Анализ влияния эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС на себестоимость добычи нефти на примере НГДУ Елхов - файл n1.doc

Анализ влияния эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС на себестоимость добычи нефти на примере НГДУ Елхов
скачать (926.5 kb.)
Доступные файлы (15):
n1.doc1599kb.15.10.2008 16:09скачать
n2.xls57kb.21.03.2008 10:04скачать
n3.doc663kb.18.11.2008 12:24скачать
n4.xls328kb.02.06.2008 15:56скачать
n5.xls69kb.12.10.2007 14:07скачать
n6.xls37kb.02.06.2008 16:18скачать
n7.xls66kb.02.06.2008 15:56скачать
n8.xls26kb.02.06.2008 15:55скачать
n9.doc26kb.25.10.2006 10:52скачать
n10.xls44kb.29.11.2006 11:51скачать
n11.doc1686kb.17.10.2008 21:02скачать
n12.doc323kb.17.10.2008 20:45скачать
n13.xls95kb.08.05.2008 16:31скачать
n14.xls103kb.19.10.2008 18:23скачать
n15.xls45kb.18.10.2008 00:29скачать

n1.doc

  1   2   3   4   5   6


МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Альметьевский государственный нефтяной институт
Кафедра: «Экономика предприятий»


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по курсу: «Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия»

на тему: «Анализ влияния эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС на себестоимость добычи нефти на примере НГДУ “Елховнефть”


Выполнил студент

группы 8672

Бикчурин Р.Ф.


Проверил Закирова Ч.С.




Альметьевск 2008 г.

Введение……………………………………………………………………………


1. Организационно-экономическая характеристика НГДУ "Елховнефть”.6

1.1. Краткая характеристика деятельности предприятия………………….....6

1.2. Анализ основных технико-экономических показателей за период

2006-2007 гг………………………………………………………………

1.3. Организационная структура НГДУ "Елховнефть”……………………..

2. Анализ издержек добычи нефти и затрат на проведение ремонтных работ………………………………………………………………………………

    1. Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти…………….…..

      1. Анализ динамики и структуры затрат……………………………..

      2. Выделение и анализ условно-постоянной и условно-переменной частей себестоимости добычи нефти……………………………………...

2.2. Маржинальный анализ себестоимости продукции…

2.2.1. Анализ функциональной связи между затратами, объемом продаж и прибылью……………………………………………………………………

      1. Определение критической суммы постоянных расходов и критического уровня цены реализации…………………………………...

      2. Анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности предприятия…………………………………………………

  1. Анализ эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС......................

    1. Методика экономической эффективности совершенствования оборудования ……………………..………………………………………

    2. Анализ экономической эффективности усовершенствования и внедрения оборудования……………………………………………

    3. Сравнительный анализ эффективности предложенных мероприятий………………………………………………………………

  2. Анализ влияния на себестоимость добычи нефти внедряемого оборудования…………………………………………………………………….

    1. Анализ влияния повышения качества ремонтов на МРП…………..…..

    2. Анализ влияния увеличения МРП скважин на себестоимость добычи нефти……………………………………………………………………….

Заключение………………………………………………………………………….


Список используемой литературы……………………………………………….
Введение
Нефтедобывающая промышленность является основной базовой отраслью страны, от которой во многом зависит благополучие других отраслей материального производства, а также строительства, транспорта и других сфер нематериального производства. Особенностью современной ситуации в нефтегазовом комплексе является переход его в совершенно иную стадию развития. Если раньше он выполнял свою главную задачу за счет перемещения нефтедобычи в новые регионы посредством вовлечения в разработку новых месторождений, то теперь такие шаги лишь частично оказывают влияние на объемы и эффективность добычи нефти. Основные запасы, которые можно использовать, уже открыты и находятся в интенсивной эксплуатации. А освоение иных крупных месторождений, в силу объективных условий, будет растянуто во времени и не скоро принесет отдачу. Поэтому в нефтегазовом комплексе ситуация ныне такова, что во всех звеньях технологической цепи необходимо осуществлять максимально эффективную деятельность [15].

Как правило, месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, характеризуются снижением добывных возможностей скважин при постоянном росте обводненности продукции, что зачастую приводит к убыточной эксплуатации таких скважин, и, следовательно, к снижению эффективности работы всего нефтегазодобывающего предприятия.

В связи с этим, большую актуальность приобретает наиболее точное определение себестоимости добычи нефти по каждой конкретной скважине и правильная оценка мероприятий, направленных на повышение эффективности [9].

Себестоимость продукции – это не только важнейшая экономическая категория, но и качественный показатель, так как она характеризует уровень использования всех ресурсов (переменного и постоянного капитала), находящихся в распоряжении предприятия [17].

Следствием увеличения преждевременных ремонтов является преждевременный выход из строя глубиннонасосного оборудования, не отработавшего гарантийный срок по тем или иным причинам, что влечет увеличение затрат на ПРС и себестоимость добычи нефти.

Подземным ремонтом скважин называется комплекс работ, включающий ремонт подземного оборудования, частичную или полную замену его, очистку забоя скважины и подземных труб от песка, парафина и других отложений, а так же осуществление геолого–технических мероприятий. При ремонтных работах скважины не дают продукцию [16].

Увеличение себестоимости добычи нефти за счет увеличения условно-постоянной части является отрицательным результатом. Поэтому одна из основных задач НГДУ является снижение преждевременных ремонтов, увеличение надежности работы глубиннонасосного оборудования за счет проводимых мероприятий.

Мероприятия необходимо разрабатывать на основе детального анализа преждевременных ремонтов, выявления причин их возникновения.

Одной из основных задач для НГДУ является увеличение МРП скважин.

МРП является оценочным показателем работы скважин и отражает в равной степени как технический уровень, надежность, качество изготовления и ремонта скважинного оборудования, так и степень организации работ по ремонту скважин.

