Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Анализ эффективности использования производственных ресурсов предприятия

1.1 Анализ обеспеченности производственными ресурсами и эффективность их использования

1.2 Оценка влияния экономических и организационно-технических условий на эффективность использования производственных ресурсов

1.3 Выявление возможностей повышения уровня использования производственного потенциала

2. Теоретико-методические положения по повышению эффективности использования производственных ресурсов предприятия

2.1 Обоснование современных методов и средств повышения эффективности использования производственных ресурсов

2.2 Совершенствование методического обеспечения по определению эффективности использования производственных ресурсов

3. Обоснование мероприятий по повышению эффективности использования производственных ресурсов предприятия

3.1 Разработка мероприятий рационализации производственного

потенциала

3.2 Финансово-экономическая оценка проектированных мероприятий

Заключение

Список литературы

Введение

Российская нефтепроводная система включает в себя сеть магистральных нефтепроводов, резервуарных парков, пунктов налива, слива и перевалки нефти. Это интегрирующая система предприятий с централизованным управлением ОАО «АК «Транснефть». Протяженность магистральных нефтепроводов составляет 48, 708 километров, диаметром от 420 до 1220 миллиметров. Транспортирует девяносто четыре процента добываемой в России нефти. В систему компании ОАО «АК «Транснефть» входит семнадцать дочерних акционерных обществ.

Транспортировка нефти от места добычи к потребителю является одним из самых доходных видов деятельности в России. Вместе с тем магистральные нефтепроводы имеют специфические условия эксплуатации из-за их большой протяженности и, как следствие, удаленности от центра управления. В связи, с чем основные средства нефтеперекачивающей организации в процессе работы постепенно изнашиваются.

Значительную долю основных производственных фондов в нефтепроводном транспорте составляет импортное оборудование, для обеспечения постоянной работоспособности которого необходимы импортные комплектующие и запасные части, и соответствующее новое оборудование для ре новации.

Значительная часть российских трубопроводов выработала свой ресурс и требует капитального ремонта, связанного с заменой труб. Так как расходы на капитальный ремонт растут не только в связи с ростом цен на металл и строительно-монтажные работы, но и вследствие ежегодного роста объема работ по капитальному ремонту, то проблема финансирования этих расходов представляется весьма важной. Возможно одним из путей решения этой проблемы являются составление долгосрочного перспективного плана капитального ремонта и реконструкции российских нефтепроводов (на 10 лет или более) и утверждение его в твердых (валютных) ценах, что позволит стабилизировать эту составляющую часть тарифа (которая может быть сопоставима с величиной эксплуатационных расходов). Не исключено также, что придется ставить вопрос о налоговых льготах, после того как нефтепроводные тарифы на самых протяженных маршрутах достигнут 20-25% от мировой цены нефти.

Что касается взаимосвязи роста нефтепроводных тарифов с общеэкономической ситуацией, то можно предполагать, что они (как и тарифы на электроэнергию) окончательно стабилизируются после выравнивания внутренних и мировых цен на нефть и газ.

Объект работы - ОАО «Сибнефтепровод».

Предмет работы - производственные ресурсы.

Цель работы - проектирование мероприятий по повышению эффективности использования производственных ресурсов ОАО «Сибнефтепровод».

Задачи:

1) Произвести анализ эффективности использования производственных ресурсов предприятия;

2) раскрыть теоретико-методические положения по повышению эффективности использования производственных ресурсов предприятия;

3) обосновать мероприятия по повышению эффективности использования производственных ресурсов предприятия.

1. Анализ эффективности использования производственных ресурсов предприятия

рационализация производственный потенциал

1.1 Анализ обеспеченности производственными ресурсами и эффективность их использования

Магистральный трубопроводный транспорт - важнейшая и неотъемлемая составляющая топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных газо-, нефте- и продуктопроводов, которые проходят по территории практически всех субъектов Федерации.

Трубопроводный транспорт сегодня. Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей, включая газопродуктопроводы, - 151 тыс. км, нефтепроводных - 46,7 тыс. км, нефтепродуктопроводных - 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса трубопроводным транспортом составляет 30 % общего объема грузооборота. По системе магистрального транспорта перемещается 100 % добываемого газа, 99 % добываемой нефти, более 50 % производимой продукции нефтепереработки. В общем объеме транспортной работы (грузооборота) доля газа составляет 55,4 %, нефти - 40,3 %, нефтепродуктов - 4,3 %. На магистральных газопроводах и в подземных хранилищах единой системы газоснабжения эксплуатируется 247 компрессорных станций, 4053 газоперекачивающих агрегата общей установленной мощностью 42 млн. кВт. Подачу газа потребителям обеспечивают 3300 газораспределительных станций. В состав сооружений магистральных нефтепроводов входят 387 нефтеперекачивающих станций, в состав нефтепродуктопроводов - 100 перекачивающих станций, резервуарные парки общей вместимостью 17,43 млн. м3.

В транспорте и хранении нефти, нефтепродуктов и газа в связи с особенностями их производственного процесса в качестве удельных показателей себестоимости транспортной продукции принято использовать себестоимость передачи газа, перекачки нефти и нефтепродуктов на единицу натуральных показателей:

- 1000 м3 транспортируемого газа;

- 1т перекачиваемой нефти и нефтепродуктов;

- 100 т-км (1млн.м3км) транспортной работы. Издержки обращения в нефтеснабжении - это денежные расходы, связанные с обеспечением движения нефтетоваров от НПЗ до потребителей. Уровень издержек обращения рассчитывается как отношение издержек обращения к объему товарооборота, выраженному в тоннах.

Изучение себестоимости складывается из ряда этапов. Необходимые данные для ее изучения берутся из бухгалтерской отчетности.

В общем виде в трубопроводном транспорте себестоимость (C) в натуральном выражении определяется произведением грузооборота (Г) на величину затрат на перекачку 1 ткм нефти (з) (см. формулу).

Используя метод взаимных индексов показатель себестоимости можно разложить на субиндексы:

C = з * Г = з * H * Q * (Cопф / Cопф ) * (Чппп / Чппп),

где Г- грузооборот;

з - затраты на перекачку 1 ткм нефти;

Н - дальность перекачки;

Q - объем перекачки;

Чппп - численность промышленно-производственного персонала;

Cопф - стоимость ОПФ;

Подставляя вместо отношений их значения, получим:

С = з * H * Фо * Фв * ФОТ * dппп / зпср,

где dппп - доля промышленно-производственного персонала;

Фо - фондоотдача;

Фв - фондовооруженность;

ФОТ - фонд оплата труда;

зпср - средняя зарплата по Тюменскому УМН.

Проанализировав структуры тарифной выручки, прибыли и себестоимости, в нее включаемых, можно отметить, что имеется возможность для регулирующего воздействия на уровень тарифа через его структурные компоненты. В работе предложены направления действий по оптимизации тарифа, которые позволят способствовать приведению его в соответствие с динамикой развития экономической ситуации в отрасли.
С точки зрения затрат предусматривается снижение потребляемой электроэнергии и экономия средств на оплате труда путем приведения производительности труда в соответствие с уровнем предшествующего периода.

Реализация рекомендуемых мероприятий в расчете прибыльной части должна состоять в отказе от планируемого уровня ожидаемой прибыли и перехода к ее нормированию на уровне 40 % от создаваемой предприятием себестоимости. Внедрение более масштабных и действенных мероприятий по различным направлениям хоть и может дать больший эффект, но в будущем, тогда как сейчас оно окажется сопряжено со значительными расходами и вложениями (к примеру - замена оборудования).

Предприятия трубопроводного транспорта, осуществляющие свою деятельность в Западно-Сибирском регионе, сталкиваются в настоящий момент с проблемой аварийности на их трубопроводах. Проистекает эта проблема из срока эксплуатации данных сооружений, к настоящему времени уже составляющего значительную величину. Аварийность на транспортных предприятиях вызывает потерю грузов. В случае трубопроводного транспорта авария - это еще и ущерб, нанесенный экологии региона, а при соответствующем стечении обстоятельств - и планеты. Для обеспечения безаварийности работ по транспорту нефти и нефтепродуктов необходимо осуществлять замену устаревшего и изношенного оборудования, обеспечивать всему оборудованию соответствующие инструкциям изготовителя условия и режимы эксплуатации.

Открытое акционерное общество «Сибнефтепровод» учреждено в соответствии с Указами Президента Российской Федерации от 17.11.92г. №1403 «Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно - производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения» и от 01.07.92г. №721 «Об организационных мерах по преобразованию государственных предприятий, добровольных объединений государственного комитета Российской Федерации по управлению государственным имуществом» от 05.05.94г. №975 - Р и является правопреемником Производственного объединения магистральных нефтепроводов Западной и Северо - Западной Сибири.

На основании решения собрания акционеров ОАО «Сибнефтепровод» от 1 июня 1997 года (протокол №1) и распоряжения территориального управления по Ленинскому административному округу от 26.06.97г. №2020 произведена перерегистрация Устава акционерного общества «Сибнефтепровод». Устав приведен в соответствие со статьями 1, 48, 94 Федерального закона «Об акционерных обществах».

Основными видами деятельности акционерного общества являются:

- транспортировка нефти по магистральным трубопроводам (схема

нефтепроводов в приложении1 );

- поставка нефти потребителям, подключенным к магистральным трубопроводам, в том числе на экспорт;

- хранение нефти, исходя из балансов, пропускной способности

трубопроводов, с учетом интересов производителей и потребителей нефти.

Затраты, включаемые в себестоимость, составляют 44,6%, причем 86,5% из них составляют эксплуатационные затраты, 5,1% - налоги в составе себестоимости и оставшиеся 8,4% - отчисления в фонды. Чистая прибыль составляет 31,3% от тарифной выручки, налог на прибыль - 16,8% и налоги, относимые на финансовый результат - 7,3%.

Нефтетранспортный тариф используется по следующим направлениям: на оплату налогов и сборов (включая сбор за перекачку нефти) 29,5%; на обеспечение надежности и безопасности нефтепроводного транспорта 39,1%; эксплуатационные расходы 20,5%; расходы на оплату труда 6,8%; содержание социальной сферы 4,1%.

Затраты на управление оцениваются в 2,3% от суммы прямых затрат (или менее 1,5% от тарифа), 1,5% себестоимости направляется на научно-исследовательские и конструкторские работы. Плата за использование земель пока несущественна. Все виды страхования занимают 2% тарифной выручки. Расходы на страхование поделены приблизительно в равных долях между себестоимостью и прибылью.

Прямые затраты в тарифной выручке занимают около 62%, прибыль 22%, налоги на прибыль и учитываемые в себестоимости, включая сбор за перекачку нефти, 22,5%. Прибыль в тарифной выручке равна сумме чистой прибыли и налогов. На капитальные вложения в целом по системе расходуется около 25% тарифной выручки, в том числе 70% прибыли. В расчет средств на развитие не включают инвестиции на строительство новых трубопроводов.

Затраты по содержанию, эксплуатации и ремонту основных производственных фондов (ОПФ) занимают большой удельный вес в себестоимости транспорта нефти.

Важным элементом эксплуатационных затрат являются амортизационные отчисления амортизационные отчисления. Доля этих затрат возросла в связи с переоценкой основных фондов, вводом новых мощностей после реконструкции и технического перевооружения. Удельный вес статьи “Амортизация” в общей структуре затрат увеличился более чем на 13%. Затраты на материалы складываются в основном из расходов, связанных с обслуживанием и ремонтом ОПФ. Доля их в общей структуре не превышает 2%.За анализируемый период в структуре себестоимости существенно возросла доля затрат по статье “Ремонтный фонд”: с 3,97 в 2014 г. до 16,6% в 2015 г., т.е. почти на 13%.

1.2 Оценка влияния экономических и организационно-технических условий на эффективность использования производственных ресурсов

В ОАО «АК «Транснефть» разработана и внедрена Комплексная программа диагностики, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов на 2016-2017 годы. Программа составлена на основе данных диагностики технического состояния магистральных нефтепроводов и сложившихся грузопотоков, исходя из минимума объемов, необходимых для поддержания технической и экологической безопасности системы нефтепроводного транспорта. Внедрение комплексной системы внутритрубной диагностики позволило снизить количество отказов на нефтепроводах по сравнению с началом 90-х годов более чем в 10 раз.

