2. Увеличение производительности использования основных фондов в единицу времени (интенсивные резервы), т. е. повышение интенсивности использования скважин, пластов и месторождения в целом путем:

- расширения и совершенствования искусственного воздействия на нефтяные пласты. Поддержание пластового давления в сочетании с внедрением редких сеток скважин позволило исключить за 20 лет его применения бурение 22 тыс. скважин и реализовать другие преимущества;

- применения методов воздействия на призабойную зону скважин. К наиболее эффективным из них относятся: гидравлический разрыв пластов, солянокислотная обработка забоев скважин, обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами и другие методы;

- предотвращения осложнений в работе скважин;

- установления и совершенствования оптимального технологического режима эксплуатации скважин. На многих инженерно-технологических службах все действующие скважины эксплуатируются на таких режимах:

1) одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной, обеспечивающей увеличение добычи нефти и газа, экономию капитальных вложений и издержек производства;

2) широкого развития безвышечной эксплуатации. Стационарные вышки и мачты используется в течение не более 15-20 дней в году, а остальное время бездействуют и разрушаются от коррозии. Повышению фондоотдачи и рентабельности способствует применение передвижных агрегатов, оснащенных мачтами или вышками и комплексом механизмов для спускоподъемных операций;

- комплексной автоматизации нефтегазодобывающих предприятий, обеспечивающей совершенствование режимов работы скважин, повышение экономической эффективности производства, облегчение и изменение условий труда;

- устранения потерь продукции скважин. Для этого необходимо своевременное строительство объектов газового хозяйства, сбор и утилизация парафиновой массы, ликвидация потерь нефти и др.

К важным направлениям повышения эффективности использования основных производственных фондов в единицу времени также относятся:

- совершенствование машин и оборудования для добычи нефти. Большое значение имеют внедрение более совершенных станков-качалок, подъемников новых типов для подземного ремонта скважин, улучшение качества насосно-компрессорных труб и насосных штанг, применение усовершенствованного комплекса оборудования для гидравлического разрыва пластов, компрессоров новых типов для внутрипромыслового сбора и транспорта попутного газа, оборудования, приспособленного к условиям работы в малоосвоенных и труднодоступных районах и др.;

- внедрение прогрессивных систем сбора и транспорта нефти и газа, т.е. максимальное укрупнение пунктов сбора продукции скважин, использование избыточного давления на устье скважин для транспорта нефти и газа, совмещение газобензиновых заводов и компрессорных станции внешней перекачки с пунктами сбора и подготовки нефти. В последние годы в ряде районов внедряют герметизированные напорные системы сбора и транспорта нефти и газа. Эти системы - основа технологической перестройки отрасли.

- рациональная подготовка нефти к переработке, включающая обезвоживание и обессоливание ее до регламентированных (в установленном порядке) кондиций;

- снижение стоимости бурения и нефтепромыслового строительства. Этим наряду с другими факторами повышается эффективность капитальных вложений.

В дипломной работе будет проводиться исследование влияния МУН на основе кислоты на показатель рентабельности работы скважин. Рассмотрим мировые тенденции в использовании МУН пластов.

В настоящее время в России и за рубежом применяется более 60 видов мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов и более 130 методов находятся в разработке. Все известные мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов разделяются на пять групп: физические, тепловые, физико-химические, биологические, газовые (таблица 2.2).

Методы увеличения нефтеотдачи (тепловые, газовые и физико-химические) часто объединяют общим названием «третичные методы увеличения нефтеотдачи». Большинство из методов может обеспечить значительное увеличение нефтеотдачи пластов по сравнению с заводнением на последней стадии разработки месторождения.

Таблица 2.2 Краткая характеристика мероприятий по восстановлению производительности скважин

Наименование мероприятий	Дополнительная добыча, %	Дополнительная добыча, млн. т/год	Основные методы, входящие в группу
Физические	10	12,3	Барьерное заводнение, нестационарное заводнение, гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных скважин
Тепловые	22	3,4	Паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой, пароциклические обработки скважин
Биологические	15	8,0	Воздействие на призабойную зону и пласт бактериями
Газовые	15	4,7	Воздействие на пласт углеводородным газом, двуокисью углерода, азотом, дымовыми газами
Физико-химические	68	22,6	Применение ПАВ (пенные системы), растворов полимеров и других загущающих агентов, щелочных растворов, кислот, композиции химических реагентов, виброволновых методов

Наиболее высокие темпы прироста объема добычи нефти за счет третичных методов наблюдаются в США (40 млн.т), Китае (14,0 млн.т) и Венесуэле (20 млн.т).

Одним из видов физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов являются технологии обработки ПЗП с применением соляной кислоты.

Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:

- обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;

- обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;

- очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,

- очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;

- удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;

- инициирования других методов воздействия на призабойную зону.

На промыслах применяют следующие кислотные обработки:

1. Кислотные ванны;

2. Простые кислотные обработки;

3. Кислотные обработки под давлением;

4. Термокислотные и термогазохимические обработки;

5. Пенокислотные и термопено-кислотные обработки;

6. Гидроимпульсные кислотные обработки;

7. Кислотоструйные обработки;

8. Обработки глинокислотой;

9. Углекислотные обработки;

10. Обработки сульфаминовой кислотой и др.

Технология использования соляной и иных кислот для обработки призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах начала применяться в США в конце 19 века.

Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название солянокислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились.

К сегодняшнему дню практически все мировые нефтесервисные гранды ? Бейкер Хьюз, Шлюмберже, Холибертон, Макдермот, БиДжи Сервис и другие ? разработали, запатентовали и успешно используют для обработки углеводородных скважин собственные кислотные растворы на основе чистой синтетической соляной кислоты с добавлением определенного набора комплексных присадок, которые обеспечивают долговременное увеличение дебитов скважин, сохранение коллекторских свойств пласта и защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.

В советское время по разным причинам соляная кислота в качестве технологии для повышения нефте- и газоотдачи активно не применялась. Вероятно, в этом не было особой необходимости. Были открыты крупные месторождения с хорошими скважинами, нефти было много. Соответственно, системно данной тематикой местные сервисные компании, а также нефтепромысловые производственные управления не занимались. Не создавалась соответствующая инфраструктура для обеспечения перевозок, хранения и использования кислотных составов в национальном масштабе, не были закреплены отраслевые и корпоративные стандарты качества кислоты и кислотных стандартов.

С начала приватизации нефтяной отрасли в 90-е годы в Россию пришли западные сервисные компании, которые уже имели опыт работы с этой технологией за пределами России, но не стали ее активно применять, в том числе и по причине отсутствия необходимой для этого логистической и производственной инфраструктуры.

В дополнение для активного продвижения технологии им необходимо было получать разрешения на транспортировку кислоты, лицензии на работу с соответствующими химикатами, инвестировать создание транспортных средств для перевозки кислоты по территории России - в общем, было огромное множество естественных и бюрократических препонов, которые делали использование кислотных растворов делом дорогим и неудобным, несмотря на очевидную эффективность и экономомичность решения. В силу этих причин, а также краткосрочного видения ситуации со стороны западных компаний, в России для стимулирования нефтеотдачи и газоотдачи пластов стали использовать другие технологии, прежде всего, гидроразрыв пласта. Эти методы зачастую приводят к быстрому росту дебитов скважины, но нередко безвозвратно губят месторождение. При этом использование такой технологии по стоимости существенно выше традиционной кислотной обработки.

Сейчас тенденция меняется, причем достаточно быстро. Кислотная обработка, будучи во многих случаях оптимальным с точки зрения экономичности и эффективности решением для нефтегазовых компаний, уверенно занимает свое место среди наиболее перспективных решений в области стимулирования добычи с месторождений.

Нефтедобывающие компании начинают осознавать перспективность новой технологии. В нефтедобывающих регионах активно создается соответствующая инфраструктура, ведь для этого требуются не очень большие инвестиции. В среднем, узел для хранения 150-200 кубометров кислотного состава обойдется добывающей компании в $100 тыс., включая саму емкость, весь комплекс автоматики, КИПы (контрольно-измерительные приборы) и другое необходимое оборудование.

В настоящее время и в России, и в РТ успешно применяется огромное количество видов и вариантов использования различных обработок на основе соляной кислоты.

В НИИНЕФТЕПРОМХИМ разработан состав и техническая документация на кислоту соляную ингибированную на основе кислоты соляной абгазной, выпускаемой Чебоксарским АО "Химпром" (ТУ 2458-264-05765670-99). Кислота соляная ингибированная выпускается двух марок: А и Б; разрешена к применению в нефтяной промышленности, относится к 3 классу опасности. Для снижения кислотной коррозии в состав кислоты вводят ингибиторы типа СНПХ-6500. Применяется в различных нефтяных регионах: Западной Сибири, Татарстане, Башкортостане и Казахстане.

Кислотные композиции, в состав которых входят соляная кислота и реагент СНПХ-8903 А, предназначены для глубокой интенсифицирующей обработки карбонатных пластов.

Композиция испытана в ОАО ”Татнефть”, АНК "Башнефть", ОАО "ЛУКОЙЛ-Пермь", ОАО «Белкамнефть». Технологический эффект более 600-1500 т дополнительной нефти на скважину.

Недавно созданное в рамках Химического Парка в Волгограде крупнотоннажное производство кислотных составов «Зиракс-Полиэкс» марки КСПЭО и Extroil™ на период до 2013 года уже может покрыть до 30-40% потребностей российских нефтегазовых компаний в современных кислотных составах. Синтетическая соляная кислота Extroil™ взаимодействует с породой вокруг ПЗП скважины и повышает проницаемость пор, размывая их.

В результате промывки пор и увеличения притока флюида повышается дебет добывающей скважины или приемистость нагнетательных скважин - в зависимости от того, какие скважины обрабатываются. Соляная кислота Extroil™ используется в основном для карбонатных пород, составы на основе соляной и плавиковой кислот используются для терригенных коллекторов.

При помощи ингибированной синтетической соляной кислоты Extroil™ проводят так называемые «кислотные ванны», которые предваряют кислотную обработку и готовят оборудование для ввода, собственно, кислотного состава (промывка оборудования от грязи, наростов без закачки в пласт). Кислотный состав вводят уже непосредственно в призабойную зону пласта для взаимодействия с породой. Комплексные присадки позволяют кислоте «работать» с породой именно в тех местах, где это необходимо, промывать наиболее ответственные и нужные направления, держать концентрацию и не растворяться быстро, не образовывать эмульсии, гелироваться и другое. Фактически кислотный состав работает в так называемом режиме «автопилота», следуя заранее выданному заданию и проводя именно ту работу, которую нужно делать и в отведенные для этого сроки. В зарубежной практике такие составы называют VDA, smart acid, мы называем это «самоотклоняющийся состав» или просто - умная кислота. Качество кислоты, при этом, конечно, должно быть соответствующее.

Таким образом, эффективность стимуляции скважин и интенсификации добычи нефти и газа методом кислотных обработок во многом определяется качеством и физико-химическими свойствами ингибированной кислоты и композиций на ее основе. Как правило, качество ингибированной соляной кислоты контролируют по следующим параметрам: внешнему виду (отсутствию слоев и осадков); концентрации кислоты; содержанию трехвалентного железа, фтористого водорода, сульфатов; скорости коррозии металла при нормальных условиях.

Оценки свидетельствуют, что при благоприятных условиях к 2020 г. извлекаемые запасы страны за счет промышленного применения методов увеличения нефтеотдачи могут быть приращены на 2 - 4 млрд. тонн с годовой дополнительной добычей в 30 - 60 млн. тонн. Озабоченность состоянием полноты нефтеизвлечения на месторождениях страны высказана руководством страны, Министерством природных ресурсов и экологии РФ, Министерством энергетики РФ и другими государственными органами проводятся мероприятия и принимаются решения по проблеме увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов.

Наблюдается и некоторое повышение активности в этой области нефтяных компаний, в первую очередь таких, как ЛУКОЙЛ, РИТЭК, «Татнефть», которые подготовили несколько новых проектных работ по применению «третичных» методов.

Необходимо особо отметить важность и необходимость научно-технического сопровождения решения проблемы более полного извлечения нефти из пластов. К сожалению, последние годы нельзя признать благоприятными для отраслевой, вузовской и академической науки в этой области. Хочется надеяться, что активизация государственных органов и нефтяных компаний по решению данной проблемы положительно отразится и на развитии научных исследований.

2.5 Характеристика программы повышения эффективности управления производством и дальнейшего укрепления финансово-экономического состояния ОАО «Татнефть» на период 2008-2015гг.

В целях стабилизации и увеличения объемов нефтедобычи Компания «Татнефть» реализует программные мероприятия, направленные на повышение эффективности производственных показателей и контроль рентабельности добычи за счет применения современных технологий, оптимизации фонда скважин и систем разработки месторождений.

Согласно годового отчета ОАО «Татнефть», за 2012г. в программе повышения эффективности управления производством и дальнейшего укрепления финансово-экономического состояния ОАО «Татнефть» на период 2008-2015гг. были достигнуты следующие показатели:

1. Реализация задачи увеличения добычи нефти и прироста запасов осуществлялась выполнением мероприятий по следующим направлениям:

1.1. Сохранение достигнутого уровня добычи нефти. Для сохранения достигнутых объемов добычи нефти в перспективе на 2008-2015 гг. в ОАО «Татнефть» запланирован комплекс мероприятий по использованию новых технологий и расширение применения ГТМ. Ежегодный объем добычи нефти на лицензионных участках ОАО «Татнефть», расположенных на территории Республики Татарстан, до 2015 года запланирован на уровне 25,4 млн. тонн. Объем добычи нефти по ОАО «Татнефть» в 2012 г. составил 26 005 тыс. тонн, что на 77 тыс. тонн больше уровня 2011 года. Доказанные запасы нефти по ОАО «Татнефть» по оценке независимой компании «Miller & Lents, Ltd.» составили 869,2 млн тонн.

1.2. Сохранение ежегодных объемов бурения. На период до 2015 года ежегодные объемы эксплуатационного бурения составят по 460 тысяч метров горных пород в год, или 290-300 скважин. Компания «Татнефть» продолжает уделять особое внимание разработке и применению новых технологий в бурении. С целью интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов нефти в 2008-2015 гг. будет продолжено бурение горизонтальных, многозабойных скважин, бурение в режиме равновесия. На период 2008-2015 гг. в ОАО «Татнефть» предусмотрена программа работ по восстановлению старого фонда скважин зарезкой БС и БГС в объеме свыше 60 ежегодно.

Объем эксплуатационного и разведочного бурения составил в 2012г. - 537 тыс. метров.

1.3. Геологоразведка и разработка месторождений на новых территориях за пределами РТ. Объем добычи нефти из месторождений, находящихся за пределами РТ в Российской Федерации, в 2012 г. составил 302 тыс. тонн, что на 13,6% больше уровня 2011 года. Пробурена 31 новая скважина. В эксплуатацию введены 303 новые добывающие скважины со средним дебитом - 8,5 т/сут. Добыча нефти из новых скважин составила 396 тыс.тонн.

1.4. Добыча, разработка сверхвязкой нефти. На Ашальчинском месторождении в 2012 г. добыто 73,3 тыс. тонн сверхвязкой нефти. Суммарный дебит по участку в конце 2012 года составил 270 т/сут. С начала опытно-промышленной разработки месторождения добыто 180 тыс. тонн нефти.

2. Осуществление комплексной программы по дальнейшему повышению использования попутного нефтяного газа.

2.1. Проектирование объектов сбора и утилизации попутного нефтяного газа. Продолжена реализация проектов в рамках утвержденной «Программы действий ОАО «Татнефть» по утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) по объектам компании на 2009-2013 гг.». Объем добычи попутного нефтяного газа в отчетном году составил 843,5 млн кубических метров.

2.2. Реконструкция МГПЗ с увеличением выработки этана до 140 тыс. тонн в год. Внедрение печей нагрева нефти, работающих на попутном нефтяном газе, на УПС «Бастрык», Ново-Суксинской УПВСН НГДУ «Прикамнефть», объектах НГДУ «Нурлатнефть». Продолжено строительство газопоршневой электростанции на Елабужской УПС НГДУ «Прикамнефть».Проводятся опытно-промышленные работы по внедрению газопоршневых электростанций на объектах НГДУ «Ямашнефть». Строительство системы газосбора попутного нефтяного газа с объектов НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ «Азнакаевскнефть», НГДУ «Бавлынефть». Внедрение микротурбинных электростанций Capstone на четырех объектах компании суммарной мощностью 4,8 МВт.

3. Разработка и применение новой техники и технологий в бурении и добыче нефти.

3.1. Бурение горизонтальных скважин, многозабойных скважин, с зарезкой боковых и боковых горизонтальных стволов, бурение скважин малого диаметра. Выполнена 81 зарезка боковых и боковых горизонтальных стволов со средним дебитом 7,2 т/сут. Построены 54 скважины малого диаметра, со средним дебитом 6,3 т/сут. Пробурены 2 горизонтальные скважины, стволы в которых разделены на секции, позволяющие эксплуатировать каждую секцию в индивидуальном режиме без отключения всей скважины в случае ее обводнения. Начаты работы по бурению горизонтальных скважин с использованием геонавигационного сопровождения ? гамма-модуля телесистем и наддолотного модуля. С использованием этой технологии в 2012 году пробурено 30 скважин. На 59 скважинах внедрено 88 набухающих пакеров фирмы ТАМ.

3.2. Внедрение цепных приводов скважинных штанговых насосов (ЦП), разработка и внедрение системы одновременной раздельной эксплуатации двух и более пластов (ОРЭ), внедрение пакеров М1 - Х и др. Фонд скважин, оснащенных цепными приводами, составил 1 532 единицы. На 261 скважине внедрены установки для одновременно-раздельной эксплуатации. Всего системой ОРЭ оборудовано 1 179 скважин. Дополнительная добыча нефти с начала эксплуатации установок составила 4 102 тыс. тонн, средний прирост дебита на одну скважину - 3,66 т/сут. Технология ОРЗ в отчетном году внедрена на 122 нагнетательных скважинах, с начала внедрения - на 425 скважинах. Накопленный объем добычи по влияющим добывающим скважинам составил 855,9 тыс. тонн. Пакерами М1-Х оборудовано 3500 нагнетательных скважин. На 376 скважинах произведены операции по гидроразрыву пласта, в том числе на 5 скважинах больше объемной ГРП, что на 33% превышает показатель 2011 года, со среднесуточным приростом дебита 5,1 т/сут. МРП скважин достиг 1199 суток.

4. Внедрение информационных технологий.

4.1. Совершенствование интегрированной системы управления на базе продуктов SAP. В 2012г. введены в промышленную эксплуатацию на базе продуктов SAP:

­ унифицированная система аналитического учета себестоимости продукции в учетных системах во всех НГДУ;

­ система «Управление инвестициями»: первая очередь решений на платформе SAP RPM в исполнительном аппарате и во всех НГДУ. Реализованы процессы долгосрочного инвестиционного планирования и контроля хода выполнения инвестиционных программ;

­ переведена в опытно-промышленную эксплуатацию система планирования, корректировки и мониторинга расходов ОАО «Татнефть».

4.2. Развитие системы навигации на автотранспорте. Системой спутниковой навигации оснащено более 8,2 тыс. единиц автотранспорта. Внедрение системы навигации на автотранспорте обеспечило сокращение числа необоснованных заказов техники, уменьшение среднесуточного пробега техники на 25%. Проводится работа по внедрению в Группе компаний «Татнефть» системы контроля расхода топлива. В 2012г. датчиками расхода топлива оснащены 17% техники и 55 буровых установок.

5. Программа ресурсосбережения.

5.1. Программа «Энергосбережения». Выполнение программы «Энергосбережения» в 2012 г. позволило сэкономить 51,6 тыс. тонн условного топлива. Удельный расход электроэнергии на добычу 1 тонны нефти по сравнению с 2011 годом снизился на 0,9% до 116,6 кВт?ч/т.

5.2. Оптимизация оплаты за электроэнергию за счет перехода на почасовое планирование. Экономический эффект за счет внедрения системы почасового планирования на сутки вперед в 2012 году оценивается в 255 млн.руб.

5.3. Внедрение НКТ в антикоррозионном исполнении. Произведено 1613,3 км НКТ в антикоррозийном исполнении, защищено лакокрасочными покрытиями 17,6 тыс.м2 внутренней поверхности РВС и 5 тыс.м2 горизонтальных отстойников. Оборудованы катодной защитой обсадные колонны на 1018 скважинах. НКТ в антикоррозионном исполнении с полимерным покрытием в 2012 г. внедрены на 505 нагнетательных скважинах. Защищенность действующего фонда нагнетательных скважин на сточной воде составляет 86,4%.

6. Обеспечение экологической безопасности.

6.1. Охрана атмосферного воздуха. Выбросы вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух находятся в пределах допустимых норм.

6.2. Охрана и рациональное использование земельных и водных ресурсов, охрана недр. Состояние окружающей природной среды в зоне разработки новых месторождений стабильно поддерживается на нормативно-допустимом уровне.

7. Стратегия управления вертикальной интеграцией и развитием нефтепереработки и сети АЗЧ в ОАО «Татнефть».

7.1. Строительство комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимического заводов. На ТАНЕКО переработано 7 млн.тонн нефти. Глубина переработки составила 73,69%, что выше среднероссийского значения.

7.2. Развитие сети АЗС. Общее количество АЗС по состоянию на конец 2012 года составило 641 единицу в России, на Украине и Республике Беларусь. Объем розничной и мелкооптовой реализации через сеть АЗС ОАО «Татнефть» составил 1,6 млн.тонн нефти и газопродуктов.

8. Программа развития нефтехимического производства.

8.1. Организация шинного производства. Шинными заводами нефтехимического комплекса в 2012 г. выпущено свыше 13 млн. штук шин. За 2012г. производство ЦМК шин составило 480,1 тыс. штук.

8.2. Производство технического углерода. В 2012 году произведено и реализовано 115 тыс. тонн техуглерода.

9. Повышение капитализации и укрепление торговой марки. Рыночная капитализация по сравнению с 2011 годом выросла на 38% и составила 475 млрд.руб. Широкое развитие получила новая система подготовки квалифицированных кадров с помощью интернет-ресурса «Электронный корпоративный университет». На внешнем сайте размещен корпоративный портал и электронная «Нефтяная газета».

10. Инвестиционные бизнес-проекты.

10.1. Реализация проектов в ОЭЗ «Алабуга». На совместном российско-германском предприятии ООО «П-Д Татнефть-Алабуга Стекловолоконо» выплавлено 23,3 тыс. тонн стекломассы, что на 23% больше уровня 2011 года. Произведено 33,4 тыс. тонн товарной продукции.

10.2. Организация экспертизы индивидуальной проектно-сметной документации на бурение и строительство скважин. В 2012 году был осуществлен переход на договорную стоимость при строительстве скважин на базе индивидуальных смет по всем направлениям. Данное мероприятие позволило производить расчет с буровыми предприятиями по фиксированной цене.

11. Программа социального развития.

11.1. Программа ипотечного кредитования. По схеме ипотечного кредитования для работников группы компаний «Татнефть» в 2012 г. построено 1007 квартир общей площадью 70,55 тыс. м2.

11.2. Реализация социальных проектов. В 2012 году в Альметьевске была продолжена реконструкция городского парка, построена шестая очередь каскада прудов, двухуровневая автомобильная парковка возле ТРЦ «Панорама», автодорога в Поташной поляне. В санатории «Ромашкино» построены спортивный зал, фонтан, теплый переход, в санатории «Иволга» - крытый плавательный бассейн.

НГДУ «Альметьевнефть» в своей деятельности в области инвестиций руководствуется стандартом о порядке формирования, исполнения и мониторинга инвестиционной программы ОАО «Татнефть» по направлениям деятельности (СКУ2-01-025-54-2007), утвержденным генеральным директором Компании Ш.Ф. Тахаутдиновым.

Инвестиционная программа НГДУ включает:

- инвестиции в производственную деятельность - бурение, модернизация скважин (зарезка БС и БГС), капитальное строительство, приобретение оборудования не входящего в сметы строек (далее ОНВСС), геолого-технические мероприятия (КРС, МУН, зарезка БС и БГС, ГРП, внедрение ОРЭ и ОРЗ, ликвидация и переликвидация скважин);

- инвестиции в непроизводственную деятельность - капитальное строительство, приобретение ОНВСС.

Источниками финансирования инвестиционной программы являются:

- производственная деятельность - износ, прибыль, себестоимость, износ НМА

- непроизводственная деятельность - прибыль

По программе повышения эффективности управления производством и дальнейшего укрепления финансово-экономического состояния за 2012 год в НГДУ «Альметьевнефть» достигнуты следующие показатели:

- пробурено 43 скважины, из которых получено 83,5 тыс. т нефти, эффективность инвестиций составила 46,5 т/млн.руб., при плане 31,7 т/млн. руб.

- проведена зарезка БС и БГС на 8 скважинах, в том числе 6 из них являются модернизацией. По данному направлению добыто 8,3 тыс. т нефти, эффективность инвестиций составила 51 т/млн.руб., при плане 40 т/млн. руб.

- КРС на базовую добычу, на прирост и экологию проведен на 375 скважинах, что позволило получить дополнительно 381,1 тыс. т нефти, эффективность инвестиций составила 801 т/млн.руб., при плане 314 т/млн. руб.

- ГРП проведен на 123 скважинах, дополнительная добыча нефти по которым составила 82,2 тыс. т, эффективность инвестиций составила 169 т/млн.руб., при плане 151 т/млн. руб.

- МУН проведены на 150 скважинах, дополнительная добыча нефти по которым составила 72,8 тыс. т, эффективность инвестиций составила 650 т/млн.руб., при плане 581 т/млн. руб.

- внедрение ОРЭ и ОРЗ проведено на 53 скважинах, дополнительная добыча нефти по которым составила 20,7 тыс. т, эффективность инвестиций составила 1000 т/млн.руб., при плане 961 т/млн. руб.

- введено 15 нагнетательных скважин из других категорий с дополнительной добычей 11 тыс. т., эффективность инвестиций составила 185 т/млн.руб., при плане 113 т/млн. руб.

- ликвидировано по приказу 19 скважин.

В 2012 году проведены строительство и реконструкция поименованных объектов: «Реконструкции САТП - начало строительства 2 этапа», «Реконструкция системы энергоснабжения», «Реконструкция БГ», «Реконструкция МСП», «Реконструкция системы ППД КНС-17», «Объединение тепловых схем САУКПН и а/к №7», «Реконструкция дымовой трубы котельной ЦПС», «Внедрение МФН на ГЗУ-16 сс», «Автоматизация учета электроэнергии на объектах подготовки нефти и подстанциях».

За 2012 год освоено 5099,8 млн. руб. инвестиций, из них в производственную деятельность - 2573,5 млн. руб., в непроизводственную - 1307,7 млн. руб., в ГТМ - 1152,5 млн. руб., прочие - 66,1 млн. руб.

РАЗДЕЛ 3

3.1 Состав, структура и эффективность использования основных фондов НГДУ «Елховнефть»

3.1.1 Анализ структуры и состава основных фондов предприятия

Основные средства - один из важнейших факторов производства и их величина, технический уровень, состояние и эффективность использования непосредственно влияют на результат хозяйственной деятельности предприятия, качество и конкурентоспособность продукции.

Нефтегазодобывающая промышленность является фондоемкой отраслью. В структуре имущества предприятий нефтегазодобычи основные средства занимают более 80%.

В процессе эксплуатации основные средства подвергаются физическому износу и морально устаревают. Поэтому для обеспечения эффективного функционирования предприятия и непрерывности производственного процесса основные фонды должны постоянно обновляться.

По данным бухгалтерской отчетности проводится анализ движения основных средств на основе следующих показателей: коэффициентов поступления (ввода) основных средств, обновления, выбытия, ликвидации, расширения:

коэффициент обновления (Кобн), характеризует долю новых фондов в общей их стоимости на конец года:

Кобн = Стоимость поступивших основных средств (3.1)

Стоимость основных средств на конец периода

коэффициент выбытия (Кв):

Кв = Стоимость выбывших основных средств______

Стоимость основных средств на начало периода (3.2)

- коэффициент прироста основных фондов (Крост) отражает относительное увеличение основных фондов за счёт их обновления:

Крост = (Фвв - Фвыб)/Фкон(3.3)

где Фвв - стоимость вновь введённых основных фондов за определённый период (год);

Фвыб - стоимость выбывших основных фондов за определённый период;

Фкон - стоимость основных фондов на конец того же периода.

Фондоотдача (ФО) основных производственных фондов - один из главных показателей использования основных фондов. Характеризует выпуск продукции, приходящейся на 1 руб. стоимости основных фондов; рассчитывается как отношение выпуска продукции в стоимостном выражении к среднегодовой стоимости основных средств:

ФО = , (3.4)

где ТП - стоимость произведенной за год продукции в натуральном или стоимостном выражении.

Фондоемкость (Фе) - величина, обратная фондоотдаче. Она показывает долю стоимости основных фондов, приходящуюся на каждый рубль выпускаемой продукции. Если фондоотдача должна иметь тенденцию к увеличению, то фондоемкость - к снижению.

Для экономического анализа использования основных средств применяется также показатель фодовооруженности труда. Он рассчитывается как отношение среднегодовой стоимости основных средств к среднесписочной численности промышленно-производственного персонала или рабочих (ЧППП):

ФВт = (3.5)

Фондовооруженность характеризует уровень оснащенности работников основными средствами. При обновлении основных средств следует стремиться к тому, чтобы темп роста производительности труда рабочих был выше темпа роста фондовооруженности труда, так как в этом случае достигается максимальная эффективность производства.

Таблица 3.1 Исходные данные для расчета показателей использования основных производственных фондов

Показатели	Ед. изм.	2011 год	2012 год	Отклонение, 2012г./2011г.
				+,-	%
Стоимость основных средств:	тыс.руб.
- на начало периода (в т.ч. переоценка)		7 796 926	8 574 356	777 430	110,0
- ввод		783 745	2 180 361	1 396 616	278,2
- выбытие		6 315	12 891	6 576	204,1
- на конец периода		8 574 356	10 741 826	2 167 470	125,3
Среднегодовая стоимость ОС	тыс.руб.	19 699 536	22 256 317	2 556 781	113,0
Годовой объем добычи товарной нефти	тыс.т	3 949,86	3950,03	0,17	100,0
Товарная продукция	тыс.руб.	38 810 742	40 174 179	1 363 437	103,5
Численность, всего	чел.	2 003	1 993	-10	99,5
в т.ч.: - пром. произв. персонал		1 676	1 667	-9	99,5
- непромышл. персонал		327	326	-1	99,7

Стоимость новых поступивших основных фондов в 2012г. составила 25%, а в 2011г. - 10% от общей стоимости основных производственных фондов, то есть доля вновь введённых основных фондов оказалась довольно большой.

На основе данных, представленных в таблице 3.1, рассчитаем показатели использования основных фондов.

Таблица 3.2 Расчет показателей использования основных фондов

Показатели	Ед. изм.	2011 год	2012 год	Отклонение, 2012г./2011г.
				+,-	%
Коэффициент обновления	д.ед.	0,091	0,203	0,112	222,1
Коэффициент выбытия	д.ед.	0,001	0,002	0,001	185,6
Коэффициент прироста	д.ед.	0,091	0,202	0,111	222,5
Фондоотдача: - в стоимостном выражении	тыс.руб.	1,970	1,805	-0,165	91,6
- в натуральном выражении	т/тыс. руб.	0,201	0,177	-0,023	88,5
Фондоемкость	тыс.руб.	0,508	0,554	0,046	109,1
Фондовооруженность	тыс.руб./чел.	9835,0	11167,2	1 332,2	113,5

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов предприятия за 2012г. увеличились на 13% и составила 22,2 млрд. руб. Как в 2011г., так и в 2012 году основных средств было введено больше, чем ликвидировано.

Коэффициент выбытия основных средств увеличился на 85,6% к показателю 2011г. и составил в 2012г. 0,002 д.ед. Это связано с увеличением суммы выбывших ОПФ в 2012г. в два раза по сравнению с 2011г.

Фондоотдача в натуральном выражении сократилась на 11,5% и составила в 2012г. 0,177 т/тыс.руб.

Коэффициент обновления в 2012г. составил 0,203 д.ед., что больше показателя 2011 года более, чем в два раза (табл. 3.2). Данное увеличение вызвано ростом суммы поступивших основных средств на 178% (1396,6 млн.руб.).

3.1.2 Амортизация. Нормы амортизации и порядок ее начисления

Амортизация - это стоимость основных фондов в денежной форме, которую можно вторично авансировать в основные производственные фонды.

Так как износ основных фондов происходит постепенно, то и амортизация начисляется по группам основных фондов на основе амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления - это денежное выражение стоимости износа собственных основных фондов торговых предприятий. Нормы амортизационных отчислений дифференцированы по группам основных фондов и по направлениям использования - на капитальный ремонт и полное восстановление (реновацию) основных фондов.

Амортизируемым имуществом признается имущество, результаты интеллектуальной деятельности и иные объекты интеллектуальной собственности, которые находятся в ведении предприятия и используются им для извлечения дохода и стоимость которых погашается путем начисления амортизации.

К амортизируемому имуществу не относятся земля и другие объекты природопользования, а также материально-производственные запасы, товары, ценные бумаги, финансовые инструменты срочных сделок.

Амортизируемое имущество в соответствии со сроками его полезного использования распределяется на 10 амортизационных групп: первая - все недолговечное имущество со сроком полезного использования от 1 до 2 лет включительно, десятая группа - имущество со сроком полезного использования - 30 лет.

Норма амортизации - это установленный годовой процент возмещения стоимости основных средств.

Норма амортизации определена для каждого вида основных средств.

Нормы амортизационных отчислений дифференцированы по группам и видам основных средств. Они зависят также от условий, в которых эксплуатируются основные средства.

Так, для зданий они колеблются от 0,4 до 11 % , для силовых и рабочих машин и оборудования примерно от 3 до 50 % , для теплообменных аппаратов в производстве пластмасс с неагрессивной средой - 6,7 % , для тех же аппаратов, используемых в производстве пластмасс с агрессивной средой - 10 % .

Норма амортизации связана со сроком полезного использования объекта основных средств. Можно считать, что срок полезного использования - это величина, обратная норме амортизации.

С 1 января 2002 г. Правительством РФ рекомендовано производить начисление амортизации линейным и нелинейным методом, однако, предприятиям предоставлено право самостоятельно выбирать способ начисления амортизации.

Предприятия должны применять линейный метод начисления амортизации к зданиям, сооружениям, передаточным устройствам, входящим в восьмую - десятую амортизационные группы, независимо от сроков ввода в эксплуатацию объектов.

К остальным основным средствам предприятия вправе применять либо нелинейный, либо линейный метод. При применении линейного метода сумма начисленной за один месяц амортизации определяется как произведение первоначальной (восстановительной) стоимости и нормы амортизации, определенной для данного объекта.

Согласно приказа ОАО «Татнефть», структурные подразделения должны осуществлять учетную политику по ПБУ 1/2008 «Учетная политика организации», утвержденному Приказом Министерства финансов РФ от 06.10.2008 N 106н. и начислять амортизацию линейным методом. В связи с этим, в НГДУ «Альметьевнефть» также принят линейный метод начисления амортизации.

При линейном способе начисления амортизации годовая сумма начисления амортизации определяется исходя из первоначальной стоимости объекта и нормы амортизации, исчисленной в зависимости от срока полезного использования этого объекта или группы объектов. Срок полезного использования определяется предприятием самостоятельно на дату ввода в эксплуатацию данного объекта амортизируемого имущества на основании классификации основных средств, утвержденной Правительством Российской Федерации.

Сумму амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов рассчитывают по формуле:

А = На?Фср., (3.6)

где А - сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов;

На - норма амортизации, в процентах;

Фср - среднегодовая стоимость основных фондов.

При применении линейного метода норма амортизации по каждому объекту амортизируемого имущества определяется по формуле:

На = (1/n)?100% , (3.7)

где На - норма амортизации в % к первоначальной стоимости (восстановительной) объекта;

n - срок полезного использования данного объекта, выраженный в месяцах.

Остаточная стоимость объекта определяется как разность между первоначальной (восстановительной) стоимостью и суммой, начисленной за период эксплуатации.

Таким образом, амортизационные отчисления являются одним из основных источников воспроизводства основных фондов.

3.1.3 Показатели эффективности использования оборудования

Интенсивность использования основных средств характеризуется показателями загрузки (экстенсивной и интенсивной), которые отражают степень использования производственных мощностей по времени и объемам выпускаемой продукции.

Для оценки эффективности использования машин и оборудования, как наиболее активной части ОФ, рассчитывают показатели:

- коэффициент экстенсивности загрузки оборудования (Кэ.об)

Кэ.об = Fф / Fпл , (3.8)

где Fф - фактическое время работы оборудования, час.; Fпл - плановый фонд работы оборудования, час.;

- коэффициент интенсивности загрузки оборудования (Ки.об)

Ки.об = Вф / Впл , (3.9)

где Вф - фактическая средняя выработка продукции на 1 станко-час;

Впл - плановая выработка (проектная мощность оборудования) из расчета на 1 станко-час;

Коэффициент загрузки оборудования определяется как отношение затрат станочного времени в станко-часах (рассчитанных по трудоемкости работ, выполняемых на данном оборудовании) к полезному фонду времени работы оборудования при принятом режиме использования (2-х или 3-х сменном). Этот показатель широко используется в расчетах производственной мощности для синхронизации пропускной способности различных видов оборудования.

Интегральный коэффициент использования машин и оборудования по мощности и во времени Кинт. определяют как произведение двух рассмотренных выше коэффициентов Ки.и и Кэ.з

, (3.10)

Одним из важных показателей использования оборудования является коэффициент сменности. Его величина характеризует степень интенсификации производства. Фактический коэффициент сменности работы оборудования определяется отношением числа машино/смен, отработанных оборудованием предприятия, цеха за сутки, к числу установленного оборудования

, (3.11)

где F1, F2, F3 - число фактически отработанных машино/смен в I, II и III сменах;

Wоб - общее количество машин и оборудования, которым располагает предприятие, цех.

Темпы роста производства зависят не только от наращивания объема основных средств, но и от степени их использования. Недостаточная загрузка оборудования сдерживает объем выпуска продукции, повышает ее себестоимость не только за счет амортизации, но и роста затрат на содержание излишней численности ремонтных рабочих, уменьшает прибыль предприятия. Анализ показателей использования оборудования позволяет определить резервы и наметить возможное увеличение объема выпуска продукции.

Интенсификация использования основных фондов достигается комплексом мероприятий, охватывающих весь производственный процесс: внедрением передовых технологий; интенсификацией технологических процессов; уменьшением плановых и устранением внеплановых простоев оборудования; исключением непроизводительной работы оборудования (выпуск брака, завышение припусков на механическую обработку и т.п.); улучшением качества сырья, материалов и исходных заготовок; улучшением состояния оборудования; повышением уровня специализации производства и т.п.

3.2 Оборотные фонды и оборотные средства предприятия и пути повышения эффективности их использования

Оборотными средствами называется постоянно находящиеся в движении совокупность оборотных производственных фондов и фондов обращения. Это означает, что оборотные средства призваны обслуживать как сферу производства, так и сферу обращения.

Основное назначение оборотных средств - это обеспечение непрерывности и ритмичности производства.

По своей экономической природе оборотные средства представляют собой денежные средства, вложенные (авансированные) в оборотные производственные фонды и фонды обращения.

Оборотные производственные фонды - это предметы труда, которые полностью потребляются в течение одного производственного цикла и полностью переносят свою стоимость на готовую продукцию.

Фонды обращения призваны обслуживать процесс реализации продукции и включают:

- готовую продукцию;

- денежные средства;

- средства в расчетах.

Показателями эффективности использования оборотных средств являются:

1) коэффициент оборачиваемости

2) длительность оборота

3) рентабельность оборотного капитала

Цель анализа оборачиваемости - оценить способность предприятия приносить доход путем совершения оборота: Д - Т - Д, т.е. охарактеризовать условия управления оборотным капиталом и оценить их влияние на финансовое состояние предприятия.

1) Коэф. оборачиваемости = (3.12)

2) Длительность оборота = (3.13)

3) Коэффициент закреплённости (Кз, загрузка оборотных средств, коэффициент закрепления) = 1 / Коб (3.14)

По материально-вещественному признаку все оборотные средства предприятия делятся на: материальные оборотные средства, дебиторскую задолженность и денежные средства, в число которых включаются краткосрочные финансовые вложения, а также прочие оборотные активы.

Структура оборотных средств по материально - вещественному признаку приведена в таблице 3.3. Бухгалтерский баланс НГДУ «Альметьевнефть» за 2011г. и 2012г. представлен в ПРИЛОЖЕНИИ 1.

Таблица 3.3 Структура оборотных средств

Показатели	2011 г.	2012 г.	Отклонение, 2012г./2011г.
	Сумма, тыс.руб.	Уд.вес,%	Сумма, тыс.руб.	Уд. вес, %	+/-, тыс.руб.	%	Уд. вес, %
Материальные оборотные средства	546 271	16,86	454 657	16,23	-91 614	83,2	-0,63
Дебиторская задолженность	2 399 208	74,05	1 901 660	67,88	-497 548	79,3	-6,17
Денежные средства	3 199	0,10	53	0,00	-3 146	1,7	-0,10
НДС	291 080	8,98	234 094	8,36	-56 986	80,4	-0,63
Прочие оборотные активы	243	0,01	2 631	0,09	2 388	1 082,7	0,09
Внутрихозяйственные расчеты	0	0,00	208 326	7,44	208 326	0,0	7,44
Общая сумма оборотных средств	3 240 001	100,00	2 801 421	100,00	-438 580	86,5	0,00

Как видно из таблицы 3.3, наибольший удельный вес в структуре оборотных средств и в 2011г. и в 2012г. занимает дебиторская задолженность (74% и 67,9% соответственно). В 2012г. сумма дебиторской задолженности уменьшилась на 497548 тыс.руб., благодаря чему снизилась общая сумма оборотных средств предприятия на 14% (438580 тыс.руб.) по сравнению с 2009г.

Уменьшились также следующие составляющие оборотных активов:

- сумма материальных средств сократилась на 91614 тыс.руб. (17%);

- сумма денежных средств уменьшилась на 3146 тыс.руб. (92%);

- сумма НДС сократилась на 56986 тыс.руб. (20%).

В 2012г. увеличение произошло в сумме внутрихозяйственных расчетов на 208326 тыс.руб., в 2011г. расходов по данной статье не было. Сумма прочих оборотных активов увеличилась по сравнению с 2011г. в 10 раз и составила в 2012г. 2388 тыс.руб.

Проанализируем динамику показателей использования оборотных фондов предприятия за 2011-2012гг. (табл. 3.4).

Таблица 3.4 Показатели использования оборотных фондов НГДУ «Альметьевнефть»

Показатели	Ед. изм.	2011 год	2012 год	Отклонение, +/-
Коэффициент оборачиваемости	об.	11,979	14,341	2,362
Длительность оборота	дней	30,054	25,103	-4,950
Коэффициент закрепления	д.ед.	0,083	0,070	-0,014

Таким образом, анализ табл. 3.4 позволяет сделать вывод о том, что в 2012г. рентабельность деятельности предприятия увеличилась, главным образом за счет роста суммы выручки. Вследствие этого длительность оборота активов сократилась на 5 дней (17% к показателю 2011г.), а для предприятия как раз желательно увеличить число оборотов, за счет сокращения продолжительности одного оборота. Соответственно коэффициент оборачиваемости также увеличился (на 2,4 д.ед.) и составил в 2012г. 14,3 об., коэффициент закрепления уменьшился на 0,014 д.ед. и составил 0,07 д.ед.

3.3 Организация нормирования труда. Труд и заработная плата и пути повышения эффективности их использования

3.3.1 Основные формы и системы оплаты труда

Техническое нормирование на предприятии -- важная составная часть его организации, которая имеет целью всемерно способствовать наиболее полному выявлению и использованию резервов повышения производительности труда, снижению себестоимости производства продукции, улучшению использования производственных мощностей, в конечном итоге -- повышению эффективности производства.

Норма - это максимально допустимая плановая величина абсолютного расхода средств производства и живого труда на единицу продукции или на выполнение определенного объема работ.

Определяя меру затрат труда, нормирование труда материально и морально заинтересовывает работающих в выполнении заданий, в систематическом улучшении организации труда и производства, в развитии рационализации и изобретательства.

В НГДУ «Альметьевнефть» зарплата организована по тарифной системе.

Тарифная система состоит из следующих элементов:

Тарифно-квалификационный справочник - представляет собой перечень характеристик работ и тех требований, которым должен отвечать выполняющий их рабочий. Каждой работе соответствуют указания на квалификационный разряд, по которому она выполняется. Тарифно-квалификационный справочник используется для тарификации рабочих, т.е. для присвоения им определенного разряда.

2. Тарифная сетка - это шкала тарифных разрядов и соответствующих им тарифных коэффициентов. Тарифный коэффициент - это число, показывающее, на сколько ставка данного разряда выше ставки первого разряда. В группе 1 - 8 разрядов; в группе 2 - 6 разрядов. Разница между тарифным коэффициентом последнего разряда и первого называется диапазоном тарифной сетки.

3. Тарифная ставка - размер оплаты труда за единицу времени. Для рабочих она устанавливается в виде оплаты труда первого разряда в единицу времени. Тарифная ставка связана с МРОТ, устанавливается правительством и индексируется в соответствии с инфляцией.

(3.15)

Доплаты к тарифному фонду заработной платы включают в себя оплату за выполненную работу, не предусмотренную ТКС (за работу в ночное время, за обучение учеников, за руководство бригадой, за вредность условий работы и т.д.).

Доплаты к часовому фонду заработной платы - это выплаты не за выполненную работу, а за случаи, предусмотренные законодательством к оплате (за выполнение государственных и общественных обязанностей в течение 1 дня, отпуска с разрешения администрации в течение 1 дня, простои по вине предприятия и т.п.).

Доплаты к дневному фонду заработной платы - это то же, что и доплаты к часовому фонду, но в течении более чем одного дня.

Общий фонд заработной платы на предприятии определяется как:

(3.16)

В НГДУ существует окладная и сдельная системы оплаты труда.

Окладная система оплаты труда - это оплата на основе должностных окладов, установленных на предприятии.

Сдельная оплата производится за количество выработанной продукции. Такая форма оплаты труда стимулирует рост производительности труда, но требует разработки норм выработки и установления сдельных расценок.

сдельная расценка - это оплата труда за единицу продукции, определяется как:

(3.17)

(3.18)

Сдельная форма оплаты труда в НГДУ организована по системам:

Прямая сдельная - заработная плата прямо пропорциональна количеству выполненной работы.

Сдельно-премиальная - дополнительно выплачивается премия за выполнение тех или иных условий. Премия устанавливается в процентах от основного заработка.

В настоящее время в нефтедобыче в основном применяется 1-й метод распределения зарплаты с учетом КТУ, который может быть равен от 0,8 до 1,2.

Повременная: оплата труда производится за отработанное время путем умножения тарифной ставки на отработанное время.

Существует две повременные системы оплаты труда:

простая повременная;

повременно-премиальная.

При повременно-премиальной заработок складывается из оплаты по тарифу и премии за качественные и количественные показатели.

Основной формой оплаты труда в бурении, в вышкостроении, подземном ремонте является сдельно-премиальная. В добыче нефти применяется как сдельная, так и повременно-премиальная (ИТР и служащие).

Система должностных окладов предусматривает разные оклады в зависимости от занимаемой должности, сложности предприятия и его величины с учетом тарифных коэффициентов.

В целях усиления материальной заинтересованности рабочих, руководящих работников, главных специалистов, инженерно-технических работников, служащих в ускорении ввода производственных мощностей и объектов строительства, в улучшение качества работ, в увеличении прибыли, в повышении производительности труда и улучшении работы обслуживающих и прочих хозяйств на предприятии вводится положение о премировании.