Под МРП эксплуатации скважин подразумевается отрезок времени, то есть период фактической их эксплуатации, между последовательно проводимыми ремонтами.

При подсчете МРП учитываются все произведенные ремонты скважин, связанные с неисправностью или отказом скважинного оборудования, а также связанные с проведением ГТМ [13].

Увеличение МРП возможно при уменьшении количества ремонтов.

Первая глава посвящена геолого-технической характеристике объектов разработки НГДУ “Елховнефть”. В этой главе раскрывается актуальность применения в современной нефтедобыче методов повышения нефтеотдачи пластов в НГДУ “ Елховнефть ”. Описывается организационно – экономическая характеристика предприятия и приводится анализ технико – экономических показателей за 2006-2006 г.г.

Вторая глава проекта содержит анализ себестоимости добычи нефти и затрат на проведение ремонтных работ НГДУ «Елховнефть». Проведен маржинальный анализ себестоимости продукции.

Третья глава дает оценку экономической эффективности мероприятий по сокращению преждевременных ремонтов, а также мероприятий направленных на сокращении времени проведения одного ремонта. На основе проведенных расчетов определяется экономический эффект, который был получен при реализации определенного инвестиционного проекта в области МУН, а также внедряемого оборудования добывающих скважин при проведении ПРС.

Четвертая глава посвящена анализу влияния на себестоимость добычи нефти мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС.



  1. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

НГДУ “ЕЛХОВНЕФТЬ”


    1. Краткая характеристика деятельности предприятия


НГДУ «Елховнефть» - одно из подразделений ОАО «Татнефть». Оно выполняет весь комплекс работ по добыче, подготовке и переработке со всем комплексом работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту использованного оборудования.

НГДУ «Елховнефть» было создано 1 июля 1962 года, как нефтепромысловое управление, которому предстояло вести разработку Ново-Елховского месторождения, расположенного на территории четырех административных районов, причем без скидок на организационный период, технические и технологические трудности.

Нефтяные площади, которые начинали разрабатывать первопроходцы елховской нефти, имели свои особенности. Попытка применить метод законтурного заводнения не дала желаемого результата. Не показал себя и другой метод – метод внутриконтурного заводнения.

Геологи и разработчики НГДУ проведя комплексные исследования, ряд экспериментов, разработали новый метод извлечения нефти – метод избирательного и очагового заводнения. Впервые осуществленный на Ново-Елховском месторождении, он затем нашел широкое применение при разработке новых месторождений страны. Принятый метод позволил повысить уровень нефтеотдачи пластов, увеличить объем добычи нефти.

Быстрому наращиванию добычи нефти способствовало создание в короткие сроки производственной базы. Здесь также появилась главная тенденция развития управления – тенденция на ускорение внедрения новой техники, поиски и выбор прогрессивной технологии добычи нефти, рациональную организацию труда и производства, на развитие творческой инициативы нефтяников.

Технический прогресс. В последние годы инженерно-технические работники и руководство НГДУ проводят большую работу по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений. Несмотря на то, что основные месторождения значительно выработаны и находятся на завершающих стадиях разработки, успешная реализация программы технического прогресса позволила стабилизировать добычу нефти и несколько повысить технико-экономические показатели.

Повлияла и целенаправленная работа трубной базы, где все НКТ, поступающие со скважин, проходят отбраковку по резьбам и по герметичности, подвергаются шаблонировке. С проблемой коррозии нефтепромыслового оборудования в управлении столкнулись с началом разработки залежей высокосернистых нефтей и использования сточных вод в системе поддержания пластового давления. Поэтому важной проблемой, решаемой в НГДУ, является надежная защита металла от коррозии на всем пути движения сточной воды – от мест ее получения до забоя скважин.

Сегодня также в числе наиважнейших задач, стоящих перед НГДУ, следует выделить программу модернизации системы поддержания пластового давления.

Также можно отметить, что продолжается совершенствование техники и технологии промысловой подготовки нефти и сточной воды в пласт. Специалисты НГДУ берут на вооружение все то новое, что появляется в отечественной и зарубежной науке и практике.

Во всех резервуарных парках внедрена технология улавливания легких углеводородов (УЛФ), которая позволила улучшить экологическое состояние воздушного бассейна, уменьшить пожароопасность резервуарного парка.

В последние годы проведены важные мероприятия по снижению затрат на теплоэнергию. Например, перевод отопления объектов Кичуйской промбазы с пара на перегретую воду, качественное регулирование подачи тепла и т.д.

Пожалуй, нет ни одного участка производства, ни одного звена технологического процесса, которого бы не коснулся процесс обновления средств автоматизации. Продолжается в подразделениях НГДУ внедрятся автоматизированные системы управления с функциями сбора информации и дистанционного управления объектами, а также вычислительной техники, новых средств автоматизации.

ООО «Кичучат».За свою короткую историю агроцех Кичучат стал одним из передовых агропредприятий АО «Татнефть». Он оснащен современной сельскохозяйственной техникой, животноводческими комплексами, машино-тракторным парком. Неузноваемо приобразилось село Кичучат. Оно превратилось в прекрасную, цветущую, благоустроенную деревню с современными жилыми домами, школой детским садом, общественными центрами.

ТОО «Елховлес». Задачами этого предприятия являются заготовка леса и его переработка, выпуск товаров народного потребления и т.д.

ООО «Елховсервис». Одной из главных задач, стоящих перед АО «ТН», является увеличение объема добычи нефти с помощью наиболее эффективных методом повышения нефтеотдачи пластов. Для решения этих задач и был создан в 1997 году ООО «Татнефть –Елховсервис».

Социальная деятельность. Многочисленный коллектив выполняет свою производственную программу, что является результатом как высокой организованности на производстве, так и успешного решения социальных и бытовых вопросов.

Сюда можно включить и спортивно – оздоровительный лагерь «Солнечный», который находится 20 километрах от города, и в котором в летний сезон отдыхает ежегодно до 325 детей. В зимний период он функционирует как двухдневная база отдыха, где созданы условия для полноценного отдыха взрослых и детей. Там же проводятся все летние и зимние спартакиады работников НГДУ.

