Основной костяк предприятия - бригады бурения. Буровая бригада осуществляет непосредственную прокладку нефтяной скважины, ее бурение согласно заданным параметрам. Буровая бригада состоит из четырех вахт, работающих посменно (скользящий график). Руководит бригадой буровой мастер. Также в бригаду входит помощник мастера и два инженера - технолога.

Каждая вахта состоит из бурильщика, первого помбура (он же второй бурильщик), второго и третьего помбуров, слесаря и электрика. Пробуренную скважину после цементирования колонны передают бригадам испытания, которые устанавливают на устье скважины насосно-компрессорное оборудование. Состав бригады испытания аналогичен составу буровой бригады, однако ее численный состав меньше.

Бригады бурения и испытания относятся к структурам районных инженерно-технологических служб (РИТС). К РИТС относится также пуско-наладочная бригада, отлаживающая процесс бурения на вновь смонтированных буровых установках.

Цели и задачи коллектива БПО определяются очень четко и лаконично обеспечение беспрерывного процесса работы основного производства и внедрение нового технологического оборудования. В состав БПО входят четыре цеха:

Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦ БО) занимается ремонтом бурового оборудования на базе. В цехе установлены мощные токарные станки, работают отличные специалисты. Восстанавливают практически любую деталь.

Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения - устанавливает на буровой специальное оборудование, подключает к питанию буровые установки и жилые вагончики, устраняет неполадки в энергоснабжении, специалисты КИПиА проводят телефонные линии.

Цех пароводоснабжения - к нему относятся 23 котельных, расположенных на кустовых площадках.

Цех труб и турбобуров - занимается обеспечением бригад трубами, при переезде также и перевозкой труб на новую кустовую площадку. В цех входит бурплощадка - в ее обязанностях своевременная доставка на буровые технической оснастки, переводников и химреагентов.

В структуру СУПНПиКРС входит также вертодром с нахождением в городе Лянторе, который обслуживает весь комплекс работ по строительству скважин, включая подрядные предприятия, участвующие в цикле строительства скважин. В декабре 2008 года создана РИТС №6 в п. Витим республики Саха (Якутия).

Списочная численность по СУПНПиКРС на начало 2009 года составляет 1459 человек. По вахтовому методу работает 245 человек, все в основном производстве. В том числе из Самары - 47 человек, из Саратова - 160 человек, из Тюмени - 38 человек, из Тюменской, Челябинской, Свердловской областей - 13 человек, из Оренбургской области - 10 человек. Сменность вахт через 15 дней. Таким образом, СУПНП и КРС является к настоящему времени одним из крупнейших структурных подразделений ОАО «Сургутнефтегаз» 15.

2.2 Анализ производственных показателей деятельности предприятия

Повышение эффективности производства достигается, в первую очередь, совершенствованием работы предприятий и их производственно-хозяйственной деятельности. Основными технико-экономическими показателями производственно-хозяйственной деятельности предприятия являются: объем реализуемой продукции и ее качество, производительность труда, использование основных и оборотных средств, нормы затрат материальных средств, себестоимость продукции, прибыль и рентабельность предприятия. Эта система должна объективно оценить основные результаты хозяйственной деятельности. Показатели применяются для планирования производственно-хозяйственной деятельности, учета результатов, отчетности и анализа. В практике хозяйственной деятельности предприятия в настоящее время используются не только количественные (объемные) показатели его деятельности, но и качественные, которые позволяют оценить затраты материальных, трудовых и денежных ресурсов, связанных с выпуском того или иного объема продукции

Основные технико-экономические показатели деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» представлены в таблице А.1

В ходе проведения анализа основных технико-экономических показателей ОАО «Сургутнефтегаз» за 2008-2010 годы следует уделить внимание тем обстоятельствам, которые повлекли за собой их изменение, а именно, в условиях финансово-экономической политики функционировало предприятие на данный период.

В 2008-2010 годах ОАО «Сургутнефтегаз» работало в условиях финансово-экономического подъема и оживления производства в результате значительного подъема цен на нефть и нефтепродукты. В целом ОАО «Сургутнефтегаз» справилось с поставленными задачами и завершило анализируемые периоды с хорошими результатами.

На основе данных таблицы А.1 проанализируем основные технико-экономические показатели ОАО «Сургутнефтегаз» за 2008-2010 годы.

Добыча нефти. Поскольку из года в год из-за ухудшения горно-геологических условий разработки площадей происходит снижение объемов добычи нефти, то доля увеличения и сохранения темпов добычи нефти в 2010 году был проделан большой объем геолого-технических мероприятий.

В целом эксплуатационный фонд уменьшился, из 2595 скважин действующего фонда 935 скважины эксплуатируется центробежными насосами, 1660 скважины эксплуатируется штанговыми насосами. Действующий фонд составляет 89,6 % к эксплуатационному фонду. В бездействии находится 301 скважин, что составляет 10,3 % к эксплуатационному фонду.

Объем добычи нефти в 2009 году составил 3129,7 тыс. тонн, что на 42,9 тыс. тонн больше, чем в 2008 году, а 2010 году составил 3178,2 тыс. тонн, что на 48,5 тыс. тонн меньше, чем в 2009 году.

Обводненность продукции скважин с каждым годом увеличивается. В 2009 году по сравнению с 2008 годом обводненность продукции по ОАО «Сургутнефтегаз» увеличилась с 88,1 до 88,5%, а в 2010 году до 88,6%. Обводненность нефти увеличивается за счет извлечения огромных объемов пластовой и закачиваемой для поддержания пластового давления воды. Необходимо рассмотреть возможность вывода из добываемого фонда скважин с высокообводненной продукцией.

Среднесуточный дебит в расчете на одну скважину за анализируемый период сначала было увеличено с 3,9 до 4,2 т, а затем остался на уровне 4,1 т.

Добыча нефти по способам эксплуатации. В ОАО «Сургутнефтегаз» используют насосную добычу нефти, в том числе ЭЦН и СКН. В 2010 году добыча нефти ЭЦН уменьшилась по сравнению с 2009 годом на 0,6%, а СКН соответственно увеличилось. Это связано с тем, что у ОАО «Сургутнефтегаз» есть в наличии площади, которые позволяют поддерживать дебиты продукции скважин. ЭЦН применяется при эксплуатации высокообводненных скважин.

Ввод новых скважин по ОАО «Сургутнефтегаз». В 2010 году было введено 50 нефтяных и 32 нагнетательных скважин, что меньше на одну нефтяных и восемь нагнетательных скважин, чем в 2009 году.

Эксплуатационный фонд скважин на конец года в 2009 году увеличился по сравнению с 2008 годом на 36 нефтяных и на 22 нагнетательных скважин, а по сравнению с 2010 годом уменьшился на 32 нефтяных и увеличился на 6 нагнетательных скважин.

Среднегодовой действующий фонд добывающих скважин в 2009 году уменьшился на 152 скважин, а в 2010 году вырос на 73. Среднегодовой действующий фонд нагнетательных скважин вырос с 13 до 29.