Система нефтепродуктопроводов способна обеспечить транспортировку на региональные рынки страны 54,5 млн. тонн нефтепродуктов в год от 13 (из 25) НПЗ России. Кроме того, федеральная система нефтепродуктопроводов позволяет осуществлять транспортировку 7,5 млн. тонн нефтепродуктов от двух НПЗ Белоруссии (Полоцк, Мозырь) и 1,5 млн. тонн от НПЗ Украины (Лисичанск). Жесткие связи с нефтеперерабатывающими заводами, строго ориентированные грузопотоки, незначительная разветвленность сети нефтепродуктопроводов, наличие на всех направлениях развитой сети автомобильных и железных дорог не позволяют системе нефтепродуктопроводов доминировать на рынке транспортных услуг.

Внешние факторы, влияющие на эффективность использования производственных ресурсов: цены на материалы, сырье и энергию, а также особенности законодательства по отнесению различных статей затрат к себестоимости.

Расходы на покупку электроэнергии определяются в соответствии с расходом энергии и мощности и с учетом ожидаемых цен на энергию. Планирование расхода энергии на перекачку выполняется в соответствии с объемом работ по участку по прогрессивной удельной норме расхода электроэнергии.

Планирование мощности осуществляется по группам разных объектов в масштабах одной энергосистемы (или группы энергосистем) на основании совокупной программы их работы и с учетом режимов энергопотребления.

К косвенным затратам относятся все виды затрат, которые не фиксируются на тарифном объекте, а учитываются на уровне предприятия, в том числе расходы на связь; на оплату услуг банка, платежи за землю и природные ресурсы; на централизованное финансирование НИОКР, имеющих системное значение (1,5% от суммы затрат, включаемых в себестоимость).

Косвенные затраты распределяются по тарифным объектам для включения их в тариф путем деления их на грузооборот н умножения на длину участка, т.е. пропорционально грузообороту.

На нефтегазовую отрасль России, как крупнейшего экспортёра газа в мире, влияют многочисленные внешние факторы - и геополитическая обстановка в мире, и конъюнктура мировых энергетических рынков, прежде всего, европейского, среднеазиатского и азиатско-тихоокеанского, а в перспективе и северо-американского рынка. Однако существует три основополагающих фактора риска - это неопределенность будущих цен на нефть и газ, неопределенность емкости экспортных рынков для природного газа из России, затраты на транзит.

В настоящее время экспортные поставки российского газа в Европу осуществляются на основе долгосрочных контрактов, цены в которых привязаны к ценам на нефть и нефтепродукты. Методом статистической регрессии установлено, что более 94% изменений цен поставок газа на границе ЕС объясняются колебаниями средней за восемь месяцев цены на нефть Brent.

Усиление конкуренции и угроза снижения прибыли производителей. В ближайшие 10-15 лет на европейский рынок будут выходить новые страны-поставщики нефти и газа из Северной Африки, Средней Азии, Казахстана, Закавказья и Ближнего Востока с достаточно низкой себестоимостью добычи и транспортировки газа.

Новым фактором стали валютные риски. Так, большинство старых долгосрочных экспортных контрактов России на поставки в Европу номинированы в долларах. Спотовые поставки будут номинироваться в евро. В связи с этим изменение курса валют может привести к заметному изменению долларовых цен.

Вторым фактором риска является динамика спроса на поставки российского газа. Неопределенность емкости европейского рынка для природного газа из России обусловлена двумя составляющими - во-первых, неопределенностью относительно объемов будущего спроса на газ в Европе, и, во-вторых, неопределенностью относительно той доли, которую российский газ сможет получить на рынке. Рассмотрим спрос. Его определяют следующие основные факторы:

Экологические требования, в частности, в рамках Киотского протокола, могут способствовать более быстрому росту спроса на газ.

Внутренние факторы, влияющие на эффективность использования производственных ресурсов: использование основных фондов, затрат труда, энергии, материалов

Амортизация начисляется на фонды, непосредственно относимые к объекту согласно проектной и другой исполнительной документации по установленным нормам. Амортизация фондов технологического назначения, связанных с несколькими тарифными объектами, и других фондов (за исключением объектов, используемых для выполнения функций ремонтного обслуживания), учитываемых в качестве общецеховых, при расчете тарифов относится на тарифные объекты пропорционально стоимости основных фондов, непосредственно закрепленных за объектами.

Нормы отчислений в ремонтный фонд устанавливаются с учетом годовых объемов капитального ремонта и других капиталоемких мероприятий на поддержание надежности трубопроводов.

К особенностям затрат в нефтепроводном транспорте относится дарование в составе себестоимости специфических статей: нормативные потери нефти; расходы на капитальный ремонт.

Средства ремонтного фонда, в том числе средства на диагностику нефтепроводов, не израсходованные в текущем году, резервируются и переходят в ремонтный фонд будущего года. Не израсходованные в текущем году средства ремонтного фонда не могут быть направлены на иные цели, кроме капитального ремонта основных средств, включающего приобретение материалов и запасных частей для этих целей. В случае использования средств ремонтного фонда на иные цели сумма нецелевого использования прибавляется к прибыли отчетного периода и облагается налогом на прибыль.

Непрерывное оснащение системы транспорта и хранения нефти и газа совершенной техникой и понижение в производство новых рабочих и специалистов требуют дальнейшего расширения и улучшения производственно-технического и экономического обучения работников, овладения ими методами научного руководства, широкого использования математических методов и электронно-вычислительной техники.

Для выполнения этих задач необходима систематическая работа по подготовке и переподготовке кадров. С этой целью созданы институты повышения квалификации руководящих работников и специалистов, организованы факультеты повышения квалификации при высших учебных заведениях. Предусмотрено также широкое развитие системы курсов, учебных комбинатов и других форм обучения рабочих.

На сегодняшний день списочная численность по ОАО «Сибнефтепровод» составила 9778 человек, в том числе по трубопроводу 7 992 человека, по охране 1 468 человек, по прочим видам деятельности 317 человек.

Общество имеет следующие филиалы:

Таблица 1. Филиалы ОАО «Сибнефтепровод»

№ п/п.	Название филиала	Адрес филиала
1	«Тюменское управление магистральных нефтепроводов»- «Тюменское УМН»	г. Тюмень, ул. Геологоразведчиков,2 «А»
2	«Ишимское УМН»	г. Ишим, Тюменская обл., ул. Ленина, д.66 «А»
3	«Тобольское УМН»	г. Тобольск, Тюменская обл., ул. Ремизова, 53
4	«Нижневартовское УМН»	г. Нижневартовск, Тюменская обл., ул. Индустриальная, 83
5	«Нефтеюганское УМН»	г. Нефтеюганск, Тюменская обл., ул. Набережная,1
6	«Сургутское УМН»	г. Сургут, Тюменская обл., ул. Кукуевицкого,14
7	«Ноябрьское УМН»	г. Ноябрьск, Тюменская обл., ул. Советская,35
8	«Урайское УМН»	г. Урай, Тюменская обл., ул. Ленина, 100
9	«Тюменский ремонтно - механический завод» - «ТРМЗ»	г. Тюмень, пос. Антипино
10	«Тюменское специализированное управление по предупреждению и ликвидации аварий на МН» - «СУПЛАВ»	г. Тюмень, пос. Антипино
11	«Тюменская база производственно - технического обслуживания и комплектации оборудования» - «ТБПТОиКО»	г. Тюмень, ул. Велижанский тракт,7
12	«Специализированное транспортное управление» - «СТУ»	г. Тюмень, ул. Щербакова,215
13	«Тюменский учебный центр» - «ТУЦ»	г. Тюмень, ул. Пермякова,2 «В»
14	«Служба безопасности» - «СБ»	г. Тюмень, ул. Геологоразведчиков,2 «А»
15	«Управление эксплуатации социальных объектов» - «УЭСО»	г. Тюмень, ул. Геологоразведчиков,2 «А»

По состоянию на 01.01.2016 г. ОАО «Сибнефтепровод» эксплуатирует двадцать шесть нефтепроводов.

Протяженность нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» на 01.01.2016 г. составляет:

- в однониточном исчислении - 9 771,6 км;

- в трассовом исчислении - 8 761,5 км;

- трассы в коридорном исчислении - 5 753,4 км.

Раскладка общей протяженности нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» по диаметрам показана на рис. 1.

Рис.1. Раскладка нефтепроводов по диаметрам

 377 мм 25,1 км 0,3%

426 мм 19,6 км 0,2%

530 мм 1047,9 км 10,7%

720 мм 602,1 км 6,2%

820 мм 697,9 км 7,1%

1020 мм 2695,1 км 27,6%

1220 мм 4683,9 км 47,9%

Возрастной состав нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» на 01.01.2016 год представлен на рисунке 2:

Рис.2. Возрастной состав нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» на 01.01.2016 г.

46% - 20-30 лет

31,5% - 10-20 лет

13,3% - до 10 лет

9,2% - 30-33 года

0% - свыше 33 лет

Резервуарный парк ОАО «Сибнефтепровод» состоит из 153 резервуаров общей емкостью 2 590 т. м. по строительному номиналу в том числе. 113 штук - 20 000 м.; 26 штук - 10 000 м.; 14 штук - 5 000 м. 147 РВС используются для транспорта и хранения нефти. Два РВС по 20 000 м в резерве (НПС Варьеган) и четыре РВС по 5 000 м. (НПС Тюмень - 3) используются под светлые нефтепродукты. Общая емкость по строительному номиналу составляет 2545,2 т.м., потенциальная полезная емкость - 2035,47 т.м. По возрастному составу парк характеризуется следующими данными:

Рис.3. Возрастной состав резервуаров ОАО «Сибнефтепровод»

54% - 20-30 лет

31% - 10-20 лет

12% - свыше 30 лет

3% - до 10 лет

В 2015 году ОАО «Сибнефтепровод» приняло от производителей в систему транспорта ОАО «АК «Транснефть» 238 075,562 тыс.тн. нефти, что на 10,2% больше чем в 2014 году, за счет увеличения объемов добычи (таблица 2):

Таблица 2. Транспортировка нефти

Прием от производителей	Ед.изм.	2014 г.	2015 г.	% к 2014 г.
ЗАО «Арчнефтегеология»	тыс.тн.	29,636	234,409	791,0
ЗАО «ЛУКОЙЛ - АИК»	тыс.тн.	1 972,424	1 935,658	98,1
ООО СП «ВАТОЙЛ»	тыс.тн.	2 889,582	2 486,537	86,1
ЗАО «ЛУКОЙЛ - Пермь»	тыс.тн.	0,000	501,301
ЗАО «Назымская НГРЭ»	тыс.тн.	10,216	8,930	87,4
ОАО «Назымгеодобыча»	тыс.тн.	0,000	1,957
ЗАО «Нортгаз»	тыс.тн.	0,000	146,740
ООО «Сургутгазпром»	тыс.тн.	689,945	828,968	120,1
ЗАО «Обьнефтегеология»	тыс.тн.	231,608	348,642	150,5
ЗАО «СИНКО ННП»	тыс.тн.	90,946	118,482	130,3
ЗАО «Турсунт»	тыс.тн.	308,730	308,609	100,0
ОАО «Соболь»	тыс.тн.	426,702	470,171	110,2
ОАО «Варьеганнефтегаз»	тыс.тн.	2 512,355	2 598,226	103,4
ОАО «Варьеганнефть»	тыс.тн.	1 360,832	1 515,547	111,4
ОАО «ИНГА»	тыс.тн.	16,130	12,934	80,2
ОАО «Когалымнефтепрогресс»	тыс.тн.	1 040,051	1 093,124	105,1
ОАО «Корпорация Югранефть»	тыс.тн.	360,185	378,066	105,0
ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз»	тыс.тн.	12 361,502	12 944,143	104,7
ОАО «Сибур - Тюмень»	тыс.тн.	25,120	1,879	7,5
ОАО «Ноябрьскнефтегаз»	тыс.тн.	20 054,576	25 296,833	126,1
ОАО «НК «Роснефть-Пурнефтегаз»	тыс.тн.	9 221,806	9 374,114	101,7
ОАО «Негуснефть»	тыс.тн.	528,118	642,801	121,7
ООО «ГЕОЙЛБЕНТ»	тыс.тн.	800,438	879,132	109,8
ООО «Белые ночи»	тыс.тн.	740,182	288,555	39,0
ОАО НК «Магма»	тыс.тн.	268,155	246,224	91,8
СТ ЗАО «ГОЛОЙЛ»	тыс.тн.	49,258	243,690	494,7
ОАО «Тюменнефтегаз»	тыс.тн.	2 180,485	2 163,424	99,2
ОАО «ТНК - Нягань»	тыс.тн.	2 930,940	2 958,175	100,9
ОАО «Сургутнефтегаз»	тыс.тн.	43 436,454	48 726,554	112,2
Прием всего:	тыс.тн.	216 061,517	238075,562	110,2

Сдача нефти смежным ОАО МН в 2015 году составила 237 551,509 тыс.тн. (нетто), что на 10% больше уровня 2014 года (таблица 3):

Таблица 3. Сдача нефти смежным ОАО МН в 2015 году

Сдано смежным ОАО МН	Ед.изм.	2014 г.	2015 г.	% к 2004г.
Уралосибирские МН	тыс.тн.	96 703,333	109 944,63	113,7
Северо - Западные МН	тыс.тн.	94 046,562	102 463,511	108.9
МН Центральной Сибири	тыс.тн.	9 384,466	8 391,308	89,4
Транссибирские МН	тыс.тн.	15 756,573	16 708,296	106,0
Отгружено для топлива	тыс.тн.	55,585	43,751	78,7
Итого сдано:	тыс.тн.	215 946,519	237 551,509	110,0

Суммарное увеличение объемов транспортировки нефти по смежным ОАО МН в 2015 году в сравнении с 2014 годом обусловлено увеличением приема нефти у производителей в систему транспорта ОАО «АК «Транснефть» в границах ОАО «Сибнефтепровод».

Снижение поставки нефти ОАО МН «Центральной Сибири» в 2015 году произведено за счет перераспределения грузопотоков ОАО «АК «Транснефть» в связи с уменьшением заказов транспортировки грузоотправителей в данном направлении.

По состоянию на 01.01.2014 год ОАО «Сибнефтепровод» осуществляло прием нефти от производителей объемно - массовым статистическим методом (по РВС) на 5 СИКН. В течении 2015 года проведены работы по реконструкции СИКН (на базе массомеров) - СИКН введены в эксплуатацию и переведены на массовый динамический метод учета.

1.3 Выявление возможностей повышения уровня использования производственного потенциала

Перспективное развитие трубопроводного транспорта. В целях обеспечения стратегических и экономических интересов России планомерно и комплексно прорабатываются четыре направления экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ через территорию России: северобалтийское, каспийско-черноморско-средиземноморское, центрально-европейское и восточно-сибирское. По прогнозам, предполагается рост добычи, переработки и экспорта нефти в России. В ближайшее время планируется увеличить добычу нефти в Тимано-Печорском регионе, а в более отдаленной перспективе - в Каспийском регионе и Восточной Сибири. Проблема экспорта российской нефти из новых регионов может быть решена за счет развития:

- на западе страны - нового северобалтийского направления;

- на востоке - тихоокеанского (в ближайшее время) и восточно-сибирского направлений (в долгосрочной перспективе);

- на юге - каспийско-черноморского направления.

Cтратегические и экономические интересы России тесно связаны с увеличением объемов транзита нефти стран СНГ. Транзит нефти будет способствовать как загрузке существующих мощностей системы магистральных нефтепроводов, так и строительству новых трубопроводов.

Анализ потребления нефтепродуктов в регионах России и прогнозная оценка экспортных потоков при условии сохранения существующих рынков и зон влияния нефтяных компаний позволяют предположить следующие объемы трубопроводного транспорта нефтепродуктов:

2015 год - 25...27 млн. тонн, из них на внутренний рынок - 9...10 млн. тонн, на экспорт - 16...17 млн. тонн;

2020 год - 27...29 млн. тонн, из них на внутренний рынок - 10...11 млн. тонн, на экспорт - 17...18 млн. тонн.

Основными задачами ОАО «АК «Транснефтепродукт» на перспективу являются:

- сохранение и развитие действующей системы нефтепродуктопроводов, поддержание ее в работоспособном состоянии, обеспечение надежности, промышленной и экологической безопасности;

- реконструкция и техническое перевооружение действующих нефтепродуктопроводов с целью увеличения загрузки;

- увеличение разветвленности действующих нефтепродуктопроводов и создание новых направлений трубопроводного транспорта нефтепродуктов;

- совершенствование тарифов и структуры издержек производства.

Увеличение разветвленности и создание новых направлений позволят не только повысить загрузку действующей нефтепродуктопроводной сети, но и будут способствовать реализации программы развития портов России, цели которой - реконструкция действующих и строительство новых морских перевалочных комплексов на российском побережье Балтийского и Черного морей.

Использование трубопроводного транспорта нефтепродуктов экономически целесообразно. Тарифы на транспорт по системе трубопроводов останутся ниже тарифов на железнодорожные перевозки, что позволит:

- ликвидировать разбалансированность транспортных связей путем рационализации транспорта нефтепродуктов;

- снизить транспортную составляющую цены экспортных нефтепродуктов, повысив эффективность экспорта;

- повысить безопасность и обороноспособность России, а также уменьшить экономическую зависимость от стран транзита.

Анализ современного состояния и перспектив развития магистрального трубопроводного транспорта России позволяет сделать следующий вывод: трубопроводный транспорт имеет хорошие перспективы развития.

Перспективные проекты требуют государственной поддержки, прежде всего, в организации финансирования проектов, особенно экспортных направлений, а также в заключении многосторонних соглашений со странами, через которые осуществляется транзит российских углеводородов.

Кроме того, необходимо оперативное корректирование тарифных ставок за транспортировку углеводородов с учетом затрат на развитие трубопроводных систем.

Основными задачами в части транспортировки нефти ОАО «Сибнефтепровод» в 2016 году являются:

- оказание услуг по транспортировке нефти согласно договора подряда с ОАО «АК «Транснефть»;

- контроль за ходом реконструкции СИКН нефтегазодобывающих предприятий;

- проведение опытных испытаний системы «Банк качества нефти».

В 2006 году планируется ввод нового ПСП на ТПНД «Приобский» ОАО

«Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз» (пункт отправления Демьянское), на базе массовых расходомеров - срок ввода февраль.

Перекачка нефти за 2015 год составила 238189,522 тыс. тн. (нетто), что на 10,4% больше, чем в 2014 году (215811,146 тыс. тн. нетто).

Грузооборот в 2015 году составил 245300,9 млн. тн. км. Рост грузооборота в сравнении с уровнем 2014 года (221330,8 млн. тн. км.) составил 10,8%.

Увеличение объемов транспортировки нефти по более длинным маршрутам (ОАО «Транссибирские МН», ОАО «Северо-Западные МН», ОАО «Урало-Сибирские МН») и увеличение приема нефти у производителей обусловили рост перекачки и грузооборота по отношению к 2014 году.

Нефть, не соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858 от производителей не принималась и смежным ОАО МН не сдавалась.

Выручка, начисленная за оказанные услуги по хранению нефти, в 2015 году составила 37 902.8 т.р. (без НДС), в том числе по договору подряда - 28 366,2 т.р.

2. Теоретико-методические положения по повышению эффективности использования производственных ресурсов предприятия

1.4 Обоснование современных методов и средств повышения эффективности использования производственных ресурсов

Магистральный газопровод - газопровод, включающий в себя лупинги, отводы, компрессорные и газораспределительные станции и предназначенные для подачи газа на дальнее расстояние. Газопровод - трубопровод, предназначенный для транспорта газа, т.е. для подачи его из пункта добычи, получения или хранения в пункт потребления. Магистральные газопроводы сооружают из стальных труб диаметром от 325 до 1420 мм включительно и с рабочим давлением 5,5 и 7,5 Мпа.

Газ по газопроводу движется либо за счет энергии пластового давления, либо за счет энергии, передаваемой газу компрессорной станции, распложенными вдоль газопровода. Магистральный газопровод - сложное инженерное сооружение, включающее в себя: головные сооружения; линейную часть: линейные (промежуточные) компрессорные станции; станции подземного хранения газа; газораспределительные станции.

Головные сооружения - комплекс сооружений, предназначенных для подготовки газа к транспорту (очистке, осушке, одоризации). Сооружают вблизи газовых промыслов.

Линейная часть. Очищенный и осушенный на головных сооружениях газ поступает в газопровод, по которому его перекачивают к месту распределения или потребления. Линейная часть магистрального газопровода включает различные комплексы сооружений и установок, с помощью которых обеспечивается надежность и долговечность работы трубопровода и его сооружений, оперативный сбор информации и дистанционно управление процессом транспорта газ, бесперебойная устойчивая связь по трассе газопровода.

Газопровод сооружают постоянного или переменного диаметра в одну или несколько ниток, которые укладывают параллельно. Причем параллельные газопроводы можно сооружать как на всем протяжении от начальной до конечной точки газопровода, так и на отдельных его участках. Трубопроводы, уложенные на отдельных участках газопровода, параллельно ему для увеличения производительности и надежности его работы, называются лупингами.

По трассе газопровода через каждые 20-25км устанавливают крановые узлы, включающие в себя запорные устройств, обводные линии и продувочные свечи.

Для предохранения от эрозионного разрушения почвы вдоль трассы газопровода предусматриваются противоэрозионные сооружения: укрепления берегов рек, озер, оврагов в местах прохождения газопроводов, организованный отвод ливневых и паводковых вод. Для предохранения металла труб от почвенной коррозии используют установки катодной и протекторной защиты, а от блуждающих токов - установки электродренажной защиты.

Вдоль трассы газопровода сооружают линии технологической связи, объекты телемеханики, позволяющие осуществить оперативное руководство процессом транспорта газа и собирать основные параметры работы, как самого газопровода, так и его сооружений.

Компрессорные станции - комплекс сооружений газопровода, предназначенный для очистки, компремирования и охлаждения газа.

Технологическая схема компрессорной станции позволяет проводить весь комплекс мероприятий, связанных с эксплуатацией и ремонтом всего оборудования станции.

Газораспределительная станция - комплекс сооружений газопровода, предназначенных для снижения давления, очистки, одоризации и учета расхода газа перед подачей его потребителю. Газораспределительную станцию сооружают в конечном пункте магистрального газопровода и на всех отводах. На газораспределительной станции газ может поступать с различным давлением и температурой. Технологическая схема газораспределительной станции должна обеспечивать надежную работу в течение не менее двух недель без вмешательства обслуживающего персонала. Для этого схема содержит дополнительные защитные устройства, обеспечивающие бесперебойную работу

газораспределительной станции при выходе из строя основных регулирующих устройств.

Главная особенность организации ОАО «Сибнефтепровод» в своей деятельности является то, что она не производит определенного вида продукцию.

Открытое акционерное общество «Сибнефтепровод» транспортирует нефть по магистральным нефтепроводам, то есть доставляет уже готовый продукт заказчику. Так же может хранить нефть, исходя из балансов, пропускной способности трубопроводов, с учетом интересов производителей и потребителей. Данная организация занимается оказанием услуг, так как доставляет нефть или нефтепродукты от поставщика к заказчику (потребителю).

Если говорить о технологических процессах, то основой в 2007 году будет являться постоянный, бесперебойный контроль за состоянием трубопроводной системы, проведение различных видов ремонта, в случае необходимости и т.д. ОАО «Сибнефтепровод» строго следит за состоянием МН, за процессом перекачки, при необходимости разрабатываются и вносятся корректировки.

ТОР и ППР оборудования линейной части нефтепроводов будут производиться силами ЛЭС в соответствии с «Регламентом по организации и планированию работ по техническому обслуживанию, ремонту оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов ОАО МН» согласно утвержденным графикам. Отревизируется 1 682 линейных задвижки, 2 602 вантуза, 231 камера пуска, приема СОД.

Аэровизуальное обследование трасс нефтепроводов обычно выполняют с использованием самолетов АН - 2 и вертолетов МИ - 8 согласно графикам по двадцати пяти маршрутам с периодичностью:

- два раза в неделю зимой, летом;

- три раза в неделю весной, осенью.

Протяженность обследуемых коридоров трасс нефтепроводов составляет:

5 753,4 км. В 2015 году для выполнения работ по облету трасс израсходовано 216737 тыс.руб.

Обследование и ремонт двадцати двух защитных сооружений на линейной части выполняются в соответствии с планом - графиком ППР линейной части.

Внутритрубная очистка нефтепроводов и промывка резервных ниток, не оборудованных камерами пуска, приема ОУ, будет осуществляться ежеквартально. В 2017 году планируется плановая очистка 39 886 км нефтепроводов и промывка 33 резервных ниток. Очистка нефтепроводов будет проводиться только скребками СКР - 1 производства ОАО ЦТД «Диаскан».

К 2017 году разработана и согласована с ОАО «АК «Транснефть» «Программа по приведению трасс ОАО «Сибнефтепровод» до нормативов на 2015 - 2018 г.г.», в соответствии с которой в 2017 году выполнятся следующие работы:

- доведение заглубления МН до нормативов - 29,6 км при плане 29,6 км;

- расчистка трасс нефтепроводов от кустарника - 78 км при плане 78 км;

- установка знаков обозначенности трасс МН (обновление знаков) - 5054 шт. при плане 5054 шт.;

- строительство вдольтрассовых проездов - 10,3 км при плане 0 км;

- оборудование переходов нефтепроводов через автомобильные и железные дороги защитными кожухами согласно требованиям СНП 2.05.06 - 85 - 13 шт. при плане 13 шт. ;

- ремонт ограждений и площадок обслуживания запорной арматуры на ЛЧ МН и узлах КПП СОД - 101 шт. при плане 101 шт. ;

- реконструкция и ремонт КПП СОД - 13 шт. при плане 13 шт. ;

- установка герметичных ковров - 189 шт. при плане 189 шт. ;

- установка сигнальных знаков на ПП МН через судоходные реки - 4 шт. при плане 4 шт.

С целью недопущения аварий усилен контроль за соблюдением технологии при производстве капитального ремонта как со стороны технического надзора, так и со стороны служб эксплуатации.

2.2 Совершенствование методического обеспечения по определению эффективности использования производственных ресурсов

Экономическая сущность резервов повышения эффективности функционирования предприятия состоит в наиболее полном и рациональном использовании потенциала предприятия для увеличения объемов производства при наименьших затратах.

Значение резервов в развитии предприятия очень велико. В результате улучшения использования средств и предметов труда, сокращения затрат рабочего времени достигаются значительный рост производительности труда, неуклонное снижение себестоимости продукции и повышение рентабельности производства, особенно на современном этапе, так как непрерывное наращивание темпов производства немыслимо без постоянного выявления и использования внутренних резервов.

Выявление и обоснование резервов должно проходить с учетом их классификационной принадлежности и руководствуясь основными принципами поиска резервов. В данном случае это принцип комплексности, то есть сбалансированности по трем основным моментам процесса труда (средств труда, предметов труда и трудовых ресурсов). Наибольший резерв, выявленный по одному из ресурсов, не может быть реализован, если не достает резервов по другим ресурсам.

Так же при предварительном определении направлений поиска резервов необходимо выделить "узкие места" в повышении эффективности производства. По этому принципу необходимо выделить участки производства, где не выполняется план, или имеются потери сырья, простои техники, потери рабочего времени.

Поиск и обоснование неиспользованных возможностей является следующим шагом после проведения анализа использования средств. В данном случае поиск и оценка резервов будет происходить по такому направлению деятельности как магистральный транспорт газа. Осуществление мероприятий по реализации резервов сопровождается улучшением производственно-экономических результатов функционирования производственного управления магистральных газопроводов, в частности технико-экономических показателей.

Динамика технико-экономического уровня производства проявляется в показателях интенсификации использования производственных и финансовых ресурсов. Следовательно, совершенствование управления всеми факторами интенсификации должно отражаться в динамике производительности труда, амортизационной отдаче и продолжительности производственного цикла. По изменению этих показателей можно характеризовать эффективность предлагаемых мероприятий.

Возможности по рациональному использованию средств КСУ рассматриваются по трем направлениям: организационному, технико-технологическому и организационно-управленческому. Выявленные резервы будут носить интенсивный характер.

Как уже было отмечено, что критерием для оценки эффективности ремонтных работ должно стать качество. А соответственно результатом и оценочным показателем станет срок окупаемости ремонта и увеличение межремонтного периода. В данном случае оснащение предприятия новой техникой и применение новых технологий при осуществлении ремонтных работ позволит повысить эксплуатационные характеристики трубопроводной системы.

Положительное влияние управленческих мероприятий оценить очень сложно, но, по мнению экспертов, положительный результат на половину зависит от адекватности, правильности и своевременности принятия решения по возникшей проблеме.

Для быстрого и незамедлительного принятия решения необходима достоверная информация, представленная в понятном и удобном для восприятия и анализа виде. Систематизация информации управленческого учета позволит высшему иерархическому звену принимать решения в соответствии со сложившейся ситуацией на предприятии.

Выявленные резервы, в той или иной степени влияют на увеличение коэффициента производительного времени и уменьшение длительности одного ремонта. Однако комплекс мер должен включать те предложения, которые предприятие сможет провести в планируемом периоде для увеличения количества капремонтов.

Факторы, оказывающие влияние на рациональное использование трудовых ресурсов можно объединить в четыре группы: организационно- технические, экономические, социальные и оздоровительно-профилактические. Совершенствование технологии имеет значение лишь тогда, когда создаются соответствующие организационные условия, трудовая деятельность людей объединена в определенную систему. До последнего времени меньше внимания уделялось социально-экономическим факторам, которые также обуславливают рациональное использование рабочего времени. Современный уровень развития производства и рост культурно-образовательного и технического уровня работающих не позволяет ограничиваться только материально-техническими и организационными факторами.

Особенно наглядно социальные последствия проявляются при внедрении новых технологий, которые в корне изменяют условия труда и организацию производства.

Механизм действия всех факторов на эффективность использования рабочего времени неодинаковы. Если факторы, связанные с развитием техники и технологии, организации производства и труда, оказывают непосредственное влияние, то социальные и экономические - в основном косвенное, через отношение человека к труду, через его умение, знания и навыки.

Так, например, рост образовательного уровня не оказывает непосредственного влияния на эффективность использования рабочего времени, но воздействует на человека, формируя и умножая его способности, умение выполнять сложные операции высокого качества с минимальными потерями рабочего времени. Кроме того, образование оказывает влияние на духовное развитие человека. Следовательно, эффективность использования рабочего времени может достигаться за счет не только умелости, но и сокращения потерь, вызываемых нарушениями трудовой и технологической дисциплины, более активного участия в рационализации и изобретательстве, внедрении новой техники. Все факторы, влияющие на эффективное использование рабочего времени, находятся в тесном взаимодействии, потому что производственный процесс, как соединение различных элементов производства, не может происходить нормально, если отсутствует хотя бы один из элементов.

В состав аварийно - ремонтных служб ОАО «Сибнефтепровод» по плану 2017 год входит 29 ЛЭС, состоящих из 38 звеньев; 7 ЦРС, состоящих из 7УАВР, 7 УОН, 12 УУД общей численностью 1346 человек.

В 2017 году в соответствии с планом будет произведена реконструкция 13 узлов откачки нефти на камерах пуска, приема СОД резервных ниток нефтепроводов с установкой насосов НВН 50/350 и 12НА94.

В 2017 году будут выполняться работы по обработке трасс нефтепроводов от нежелательной растительности с применением химического препарата «Раундап» в объеме 1165 га.

Работы, планируемые в 2017 году, определяются: «Комплексной программой диагностики, техперевооружения и капремонта объектов магистральных нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод».

В соответствии с планом реконструкции введутся в эксплуатацию 80,91 км: 18,0 км нефтепроводаУБКУА - 2 на участке НПС Демьянское - НПС Уват в полном комплексе с вдольтрассовыми сооружениями; 22,68 км нефтепровода Сургут - Полоцк на участке 358 - 379 км; 28 км нефтепровода Шаим - Тюмень на участке 376 - 410 км (вынос участка нефтепровода из пром. зоны г. Тюмени); 12,23 км нефтепровода НКК на участке 17 - 30 км (обход г. Мегиона).

В 2017 году в соответствии с утвержденным графиком ОАО «АК «Транснефть» планируется провести аттестацию трех участков нефтепровода УБКУА НПС Муген - р. Иртыш 180 - 424 км, р. Иртыш - НПС Торгили 444 - 641 км, НПС Торгили - НПС Юргамыш 641 - 890 км с сохранением проектного разрешенного давления. По всем участкам выданы Свидетельства об аттестации, согласованные с ОАО «Гипротрубопровод».

С целью повышения надежности и эффективности эксплуатации механо -технологического оборудования ОАО «Сибнефтепровод» в 2017 г. будут выполнены следующие объемы работ по капитальному ремонту и техническому перевооружению.

Техперевооружение и реконструкция план 2017 г. - 159 441 т.р.

Таблица 4. Техперевооружение и реконструкция

№ п/п	Наименование работ	Ед.изм.	План	Факт	Примечание
1	2	3	4
1	Реконструкция подпорной насосной НПС «Торгили» - 1	НПС/т.р.	1/72069
2	Реконструкция приточно - вытяжной вентиляции закрытой стоянки машин АВП ЛПДС «Самотлор»	сист/т.р.	1/536
3	Реконструкция очистных сооружений промстоков ЛПДС «Конда»	сист/т.р.	1/8304
4	Реконструкция системы пожаротушения НПС «Ягодное»	сист/т.р.	1/1940
5	Бурение артскважины НПС «Вагай»	шт/т.р.	1/776
6	ПИР будущих лет	т.р.	13318
7	Замена оборудования	т.р.	62498
	Итого	т.р.	159441

На 1. 01. 2016 г. в ОАО «Сибнефтепровод» эксплуатируется 83 нефтеперекачивающих станций, в том числе 16 НПС неработающих (15 выведенных в СБС и 1 законсервирована). Доля амортизации НПС в составе затрат составила 30 %

В целях повышения эффективности работы насосного оборудования в ОАО «Сибнефтепровод» в 2017 году планируется капитальный ремонт 18 магистральных агрегатов, при плане 18 МНА и 11 подпорных, при плане 11 ПНА с заменой роторов, установкой пластичных муфт и частичным ремонтом фундаментов. В 2017 году реконструкция объектов ТРМЗ не планируется. Средний коэффициент загрузки площадей ТРМЗ на 2017 год планируется в размере 0, 85.

3. Обоснование мероприятий по повышению эффективности использования производственных ресурсов предприятия

3.1 Разработка мероприятий рационализации производственного потенциала

Одним из направлений повышения эффективности принятия управленческих решений может быть формирование концепции о выборочном ремонте магистральных трубопроводов.

В данный момент решения о ремонте трубопровода по итогам диагностики принимаются на основе очередности, то есть на участке трубы продиагностированной в первом квартале 2016 года будут производится ремонтные работы в первоочередном порядке, а далее в соответствии с установленным планом.

Данная методика принятия решения не всегда себя оправдывает, из-за возможных аварий и порывов трубопровода, который диагностировался в более поздние сроки и срок ремонта данного участка еще не наступил.

В связи с этим необходимо выбрать критерии, которые будут браться за основу при принятии решения о выборочном ремонте трубопровода. То есть необходимо определять более приоритетные участки трубы для ремонта, где в данный момент времени износ составляет наивысший уровень и количество дефектов превышает установленные нормы. Причем решения о ремонте трубы на основе диагностики должны приниматься на основе совокупного количества критериев и параметров, так как выработать однозначные критерии в общем случае невозможно.

При обосновании методики необходимо рассматривать предприятие как логистико-ориентированную систему, то есть уровень сервиса и надежности предоставляемых услуг должен обеспечивать предприятию конкурентоспособность и, соответственно, увеличивать объем его прибыли.

Подход к анализу информации, выбор участков трубопроводной системы, которые должны обладать повышенной надежностью, постановка приоритетных задач капитального ремонта во многом зависят от производственного опыта, профессиональной интуиции и квалификации руководителя, а также от постоянно меняющейся производственной ситуации.

Пересмотр методики принятия управленческих решений о выборочном ремонте трубопровода на основе диагностирования позволит сократить возможность возникновения аварийных ситуаций по причине износа, устаревания и появления дефектов на линии трубопровода. Так как ликвидация аварии ведет к более значительным затратам, как материальным, так и трудовым, чем расходы на планово-предупредительные ремонты.

Основными моментами модернизации механизма принятия управленческих решений о выборочном ремонте газопровода по результатам диагностики должны стать: во-первых, решение о капитальном ремонте отдельного участка трубопровода должно приниматься с учетом его вклада в общую надежность всей трубопроводной системы и в повышение уровня сервиса всей системы трубопроводного транспорта предприятия.

Во-вторых, механизм принятия решения должен носить непрерывный поэтапно-циклический характер. Поэтапность заключается в корректировке решения на каждом иерархическом уровне управления с учетом дополнительной информации, поступающей на этот уровень. Цикличность и непрерывность процесса принятия решения заключаются в корректировке решения на основе информации об отклонениях плановых показателей от фактических.

В-третьих, предложенные характеристические показатели, отражающие степень концентрации дефектов на участке трубопровода, рекомендуется использовать при принятии решений о ремонте на высших иерархических уровнях.