    1. Анализ основных технико-экономических показателей за период 2006-2007 гг


Основные технико-экономические показатели дают полное представление обо всех данных работы на предприятие НГДУ «Елховнефть». На основе данных таблицы 1.2 проанализируем динамику основных технико– экономических показателей.

Таблица 1.2

Основные технико-экономические показатели работы НГДУ «Елховнефть»

№№

Наименование

Ед.

2006год

2007 год

Откл.

%

2007 г.

пп

показателей

изм.

отчет

план

факт

+,-

 

к 2006 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

Добыча нефти

тыс.тн.

2825,0

2795

2886,1

91,085

103,3

102,2

2.

Добыча жидкости

тыс.тн.

14055,0

14172,0

13634,2

-538

96,2

97,0

3.

Обводненность нефти

%

79,9

80,3

78,8

-1

98,2

98,7

4.

Среднесуточный дебиты на 1 скв.

 

 

 

 

 

 

 

 

- по нефти

т/сут.

3,67

 

4,42

 

 

120,4

 

- по жидкости

т/сут.

18,28

 

20,87

 

 

114,2

5.

Добыча нефти по способам эксплуатации

 

 

 

 

 

 

 

 

- фонтанные

%

0

 

0

 

 

 

 

- насосные

%

100

 

100

 

 

100,0

 

в т.ч. ЭЦН

%

19,03

 

18,93

 

 

99,5

 

СКН

%

80,97

 

81,07

 

 

100,1

6.

Товарная продукция

тыс.руб.

15090699

 

 

0

 

0,0

7.

Сдача нефти НГДУ, всего

тыс.тн.

2575,1

2556,4

2718,8

162

106,4

105,6

8.

Ввод скважин новых

 

 

 

 

 

 

 

 

- нефтяных

скв.

31

18

27

9

150,0

87,1

 

- нагнетательных

скв.

39

25

25

0

100,0

64,1

9.

Эксплуатационный фонд скважин на конец периода

 

4137

 

4145

 

 

100,2

 

- нефтяных

скв.

2788

 

2767

 

 

99,2

 

- нагнетательных

скв.

1349

 

1378

 

 

102,1

10.

Среднегодовой действующий фонд скважин

скв.

3806

 

3820

 

 

100,4

 

- нефтяных

скв.

2530

 

2519

 

 

99,5

 

- нагнетательных

скв.

1276

 

1301

 

 

102,0

11.

Межремонтный период работы скважин всего

сут.

917

 

943

 

 

102,8

 

- ЭЦН

сут.

893

 

859

 

 

96,2

 

- СКН

сут.

921

 

959

 

 

104,1

12.

Закачка воды в пласт

тыс.м3

15362

16341

14279

-2061

87,4

93,0

 

в т.ч.

 

 

 

 

 

 

 

 

- пресной и пластовой воды

-"-

4007

4840,6

3401

-1440

70,3

84,9

 

- сточной воды

-"-

11355

11500

10878

-622

94,6

95,8

13.

ЕНПУ

 

 

 

 

 

 

 

 

Товарная продукция

тыс.руб.

2010086

 

1969513

1969513

 

98,0

 

Себестоимость 1 тонны нефтепродуктов

руб.

6455

 

 

0

 

0,0

 

Выход готовой продукции

тонн

181249

0

179176

179176

 

98,9

 

в т.ч. бензин Р-92

тонн

34105

 

19132

19132

 

56,1

 

дизельное топливо

тонн

104668

 

101580

101580

 

97,0

 

дорожный битум

тонн

5735

 

0

0

 

0,0

 

сера

тонн

462

 

426

426

 

92,2

 

бензин прямогонный

тонн

19

 

43

43

 

226,3

 

печное топливо

тонн

5854

 

11335

11335

 

193,6

 

бензин Н-80

тонн

30406

 

46642

46642

 

153,4

 

мазут

тонн

0

 

18

18

 

 

 

Прибыль от товарной продукции

тыс.руб.

840211

 

 

0

 

0,0

 

Рентабельность

%

72

 

 

0

 

0,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

14.

Ввод основных фондов

тыс.руб.

859648

 

 

 

 

0,0

15

Среднегодовая стоимость основных фондов

тыс.руб.

13319532

 

 

 

 

0,0

16.

Капитальные вложения всего

тыс.руб.

921030

0

0

0

 

0,0

 

в т.ч. бурение

тыс.руб.

416702

 

 

0

 

0,0

 

капитальное строительство промышленное

тыс.руб.

263212

 

 

0

 

0,0

 

капитальное строительство непромышленное

тыс.руб.

15914

 

 

0

 

0,0

 

ОНВСС

тыс.руб.

223480

 

 

0

 

0,0

 

межевание

тыс.руб.

 

 

 

 

 

 

 

выкуп земли,имущества

тыс.руб.

1722

 

 

0

 

0,0

17.

Численность, всего

чел.

2576

 

2419

 

 

93,9

 

в т.ч.

 

 

 

 

 

 

 

 

- пром.производ.персонал

чел.

2421

 

2294

 

 

94,8

 

- непромышленный персонал

чел.

155

 

125

 

 

80,6

18.

Фонд оплаты труда всего

тыс.руб.

609442

 

687590

 

 

112,8

 

- пром.производ.персонал

тыс.руб.

588651

 

671060

 

 

114,0

 

- непромышленный персонал

тыс.руб.

20791

 

16530

 

 

79,5

19.

Выплаты социального характера

тыс.руб.

36654

 

5721

 

 

15,6

20.

Среднемесячная зарплата

руб.

19715

 

23687

 

 

120,1

 

- пром.производ.персонал

руб.

20262

 

24377

 

 

120,3

 

- непромышленный персонал

руб.

11178

 

11020

 

 

98,6

21.

Себестоимость 1 тн.нефти

руб.

3909,7

 

 

 

 

0,0

22.

Балансовая прибыль

тыс.руб.

5633601

 

 

 

 

0,0

23.

Услуги населению

тыс.руб.

5934

 

3251

 

 

54,8


Объём добычи нефти в 2007 году составил 2886,1 тыс. т. – это на 2,2% больше по сравнению с 2006 годом и 3,3 % больше по сравнению с планом. Таким образом, произошло увеличение добычи. На рисунке 2.3 представлена динамика добычи нефти за 2005-2006 гг.



Рис. 1.3 Динамика добычи нефти по НГДУ «Елховнефть»
Добыча жидкости как по сравнению с 2006, так и относительно плана уменьшилась на 3,0 % и 3,8 % соответственно, и составило 13634,2 тыс. тонн за счет предварительного сброса воды на УПС ДНС, что положительно повлияло на сокращение электроэнергии на транспортировку и подготовку пластовой жидкости.

Для стабилизации положения, в НГДУ проводятся геолого – технические мероприятия: в 2007 году введено из бурения 27 новых добывающих скважин при плане 18 скважин, что составляет 150,0% выполнения плана. В целях поддержания объёма добычи нефти проводятся мероприятия по вводу новых нагнетательных и скважин из бездействия. Широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Обводненность продукции в 2007 году уменьшилась. по сравнению с 2006 годом с 79,9% до 78,8 % . А по сравнению с планом обводненность продукции в 2007 году снизилась на 1,5 %.

Среднесуточный дебит одной скважины в 2007 году составил 4,42 т/сут. по нефти и 20,87 т./сут. по жидкости. Среднесуточный дебит по нефти в 2007 году на 0,75 т./сут. больше, чем в 2006 году.

В НГДУ «Елховнефть используют насосную добычу нефти, в том числе ЭЦН и ШГН. Добыча нефти механизированным способом за 2007 год составила 100 %, в том числе ЭЦН – 18,93 %, ШГН – 81,07 %. Добыча скважин, оборудованных ЭЦН, снизилась по сравнению с 2006 годом на 0,5 %. Добыча нефти по скважинам, оборудованным ШГН, в 2006 году возросла по сравнению с 2006 годом на 0,1 % [1].

В 2007 году товарная продукция выросла и составила 15090699 тыс. руб., что на 13,1 % больше, чем в 2006 году и на 4,7 % больше, чем по плану. Увеличение произошло за счёт роста цен на нефть.

Сдача нефти НГДУ была запланирована объемом 2556,4 тыс. тонн. Фактически увеличилась на 6,4 % , и составила 2718,8 тыс. тонн. По сравнению с предыдущим годом нефти этот показатель увеличился на 5,6 %, что составило 143,7 тыс. тонн.

В 2007 году было введено 27 нефтяных и 25 нагнетательных скважин, что меньше на 14 нагнетательных скважин по сравнению с 2006 годом.

Эксплуатационный фонд скважин на конец 2007 года уменьшился по сравнению с 2006 годом на 21 нефтяную и увеличился на 29 нагнетательных скважин.

В 2007 году по сравнению с прошлым годом среднедействующий фонд нефтяных скважин увеличился на 14 скважин.

В 2007 году межремонтный период работы скважин, оборудованных СКН увеличился на 38 суток и составил 959 суток по сравнению с 2006 годом. Межремонтный период работы скважин в 2007 году, оборудованным ЭЦН снизился на 34 сутки и составил 859 суток по сравнению с 2006 годом.

В 2007 году ввод основных фондов увеличился на 146362 тыс.руб., по сравнению с 2005 годом и составил 859648 тыс.руб. Это на 20,5 % больше, чем в 2006 году.

Среднегодовая стоимость основных фондов снизилась в 2007 году на 5911980 тыс. руб. по сравнению с 2006 годом и составила 13319532 тыс.руб.

Численность персонала каждый год сокращается. В 2006 году по сравнению с 2005 годом численность персонала сократилась на 157 человек и составила 2419 человек. Динамика численности приведена на рисунке 1.4. Уменьшение численности по всем категориям связано с ежегодной оптимизацией численности работников НГДУ и выводом непрофильных структурных подразделений из состава управления [1].


Рис. 2.4 Динамика численности работников по НГДУ «Елховнефть»

Фонд заработной платы в 2007 году составил 687590 тыс. руб., что на 12,8 % больше, чем в 2006 году.

Среднемесячная заработная плата в 2007 году увеличилась на 3972 руб. по сравнению с предыдущим годом и составила 23687 рублей. Увеличение произошло в связи с ростом тарифных ставок и повышением разрядов рабочим.

Себестоимость 1 тонны нефти в 2007 году составила 4083,9 руб., это на 166,59 руб. больше, чем в 2006 году. Изменение себестоимости представлено на рисунке 1.5.

Рис. 1.5 Динамика себестоимости добычи 1 тонны нефти по НГДУ «Елховнефть»
Балансовая прибыль в 2007 году составила 5635607 тыс. руб., что больше показателя 2006 года на 1792012 тыс. руб. Значительный рост балансовой прибыли в 2007 году связан с ростом цен на нефть и нефтепродукты [1].



    1. Организационная структура НГДУ “Елховнефть”


НГДУ «Елховнефть» входит в состав ОАО «Татнефть» в качестве структурной единицы и действует на основании Положения об НГДУ.

В состав НГДУ входят: ЦДНГ – 1,2,3,4,5,6,7, ЦППД – 1,2, ЦКППН – 1,2, ЕНПУ, ЦПРС – 1,2, ПРЦГНО, УПО, ПРЦЭиЭ – 1,2, ТЭЦ, ЦАП – 1,2, СОЦ (оздоровительные лагеря «Солнечный» и «Факел», гостиница «Елхов», спортивный комплекс, база отдыха «Дружба», врачебный здравпункт, конно-спортивная школа), аппарат управления.