Межремонтный период работы скважин. В 2010 году нет изменений межремонтного периода работы ЭЦН и СКН по сравнению с 2009 годом . Это говорит о работе предприятия на улучшение качества проводимых ремонтов, в связи с чем сократилось количество преждевременных ремонтов скважин и время на их восстановление.

Ввод основных фондов в 2009 году уменьшился по сравнению с 2008 годом на 26687,7 тыс. руб., а по сравнению с 2010 годом увеличился на 13031,3 тыс.руб. При этом среднегодовая стоимость основных фондов уменьшилась на 830087 тыс.руб.

Численность всего персонала в 2010 году по сравнению с 2009 годом увеличилась на 141 человека и составила 3716 человек.

Себестоимость одной тонны нефти составила 2339,2 руб., что на 300,19 руб. выше показателя 2008 года. Это связано с ростом тарифов налогов и цен на потребляемые товарно-материальные ценности и услуги. Это говорит о целесообразности в ОАО «Сургутнефтегаз» принять комплекс мер по снижению затрат на производство, внедрять новые технологии, которые в следующим году помогут выполнить установленное 100% задание по оптимизации производственных затрат, повысить производительность труда, сохранить численность и поднять уровень заработной платы.

2.3 Анализ показателей затрат производственной деятельности ОАО «Сургутнефтегаз»

2.3.1 Анализ динамики и структуры затрат на производство ОАО «Сургутнефтегаз»

Основу деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» составляют добыча, подготовка и первичная переработка нефти и газа. Себестоимость всей товарной продукции нефтедобывающего предприятия формируется из затрат на добычу нефти и газа, выработку продуктов стабилизации нефти, а также работ и услуг промышленного характера, выполняемых на сторону (пар, вода, капитальный ремонт и т. д.). В составе реализуемой продукции нефтедобывающего предприятия при наличии даже нескольких видов продукции наибольший удельный вес занимает добыча нефти и газа (более 90%).

Исходя из того, что разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с целью добычи нефти является основным видом деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», можно сделать вывод о том, что затраты на добычу нефти складываются из затрат, связанных с использованием в процессе добычи нефти основных фондов, сырья, основных и вспомогательных материалов, топлива, электроэнергии, расходов на капитальный ремонт и прочих услуг производственного характера, затрат на амортизацию, заработную плату и многих других расходов. От того, как складывается и формируется эта группа расходов, будет зависеть величина (размер) прибыли предприятия.

Полная себестоимость товарной нефти ОАО «Сургутнефтегаз» определяется в обобщающем документе - смете затрат на производство товарной продукции.

На основе сметы осуществляется увязка разделов производственно-финансового плана предприятия: по материально-техническому снабжению, по труду, определяется потребность в оборотных средствах и т.д. Все виды бизнес-планов основываются главным образом на показателях сметы. Хозяйственные связи предприятия с поставщиками ресурсов, с финансово-кредитными институтами формируется с использованием сметы затрат на производство .

Динамика затрат на производство, его состав и структура по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2008-2010 гг. представлена в таблице Б.1 . Как видно из таблицы Б.1, себестоимость товарной продукции по ОАО «Сургутнефтегаз» имела за 2008-2010 гг. тенденцию роста. Если в 2008 году затраты на производство продукции составляли 3794115 тыс. руб., то в 2009 году они возросли на 3180282 тыс. руб. или на 83,8%, а в 2010 году по сравнению с 2008 годом на 11,2%. Значительную роль в увеличении затрат на производство продукции сыграло включение в состав затрат с 2008 года НДПИ.

Для того чтобы узнать, за счет какого экономического элемента произошло это увеличение проведем анализ структуры затрат на производство продукции ОАО «Сургутнефтегаз» за 2008-2010 гг. Изучение структуры себестоимости продукции имеет большое значение в деле изыскания путей снижения себестоимости продукции, для ее планирования. Структура затрат на производство по ОАО «Сургутнефтегаз» представлена в соответствии на рисунком 2

Рисунок 2- Динамика структуры затрат на производство по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2008-2010 гг.

Как видно из рисунка 2, в структуре себестоимости товарной продукции за анализируемый период произошли существенные изменения. Если в 2008 г. Наибольший удельный вес занимали прочие денежные расходы - 48,52% (затраты на капитальный ремонт, транспортный налог, расходы по оплате промышленных услуг и работ на сторону, отчисления на научно-исследовательские работы, на покрытие затрат по геолого-поисковым и геологоразведочным работам, расходы на услуги связи, командировочные, содержание охраны и т.д.), то в 2009-2010 гг. его место занял налог на добычу полезных ископаемых. Связано это с тем, что в 2009 году стали включать в состав себестоимости НДПИ. Удельный вес НДПИ в составе затрат на производство продукции в 2009 г. Составляет 37,51%, а в 2010 г. - 43,20%. Расходы по амортизации стали в 2009 г. Занимать меньший удельный вес в составе затрат по сравнению с 2008 г. (8,32% в 2009г. Против 15,66% в 2008 г.). В 2010 году удельный вес амортизации на восстановление стал равен 6,32%. Доля расходов на оплату труда также к 2010 г. Снизилась по сравнению с 2008 г. На 4,68%. Материальные затраты в 2010 году по сравнению с 2008 г. Стали занимать меньший удельный вес в структуре себестоимости (17,85 % в 2010 г. Против 25,58 % в 2008 г.). Доля расходов на энергию, на вспомогательные материалы в структуре затрат на производство продукции в 2010 году по сравнению с предыдущими периодами также имели тенденцию снижения. Существенно не изменились доли в общей сумме затрат расходов на сырье и основные материалы, на топливо.

2.3.2 Анализ себестоимости продукции по элементам затрат

Смета затрат на производство по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2009-2010 гг. приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Смета затрат на производство продукции ОАО «Сургутнефтегаз» за 2009-2010 гг., тыс. руб.

Экономический элемент	2009 год	2010 год	Отклонение от 2009 г., +/-	Рост показателя, %
1	2	3	4	5
1. Материальные затраты	1291960	1384558	92598	107,17
1.1. Сырье и основные материалы	144747	168842	24095	116,65
1.2. Вспомогательные материалы	249320	230456	-18864	92,43
1.3. Топливо со стороны	14305	11809	-2496	82,55
1.4. Энергия со стороны	340508	364806	24298	107,14
2. Расходы на оплату труда	349295	422161	72866	120,86
2.1. Заработная плата	276807	324888	48081	117,37
2.2. Единый социальный налог	50963	56693	5730	111,24
2.3. ДМС	5341	6212	871	116,31
2.4. НПФ	3488	3890	402	111,53
2.5. Добровольной страхование работников от несчастных случаев	4195	21052	16857	501,84
3. Амортизация на восстановление	580412	485116	-95296	83,58
4. Прочие расходы	4752730	5465095	712365	114,99
4.1. НДПИ	2616213	3351205	734992	128,09
4.2. Транспортный налог	1069	3961	2892	370,53
4.3. Прочие денежные расходы	2134673	2109085	-25588	98,80
5. Итого затрат на производство	6974397	7756930	782533	111,22
6. Затраты не входящие в валовую продукцию	173976	165437	-8539	95,09
в т.ч. услуги, оказанные структурными единицам	3154	1164	-1990	36,91
7. Изменение остатка предстоящих расходов	35556	34223	-1333	96,25
8. Изменение остатка незавершенного производства	-	190733	190733	-
9. Расходы нефти и газа на собственные нужды	192157	198149	5992	103,12
10. Производственная себестоимость	6643820	7236834	593014	108,93
Обязательные отчисления	2618057	3356010	737953	128,19
Эксплуатационные расходы	4025763	3880824	-144939	96,40

Как видно из таблицы 1, себестоимость товарной продукции ОАО «Сургутнефтегаз» в 2010 году увеличилась по сравнению с 2009 г. На 8,93% и составила 7236834 тыс. руб. В том числе эксплутационные расходы снизились на 3,60%, обязательные отчисления увеличились на 28,19%.

Производственная себестоимость всей продукции ОАО «Сургутнефтегаз» складывается из затрат на производство и изменения остатка предстоящих расходов и платежей (резервы на вознаграждение по итогам года) за вычетом затрат на услуги не входящие в валовую продукцию, изменении остатка незавершенного производства и расхода нефти и газа на собственные нужды.

Сумма материальных затрат в 2010 году составила 1384558 тыс. руб., что выше уровня 2009 года на 7,17%. Произошел этот рост за счет затрат на сырье и материалы, затрат на энергию и прочих материальных затрат.

В состав затрат на сырье и материалы входят затраты на выработку ШФЛУ, дистиллята, плата за воду, забираемую из водохозяйственных систем. Сумма данных затрат в 2010 году по сравнению с 2009 годом увеличились на 16,65% и составила 168842 тыс. руб.

В элементе «Вспомогательные материалы» которые приведены в таблице 2, отражается стоимость приобретаемых со стороны сырья и материалов, которые входят в состав вырабатываемой продукции, покупаемых материалов, используемых в процессе производства продукции; стоимость глубинных штанговых насосов, запасных частей для ремонта оборудования; износ инструментов, приспособлений; стоимость покупной воды и др. В этот же элемент затрат включается стоимость нефти, потребляемой на собственные технологические нужды и списываемой в виде потерь при ее подготовке, хранении, транспортировке.

Таблица 2 - Расшифровка статьи «Вспомогательные материалы» к смете затрат на производство по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2009-2010 гг.

Вспомогательный материал	Ед.изм.	2009 год	2010 год	Отклонение от 2009 г.	Рост показателя, %
1	2	3	4	5	6
1. Химические реагенты (деэмульгаторы)
Расход реагента	т	425	312	-113	73,49
Удельный расход реагента на 1 т нефти	г	130	98	-32	75,53
Стоимость 1 т реагента	руб.	34241	46724	12483	136,46
Затраты на реагенты	тыс. руб.	14547	14587	40	100,27
Изменения затрат на хим.реагенты за счет		-	-	40	100,27
- добычи нефти	тыс. руб.	-	-	-394	-2,70
- удельного расхода реагента	тыс. руб.	-	-	-3464	-23,74
- стоимости реагента	тыс. руб.	-	-	3897	26,72
Справочно: добыча нефти	тыс.т	3267	3178	-88	97,29
2. Ингибиторы коррозии
Расход ингибитора коррозии	т	818	772	-46	94,44
Удельный расход ингибитора на 1 т нефти	г	250	243	-7	97,06
Стоимость 1 т ингибитора	руб.	33283	37377	4094	112,30
Затраты на ингибиторы	тыс. руб.	27224	28872	1648	106,05
Изменения затрат на химические реагенты за счет		-	-	1648	106,05
- добычи нефти	тыс. руб.	-	-	-737	-2,71
- удельного расхода ингибитора	тыс. руб.	-	-	-778	-2,86
- стоимости ингибитора	тыс. руб.	-	-	3162	11,62
Справочно: добыча нефти	тыс.т	3267	3178	-88	97,29
Продолжение таблицы 2
1	2	3	4	5	6
3. Подземный ремонт
Количество ремонтов	шт.	1646	1805	159	109,66
Расход материалов на 1 ремонт	руб.	2616	4525	1909	172,96
Затраты на подземный ремонт	тыс. руб.	4306	8167	3861	189,67
Изменение затрат на подземный ремонт за счет		-	-	3861	189,67
- количества ремонтов	тыс. руб.	-	-	416	9,66
- расхода материалов на 1 ремонт	тыс. руб.	-	-	3445	80,01
4. Паросиловое хозяйство	тыс. руб.	581	357	-224	61,45
5. Нефть на собственные нужды	тыс. руб.	47541	29390	-18151	61,82
6. Вода от УПТЖ	тыс. руб.	9349	11341	1992	121,31
7. Материалы по сбору и транспортировке нефти	тыс. руб.	12529	11271	-1258	89,96
8. Материалы, используемые в процессе подготовки нефти	тыс. руб.	4767	1169	-3598	24,52
9. Материалы по общепроизводственным и хозяйственным расходам	тыс. руб.	6034	7432	1398	123,17
10. Прочие материалы	тыс. руб.	122442	117870	-4572	96,27
Итого затрат по вспомогательным материалам ОАО «Сургутнефтегаз»	тыс. руб.	249320	230456	-18864	92,43

Как видно из таблицы 2, расходы на вспомогательные материалы в 2009 году снизились по сравнению с 2009 годом на 7,57% и составили 230456 тыс. руб. Изменение произошло в результате:

- увеличения затрат на химические реагенты (деэмульгаторы) на 40 тыс. руб. отрицательное влияние на увеличение затрат оказало применение более дорогих реагентов (стоимость 1 т реагента в 2010 году ниже на 12483 руб.). В результате этого затраты на химические реагенты увеличились на 3897,13 тыс. руб. Положительно на изменение затрат повлияло снижение расхода деэмульгаторов на 112,65 т. В результате этого затраты на реагенты снизились на 3857,13 тыс. руб.

- роста затрат на ингибиторы коррозии по сравнению с 2009 годом на 1648 руб. В том числе за счет снижения удельного расхода ингибитора на 1 т нефти на 7,35 г затраты снизились на 777,78 тыс. руб., вследствие снижения добычи нефти на 11,61% - на 736,65 тыс. руб., а в результате повышения стоимости 1 т ингибитора затраты увеличились на 3162,43 тыс. руб.

- роста затрат на вспомогательные материалы в подземном ремонте по сравнению с 2009 годом на 3861 тыс. руб. (или 89,67%), в том числе за счет увеличения количества подземных ремонтов с 1646 до 1805 шт. на 415,95 тыс. руб., и увеличения расхода материалов на один ремонт на 3445,05 тыс. руб.;

- снижения затрат материалов на выработку пара по сравнению с 2009 годом на 224 тыс. руб.;

- увеличения расходов на воду от УПТЖ на 1992 тыс. руб. в результате увеличение объема потребления и повышения стоимости на 1000 м 3;

- снижения расхода нефти на собственные нужды на 18151 тыс. руб.

В элементе «Топливо» отражается стоимость всех видов топлива, включая и нефть собственной добычи, расходуемой на технологические цели, для выработки всех видов энергии, на отоплении зданий, а также потребляемого агрегата и транспортными средствами, принадлежащими ОАО «Сургутнефтегаз».

В результате снижения потребления сырого газа и ГСМ в 2010 году расходы на топливо по сравнению с 2009 годом снизились на 2496 тыс. руб. (или на 17,45%) и составили 11809 тыс. руб.

Элемент «Электронергия» включает стоимость всех видов покупной энергии, расходуемой на технологические, двигательные, осветительные и другие промышленно-производственные хозяйственные нужды. Расшифровка статьи «Электронергия» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Расшифровка статьи «Электроэнергия» к смете затрат на производство по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2009-2010 гг.

Энергетические затраты	Ед.изм.	2009 год	2010 год	Отклонение от 2009 г.	Рост показателя, %
1	2	3	4	5	6
1.Добыча нефти
Добыча нефти ОАО «Сургутнефтегаз»	тыс.т	3129,7	3178,2	48,5	101,50
Удельный расход электроэнергии на 1 т нефти	кВт?ч /т	163	169	6	103,78
Расход электроэнергии на добычу нефти	тыс. кВт?ч	532590	537755	5165	100,97
Насосная добыча нефти	тыс. кВт?ч	301023	304253	3230	101,07
Комплексная подготовка нефти	тыс. кВт?ч	17585	17807	222	101,26
Перекачка и хранение нефти	тыс. кВт?ч	44490	45645	1155	102,60
Закачка воды в пласт	тыс. кВт?ч	165689	166288	599	100,36
Расход электроэнергии на общепроизводственные нужды	тыс. кВт?ч	3803	3762	-41	98,92
Договорная мощность	кВт	53097	48378	-4719	91,11
Затраты - всего	тыс. руб.	331562	355857	24295	107,33
за кВт?час	тыс. руб.	235625	262177	26552	111,27
за кВт	тыс. руб.	85704	93680	7976	109,31
2. Подъем и подача воды
Объем перекачки воды	тыс. м3	4469	3619	-850	80,98
Удельный расход электроэнергии на 1000 м3 воды	кВт?ч/м3	2042	2298	256	112,52
Расход электроэнергии	тыс. кВт?ч	9127	8316	-811	91,12
Договорная мощность	кВт	1038	762	-276	73,41
Затраты - всего	тыс. руб.	5898	5551	-347	94,12
за кВт?час	тыс. руб.	4016	4075	59	101,47
за кВт	тыс. руб.	1676	1476	-200	88,07
3. Теплоэнергия
Выработка пара	тыс.Гкал	43	39	-4	90,70
Расход электроэнергии	тыс. кВт?ч	1445	1288	-158	89,09
Договорная мощность	кВт	168	120	-48	71,67
Затраты - всего	тыс. руб.	944	864	-80	91,53
за кВт?час	тыс. руб.	636	631	-5	99,21
за кВт	тыс. руб.	271	233	-38	85,98
4. Прочее производственное потребление
Расход электроэнергии	тыс. кВт?ч	2157	2698	541	125,09
Договорная мощность	кВт	145	155	10	107,22
Затраты - всего	тыс. руб.	1210	1623	413	134,13
за кВт?час	тыс. руб.	949	1322	373	139,30
за кВт	тыс. руб.	234	301	67	128,63
5. Пар на технологические нужды	тыс. руб.	894	911	17	101,90
Итого затрат на электроэнергию	тыс. руб.	340508	364806	24298	107,14

Увеличение затрат в 2010 г. На электроэнергию по сравнению с 2008 годом на сумму 24298 тыс. руб. вызвано в основном увеличением потребления электроэнергии и повышением тарифов за 1 кВт-час. В 2010 году повысилось потребление электроэнергии в процессе добычи нефти по сравнению с 2009 годом на 0,97% или 5165 тыс.кВт*часа, в т.ч. на насосную добычу (на 3230 тыс.кВт*час), на комплексную подготовку нефти (на 1,26%), на перекачку и хранение нефти (2,60%), на закачку воды в пласт (0,36%). В процессе подъема и подачи воды в 2010 г. Затраты на электроэнергию снизились по сравнению с предыдущим периодом на минус 347 тыс. руб. вследствие снижения объема перекачиваемой воды. В процессе выработки пара сэкономлены расходы на электроэнергию на минус 80 тыс. руб.

Расходы на оплату труда и социальные отчисления в 2010 году по сравнению с предыдущим периодом увеличились на 73439 тыс. руб. и составили 422161 тыс. руб. Необходимо отметить, что в 2010 году сумма добровольного страхования работников от несчастных случаев возросла по сравнению с 2009 годом на 16857 тыс. руб. (т.е. в пять раз).

Сумма амортизации основных средств в 2010 году снизилась на 95296 тыс. руб. (на 16,42%). Такое снижение амортизационных отчислений связано с выбытием основных средств и передачей части имущества в 2010 году на баланс совместной деятельности.

Как отмечалось выше, прочие денежные расходы занимают значительный удельный вес в структуре затрат на производство. Эти расходы в 2010 году по сравнению с предыдущим периодом увеличились на 613208 тыс. руб. (или 12,64%). В составе прочих расходов наибольший удельный вес занимает введенный в 2009 году в состав себестоимости добычи нефти налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ): в 2009 году - 53,92%, а в 2010 году - 61,32%. Сумма НДПИ в 2010 году увеличилась по сравнению с предыдущим годом на 734992 тыс. руб. и составила 3351205 тыс. руб. Расшифровка статьи «Прочие денежные расходы» представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Расшифровка статьи «Прочие денежные расходы » к смете затрат на производство по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2009-2010 гг.

Элементы затрат	Ед.изм.	2009 год	2010 год	Отклонение от 2009 г.	Рост показателя, %
1	2	3	4	5	6
1.Транспортные расходы - всего	тыс. руб.	333346	381227	47881	114,36
1.1.Транспортные расходы УТТ	тыс. руб.	302936	352042	49106	116,21
1.2.Услуги по перевозке вахт	тыс. руб.	30410	29185	-1225	95,97
2.Услуги связи	тыс. руб.	750	911	161	121,47
3.Услуги, оказываемые производственными единицами	тыс. руб.	272024	302965	30941	111,37
4. Капитальный ремонт - всего	тыс. руб.	524427	472689	-51738	90,13
Капитальный ремонт скважин	тыс. руб.	328633	330655	2022	100,62
- собственными силами	тыс. руб.	39536	5424	-34112	13,72
- подрядным способом	тыс. руб.	289097	325231	36134	112,50
Количество ремонтов скважин	_КВ.	715	372	-343	52,03
- собственными силами	_КВ.	238	10	-228	4,20
- подрядным способом	_КВ.	477	362	-115	75,89
Стоимость одного ремонта скважин	руб.	460	889	429	193,39
- собственными силами	руб.	166	542	376	326,52
- подрядным способом	руб.	606	898	292	148,24
Изменение затрат на капитальный ремонт скважин за счет затрат средств на капитальный ремонт	тыс. руб.	-	-	2022	100,62
Собственными силами:	тыс. руб.	-	-	-34112	-10,38
- количество ремонтов	тыс. руб.	-	-	-37875	-11,52
- стоимости одного ремонта	тыс. руб.	-	-	3763	1,14
Подрядным способом	тыс. руб.	-	-	36134	11,00
- количество ремонтов	тыс. руб.	-	-	-69698	-21,21
- стоимости одного ремонта	тыс. руб.	-	-	105832	32,20
Капитальный ремонт прочих основных фондов	тыс. руб.	195794	142034	-53760	72,54

Транспортные расходы в 2010 году увеличились на 47881 тыс. руб. и составили 381227 тыс. руб. в результате роста затрат по транспорту УТТ на 49106 при сокращении затрат по перевозке вахты на 1225 тыс. руб.

