|
1,8
|
Среднесуточный дебит скважин, на которых планируется проведение данного
мероприятия увеличится в среднем на 2,4 т/сут., что позволит предприятию за
первый месяц применения технологии получить дополнительно 264 т нефти, а по
окончании первого года реализации мероприятия дополнительная добыча нефти
составит 2430 т.
Сумма выручки от реализации добытой нефти в первый год действия
технологии составит 24719 тыс.руб.
Сумма прибыли после налогообложения и за вычетом всех расходов на
проведение мероприятия составит 12891 тыс.руб.
При начальном вложении инвестиций в размере 2419,6 тыс.руб. технология
окупит себя уже через 1,8 месяца, и по окончании срока реализации мероприятия
принесет предприятию дополнительную прибыль в виде чистого дисконтированного
дохода в размере 9964 тыс.руб.
Рис. 4.1 Динамика ЧДД по мероприятию внедрения МУН пластов на основе КСМД
Индекс доходности по проекту составляет 1,735 д.ед., а индекс доходности
дисконтированных затрат 1,723 д.ед.
Таким образом, показатели оценки экономической эффективности
инвестиционных проектов соответствуют норме: ЧДД>0, ИДД >1, а индекс
доходности даже выше предельно-минимального индекса доходности проектов,
утвержденного ОАО «Татнефть». Это свидетельствует о том, что внедрение данного
мероприятия эффективно и может принести предприятию дополнительную прибыль.
4.1.4 Расчет экономической эффективности
внедрения МУН пластов на основе ПАКС (поверхностно-активный кислотный состав)
Для некоторых пород с преобладанием поровой матрицы (и технологических
операций по стимуляции) требуется практически небольшое замедление скорости
реакции, этому требованию отвечает рецептура ПАКС, содержащая кубовые остатки
бутиловых спиртов или изопропиловый спирт 3-5% об., неонол АФ9-12 или МЛ-81,
или МЛ-81Б, или ФЛЭК-ДГ-002 0,5-2 % об., уксусная кислота 80%-ой концентрации
3-5 % об., деэмульгатор водорастворимый 2-4 % об., водный раствор соляной
кислоты 20-24 %-ой концентрации 84-91,5 % об. За счет включения в рецептуру
вышеприведенных компонентов при определенных найденных соотношениях
регулируются скорость реакции, вязкость, межфазное натяжение, при этом,
замедляя скорость реакции от двух до шести раз (по сравнению с чистой соляной
кислотой), увеличивая динамическую вязкость в 2-4 раза (по сравнению с чистой
соляной кислотой), снижая поверхностное натяжение в два-три раза (по сравнению
с составами, применяемыми в ОАО «Татнефть»).
ПАКС (поверхностно-активный кислотный состав) - основа технологии
кислотной обработки порово-трещиноватых карбонатных коллекторов. Технология
предполагает закачку в пласт при больших скоростях оторочки ПАКС и ее продавку
в глубь пласта.
Механизм действия ПАКС основан на усилении кислотного воздействия за счет
снижения поверхностного натяжения на границе фаз, изменения смачиваемости
поверхности породы, увеличения глубины проникновения обрабатывающего состава,
снижения скорости реакции, более полного удаления продуктов реакции из пласта
при освоении.
ПАКС может применяться в процессе первичной кислотной обработки при
освоении пробуренной скважины, для обработки пласта под давлением, в технологии
кавернонакопителей и других способах СКО.
С целью увеличения добычи нефти технология с применением ПАКС была
внедрена в 2012 г. на 3 скважинах.
Исходные данные для расчета экономической эффективности применения
технологии представлены в табл. 4.4.
Таблица 4.4 Исходные данные для расчета экономической эффективности
внедрения МУН пластов на основе ПАКС
|
№ п/п
|
Показатели
|
Ед.изм.
|
Значение
|
|
1
|
Количество скважин
|
шт.
|
3
|
|
2
|
Затраты на внедрение
|
тыс. руб.
|
1 949,1
|
|
3
|
Суммарный дебит скважин
|
т/сут.
|
5,70
|
|
4
|
Переменные затраты на
извлечение нефти
|
руб./т
|
143,3
|
|
5
|
Ставка НДПИ
|
руб./т
|
3397,3
|
|
6
|
Цена реализации 1т нефти
без НДС
|
руб./т
|
10170,6
|
|
7
|
Норма дисконтирования
|
%
|
10,0
|
|
8
|
Налог на прибыль
|
%
|
20,0
|
|
9
|
Коэффициент эксплуатации,
КЭ
|
д.ед.
|
0,918
|
|
10
|
Коэффициент падения добычи,
КПД
|
д.ед.
|
0,950
|
Расчеты производились по формулам, приведенным в п.4.1.2, 4.1.3 раздела и
представлены в ПРИЛОЖЕНИИ 4, результаты расчетов сведены в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 Результаты расчета экономической эффективности внедрения МУН
пластов на основе ПАКС
|
Объем инвестиций тыс. руб.
|
Добыча нефти на срок
эффекта, т
|
ЧДД, тыс. руб.
|
ИД, д.ед.
|
ИДД, д.ед.
|
ДСО, мес.
|
|
1949,1
|
1443
|
5403
|
1,636
|
1,621
|
2,4
|
Таким образом, при общем объеме инвестиций 1949 тыс.руб. для внедрения
технологии по увеличению нефтеотдачи пластов на основе ПАКС на трех скважинах,
НГДУ «Альметьевнефть» уже в первый месяц реализации проекта получит 157 т
дополнительной нефти (ПРИЛОЖЕНИЕ 4). Уже через 2,4 месяца проект окупает себя
полностью, и в последующие месяцы будет приносить прибыль.
Рис. 4.2 Динамика ЧДД по мероприятию увеличения нефтеотдачи пластов на основе ПАКС
На весь срок расчета эффективности проекта, т.е. через год, предприятие
получит дополнительно 1443 т нефти, а также чистый дисконтированный доход в
сумме 5403 тыс.руб.
Сумма выручки от реализации добытой нефти в первый год действия
технологии составит 14677 тыс.руб.
Сумма прибыли после налогообложения и за вычетом всех расходов на
проведение мероприятия составит 7654 тыс.руб.
Индекс доходности больше нуля и равен 1,636 д.ед., что также является
показателем доходности и эффективности данного проекта, и даже превышает предельно-минимальные
условия отбора инвестиционных проектов, установленные ОАО «Татнефть».
Следовательно, по всем критериям данный инвестиционный проект можно
считать эффективным.
4.1.5 Расчет экономической эффективности
внедрения МУН пластов на основе ГКК (глинокислотная композиция)
Рецептура ГКК, содержащая кубовые остатки бутиловых спиртов или
изопропиловый спирт 3-5% об., уксусную кислоту 80%-ой концентрации 3-5 % об.,
деэмульгатор водорастворимый 2-4 % об., водный раствор фтористоводородной
кислоты 70%-ой концентрации 6-10 % об., водный раствор соляной кислоты
20-24%-ой концентрации 76-86 % об., обеспечивает обработку терригенных
песчаников, что значительно расширяет область использования состава.
Механизм действия закачиваемых кислотных композиций основан на усилении
кислотного воздействия на минеральную основу терригенного коллектора с
предупреждением выпадения силикатно-железистых гелей, регулированием
смачиваемости обрабатываемой поверхности и более полным выносом продуктов
реакции.
ГКК может применяться для глинокислотных обработок на любой стадии
освоения и интенсификации притока скважин. Глинокислотная композиция образуется
при добавлении небольших объемов плавиковой кислоты в раствор соляной.
Таким образом, промышленное централизованное внедрение новых технологий
кислотной стимуляции скважин позволяет получить существенный
народно-хозяйственный эффект за счет дополнительной добычи нефти, сокращения
затрат на закупку химреагентов сторонних организаций и фирм.
Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения МУН
пластов на основе ГКК (глинокислотная композиция) представлены в табл. 4.6.
Таблица 4.6 Исходные данные для расчета экономической эффективности
внедрения МУН пластов на основе ГКК (глинокислотная композиция)
|
№ п/п
|
Показатели
|
Ед.изм.
|
Значение
|
|
1
|
Количество скважин
|
шт.
|
1
|
|
2
|
Затраты на внедрение
|
тыс. руб.
|
510,3
|
|
3
|
Суммарный дебит скважин
|
т/сут.
|
1,40
|
|
4
|
Переменные затраты на
извлечение нефти
|
руб./т
|
143,3
|
|
5
|
Ставка НДПИ
|
руб./т
|
3397,3
|
|
6
|
Цена реализации 1т нефти
без НДС
|
руб./т
|
10170,6
|
|
7
|
Норма дисконтирования
|
%
|
10,0
|
|
8
|
Налог на прибыль
|
%
|
20,0
|
|
9
|
Коэффициент эксплуатации,
КЭ
|
д.ед.
|
0,918
|
|
10
|
Коэффициент падения добычи,
КПД
|
д.ед.
|
0,950
|
Расчет экономической эффективности от внедрения МУН пластов на основе ГКК
представлены в ПРИЛОЖЕНИИ 5, результаты расчетов сведены в таблицу 4.7.
Таблица 4.7 Результаты расчета экономической эффективности внедрения МУН
пластов на основе ГКК
|
Объем инвестиций тыс. руб.
|
Добыча нефти на срок
эффекта, т
|
ЧДД, тыс. руб.
|
ИД, д.ед.
|
ИДД, д.ед.
|
ДСО, мес.
|
|
510,3
|
354
|
1296
|
1,613
|
1,598
|
2,6
|
Таким образом, индекс доходности по данному мероприятию в полной мере
удовлетворяет условия предельно-минимального индекса доходности, утвержденного
АО «Татнефть» и составляет 1,613 д.ед.
Общая сумма притоков от операционной деятельности составит 3605 тыс.руб.,
оттоков 2235 тыс.руб.
Индекс доходности дисконтированных затрат составляет 1,598 д.ед.
Среднесуточный дебит скважин, по которым проводится данная технология,
увеличится на срок реализации проекта в среднем на 1,4 т/сут., и через месяц
НГДУ получит дополнительно 39 т нефти.
По окончании первого года реализации проекта дополнительный объем добычи
нефти составит 354 т.
Сумма прибыли после налогообложения и за вычетом всех расходов на
проведение мероприятия составит 1880 тыс.руб.
Рис. 4.3 Динамика ЧДД по мероприятию увеличения нефтеотдачи пластов на основе ГКК
Технология окупит себя полностью через 2,6 месяца, и по окончании первого
года реализации проекта предприятие получит чистый дисконтированный доход в
сумме 1296 тыс.руб.
Таким образом, показатели оценки экономической эффективности
инвестиционных проектов соответствуют норме: ЧДД>0, ИДД >1, а индекс
доходности даже выше предельно-минимального индекса доходности проектов,
утвержденного ОАО «Татнефть».
Заключение
В течение практики нами была изучена организационная структура
предприятия, технико-экономические показатели, производственный процесс добычи
нефти, техника и технология добычи нефти НГДУ «Альметьевнефть». Проведен анализ
эффективности использования основных и оборотных средств предприятия, анализ
себестоимости добычи нефти, рассмотрены мероприятия направленные на повышение
надежности эксплуатационного оборудования и интенсификацию производства.
Мы ознакомились с методиками конкретного производства, по составлению бизнес-планов,
калькуляции себестоимости продукции, сметы затрат на производство продукции,
финансового плана, расчетами производственной программы предприятия, расчетами
экономической эффективности новой техники и технологии и с методическими
особенностями планирования на предприятии.
В 2012 году в НГДУ «Альметьевнефть» продолжилось совершенствование
системы управления, развитие технологий и техники, реструктуризация
организационной структуры. Работа управления была направлена на сокращение
затрат, разработку комплексных мероприятий для сохранения
финансово-экономической устойчивости предприятия. Это позволило управлению
выполнить все намеченные производственные и социальные программы, несмотря на
низкий уровень цен на нефть на мировом рынке.
Слаженная работа всего коллектива в прошедшем году позволила успешно
реализовать производственную программу и выполнить технико-экономические
показатели приказов № 1 и 3.
За 2012 год, как и за 2011г., добыто 4035 тыс.тонн нефти, 100%
подготовленной нефти сдано потребителям по первой группе качества,
перевыполнено задание по выработке ШФЛУ. Совершенствование процесса разработки
месторождений, улучшение технологий добычи и подготовки нефти позволяет НГДУ
«Альметьевнефть» в течение последних семнадцати лет удерживать добычу на
стабильном уровне.
Обводненность продукции в 2012г. уменьшилась на 0,9% и составила 78,4%.
Среднесуточный дебит добычи нефти сохранился на уровне 2011г. и составил 5,1
т/сут. Произведено товарной продукции на сумму 40 174,2 млн.руб. Выполнен
доведенный предельный уровень эксплуатационных затрат, который составил 2333
рублей на 1 т нефти, что выше уровня прошлого года на 16%. В полном объеме
выполнены мероприятия, посвященные празднованию 60-летия НГДУ «Альметьевнефть».
В 2012г. в НГДУ Активно продолжались работы по внедрению новой техники и
технологий. Выполнено 39 мероприятий с общим экономическим эффектом более 553
миллионов рублей, получено 16 патентов, внедрено в производство 1612
рационализаторских предложения.
За отчётный период освоено более 3,8 млдр.руб. капитальных вложений. На
сумму более 1,5 млдр.руб. проведён капитальный ремонт основных производственных
фондов и объектов социальной сферы.
Среднесписочная численность всего персонала составила 1993 человека, в
том числе промышленно-производственного персонала 1667 человек. Удельный расход
численности на обслуживание одной скважины действующего фонда снизился до 0,68
человек/скв.
Фонд заработной платы всего списочного состава увеличился в 2012г. на
17,5% по сравнению с 2011 годом. Увеличение произошло в связи с ростом
среднемесячной заработной платы на 18%.
За отчетный период получено 16,2 млрд. рублей условной балансовой
прибыли. Прибыль направлена на содержание объектов социальной сферы, на
выполнение условий коллективного договора, на укрепление производственных
мощностей ОАО «Татнефть».
В целях снижения техногенной нагрузки на окружающую
природу в НГДУ ежегодно проводится большая работа в области защиты атмосферного
воздуха, снижения загрязнения водоемов, рек и земельных угодий.
СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Пояснительная
записка к годовому отчету НГДУ «Альметьевнефть» 2011 - 2012гг.
2. Геологический
отчет НГДУ «Альметьевнефть» 2011 - 2012гг.
. Годовой
отчет ОАО «Татнефть» за 2011-2012гг.
. Зайцев Н.Л.
Экономика промышленного предприятия: Учебник. 6-е изд., перераб. и доп.-М.:
ИНФРА-М, 2009 .-414с.-(Высшее образование)
. Лавущенко
В.П. Избранное: Учебник. Москва. НП «Закон и порядок», 2006г.
. Лавущенко
В.П., Городний В.И. Реструктуризация ОАО «Татнефть» методология и практика:
Монография под ред. д.э.н. Э.А. Крановой. -М.: ЗАО Издательство «Нефтяное
хозяйство», 2010.-232с.
. Поздняков
В.Я., Казаков С.В. Экономика отрасли: Учебное пособие, изд. ИНФРА - М, 2009г.
. Савицкая
Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятии: Учебник.-4-е изд., перераб.
и доп.-М.: ИНФРА-М, 2009.-512с.-(Высшее образование)
. Экономика
организации (предприятия): Учебник под ред. Магомедов М.Д., Куломзина Е.Ю.,
Чайкина И.И., 2010. Изд.: «Дашков и К», 2010-275с.
. Экономика
отрасли: Учебное пособие. Изд.: ИНФРА-М, под ред. Позняков В.Я., Казаков
С.В.2009.-309с.
. Результаты
реструктуризации ОАО «Татнефть» за 2003-2008гг. Том1: «Программы
совершенствования организации управления и снижения производственных расходов
ОАО «Татнефть» на 2003-2005гг, 2005-2007гг, 2008-2015гг. Результаты
социологических опросов работников предприятий, созданных в результате
реструктуризации»
. Грибов
В.Д., Грузинов В.П. Экономика предприятия: учебник. Практикум.3-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Финансы и статистика, 2008 - 336с.
. Л.И. Ильин,
Л.М. Синица. Планирование на предприятии: Учебное пособие - Мн.: ООО «Новое
знание», 2008.- 416 с.
. Мстиславская
Л.П. Основы нефтегазового производства: Учебное пособие. Изд-во “Нефть и газ”
РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003 - 2-е изд., - 276 с.
15. Чуев
И.Н., Чуев Л.Н. Экономика предприятия: Учебник - 5 - изд. Перераб. И доп. - М.:
Издательско - торговая корпорация Дашков и Ко, 2008 - 416 с.
16. Ястремская
В.В., Сыромятников Е.С., Злотникова Л. Организация и планирование производства
на предприятиях НГД промышленности. Издательство «Недра» 1975г.
17. Налоговый
кодекс РФ за 2012г.
. Экономика
предприятия: Учебник для вузов /под ред.проф. Горфинкеля В.Я.-5-е изд.,
перераб. и доп.-М.:ЮНИТИ-ДАНА,2012.-767 с.-(Серия «Золотой фонд российских
учебников»