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, перетарификации рабочих на основе Единой тарифной сетки, организации конкурсов, подготовки кадров и работы с молодыми специалистами, молодежью), МГС (в части охраны природы), ЦДНГ – 1-7, ЦППД – 1,2, ЦКППН – 1,2, ЕНПУ, ПРЦГНО, УПО, ПРЦЭиЭ – 1,2, ТЭЦ, ЦАП – 1,2 [1].

Организационная структура НГДУ «Елховнефть» представлена на рис. 1.1.


Начальник НГДУ «Елховнефть»


Главный геолог- зам. начальника управления

Главный бухгалтер

Зам. начальника управления по экономическим вопросам

Главный инженер- первый зам. начальника управления

Зам. начальника управления по строительству

Зам. начальника управления по общим вопросам







Служба пром. безопасности и охраны труда


Финансовый отдел

Отдел бух. учета

Служба по борьбе с коррозией и охране природы

Производ-ственно-технический отдел




Отдел по проектированию и обустройству месторождений







Отдел главного энергетика

ЦАП-1,2

Отдел материально-технического снабжения и подготовки производства


Геологический отдел

Юридическая служба

Маркшейдерско-геодезическая служба




Служба АСУ и ВТ

Технологический отдел нефтяных и газовых месторождений


Планово-эконо-мический отдел

Служба главного механика

Центральный склад

Отдел вспомо-гательных структур


Санаторий-профилакторий «Елховец»



Отдел управления кадрами


Служба главного технолога

Ревизионная служба



ООО «Кичучат»


Центральная инженерно-технологи-ческая служба


ЕНПУ


Хозяйственный отдел


Служба безопасности





Рис.1.1 Организационная структура НГДУ «Елховнефть» на 01.11. 2007 года
2. АНАЛИЗ ИЗДЕРЖЕК ДОБЫЧИ НЕФТИ И ЗАТРАТ НА ПРОВЕДЕНИЕ РЕМОНТНЫХ РАБОТ


2.1. Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти


2.1.1. Анализ динамики и структуры затрат

Таблица 3.3


Наименование статей затрат

2005 год

2006 год

Отклонения

Всего

%

на 1 т. руб.

Всего

%

на 1 т. руб.

( тыс.руб.)

%

на 1 т. руб.

1.Расходы на энергию по извлечению нефти

203630

2,2

72,4

197839

1,8

70,03

-6050

-0,4

-2,37

2.Расходы по искусственному воздействию на пласт

749109

7,96

266,3

953475

8,6

337,51

203953

0,64

71,21

3.Основная заработная плата производственных рабочих

20034

0,21

7,12

26927

0,24

9,53

6893

0,3

2,41

4.Дополнительная заработная плата производственных рабочих

38221

0,41

13,58

51377

0,46

18,19

13156

0,05

4,61

5.Отчисления на социальное страхование

14154

0,2

5

19249

0,2

6,81

5095

0

1,81

6.Амортизация скважин.

137635

1,5

48,9

153194

1,4

54,23

15559

-0,3

5,33

7.Расходы по сбору и транспортировке нефти

281993

3

100,2

321509

2,9

113,81

38752

-0,1

13,61

8.Расходы по технологической подготовке нефти

208994

2,2

74,3

246011

2,3

87,08

43524

0,1

12,78

9.Расходы на подготовку и освоение производства

0

























10.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

1433140

15,2

509,4

1531887

13,9

542,26

103117

-1,3


32,86

11.Цеховые расходы.

559169

6

198,7

797718

7

282,38

204156

1

83,68

12.Общепроизводственные расходы

488549

5,2

173,6

364511

3,2

129,03

131938

-2

-44,57

13.Прочие производственные расходы

5274231

56,1

1874,6

6402813

58

2266,46

1128582

1,9

391,9

Производственная себестоимость




























а)валовой продукции

9408859

100

3344

11066510

100

3917

1657651

0

573

Валовая добыча нефти , т.т.

2813,540







2825,030















Калькуляция себестоимости 1 тонны добычи нефти за 2005-2006 гг.


Как видно из таблицы 3.3, состав калькуляции 1 тонны добычи нефти не изменился, однако произошли изменения в структуре калькуляции. Основную часть калькуляции 1 тонны добычи нефти занимают статьи «Прочие производственные расходы», «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования», «Расходы по искусственному воздействию на пласт» и статья «Цеховые расходы».

В отчетном году удельный вес общепроизводственных расходов в калькуляции 1 тонну добычи нефти уменьшились на 3,23%, и составил 356611 тыс. руб.

«Прочие производственные расходы» в отчетном 2006 году увеличились на 1128582 тыс. руб. Это произошло в основном за счет повышения НДПИ. «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» в 2005 году составили 15,2%, а в 2006 – 13,9 %. Уменьшение произошло на 1,3%. Если 2004 году расходы по искусственному воздействию на пласт были в размере 749109 тыс. руб., то в 2006 году на 203953 тыс.руб. израсходовано больше. В структуре калькуляции 1 тонны добычи нефти статья «Расходы по искусственному воздействию на пласт» в 2005 году занимали 7,96%, а в 2006 году 8,6%, то есть удельный вес этой статьи в калькуляции себестоимости добычи в отчетном году увеличился на 0,64%.

В статьях «Основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих» изменения в удельном весе практически не произошли. В связи с этим и статья «Отчисления на социальное страхование» остались на том же уровне (0,2%).

Наглядно это видно на рисунке 3.4 и 3.5

Рис. 3.4 Динамика структуры затрат по статьям калькуляции в НГДУ «Елховнефть» за 2005 год

Рис. 3.5 Динамика структуры затрат по статьям калькуляции в НГДУ «Елховнефть» за 2006 год

2.2.2. Выделение и анализ условно-постоянной и условно-переменной частей себестоимости добычи нефти
Общие издержки по степени зависимости от объема продукции подразделяются на условно-постоянные и условно-переменные, называемые в последующем тексте постоянными, и переменные. На основе таблицы 3.7., поделим затраты на производство на постоянные и переменные издержки.

Переменные издержки характеризуют расходы, связанные с ростом объема продукции. Переменные издержки изменяются пропорционально изменению объема производства, но они постоянны в себестоимости единицы продукции в приделах изучаемого объема производства.

Постоянные издержки характеризуют расходы, связанные со способностью хозяйствовать, т.е. показывают эффективность управления. Общая сумма постоянных издержек непосредственно зависит от изменения объема продукции [17].

В 2006 году постоянные издержки составили 4183782,5 тыс. руб., что ниже на 455864,88 тыс. руб., чем в 2005 году (3727917,62 тыс. руб.), переменные издержки в 2006 году составили 6882727,5 тыс. руб., что ниже на 1201786,1 тыс. руб., чем в предыдущем году (5680941,4 тыс. руб.). Диаграмма выделения условно-постоянных и условно переменных затрат представлена на рисунке 3.6.

В 2005 году у НГДУ «Елховнефть» в состав переменных издержек вошло 1,53% расходов на энергию по извлечению нефти, остальную же часть расходов на энергию включили в состав постоянных издержек, т.е. 0,63%. В 2006 году структура несколько изменилась – 1,33% в составе переменных затрат, и 0,45% в составе постоянных затрат.

Структура расходов по искусственному воздействию на пласт выглядит следующим образом – в 2005 году 6,2% расходов относится к сумме условно-постоянных затрат, а в отчетном году – 6,42%, остальная часть относится к сумме условно-переменных затрат (в 2005 году 2,03%, в 2006 году 2,19%).

Статьи «Основная и дополнительная заработная плата», «Отчисления на социальное страхование», «Амортизация скважин», «Расходы на содержание и эксплуатации оборудования», «Цеховые расходы» и «Общепроизводственные расходы» относятся полностью к сумме условно-постоянных издержек.

Большая часть расходов по сбору и транспорту нефти относится к постоянным затратам (в 2005 году – 2,75%, в 2006 году – 2,47%), а остальная часть к переменным. В структуре расходов по технологической подготовки нефти произошли некоторые изменения. В отчетном году часть расходов относящаяся к сумме условно-переменных затрат уменьшилась на 0,40% по сравнению с 2005 годом и составила 43054 тыс. руб., а сумма условно-постоянных затрат в 2006 году стала больше на 0,20% чем в 2005 году.

Статья «Прочие производственные расходы» практически полностью относятся к сумме условно-переменных затрат.

Рис. 3.6 Диаграмма выделения условно-постоянных и условно переменных затрат НГДУ «Елховнефть» за 2005-2006 года

Таблица 3.7


Наименование статей затрат


2005 год

2006 год

Затраты всего

Уд. вес, %

Затраты всего

Уд. вес, %

Всего

Ус-пост.

Ус-перемен.

Ус-пост.

Ус-перемен.

Всего

Ус-пост.

Ус-перемен.

Ус-пост.

Ус-перемен.

1.Расходы на энергию по извлечению нефти

203630

59623

144007

0,63

1,53

197839

50752

147087

0,45

1,33

2.Расходы по искусственному воздействию на пласт

749109

583714,2

190723

6,2

2,03

953475

710746

242730

6,42

2,19

3.Основная заработная плата производственных рабочих

20034

20034




0,21




26927

26927




0,24




4.Дополнительная заработная плата производственных рабочих

38221

38221




0,41




51377

51377




0,46




5.Отчисления на социальное страхование

14154

14154




0,15




19249

19249




0,17




6.Амортизация скважин.

137635

137635




1,46




153194

153194




1,38




7.Расходы по сбору и транспортировке нефти

281993

258545

23448

2,75

0,25

321509

273832,5

47677

2,47

0,43

8.Расходы по технологической подготовке нефти

208994

134606

74388

1,43

0,79

246011

202957

43054

1,83

0,39

9.Расходы на подготовку и освоение производства

0
















0










10.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

1433140

1433140




15,23




1531887

1531887




13,84




11.Цеховые расходы.

559169

559169




5,94




797718

797718




7,2




12.Общепроизводственные расходы

488549

488549




5,19




364511

364511




3,29




13.Прочие производственные расходы

5274231

527,42

5273703,6

0,0001

56,05

6402813

632

6402181

0,006

57,85

Производственная себестоимость































а)валовой продукции

9408859

3727917,62

5680941,4

39,6

60,4

11066510

4183782,5

6882727,5

37,8

62,2

Валовая добыча нефти , т.т.

2813,540













2825,030












Распределение затрат на условно-постоянные и условно-переменные по калькуляции себестоимости добычи нефти

3.3. Маржинальный анализ себестоимости продукции прибыли
3.3.1 Анализ функциональной связи между затратами, объемом продаж и прибылью

Расчет безубыточного объема продаж и зоны безопасности основывается на взаимодействии: затраты – объем продаж – прибыль. Для определения их уровня можно использовать графический и динамические способы [17].

Для анализа показатели по НГДУ «Елховнефть» представлены в таблице 3.9 (ПРИЛОЖЕНИЕ 3).

На основе исходных данных найдем точку безубыточности графическим способом (см. рис.3.10 и рис.3.11). По горизонтали откладывается объем реализации продукции в натуральных единицах. По вертикали – себестоимость проданной продукции и прибыль, которые составляют выручку от реализации. Далее строится линия себестоимости и выручки от реализации продукции.

По графикам можно установить, при каком объеме реализации продукции предприятие получит прибыль, а при каком ее не будет. Точка, в которой затраты будут равны выручке от реализации продукции, носит название точки безубыточности (Т). При реализации продукции, ниже точки безубыточного объема продаж предприятие носит убытки (зона убытков – ЗУ). Если же фактический объем реализации продукции превысит безубыточной - предприятие получит прибыль (зона безопасности – ЗБ). Зона безопасности показывает, на сколько процентов фактический объем продаж выше критического, при котором рентабельность равна нулю.