Затраты на капитальный ремонт скважин в отчетном году снизились по сравнению с 2009 годом на сумму 51728 тыс. руб. Как видно из таблицы 4, данное изменение произошло в результате снижения объема капитального ремонта прочих основных фондов на 53760 тыс. руб. и увеличения затрат на капитальный ремонт скважин на 2022 тыс. руб.

Затраты на капитальный ремонт скважин увеличились вследствие повышения стоимости проводимых капитальных ремонтов при сокращении их количества. Количество капитальных ремонтов скважин в 2010 году резко сократилось. Если в 2009 году выполнилось всего капитального ремонта на 715 скважинах, в том числе собственными силами - 238, подрядным способом - 477, то в 2009 году общий объем ремонтов сократился на 48%, т.е. на 343 ремонта (228 и 115 соответственно). Стоимость одного капитального ремонта в 2010 г. Увеличилась на 93,39%, в том числе стоимость капитального ремонта, выполненного собственными силами увеличилась на 376 руб. и составила 542 руб. Стоимость капитального ремонта выполненного подрядным способом увеличилась на 292 руб. и составила 898 руб. Последнее оказало наибольшее отрицательное влияние на изменение затрат на капитальный ремонт скважин. Вследствие увеличения стоимости капитального ремонта выполняемого подрядным способом затраты на капитальный ремонт скважин увеличились на 105832 тыс. руб. Услуги производственных единиц в 2010 году по сравнению с 2009 годом увеличились на 11,37% (30920 тыс. руб.) и составили 302965 тыс. руб.

Таким образом, в 2010 году доля эксплуатационных расходов в составе себестоимости товарной продукции ОАО «Сургутнефтегаз» по сравнению с 2009 годом снизилась на 5,72% (на 144939 тыс. руб.) и составила 56,74%. Доля обязательных отчислений соответственно в 2010 году по сравнению с предыдущим периодом увеличилась на 5,72%(на 737953 тыс. руб.) и составила 43,26%.

2.3.3 Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти

Как уже указывалось выше, для выявления путей снижения себестоимости продукции и, в частности, нефти и газа необходимо изучать ее структуру. Структура производственной себестоимости добычи нефти по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2008-2010 гг. представлена в таблице 5.

Как видно из таблицы 5, себестоимость валовой добычи нефти за 2009 год по сравнению с 2008 годом увеличилась на 3049198 тыс. руб. (или на 84,50%) и составила 6657987 тыс. руб. Себестоимость добычи нефти в 2010 году составила 7434686 тыс. руб., что превышает уровень себестоимости 2009 года на 776699 тыс. руб.

Истощенность запасов, выработанность месторождений, ухудшающиеся горно-геологические условия добычи нефти, техническое состояние применяемой техники, включение в себестоимость добычи нефти НДПИ - всё это привело к увеличению производственной себестоимости добычи нефти.

Анализ структуры себестоимости добычи нефти за 2008-2010 гг. показал, что за эти годы состав затрат не изменился, однако произошли существенные изменения в самой структуре. Для наглядности на рисунке 3, рисунке 4, рисунке 5, приведены диаграммы структуры себестоимости добычи нефти по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2008 -2010 гг.

Рисунок 3 - Структура производственной себестоимости добычи нефти по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2008 год

Если в 2008 году наибольший удельный вес занимала статья «Общепроизводственные расходы» (35,18%), то в 2009 г. Это место заняли прочие производственные расходы (39,31%). В 2010 году наибольший удельный вес занял налог на добычу полезных ископаемых НДПИ - 45,08%. Связано это с тем, что с 2008 года включаться в себестоимость добычи нефти. Значительный удельный вес занимают в структуре себестоимости добычи нефти расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (в 2008 году - 27,36%, в 2009 году - 16,94%, в 2010 году - 16,48%).

Рисунок 4 - Структура производственной себестоимости добычи нефти по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2009 год



Рисунок 5 - Структура производственной себестоимости добычи нефти по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2010 год

Снижение в 2010 году по сравнению с предыдущим удельного веса наблюдается по статьям «Расходы по искусственному воздействию на пласт» (на 1,2%), «Расходы на энергию по извлечению нефти» на (0,06%)., «Амортизация скважин» (на 0,57%), «Расходы по сбору и транспортировке нефти» (на 0,52%), «Расходы по технологической подготовке нефти» (на 0,19%), «Общепроизводственные расходы» (на 3,43%). Незначительное увеличение наблюдается по статьям «Основная заработная плата производственных рабочих» и «Отчисления на социальные нужды» (на 0,09%).

2.3.4 Анализ функциональной связи между затратами, объемом продаж и прибылью

Большую роль в обосновании управленческих решений играет маржинальный анализ, методика которого базируется на изучении соотношения между тремя основными группами важнейших экономических показателей: издержками, объемом производства продукции и прибылью и прогнозировании величины каждого из этих показателей при заданном значении других.

На основе исходных данных, приведенных в таблице 6, найдем точку безубыточности графическим способом в соответствии с рисунком 6 и рисунком 7.

Таблица 6 - Исходные данные для расчета точки безубыточного объема продаж по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2009 -2010 гг.

Показатель	Обозначения	2009 год	2010 год	Отклоне-ние, +/-	2010 г. к 2009 г. в %
Постоянные издержки, тыс. руб.		3670563,00	3615820,00	-54743,00	98,51
Удельные переменные издержки, руб.		914,53	1201,58	287,05	131,39
Общие издержки, тыс. руб.		6657987,00	7434686,00	776699,00	111,67
Объем реализации, тыс.т		3266,60	3178,20	-88,40	97,30
Цена 1 т нефти, руб.		2779,00	3955,00	1176,00	142,32
Выручка от реализации продукции, тыс. руб.		9077881,40	12569781,00	3491899,60	138,47
Прибыль, тыс. руб.		2419894,40	5135095,00	2715200,60	212,20

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 (АБ) и выручки от реализации продукции (ВГ). 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 6 - Зависимость между прибылью, объемом реализации продукции и её себестоимостью по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2009 год

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 7 - Зависимость между прибылью, объемом реализации продукции и её себестоимостью по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2010 год.

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. Точка безубыточного объема продаж в 2010 году сместилась влево, уменьшилась зона убытков и увеличилась зона безопасности предприятия. Можно сделать следующие выводы: при повышении цен нужно меньше реализовать продукции, чтобы получить необходимую сумму выручки для компенсации постоянных издержек предприятия. Увеличение же удельных переменных и постоянных затрат повысило порог рентабельности (точку безубыточного объема продаж) и уменьшило зону безопасности.

2.3.5 Анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности

Аналитический способ расчета безубыточного объема продаж и зоны безопасности предприятия более удобен по сравнению с графическим, так как не нужно чертить каждый раз график, что довольно трудоемко. Можно вывести ряд формул и с их помощью рассчитать данные показатели. На графике поменяем местами переменные и постоянные затраты для того, чтобы в соответствии с определением категории маргинального дохода объединить зону прибыли и зону постоянных расходов ?16?.

Маржинальный доход рассчитывается с использованием формулы (10):

, (10)

где Дм- маржинальный доход (общая сумма), тыс. руб.;

П - прибыли, тыс. руб.;

- сумма постоянных затрат, тыс. руб.

Маржинальный доход можно определить как разность между выручкой от реализации продукции и переменными затратами которые рассчитываются с использованием формулы (11):

, (11)

где В - выручка от реализации продукции, тыс. руб.;

Рн - сумма переменных затрат, тыс. руб.

Точку безубыточности расчитываем с использованием следующей формулы (12):

, (12)

где Т - точка безубыточного объема реализации продукции.

Если заменить максимальный объем реализации продукции в денежном измерении на соответствующий объем реализации в натуральных единицах, то можно рассчитать безубыточный объем реализации в натуральных единицах с использованием формуле (13):

, (13)

где К - объем реализации, тыс.т .

Для определения точки критического объема реализации продукции можно вместо суммы маржинального дохода использовать ставку маржинального дохода в цене за единицу продукции которая рассчитывается с использованием формулы (14):

, (14)

где Дс - ставка маржинального дохода, руб./т. рассчитывается с использованием формулы (15):

, (15)

Тогда формулу можно записать как формулу (16):

, (16)

Ставку маржинального дохода можно представить как разность между ценой и удельными переменными затратами с использованием формулы (17):

, (17)

где Ц - цена единицы продукции, руб.;

V - удельные переменные расходы, руб.

Тогда, преобразовав формулу, критический объем реализации продукции можно рассчитать с использованием формулы (18):

, (18)

Для определения зоны безопасности по стоимостным показателям аналитическим методом используется формула (19)

, (19)

Для одного вида продукции зону безопасности можно найти по количественным показателям с использованием формулы (20)::

, (20)

Используя исходные данные, приведенные в таблице 6, найдем точку безубыточного объема продаж аналитическим методом по формуле (18).

Точка безубыточного объема продаж по ОАО «Сургутнефтегаз» составит:

за 2009 год: ,

за 2010 год:

Таким образом, 1968,69 тыс.т в 2009 году и 1313,21 тыс.т в 2010 году - это тот объем реализации, при котором ОАО «Сургутнефтегаз» не будет иметь прибыли, и не будет нести убытки. Проведенные расчеты свидетельствуют о снижении уровня точки безубыточности на 655,48 тыс.т.

Рассчитаем маржинальный доход (Дм) используя формулу (11):

за 2009 год: Дм =2419894,4+3670563= 6090457,4 тыс. руб.,

за 2010 год: Дм =5135095+ 3615820= 8750915 тыс. руб.

Следовательно, безубыточный объем продаж в денежном выражении, который определяется по формуле (12), равен:

за 2009 год: ,

за 2010 год:

Рассчитаем точку безубыточности в процентах к максимальному объему продаж по формуле (13):

за 2009 год: ,

за 2010 год: .

Из приведенных расчетов можно сделать выводы о том, что безубыточный объем продаж по ОАО «Сургутнефтегаз» в 2009 году составил 1968,69 тыс.т, что в денежном выражении составляет 5471007,09 тыс. руб. или же 60,27 % к фактическому объему производства товарной продукции. Иначе говоря, для того, чтобы ОАО «Сургутнефтегаз» получило в 2009 году прибыль, ему необходимо было произвести продукции свыше 1968,69 тыс.т, с чем предприятие и справилось, так как фактически достигнутый объем производства превысил критический уровень производства товарной продукции и составил 3266,60 тыс.т.

К 2010 году же ситуация значительно изменилась: безубыточный объем продаж составил 1313,21 тыс.т, что в денежном выражении составляет 5193750,09 тыс. руб. или же 41,32 % к фактическому объему производства товарной продукции.

Таким образом, анализ точки безубыточного объема продаж выявил тенденцию снижения этого показателя: точка безубыточности переместилась с 1968,69 тыс.т в 2008 году на 1313,21 тыс.т в 2010 году. Это является положительным явлением. Для того, чтобы ОАО «Сургутнефтегаз» получило в 2010 году прибыль, ему необходимо было произвести продукции свыше 1313,21 тыс.т, с чем предприятие и справилось, так как фактически достигнутый объем производства превысил критический уровень производства продукции и составил 3178,2 тыс.т. На это изменение повлияло три фактора: сумма постоянных затрат, удельные переменные затраты и цена реализации нефти. Проведем факторный анализ точки безубыточности способом цепной подстановки для определения влияния каждого фактора на изменение безубыточного объема продаж используя формулу (18).

,

Общее изменение точки безубыточности составило:

,

в том числе за счет изменения:

- суммы постоянных затрат: ,

- цены реализации продукции: ,

- удельных переменных затрат: ,

Факторный анализ точки безубыточности показал, что в 2010 году его уровень снизился по сравнению с 2009 годом на 655,48 тыс.т и составил 1313,21 тыс.т. На это изменение повлияли три фактора: сумма постоянных затрат, удельные переменные затраты и цена реализации нефти. Наибольшее отрицательное влияние оказало увеличение удельных переменных издержек на 31,39%, в результате чего точка безубыточности увеличилась на 139,42 тыс.т. Вследствие снижения суммы постоянных издержек на 54743 тыс. Руб. (на 1,49%) точка безубыточности переместилась на 29,36 тыс.т влево. Наибольшее положительное влияние оказало увеличение уровня цен на одну тонну нефти - точка безубыточности снизилась на 765,54 тыс.т.

Проанализируем зону безопасности по ОАО «Сургутнефтегаз» за 2008-2009 гг., рассчитывается с использованием формулы (20). Последовательно заменяя базовый уровень каждой составляющей данной формулы на фактический, определим изменение зоны безопасности за счет каждого фактора в отдельности.

или 39,73%,

или 38,06%,

или 38,98%,

или 63,07%,

или 58,68%.

Найдем общее отклонение: ,в том числе за счет изменения:

- объема производства: ,

- суммы постоянных затрат:,

- цены на 1 т нефти: ,

- удельных переменных затрат:,

Анализ зоны безопасности за 2009-2010 гг. по ОАО «Сургутнефтегаз» показал, что в результате влияния ряда факторов, как объем производства, сумма постоянных затрат, цены одной тонны нефти, удельных переменных затрат зона безопасности в 2010 году увеличилась на 18,95%. Наибольшее отрицательное влияние на изменение зоны безопасности оказало увеличение удельных переменных издержек, снижение объема производства. В результате увеличения удельных переменых затрат зона безопасности уменьшилась на 4,39%. Вследствие уменьшения объема производства на 88,40 тыс.т зона безопасности уменьшилась на 1,67%. Снижение суммы постоянных издержек вызвало увеличение зоны безопасности на 0,92%. Наиболее положительно на изменение зоны безопасности повлияло повышение цены на одну тонну нефти. В результате этого зона безопасности увеличилась на 24,09%.

2.3.6 Определение критической суммы постоянных расходов

С помощью маржинального анализа можно установить критический уровень не только объема продаж, но и суммы постоянных затрат, а также цены при заданном значении остальных факторов. Критический уровень постоянных расходов при заданном уровне маржинального дохода и объема продаж рассчитывается с использованием формулы (21):

H=KЧ(Ц-V) (21)

где Н - критический уровень постоянных расходов, тыс. руб.;

К - объем реализации, тыс.т;

Ц - цена за единицу продукции, руб.;

V - удельные переменные расходы, руб.

Используя исходные данные, представленные в таблице 6, найдем критический уровень постоянных издержек производства по формуле (21).

Критический уровень постоянных затрат по ОАО «Сургутнефтегаз» составит:

за 2009 год: Нкр=3266,6?(2779-914,53)= 6090477,70 тыс.руб.,

за 2010 год: Нкр=3178,2?(3955-1201,58)= 8750919,44 тыс.руб.

Смысл этого расчета состоит в том, чтобы определить максимально допустимую величину постоянных расходов, которая покрывается маржинальным доходом при заданном объеме продаж, цены и уровня переменных затрат на единицу продукции. Если постоянные затраты превысят этот уровень, то ОАО «Сургутнефтегаз» будет убыточным. При сумме постоянных издержек равной 6090477,70 тыс. руб. в 2009 году и 8750909,44 тыс. руб. в 2010 году ОАО «Сургутнефтегаз» не имела бы прибыли, но и не несла бы убытков. Фактически постоянные затраты по ОАО «Сургутнефтегаз» в 2009 г. и 2010 г. Сложились в сумме, гораздо меньше критических: в 2009 году постоянные затраты составили 3670563 тыс. руб. (меньше критического уровня на 40%) и в 2010 году - 3615820 тыс. руб. (меньше критического уровня постоянных затрат на 59%).

3 Мероприятия по повышению эффективности производства ОАО «Сургутнефтегаз»

3.1 Характеристика мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов в ОАО «Сургутнефтегаз»

Главная направленность деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» - стабилизация уровня добычи нефти. Для этого в управлении действует специальная программа. В ее основе не только использование традиционных технологий повышения нефтеотдачи, но и внедрение новых прогрессивных технологий. Целенаправленная работа по внедрению мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применению новых технологий и оборудования позволила в последние годы стабилизировать рост добываемой продукции, сократить отбор жидкости, закачиваемой воды, повысить надёжность эксплуатируемого оборудования. Это стало возможным благодаря увеличению объема применения наиболее эффективных третичных методов. В ОАО «Сургутнефтегаз» активно осуществляется внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов ?17?. Несмотря на большое количество имеющихся технологий повышения нефтеотдачи пластов по своему назначению они подразделяются на несколько групп:

- для добывающих скважин - технологии очистки призабойной зоны пласта от асфальто-смолистых и парафиновых отложений АСПО, технология очистки призабойной зоны от загрязнения механическими частицами, технологии очистки призабойной зоны пласта от воды, проникшей при глушениях, технологии ограничения водопритока за счет прорыва ее по пропласткам, технологии ограничения водопритока подошвенной воды, комплексные технологии.

- для нагнетательных скважин - технологии очистки призабойной зоны пластот механических частиц, технологии первичного освоения нагнетательных скважин, технологии изменения профиля приемистости (за счет ОПЗ растворителями, кислотными составами, волновым воздействием, закачкой ПАВ), технологии потокоотклонения и изменения профиля приемистости (закачка загустителей воды, гелей, эмульсий, суспензий), технологии с закачкой реагентов, повышающих вытесняющую способность воды.

- другие физические технологии изменения параметров пласта и пластовых жидкостей (электрофизическое воздействие, возможные виды постоянного волнового воздействия на пласт). По данным технологиям для воздействия на пласт может использоваться как нагнетательная, так и добывающая скважина.

За отчетный год работы по повышению нефтеотдачи пластов проведены на 179 нагнетательных и 207 добывающих скважинах. Дополнительная добыча за счет МУН составила 623,561 тыс.т, в том числе по новым участкам - 109,939 тыс.т. Управление «Нефтехимсервис» в 2010 продолжило работы по повышению нефтеотдачи пластов на объектах ОАО «Сургутнефтегаз». Работы выполнены на 161 нагнетательной скважине и 71 добывающих, по ним дополнительно добыто 72,232 тыс.т нефти.

В целом мероприятия по повышений нефтеотдачи пластов и применению новых технических решений представлена в таблице В.1.

3.2 Экономическое обоснование применения современных технологий МУН

3.2.1 Расчет экономической эффективности внедрения технологии вязко-упругой коллоидной суспензии на основе жидкого стекла (ВУКСЖ)

Интерес к жидкому стеклу значительно возросший в последние годы в нашей стране и за рубежом определяется, наряду с его высокими водоизолирующими свойствами, экологической чистотой производства и применения, негорючестью и нетоксичностью, а также во многих случаях дешевизной, возможностью приготовления на месте потребления и доступностью исходного сырья?18?.

Технология ограничения водопритоков в скважины композициями на основе жидкого стекла направлена на изоляцию вод, поступающих в добывающие скважины за счёт герметизации крепи скважин, или блокирования наиболее промытых высокопроницаемых зон пласта и вовлечение в разработку участков трудноизвлекаемых запасов нефти.

Областью применения технологии является ликвидация нарушений эксплуатационной колонны в зонах с высокой и низкой проницаемостью, изоляция притока подошвенных, нижних и верхних вод, как в терригенных, так и в карбонатных пластах.

Технология может быть использована как в добывающих, так и нагнетательных скважинах при обводнённости не менее 95 % и независимо от вида и степени минерализации изолируемых вод.

Технико-экономические показатели разработанной технологии ограничения водопротока сравниваются с показателями применения технологии повторного цементирования при проведении водоизоляционных ремонтных работ.

Экономический эффект рассчитывается согласно основных положений РД 39-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в

нефтяной промышленности» с использованием формулы (22)::

(22)

где Эt - экономический эффект мероприятия;

Ц - цена реализации нефти на внутреннем рынке без налогов;

DQ?--?--?????????--??????--??????--?????--;

DQж - изменение объема добычи жидкости;

Зпер ж - условно переменная часть себестоимости добычи жидкости;

ЗКРС1 и ЗКРС2 - соответственно затраты на осуществление мероприятия по базовому и новому вариантам;

Кусп1 и Кусп2 - коэффициент успешности по базовому и новому вариантам;

ЗНИОКР - затраты на НИОКР.

Экономический эффект от применения технологии складывается за счет получения прибыли от реализации дополнительно добытой нефти и экономии затрат, связанных с ограничением отбора воды, а также за счет повышения коэффициента успешности проводимых работ по изоляции притока вод в терригенных и карбонатных пластах.

В расчетах используются фактические данные ОАО «Сургутнефтегаз», УПНП и КРС. Исходные данные и расчет экономического эффекта приведены в таблицах 7 и 8.

Таблица 7 - Исходные данные для расчета (изоляция притока подошвенных, нижних и верхних вод в терригенных и карбонатных пластах)

Показатель	Ед. изм.	Варианты
		базовый	новый
1 Объем внедрения	скв.	-	5,00
2 Затраты на НИОКР	тыс. руб.	-	83,30
3 Успешность	%	50,00	75
4 Расход материалов:
4.1 цемент	т.	2,00	2,00
4.2 жидкое стекло	т.	--	6,00
4.3 пресная вода	т.	42,00	-
4.4 минерализованая вода (сточная)	т.	-	8,00
4.5 этилацетат	т.	-	0,30
4.6 неонол АФ 9-12	т.	-	0,05
5 Стоимость материалов:
5.1 цемент	тыс. руб.	0,76	-
5.2 жидкое стекло	тыс. руб.	-	4,24
5.3 этилацетат	тыс. руб.	-	25,20
5.4 неонол АФ 9-12	тыс. руб.	-	18,98
6 Продолжительность работы спецтехники
6.1 насосный агрегат ЦА-320М	час.	8,00	4,00
6.2 автоцистерны	час.	8,00	4,00
7 Количество спецтехники:
7.1 насосный агрегат ЦА-320М	шт.	1,00	2,00
7.2 автоцистерны	шт.	1,00	2,00
8 Стоимость 1 часа работы спецтехники:
8.1 насосный агрегат ЦА-320М	тыс. руб.	0,27
8.2 автоцистерны	тыс. руб.	0,26
9 Цена реализации 1 тонны нефти на внутреннем рынке без НДС и акциза	руб.	4556,00
10 Объем дополнительной добычи нефти за год	т.	-	951,00
11 Объем отбора воды за год	т.	-	8443,00
12 Изменение объема добычи жидкости за год	т.	7492,00
13 Условно-переменная часть себестоимости добычи 1 т. жидкости	руб.	13,96
14 Условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти	руб.	1520,28
15 Продолжительность работы вахты КРС	час.	8,00	8,00
16 Стоимость 1 часа работы вахты КРС	тыс. руб.	2,37

Таблица 8 - Показатели экономичности внедрения технологии ограничения водопритоков в скважины композициями на основе жидкого стекла

Показатель	Ед. изм.	Варианты
		базовый	новый
1 Прибыль от реализации дополнительно добытой нефти и экономия затрат связанных с ограничением отбора воды в расчете на одну скважину	тыс. руб.	-	4363,60
2 Всего затрат на осуществление мероприятия в расчете на одну скважину:	тыс. руб.	24,70	58,70
2.1 Затраты на материалы:		1,50	35,50
2.1.1 цемент тампонажный	тыс. руб.	1,50	1,50
2.1.2 жидкое стекло	тыс. руб.	-	25,40
2.1.3 этилацетат	тыс. руб.	-	7,60
2.1.4 неонол АФ 9-12	тыс. руб.	-	0,95
2.2 Затраты на спецтехнику:	тыс. руб.	4,24	4,24

Подобные документы

• Снижение себестоимости бурения скважин СУПНП и КРС ОАО "Сургутнефтегаз"

  Основные производственные результаты деятельности предприятия, анализ затрат на разведочное и эксплуатационное бурение. Характеристика инвестиционных проектов в нефтедобывающей промышленности. Проект по снижению затрат и повышению нефтеотдачи пластов.
  
  дипломная работа [115,2 K], добавлен 19.07.2010
  

• Анализ затрат на ОАО "Лукойл" и пути их снижения

  Рассмотрение теоретических аспектов анализа затрат предприятия нефтедобывающей отрасли. Оценка расходуемых ресурсов ОАО "Лукойл". Разработка рекомендаций по оптимизации затрат, повышение эффективности производства, рентабельности и величины прибыли.
  
  курсовая работа [372,8 K], добавлен 17.01.2015
  

• Разработка экономического обоснования технического перевооружения предприятия нефтедобывающей отрасли (на примере ООО "РН-Ванкор")

  Исследование проблем повышения экономической эффективности нефтедобывающих предприятий в РФ и Красноярском крае. Значение нефтедобывающей отрасли в экономике РФ. Исследование хозяйственной деятельности и уровня технической оснащенности предприятия.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 14.01.2021
  

• Анализ влияния эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС на себестоимость добычи нефти на примере НГДУ "Елховнефть"

  Особенности применения в современной нефтедобыче методов повышения нефтеотдачи пластов. Анализ себестоимости добычи нефти и затрат на проведение ремонтных работ. Оценка экономической эффективности мероприятий по сокращению преждевременных ремонтов.
  
  дипломная работа [766,0 K], добавлен 05.10.2011
  

• Разработка мероприятий по повышению эффективности финансово-хозяйственной деятельности предприятия стекольного машиностроения на материалах ЗАО "СКБ СМ"

  Оценка современного состояния и тенденций формирования экономического анализа финансово-хозяйственной деятельности предприятия. Общий анализ финансово-хозяйственной деятельности и разработка мероприятий по повышению эффективности работы ЗАО "СКБ СМ".
  
  курсовая работа [47,7 K], добавлен 27.08.2011
  

• Пути снижения себестоимости продукции отрасли растениеводства в ООО "Затонное" Илекского района Оренбургской области

  Экономическая сущность издержек производства и себестоимости продукции, пути повышения эффективности производства. Классификация производственных затрат. Анализ производства продукции растениеводства, резервы снижения её себестоимости и экономия затрат.
  
  дипломная работа [469,0 K], добавлен 19.11.2015
  

• Пути повышения эффективности производства

  Значение и сущность экономической эффективности производства, её виды. Определение обобщающих и дифференцированных показателей эффективности производства ПУ "Нефтебурсервис" РУП ПО "Белоруснефть". Повышение эффективности деятельности предприятия.
  
  курсовая работа [75,3 K], добавлен 07.02.2008
  

• Анализ производственной деятельности предприятия и разработка мероприятий по повышению ее эффективности

  Характеристика отраслей машиностроения, металлообработки и легкой промышленности в Республике Беларусь. Матричный анализ эффективности производственной деятельности ПЧУП "Випра". Сокращение отходов производства за счет переработки латунной стружки.
  
  дипломная работа [492,8 K], добавлен 18.12.2012
  

• Повышение эффективности производства овощей на примере СПК "Маяк-Заполье"

  Анализ состояния экономики производства овощей в Республике Беларусь и производственный потенциал отрасли. Оценка эффективности производства овощей в организации, повышение уровня плодородия почв. Совершенствование технологии производства овощей.
  
  курсовая работа [97,9 K], добавлен 22.01.2015
  

• Пути повышения рентабельности производства

  Сущность рентабельности предприятия, критерии и показатели для ее оценивания. Анализ финансово-хозяйственной деятельности исследуемого предприятия. Разработка путей и конкретных мероприятий по повышению рентабельности производства данного предприятия.
  
  дипломная работа [279,9 K], добавлен 28.06.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам