Характеристика ОАО "Сургутнефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общие сведения о предприятии

Открытое акционерное общество «Сургутнефтегаз» - одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. «Сургутнефтегаз» отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий. 16 декабря 2011 года компания «Сургутнефтегаз» приступила к разработке Северо-Талаканского нефтяного месторождения. Это третье месторождение на территории Якутии.

Талаканское месторождение - одно из крупнейших российских месторождений нефти. Его извлекаемые запасы нефти по категории C1 составляют 105,5 млн. тонн, запасы газа - 44 млрд. кубометров, газового конденсата - 375 тыс. тонн. Извлекаются эти запасы хорошо - они лежат на глубине около километра, и скважины дают хороший дебет. К тому же Талакан подключен к меганефтепроводу Восточная Сибирь-Тихий океан, по которому якутская нефть может легко попасть на рынки стран азиатско-тихоокеанского региона.

С 2004 года, когда «Сургутнефтегазу» (СНГ) было передано право на разработку центральной части Талакана (ранее ее разрабатывали структуры нефтяной компании ЮКОС, СНГ вложил в разработку этого месторождения (с учетом стоимости покупки лицензии и развития социальной инфраструктуры) 217 млрд. рублей. А извлек из недр Якутии, включая добычу на Алинском участке, в прошлом году 3,3 млн. тонн нефти. А ведь именно якутские месторождения нефти должны стать драйвером стабилизации объемов добычи нефти «Сургутнефтегаза». «В течение последних нескольких лет добыча «Сургутнефтегаза» постепенно снижалась - с 65,5 млн. тонн в 2006 до 59,5 млн. тонн в 2010-м. Целевой показатель на 2011 год составляет 60,7 млн. тонн, при этом в течение следующих пяти лет добыча должна стабилизироваться на уровне 61-62 млн. тонн в год из-за роста добычи на Талаканском месторождении и прекращения снижения на ключевых месторождениях благодаря новым технологиям и планам по росту бурения».

Месторождение разделено на три отдельных блока: Центральный, Восточный и Таранский. Извлекаемые запасы нефти на Талаканском месторождении по категории C₁ составляют 105,449 млн. тонн, по категории С₂ - 18,132 млн. тонн, запасы газа по категории С₁ - 43,533 млрд. кубометров, по категории С₂ - 19,634 млрд. кубометров, запасы конденсата по категории С₁ - 375 тыс. тонн.

Нефтепродуктивные пласты Талаканского месторождения расположены довольно близко к поверхности земли - на глубине от 1000 до 1200 метров. Скважины характеризуются высоким дебитом. Однако в отличие от месторождений Западной Сибири на Талаканском лицензионном участке нефть залегает в карбонатных отложениях.

Уже в этом году, объем добычи нефти на Талаканском месторождении увеличится до 5,3 млн тонн. За девять месяцев 2011 года компания пробурила в Якутии 34,3 тыс. метров поисково-разведочного бурения (в полтора раза больше, чем за аналогичный период прошлого года) и прирастила запасы нефти по категории С1 на 8,8 млн тонн. В три раза по сравнению с прошлым годом увеличены объемы сейсморазведочных работ 2D, в четыре - 3D.

Общее число людей, задействованных в проекте освоения Талаканского месторождения, превышает 8 тыс. человек. Сейчас эти люди сначала доставляются самолетом до Якутска, а уж потом на вертолетах Ми-26 и Ми-8 - до самого Талакана, где «Сургутнефтегаз» построил для этих целей вертодром длиной 300 м. Но эта транспортная схема, по мнению компании, не соответствует динамике развития проекта. Поэтому на месте вертодрома до конца будущего года будет построена железобетонная взлетно-посадочная полоса длиной 3100 метров, которая позволит принимать суда Ту-154, Boeing 737-400, MIL-26Е, а также воздушные суда классом ниже.

Компания определяет свою миссию следующим образом: «Компания создана, чтобы энергию природных ресурсов обратить во благо человека. Способствовать в регионах деятельности Компании долгосрочному экономическому росту, социальной стабильности, содействовать процветанию и прогрессу, обеспечивать сохранение благоприятной окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов».

Сбытовые предприятия. Основные рынки сбыта компании - регионы Северо-Запада России. В настоящее время розничная сеть Сургутнефтегаза представлена 5 торговыми компаниями: «Калининграднефтепродукт», «Киришиавтосервис», «Новгороднефтепродукт», «Псковнефтепродукт», «Тверьнефтепродукт». На конец 2009 года торговые компании располагают 301 АЗС, большая часть которых представляет собой современные автозаправочные комплексы с широким спектром услуг. Сбытовые предприятия имеют 28 нефтебаз для хранения топлива.

Выгодное географическое положение сбытовых предприятий определяется близостью к нефтеперерабатывающему заводу компании, а также благодаря пролегающим по территории деятельности междугородным и международным трассам с большими потоками автомобильного транспорт.

2. Характеристика производственного процесса

Основная деятельность нефтегазодобывающего управления связана с разработкой нефтяных месторождений с целью добычи нефти и газа, их первичной обработкой и дальнейшей перекачкой на нефтяные базы ОАО «Сургутнефтегаз». К особенностям предприятия следует отнести добычу нефти в сложных, уникальных условиях болотистой местности, основная часть месторождений НГДУ - это низкопроницаемые залежи нефти; всё это требует поиска новых технологических приёмов, научных исследований.

Текущее состояние разработки месторождений НГДУ «Талаканское месторождение» определяет доминирующую роль механизированного способа добычи нефти. Для этого используются установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) и скважинные штанговые насосы (СШН). Применение прочего оборудования находится на уровне экспериментальных работ.

На добычу с помощью УЭЦН приходится основной объем жидкости (нефти). Эксплуатация установок электроцентробежных насосов является наиболее высокотехнологичным, но и самым дорогостоящим способом. Эксплуатационный нефтяной фонд скважин более 1900 единиц, 76 процентов которых эксплуатируются с помощью УЭЦН.

3. Основные технико-технологические особенности производства

Технологическая политика «Талаканское УТТ» направлена на увеличение производственных мощностей, обновление фондов, снижение затрат на добычу и переработку нефти. Специалисты подразделения проводят тщательную работу по изучению и конкурсному отбору лучших предложений рынка техники и технологий, учитывая технический уровень, качество, цену, совместимость с имеющимися технологиями и экологическую безопасность.

Рассмотрим применяемую управлением систему разработки нефтяных месторождений.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пласта, и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения предусматривает выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района.

Система разработки включает в себя схему и план разбуривания залежей с учетом мероприятий по воздействию на пласт. Схема разбуривания - это схема расположения скважин на залежи и расстояние между скважинами. План разбуривания предусматривает объемы, место и очередность бурения скважин. Мероприятия по воздействию на пласт определяют систему воздействия и методы повышения нефтеотдачи.

Различают системы разработки залежей на естественных (природных) режимах и с поддержанием пластового давления. Так как все месторождения «Талаканское УТТ» разрабатываются с поддержанием пластового давления методом заводнения, то более подробно остановимся на этой системе разработки нефтяных месторождений.

В настоящее время применяются следующие виды заводнения:

Законтурное - нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами.

Приконтурное - нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны.

Внутриконтурное заводнение имеет целый ряд разновидностей:

- блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке 3 (трехрядное заводнение) и 5 (пятирядное заводнение).

Разновидностями блокового заводнения являются:

- осевое заводнение - для узких вытянутых залежей;

- центральное заводнение - для небольших залежей круглой формы;

- кольцевое заводнение - для больших круглых залежей;

- очаговое и избирательное заводнение - для усиления воздействия на слабо выработанные участки залежи;

- барьерное заводнение - применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи;

- площадное заводнение - разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку.

Эта система разработки обладает большей активностью по сравнению с вышеуказанными системами и наиболее широко применяется на месторождениях «Талаканское УТТ». Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной отношения количеств нагнетательных и добывающих скважин. Самыми распространенными являются 5-точечная, 7-точечная и 9-точечная системы, расстояния между скважинами 300, 400, 500, 600 и 700 метров.

Рассмотрим методы повышения нефтеотдачи и интенсификации притока.

Большинство месторождений, разрабатываемых «Талаканское УТТ», находятся на поздних стадиях разработки, характеризуются значительной выработкой запасов высокопродуктивных залежей и высокой обводненностью. В течение длительного времени эксплуатации скважин происходит ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта, вследствие попадания в пласт солевого раствора при глушении скважин, отложения асфальто-, смолисто-, парафиновых веществ и т.д.

Кроме того, к трудноизвлекаемым относится высокая доля запасов нефти (низкопроницаемые коллекторы, залежи с водонефтяными зонами). Эксплуатация скважин, расположенных в этих зонах, осложняется низкими дебитами и приемистостью скважин, высокой обводненностью и высоким газовым фактором.

В связи с этим повышение эффективности разработки месторождений, а в конечном итоге, и достижение проектных уровней добычи нефти, приобретает большое значение, ввиду чего проводится большой объем работ по повышению нефтеотдачи и увеличению производительности скважин.

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:

- гидродинамические методы;

- физико-химические методы;

- тепловые, микробиологические и другие методы.

В НГДУ «Федоровскнефть» наиболее широко применяются первые две группы методов, поэтому рассмотрим их более подробно.

К гидродинамическим методам относятся:

нестационарное заводнение;

форсированный отбор жидкости;

вовлечение в разработку недренируемых запасов;

барьерное и очаговое заводнения.

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя:

- циклическое заводнение;

- изменение направления фильтрационных потоков.

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.

Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Приступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

Очаговое заводнение - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.

Рассмотрим физико-химические методы.

Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов - одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он оказывает воздействие не только на призабойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи. При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности - 88%.

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полимеров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов - выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении.

Существуют следующие технологии с использованием полимеров:

- полимерное заводнение (закачка оторочки) на неоднородных по проницаемости объектах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;

- комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами; применяется на поздней стадии разработки;

- воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля приемистости и интенсификации добычи нефти;

- циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;

- циклическое воздействие на продуктивный пласт полимерсодержащими поверхностно-активными системами;

- щелочно-полимерное заводнение;

- полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.

Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднородностью и слабой гидродинамической связью. Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти.

К модифицированным технологиям относится воздействие на обводненные продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАА суспензий глин. Их применение заключается во внутрипластовом регулируемом образовании дисперсных вязкоупругих систем между химическими реагентами и водонефтенасыщенной породой. Это позволяет увеличить нефтеотдачу на поздней стадии разработки, когда традиционные методы малоэффективны.

Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является щелочное заводнение. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи. При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязкостью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелочное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.

Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).

На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия на пласт. В отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы способны к саморазвитию, т.е. размножению и усилению биохимической активности в зависимости от физико-химических условий среды.

Нефтегазодобывающее управление «Талаканское УТТ» успешно сотрудничает с научно-исследовательским институтом «СургутНИПИнефть», что позволяет внедрять новые техники и технологии, тем самым повышая эффективность производственного процесса.

4. Специфика организации труда при осуществлении основных технологических процессов

В аппарате «Талаканское УТТ» организованы функциональные отделы; производственно-технический, геологический, плановый, отдел труда и заработной платы, бухгалтерия, отдел капитального строительства, производственный отдел по обустройству нефтяных месторождений, сметно-договорная группа, отдел комплектации, отдел экспертизы, отдел материально-технического снабжения, отдел главного энергетика, отдел главного механика, отдел охраны труда и техники безопасности, отдел кадров, маркшейдерско-геодезическая служба, хозяйственный отдел, технический архив, профком, отдел быта.

Отдел организации труда и заработной платы способствует:

1) созданию благоприятных условий для высокоэффективного труда работников участка, бригады;

2) рациональному использованию работниками рабочего времени;

3) улучшению санитарно-гигиенических условий и соблюдению техники безопасности;

4) повышению культуры производства;

5) сокращению применения ручного и тяжелого физического труда.

В НГДУ применяются различные графики работы в зависимости от объектов, на которых используются работники.

Существуют объекты нефтедобычи, такие как ДНС (дожимные насосные станции), КНС (кустовые насосные станции), ЦППН (цех подготовки и перекачки нефти) и другие, где по причине повышенной опасности работающего оборудования применяется непрерывный режим работы.

В зависимости от условий труда управлением применяются различные формы организации труда. Под условиями труда понимается совокупность факторов производственной среды и трудового процесса, оказывающих влияние на работоспособность и здоровье работника. При опасных (экстремальных) условиях труда работников обеспечивают средствами защиты, специальной одеждой, лечебно-профилактическим питанием, назначают повышенную оплату труда и компенсационные выплаты, предоставляют ежегодный дополнительный оплачиваемый отпуск.

Также для рационализации рабочих мест применяются различные режимы рабочего времени. При работе с опасными объектами применяется режим сменной работы (работа в две, три или четыре смены). При сменной работе каждая группа работников должна производить работу в течение установленной продолжительности рабочего времени в соответствии с графиком сменности. Работа в течение двух смен подряд запрещается.

5. Особенности маркетинговой деятельности предприятия

Сбыт в НГДУ «Талаканское УТТ» носит централизованный характер. Вся продукция, произведенная управлением, далее поступает главному управлению ОАО «Сургутнефтегаз». Именно оно занимается реализацией продукции на рынке. Производством нефтепродуктов занимается структурное подразделение компании, ООО «ПО «Киришнефтеоргсинтез». Это единственный нефтеперерабатывающий завод на Северо-Западе России.

ООО «ПО «Киришнефтеоргсинтез» является общепризнанным лидером в своем регионе и производит все виды топлива, продукцию, пользующуюся большим спросом в нефтехимической и лакокрасочной промышленности, на предприятиях бытовой химии и в строительной индустрии. Товарную номенклатуру предприятия составляют неэтилированные автомобильные бензины, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, мазуты, нефтяные битумы, углеводородные сжиженные газы, нефтяная ароматика и растворители, полиалкилбензол, линейный алкилбензол, нефтяные парафины, серная кислота, сера, кровельные материалы. Завод производит около 80 наименований нефтепродуктов и экспортирует около 80% процентов своей продукции. Она конкурентоспособна, высококачественна и экологична.

За 2009 год объем производства нефтепродуктов ООО «ПО «Киришнефтеоргсинтез» составил 19,54 млн. т.

В последние годы деятельность компании в сфере реализации нефтепродуктов направлена на поддержание и усиление конкурентных преимуществ в регионах сбыта, завоевания доверия клиентов. Для реализации этих задач на сбытовых предприятиях проводятся работы по модернизации действующих АЗС, строительству новых автозаправочных станций и комплексов, расширению ассортимента реализуемых нефтепродуктов, товаров и услуг, обеспечению бесперебойных поставок топлива, повышению уровня сервиса.

Возросший спрос на топливо на внутреннем рынке России и эффективная маркетинговая работа позволили увеличить товарооборот в 2007 году в сравнении с 2006 годом на 8,9%, а в 2008 году в сравнении с 2007 годом еще на 9,6%. Среднесуточная реализация нефтепродуктов через 1 АЗС выросла в 2008 году на 7,7%.

Во всех сбытовых обществах продолжается обновление основных фондов: строительство новых автозаправочных станций и комплексов с широким спектром услуг (гостиница, стоянка, кафе, автомойка, автосервисы, магазины), реконструкция и модернизация имеющихся АЗС, в ходе которых обновляется внешний вид, устанавливается новое современное оборудование.

За последние два года введены в эксплуатацию 13 новых АЗС, реконструированы 14 АЗС. На настоящий момент в сбытовом секторе компании действует 301 АЗС, на 9 из которых осуществляется отпуск сжиженного газа.

Сбытовые предприятия предоставляют своим клиентам дополнительные услуги по обслуживанию, среди которых возможность наличного и безналичного расчетов по банковским и топливным картам, разнообразие сопутствующих товаров и услуг, скидки. Расчеты с помощью электронных пластиковых карт, используемых для оплаты топлива, приобретения товаров и оказания всевозможных услуг, получения скидок, по итогам 2008 года занимают более 30% всех производимых расчетов.

Особое внимание компания уделяет качеству реализуемых нефтепродуктов. В каждом сбытовом обществе созданы и функционируют собственные испытательные лаборатории анализа нефтепродуктов, в которых осуществляется тщательный контроль качества на всех этапах движения топлива.

6. Механизмы формирования затрат на производство продукции (работ, услуг)

По окончании отчетного периода в НГДУ складывается сумма затрат на добычу нефти и газа по месторождениям.

В НГДУ ведется аналитический учет и калькулируется производственная себестоимость нефти и газа попутного в разрезе статей затрат, определенных действующими нормативными актами по каждому месторождению.

Распределение расходов между себестоимостью добычи нефти и газа попутного в НГДУ производится в соответствии с действующей Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа.

В аппарат ОАО «СНГ» ежемесячно предоставляются калькуляции себестоимости производства нефти и газа по НГДУ всего и по отдельным месторождениям в составе НГДУ.

Сумма калькуляций по месторождениям должна быть равна сумме по сводной калькуляции НГДУ. Калькуляция с начала года, как по месторождениям, так и в целом по НГДУ, должна быть равна сумме калькуляций помесячных ее составляющих.

Таблица 1. Распределение расходов

Смета затрат по месторождениям включает в себя следующие экономические элементы:

1. сырье и основные материалы;

2. вспомогательные материалы;

3. топливо;

4. энергия;

5. затраты на оплату труда;

6. отчисления на социальные нужды;

7. амортизация основных фондов;

8. услуги вспомогательных производств НГДУ;

9. прочие расходы.

Смета затрат в целом по НГДУ содержит в себе те же элементы, что и смета по месторождениям, за исключением комплексного элемента «Услуги вспомогательных производств НГДУ». Данный комплексный элемент, в свою очередь, расшифровывается по указанным выше элементам 1-7, 9.

В аппарат ОАО ежемесячно предоставляются сметы затрат по месторождениям и в целом по НГДУ. Сумма сметы затрат по месторождениям должна соответствовать общей сумме затрат по НГДУ без внутрипроизводственного оборота.

Смета сначала года, как по месторождениям, так и в целом по НГДУ, должна быть равна сумме смет за каждый предыдущий месяц. Сводная смета по НГДУ с учетом внутрипроизводственного оборота должна быть равна сводной калькуляции по НГДУ.

Общепроизводственные (общепромысловые) расходы НГДУ полностью включаются в себестоимость продукции основного производства (нефти и попутного газа) пропорционально затратам по статье калькуляции «Расходы на оплату труда производственных рабочих».

Работы и услуги, выполненные цехами вспомогательного производства в порядке оказания услуг в рамках НГДУ, подразделениям ОАО и на сторону, списываются на соответствующие затратные счета и счета реализации по планово-расчетным ценам на основании документации, подтвержденной потребителем. Отклонения стоимости оказанных услуг (кроме взаимных услуг вспомогательных производств) по планово-расчетным ценам от фактической себестоимости этих работ и услуг за вычетом отклонений, приходящихся на оказанные сторонним предприятиям работы и услуги, относятся на соответствующие статьи затрат производств цехов потребителей пропорционально объему услуг, оказанных по планово-расчетным ценам. В случае оказания цехами вспомогательного производства друг другу взаимных услуг их отклонения относятся на соответствующие статьи производств в ЦДНГ или бригадах добычи по такому же принципу. Если в данном месяце таких услуг основному производств оказано не было, то отклонения вспомогательного производства закрываются на общепромысловые расходы НГДУ.

План по себестоимости продукции НГДУ начинают составлять из расчета себестоимости по технико-экономическим факторам для того, чтобы определить изменение себестоимости товарной продукции в планируемом году по сравнению с себестоимостью прошлого (базисного) года в результате влияния на ее уровень различных природных, технических, технологических и организационных факторов.

После расчета влияния отдельных факторов на себестоимость продукции составляют сводный расчет изменения себестоимости товарной продукции в планируемом периоде по сравнению с базисным.

Следующим этапом составления плана по себестоимости продукции НГДУ является расчет затрат на производство, цель которого - определение общей суммы плановых затрат на производство промышленной продукции.

Для составления сметы затрат требуется осуществить следующие расчеты:

1. Расчеты затрат, включаемых в себестоимость добычи нефти и газа по прямому признаку: основной и дополнительной заработной платы рабочих основного производства по добыче нефти и газа и отчислений на социальное страхование от этой суммы, амортизационных отчислений от стоимости скважин и прочих основных средств, сметы прочих производственных расходов, относящихся непосредственно на себестоимость добычи нефти и газа, сметы на подготовку производства.

2. Расчеты затрат, относящихся как на основное, так и на вспомогательное производство, а также на работы и услуги промышленного характера на сторону: вспомогательных цехов и планово-учетных подразделений; смет цеховых расходов цехов; сметы общепроизводственных расходов.

Все указанные расчеты и сметы используют для составления свода затрат на производство.

Список литературы

месторождение нефть доотмыв производство

1. Сургутнефтегаз. Северо-Талаканское месторождение введено в эксплуатацию http://neftegaz.ru/news/view/101045/

5. Осипенко И.А. Уменьшение выбросов горючей паровоздушной смеси в атмосферу Научно-техническая работа. Тюмень: Изд-во «Сургутнефтегаз›› 2010.

6. ‹‹Коллективный договор›› от 20.04.2006 г.

7. ‹‹Регламент отдела технической безопасности и защиты окружающей среды›› от 01.02. 2000 г.

8. Отчет ‹‹Динамика изменения рынка›› от 01.03.2010 г.

Размещено на Allbest.ru