Таблица 3.9

Исходные данные для анализа





Показатели

Обозначение

2005 г.

2006 г.

1

Пост. издержки, тыс. руб.



3727917,62

4183782,5

2

Условно- переменные издержки,

тыс. руб.



5680941,4

6882727,5

3

Удельно-переменные затраты, на 1 т. Руб.

У

2019

2436

4

Общие издержки, тыс. руб.



9408859

11066510

5

Объем реализации, тыс.т.



2813,5

2825

6

Цена 1 т нефти, руб.



4710,3

5912

7

Выручка от реализации

прод., тыс. руб.



13252429

16701577


По НГДУ «Елховнефть» точка безубыточного объема реализации в 2005 году расположена на уровне 1385,2 тыс. тонн нефти. Если в НГДУ добыча будет более 1385,2 тыс. тонн в год, то предприятие получит прибыль. Если же добыча будет менее 1385,2 тыс. тонн нефти, то деятельность будет убыточной. Следовательно, предварительно должен быть решен вопрос о целесообразности организации выпуска продукции в таком объеме (Рис 3.10).

Из приведенных графиков видно, что безубыточный объем продаж и зона безопасности зависят от суммы постоянных и переменных затрат, а также от уровня цен на продукцию.

По сравнению с 2005 годом в 2006 году точка безубыточности сместилась влево и составила около 1203,6 тыс. тонн (Рис.3.11), т.е. уменьшилась зона убыточности, увеличилась зона безопасности. Увеличение переменных и постоянных затрат, а также и увеличение выручки приводит к росту зоны безопасности и уменьшению зоны убыточности. Рост цен позволит уменьшить порог рентабельности (точку безубыточного объема продаж), т.е. для компенсации постоянных и переменных затрат необходимо будет меньше выручки от реализации.

























млн. руб.











































18000



















16000



















14000



















12000



















10000



















8000



















6000



















4000



















2000














































1000

2000

3000

тыс. т.



























Рис. 3.10 Зависимость между прибылью, объемом реализации продукции и её себестоимостью по НГДУ «Елховнефть» за 2005 год

























млн. руб.











































18000



















16000



















14000



















12000



















10000



















8000



















6000



















4000



















2000














































1000

2000

3000

тыс. т.





Рис. 3.11 Зависимость между прибылью, объемом реализации продукции и её себестоимостью по НГДУ «Елховнефть»» за 2006 год

На основе далее представленных формул аналитическим способом рассчитаем безубыточный объем продаж и зоны безопасности предприятия. Для этого используем показатели предприятия, которые представлены в таблице 3.9

Маржинальный доход:

, (3.1.)

где - маржинальный доход;

- прибыль от реализации продукции;

- непропорциональные (постоянные) затраты;

- выручка от реализации продукции;

- пропорциональные (переменные) затраты.

2005год: ;

2006год:

Отсюда можно рассчитать безубыточный объем продаж в денежном измерении:

, (3.2.)

где - точка безубыточного объема реализации продукции (порог рентабельности, точка равновесия, критический объем продаж) [17].

2005 год: ;

2006 год: .

Для расчета точки критического объема реализации в процентах к максимальному объему, который принимается за 100%, используем формулу (3.3).

(3.3.)

2005 год: ;

2006 год: .

Нетрудно заметить, что отношение постоянных расходов к общей сумме маржинального дохода и есть тот коэффициент, который определяет место расположения точки критического объема реализации продукции на графике.

Рассчитаем безубыточный объем реализации в натуральных единицах:

, (3.4.)

где - цена реализации продукции;

- удельные переменные затраты.

2005 год: ;

2006 год:

Для определения критического объема реализации продукции, используем ставку маржинального дохода:

или , (3.5.)

где - ставка маржинального дохода;

2005 год:

2006 год:

Для определения зоны безопасности по стоимостным показателям аналитическим способом используется следующая формула:

, (3.6.)

где - зона безопасности [17].

2005 год: ;

2006 год: .
На основе рассчитанных показателей, сделаем следующие выводы. Безубыточный объем реализации по НГДУ «Елховнефть» в стоимостном выражении составило 6525001 тыс. руб. в 2005 году и 8307168 тыс. руб. в 2006 году, то есть предприятие не должно реализовать продукцию ниже этого показателя, так как это приведет к убыточной деятельности. Точка безубыточного объема реализации в НГДУ составляет в 2005 году 1385,2 тыс. тонн и в 2006 году 1203,6 тыс. тонн нефти. Это означат, что при таком объеме реализации предприятие не будет иметь прибыли, и не будет нести убытки. При добыче нефти в год больше указанных объемов предприятие получает прибыль. Если же добыча будет меньше 1385,2 тыс. тонн в 2005 году и 1203,6 тыс. тонн в 2006 году, то деятельность будет убыточной. НГДУ «Елховнефть» смогло реализовать 2813,5 тыс. тонн и получить прибыль в 2005 году, а в 2006 году реализовало 2825 тыс. тонн и перевыполнило критический уровень продукции.

Зона безопасности предприятия за 2005 год составила 50,8%, а за 2006 год 57,4%.


      1. Определение критической суммы постоянных расходов и критического уровня цены реализации


С помощью маржинального анализа можно установить критический уровень постоянных затрат, а так же цены при заданном значении остальных факторов. На основе следующей формулы, рассчитаем критический уровень постоянных затрат на добычу нефти:

(3.7.)

2005 год: ;

2006 год: .

При такой сумме постоянных издержек предприятие не будет иметь прибыли, но не будет иметь и убытка. Если же постоянные затраты окажутся выше критической суммы, то в сложившейся ситуации они будут неисполнимыми для предприятия. Оно не сможет их покрыть за счет своей выручки. Проверить этот тезис можно, рассчитав критический объем продаж:

(3.8.)

2005 год: ;

2006 год:

Предприятие должно реализовать 1385,2 тыс. тонн нефти в 2005 году и 1203,6 тыс. тонн в 2006, чтобы покрыть постоянные издержки в размере 7571972,6 тыс. руб. и 9819700 тыс. руб. соответственно. Если же сумма издержек будет выше, а увеличить объем реализации нет возможности, то предприятие окажется в убытке.

Как видно, критический уровень постоянных издержек является очень ценным показателем в управленческой деятельности. С помощью его можно эффективнее управлять процессами формирования финансовых результатов.

Критический уровень цены определяется из заданного объема реализации и уровня постоянных и переменных затрат:

, (3.9.)

где - критический уровень цен.

2005 год: ;

2006 год:

При таком уровне цена будет равна себестоимости единицы продукции, а прибыль и рентабельность – нулю. Установление цены ниже этого уровня невыгодно для предприятия, так как в результате будет получен убыток [17].


      1. Анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности предприятия


Аналитические расчеты показывают, что безубыточный объем продаж и зона безопасности зависят от суммы постоянных и переменных затрат, а так же уровня цен на продукцию. При повышении цен нужно меньше реализовать продукции, чтобы получить необходимую сумму выручки для компенсации постоянных издержек предприятия, и, наоборот, при снижении уровня цен безубыточный объем реализации возрастает. Увеличение же удельных переменных и постоянных затрат повышает порог рентабельности и уменьшает зону безопасности.

Поэтому предприятие стремится к сокращению постоянных издержек. Оптимальным считается тот план, который позволяет снизить долю постоянных затрат на единицу продукции, уменьшить безубыточный объем продаж и увеличить зону безопасности [17].

На основе показателей таблицы 3.9, определим безубыточный объем продаж за 2005 – 2006 годы и методом цепной подстановки определим влияние каждого фактора на изменение безубыточного объема продаж:

;



=

Изменение точки безубыточности произошло за счет:

- суммы постоянных затрат: =1554,6-1385,2=169,4;

- цены реализации продукции: = 1075,5-1554,6= — 479,1;

- удельных переменных затрат: =1203,6 -1075,5=128,1.

По количественным показателям определим зону безопасности реализации продукции за каждый год.

;

Таким образом, в 2006 году безубыточный объем продаж снизился на 188,6 тыс. тонн. На изменение этого показателя повлияли все три фактора. Увеличение постоянных и переменных затрат привели к увеличению точки безубыточности соответственно на 169,4 тыс. тонн и 128,1 тыс. тонн. А вот увеличение цены реализации 1 тонны нефти привело к снижению зоны безубыточности на 479,1 тыс. тонн. Это привело к увеличению зоны безопасности с 50,8% до 57,4%. Это положительный результат, так как увеличение зоны безопасности говорит о прочном финансовом состоянии предприятия. За счет, каких факторов увеличилась зона безопасности? Это можно узнать с помощью следующей факторной модели:

(3.10.)

; ; ;



в том числе за счет изменения:

- постоянных затрат: ;

- цены продукции: ;

- удельных переменных затрат: .

Факторный анализ зоны безопасности показывает, что на увеличение зоны безопасности повлияли все факторы. Рост цены реализации привел к увеличению зоны безопасности на 17,1%. Снижение постоянных и удельных переменных затрат отрицательно повлияли на зону безопасности и привели к уменьшению зоны безопасности соответственно на 6,1% и 4,4 %.

4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПО ПОДЗЕМНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН


4.1. Оценка экономической эффективности мероприятий по сокращению преждевременных ремонтов
Эффективность оценивается в течение расчетного периода, охватывающего временной интервал от начала проекта до его прекращения. Начало расчетного периода рекомендуется определять в задании на расчет эффективности инвестиционного проекта, как дату начала вложения средств в проектно-изыскательские работы [14].

Оценочные показатели коммерческой эффективности инвестиционных проектов.

Для оценки коммерческой эффективности проекта используются следующие показатели:

- чистый доход (ЧД);

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- срок окупаемости инвестиций и др.

Чистый доход предприятия от реализации проекта представляет собой разницу между поступлениями (притоком средств) и выплатами (оттоком средств) предприятия в процессе реализации проекта применительно к каждому интервалу планирования [6].

Выплаты предприятия делятся на капитальные (единовременные) и текущие (эксплуатационные) затраты.

К капитальным затратам (вложениям) относятся расходы, которые направлены на создание производственных мощностей. Капитальные затраты носят единовременный, характер и производятся как правило, на начальном (нулевом) этапе реализации проекта.

Текущие затраты — это расходы на приобретение сырья, материалов, на оплату труда работников предприятия, другие виды затрат, относимые на себестоимость, продукции

Разница между результатами деятельности предприятия и его текущими затратами составляет доход от текущей деятельности предприятия.

Чистый дисконтированный доход. Использование в практике оценки инвестиционных проектов чистого дисконтированного дохода, как производного от рассмотренного выше показателя чистого дохода, вызвано очевидной неравноценностью для инвестора сегодняшних и будущих доходов.

Для того чтобы отразить, уменьшение абсолютной величины чистого дохода от реализации проекта в результате снижения «ценности» денег с течением времени, используется коэффициент дисконтирования, который рассчитывается по формуле [7].

(4.1.)

где Е — норма дисконтирования (норма дисконта);

t — порядковый номер временного интервала получения дохода.

Значения коэффициента дисконтирования для заданного интервала (периода) реализации проекта определяются выбранным значением нормы дисконтирования.

Норма дисконтирования (норма дисконта) рассматривается в общем случае как норма прибыли на вложенный капитал, т.е. как процент прибыли, который инвестор или предприятие хочет получить в результате реализации проекта.

Для получения величины чистого дохода предприятия с учетом будущего снижения «ценности» денег (чистого дисконтированного дохода) необходимо определить:

Расчет чистого дисконтированного дохода можно представить в следующем формализованном виде [6]:
  1   2   3   4   5   6


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации