ЗМІСТ.
ВСТУП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ....
1. СУЧАСНИЙ СТАН ПІДПРИЄМСТВА
2. АНАЛІЗ ДІЯЛЬНОСТІ ПІДПРИЄМСТВА
2.1. Аналіз виконання виробничої програми НГДУ
2.2. АНАЛІЗ ТЕХНІЧНОГО РІВНЯ ПІДПРИЄМСТВА
2.3. АНАЛІЗ ПРОДУКТИВНОСТІ ПРАЦІ.
3. ОБОРОТНІ ЗАСОБИ У СФЕРІ ДІЯЛЬНОСТІ ПІДПРИЄМСТВА
4. ФІНАНСОВИЙ АНАЛІЗ ДІЯЛЬНОСТІ НГДУ
4.1. ЗАГАЛЬНИЙ АНАЛІЗ БАЛАНСУ ПІДПРИЄМСТВА
4.2. АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ СТІЙКОСТІ ... ... .... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.3. Аналіз ліквідності балансу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.4. Оцінка рівня рентабельності та ділової активності ...
5. Безпека і екологічність проекту ... ... ... ... ... ... ... ....
5.1. Планування заходів з безпеки ... ... ... ... ... ...
5.2. аналіз умов праці ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ....
5.3. метеорологічні умови на виробництві ... ... ... ... ... ...
5.4. визначення вмісту шкідливих речовин на робочомумісці ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ....
5.5. розрахунок необхідного повітрообміну ... ... ... ... ... ... ... ... ... ....
5.6. опалення виробничих приміщень ... ... ... ... ... ... ... ..
5.7. виробниче освітлення ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.8. навколишнє природне середовище та об'єктинафтогазодобування ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ....
5.9. шкідливі речовини ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.10. Екологічна Харктеристика регіону ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.11. питання охорони навколишнього середовища ... ... ... ... ... ... ... ... ... ....
5.12. регіональні схеми організації парнихробіт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ....висновок ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..список використаних джерел ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ....
ВСТУП
Основними показниками, що характеризують фінансовий станпідприємства, є: забезпеченість власними оборотними коштами таїх збереження, стан нормованих запасів матеріальних цінностей;ефективність використання банківського кредиту і його матеріальнезабезпечення; оцінка стійкості платоспроможності підприємства. Аналізфакторів, що визначають фінансовий стан, сприяє виявленнюрезервів і росту ефективності виробництва.
Особливо увага приділяється ефективності використання оборотнихкоштів, так як раціональне оборотних коштів впливає на основніпоказники господарської діяльності промислового підприємства: на зростанняобсягу виробництва, зниження собівартості продукції, підвищеннярентабельності підприємства. Аналіз ефективності використання оборотнихкоштів повинен допомогти виявити додаткові резерви і сприятиполіпшення основних економічних показників роботи підприємства.
Управління оборотними коштами має велике значення. Контроль застаном товарно-матеріальних запасів і дебіторської заборгованостіє необхідною умовою успішної роботи підприємства. Для швидкозростаючих компаній це особливо важливо, тому що вкладення в активи такого родушвидкої можуть вийти з-під контролю.
Важливим джерелом зовнішнього фінансування є короткостроковізобов'язання. З цих причин фінансовий директор і його помічники приділяютьзначну частину свого часу проблеми оборотних коштів.
У кінцевому результаті після аналізу керівництво підприємства отримуєкартину його дійсного стану, а особи, безпосередньо нещо працюють на даному підприємстві, але зацікавлені в його фінансовомустані (наприклад, кредиторам, які повинні бути впевнені, що їмзаплатять; аудиторам, яким необхідно розпізнавати фінансові хитрощісвоїх клієнтів; вкладникам та ін) - відомості, необхідні длябезстороннього судження (наприклад, про раціональність використаннявкладених в підприємство додаткових інвестицій тощо).
У даному проекті наведено аналіз діяльності за 1997 рік. Аналізуючирізні показники балансу, розрахувавши аналітичні коефіцієнти, аналізуючикожен з них окремо, можна зробити висновки про фінансовий станпідприємства. Детальний розгляд цих коефіцієнтів дозволить оцінитироботу підприємства та запропонувати виправлення її поліпшення.
1. СУЧАСНИЙ СТАН ПІДПРИЄМСТВА
В даний час в НГДУ в розробці знаходиться 14 нафтогазовихродовищ, з них 13 знаходяться в промисловій експлуатації і одне,
Мансінг'янское введено в дослідно-промислову експлуатацію в 1995 році.
Видобуток нафти по НГВУ склала 4302 тис. тонн, що менше на 552 тис.тонн в порівнянні з 1997 роком. Основними причинами, що не дозволяютьпідтримувати видобуток нафти на стабільному рівні, є: різкескорочення обсягів експлуатаційного буріння з 667 тис. м в 1995 році до
122 тис. м - вибуття в тимчасову консервацію в 1996 році - 648 свердловин, в
1997 році - 133 свердловини;
- виснаження запасів нафти по високопродуктивним родовищ;
- невиконання програми щодо введення в промислову розробку новихродовищ.
З початку розробки видобуто 170,6 млн. тонн нафти. Залишковізапаси нафти становлять: за категоріями АВС1 - 104,1 млн. тонн;по категоріях С2 - 44,5 млн. тонн. Залишкові запаси розподіленінаступним чином: за високопродуктивним родовищ, що знаходяться настадії високої обводнення - 31,5%;
-по введених низько продуктивним родовищ - 50,8%;
-за запланованим до введення родовищ 17,7% залишкових витягаютьсязапасів.
Родовища, що знаходяться в тривалій розробці характеризуютьсянаступними технологічними показниками: поточний коефіцієнтнефтеізвлеченія 0,25 - 0,45;
-відбір від початкових видобутих запасів нафти 70 - 90%;
-поточна обводненість 84 - 95%.
Станом на 1 січня 1998 експлуатаційний фонд свердловинсклав 1934 видобувних і 697 нагнітальних. У тимчасовій консерваціїзнаходиться 797 свердловин; в контрольному фонді 607 видобувних свердловин. Упросте і в бездіяльності знаходиться 388 видобувних і 193 нагнітальнихсвердловин. Обводненість продукції 83,4%, компенсація відбору рідинизакачуванням 138,2%, з початку розробки - 118,5%. Середній дебіт свердловин порідини 46,1 тонн/добу; з нафти - 7,7 тонн/добу, середня прийомистістьнагнітальних свердловин - 216 м/добу. Штанговими глибинними насосамиексплуатується 70% фонду, електроцентробежнимі - 25%, фонтани способом
- 5% фонду свердловин.
У зв'язку з невиконанням обсягу буріння з нових свердловин недоотримано
55,8 тис. тонн нафти. У той же час річний план з видобутку нафти в цілому по
НГВУ перевиконано на 47 тис. тонн. Це стало можливим завдякиперевиконанню деяких видів заходів. За рахунок введення з бездіяльності іоптимізації режиму свердловин видобуто додатково до планованого 88,0 тис.тонн нафти, а за рахунок введення в дослідну експлуатацію розвідувальних свердловин -
14,9 тис. тонн.
Однак у цілому відбувається подальше зниження обсягу геолого -технічних заходів з фондом свердловин.
За 1997 рік проведено 278 геофізичних досліджень, 906 вимірівпродуктивності свердловин, 23 тис. замірів пластових і забійних тисків, 63тис. визначень обводнення продукції свердловин та інших досліджень.
У звітному році видобуто 4302 тис. тонн нафти при плані 4255 тис. тонн.
Зниження видобутку в порівнянні з 1996 роком склало 11,4%. Виконанняосновних організаційно-технічних заходів з видобутку нафти за 1997 рікпредставлено в табл. 1.1.
Таблиця 1.1
ПРОВЕДЕННЯ ЗАХОДІВ з видобутку нафти
| № | Найменування | 1996р. (факт) | 1997р. (факт) |
| п/п | заходів | | |
| | | Кількість | Додаткові. Видобуто | Кількість | Додаткові. Видобуто |
| | | | Нафти | | нафти |
| | | | (Т.тн) | | (т.тн) |
| 1. | Введення нових свердловин | 173 | 173,0 | 91 | 73,4 |
| 2. | Висновок з бездіяльності | 176 | 136,2 | 267 | 225,8 |
| 3. | Переклад на хутро. видобуток | 35 | 20,0 | 21 | 6,2 |
| 4. | Оптимізація режиму | 249 | 105,3 | 255 | 102,3 |
| 5. | Ізоляційні роботи | 9 | 0,1 | 3 | (|
| 6. | Інтенсифікація припливу | 52 | 26,1 | 30 | 4,9 |
| 7. | Інші роботи ВРХ | 32 | 15,0 | 48 | 9,5 |
| 8. | Введення нагнітальних | 42 | 8,1 | 21 | 8,3 |
| | Свердловин | | | | |
| 9. | Нов.методи підвищення | | | | |
| | Нафтовіддачі пластів | 23 | 161,7 | 26 | 153,4 |
| | ВСЬОГО: | 791 | 645,5 | 762 | 583,8 |
Експлуатаційний фонд свердловин на 1 січня 1998р. склав 1934свердловини, в тому числі: 59 свердловин - фонтанні, 1352 свердловини обладнані
ШГН, 480 свердловин обладнані за ЦЕЦІ та 3 свердловини обладнанідіафрагмовим насосами. Простоює фонд на 1 січня 1998р. склав
428 свердловин, що складає 22,1%.
Експлуатаційний фонд по нафтопромислах розподіляється наступнимчином: ЦДНГ-1-47 скв.; ЦДНГ-2-265 скв.; ЦДНГ-3-236 скв.; ЦДНГ-4-272 скв.;
ЦДНГ-6-277 скв.; ЦДНГ-7-216 скв.; ЦДНГ-8-349 скв.; ЦДНГ-9-270 скв.
Зменшилася чисельність працівників УНГ за рахунок скорочення видобуткунафти і газу, важким фінансовим становищем, шляхом якісного відборукадрів.
Облікова чисельність складає 6563 особи, з них керівникискладають 8,4%; фахівці - 11,1%; службовці - 0,7%; робітники - 79,7%.
Вищу освіту мають - 780 чоловік, з них керівники - 265;фахівці - 396; службовці - 9, робітники - 110. Може бути - спеціальнеосвіту мають 1364 особи, в тому числі: керівники, фахівці,службовці - 748, робітники - 616. Відсоток плинності кадрів склав за 1998р.
22,1%, що на 6% менше в порівнянні з 1997 роком. Вахтової-експедиційнихметодом працюють 840 чол.
До складу НГДУ входять наступні цехи (рис. 1.1 .):
Структура цехів що входять до складу НГДУ
| НГДУ |
| Цех автоматизації систем управління |
| Геолого-тематична експедиція |
| Навчально-курсовий комбінат |
| Житлово-експлуатаційний цех |
| Центральна інженерно-технічна служба |
| Центральний склад |
| Цех з видобутку нафти і газу 1 - 9 |
| Цех підтримання пластового тиску |
| Цех з підготовки і перекачування нафти |
| Цех з підготовки та транспортування газу |
| Нафтопереробний завод |
| Прокатне-ремонтний цех експлуатаційного обладнання |
| Цех автоматизації виробництва |
| Цех антикорозійних покриттів і капітального ремонту |
| трубопроводів і споруд |
| Цех науково-дослідних і виробничих робіт |
Малюнок 1.1
Цех автоматизації систем управління (ЦАСУ) - забезпечує оптимальнуроботу підприємства на основі широкого використання теорії управління,економіко-математичних способів і сучасних засобів обробкиінформації, пристроїв накопичення, реєстрації і т.д.
Геолого-тематична експедиція - здійснює пошук і розвідкупокладів нафти і газу в надрах землі, а також здійснює розробку їхвидобутку.
Навчально-курсовий комбінат (НКК), де підвищують свою кваліфікацію, у зв'язкуз удосконаленням виробництва на підприємствах, як робітники, так іслужбовці ІТП.
Житлово-експлуатаційний цех (ЖЕЦ) - входять технічні працівники,які стежать за житлово-побутовими умовами людей у гуртожитках, напромислах, а також стежать за порядком в адміністративних будівлях.
Центральна інженерно-технологічна служба (ЦІТС) - здійснюєцілодобовий контроль за ходом виробничого процесу. Цеобумовлено розосередженням цехів по великій території. ЦІТС збирає всюінформацію, через диспетчерську службу, з промислів і потім передає вжеоброблені дані безпосередньо в НГВУ.
Центральний склад - місце де зберігаються різні інструменти,господарський інвентар, МШП, запасні частини і т.п. - Необхідні длябезперебійної роботи підприємства; вони видаються в цехи по мірі їх потребиі згідно з установленими нормами.
Цех з видобутку нафти і газу (ЦДНГ) - здійснює видобуток нафти і газу, атакож здійснює контроль за безперебійної роботою нафтових свердловин інафто-і газопроводів. У разі неполадок негайно доповідають про це в
ЦІТС і вживають заходів по усуненню аварій. До складу нашого НГВУ входитьдев'ять ЦДНГ.
Цех підтримання пластового тиску (ЦППД) - забезпечує заданийрежим закачування води в пласт, контролюючи її обсяг і якість за допомогоюконтрольно-вимірювальних приладів, а також спостерігає за прийомистістьсвердловин., забезпечуючи тим самим заданий відбір нафти.
Вся інформація про роботу ЦППД надходить в НГДУ, на підставі аналізуякої централізовано приймають рішення про проведення технологічнихпроцесів по підтриманню пластового тиску.
Цех з підготовки і перекачування нафти (ЦППН) - веде роботи по збору таперекачування сирої нафти від свердловини до збірної установки.
Цех з підготовки і перекачування нафти (ЦП і ПН) - проводить роботи зперекачування нафти, підготовці її до переробки, обліку і здачі в пунктпризначення.
Нафтопереробний завод (НПЗ) - виробляє переробку сирої нафти,отримуючи при цьому паливно-мастильні матеріали, які успішно приймаютьсяяк в побуті так і на виробництві.
Прокатне-ремонтний цех експлуатаційного обладнання (ПРЦЕО) --здійснює ремонт обладнання що входять до складу цехів зайнятих навиробництві з видобутку нафти і газу.
Цех автоматизації виробництва (ЦАП) - здійснює роботу поавтоматизації систем об'єктів, а також забезпечує ремонт за їхнесправностей.
Цех антикорозійних покриттів і капітального ремонту трубопроводів іспоруд - робить всі роботи по несправностей свердловин, нафто -газопроводів, водоводів. Здійснює своєчасні роботи з їхнесправностей.
Цех науково - дослідницьких і виробничих робіт (ЦНІПР) --здійснює відбір нафти і води для лабораторних робіт, для виявленняшкідливих частинок що містяться в них.
2. АНАЛІЗ ДІЯЛЬНОСТІ ПІДПРИЄМСТВА
2.1. Аналіз виконання виробничої програми НГДУ
Виробнича програма - це план виробництва основної продукціїпідприємства. В НГВУ - це план видобутку нафти і газу і їх здачатранспортують організаціям НПЗ, ГПЗ та інших.
Обсяг продукції в НГДУ планують і враховують у вигляді валової ітоварної. Вони обчислюються в натуральній і грошовій формах. У натуральнійформі нафту вимірюється тоннами, газ - тисячами кубометрів, у грошовій формі
- Оптової і незмінною ціною. У грошовій формі товарна видобуток нафти і газуобчислюється у діючих оптових цінах підприємства, валова продукція - унезмінних цінах.
Господарську діяльність виробничих підприємств оцінюють понаступними показниками: виконання планових завдань за обсягом реалізаціїпродукції відповідно до укладених договорів; видобутку (постачання) нафти
(з газовим конденсатом) і природного газу.
реалізованої вважається продукція, оплачена покупцем.
Крім показників обсягу продукції виробнича програма НГДУвключає показники обсягу робіт в експлуатації і використання свердловин.
Обсяг робіт в експлуатації обчислюється в скважіномесяцах - це часроботи однієї свердловини за один умовний місяць (30 днів або 720 годин).
Розрізняють такі показники обсягу робіт в експлуатації:
- скважіномесяци, що числилися по всьому експлуатаційного фонду свердловин
Сч . е.., що характеризують час tч.е.,
- на протязі якого свердловини всього експлуатаційного фонду значилися вдії або бездіяльності;
- скважіномесяци, вважалися за чинним фонду Сч.д.,що показують час tч.д., протягом, якого всі свердловини чинногофонду значилися в експлуатації;
Значне місце у виробничій програмі НГДУ займаєпопутний газ.
Дані про виконання плану з видобутку та утилізації попутного газунаведено в табл. 2.1.
Таблиця 2.1.
СТРУКТУРА ВИДОБУТКУ ГАЗУ
| | | | | Абсолютний | Темп росту, |
| Показник | 1996 | 1997 | 1998 | приріст |% |
| | | | | 96к97 | 98к97 | 96к97 | 98к97 |
| 1.Валовая видобуток | 4834 | 4255 | 4302 | -599 | + 47 | 87,6 | 101,1 |
| нафти | | | | | | | |
| 2.Газовий фактор, | 69,3 | 68,5 | 68,7 | - 0,8 | + 0,2 | 98,8 | 100,2 |
| м/т | | | | | | | |
| 3.Коеффіціент | 13,3 | 8,6 | 8,5 | - 4,7 | - 0,1 | 64,6 | 98,8 |
| утилізації | | | | | | | |
| 4.Валовая видобуток | | | | | | | |
| попутного газу, | 44741 | 25100 | 25130 | -19641 | + 30 | 56,1 | 100,1 |
| тис. м | | | | | | | |
У 1997 році видобуток природного газу не виконана на 19641 тис. мі
(56,1%), у зв'язку з невиконанням запланованих заходів щодо збирання тавикористання попутного газу, що виразилося у зменшенні коефіцієнтаутилізації газу, на 4,7 (64,6 %).
У 1998 році видобуток газу зріс на 30 тис. м3 (0,1%). Це пов'язано ззбільшенням газового фактору на 0,2 (0,2%), незважаючи на те, щокоефіцієнт утилізації став нижче попереднього газ на 0,1.
Вплив різних факторів на виконання плану видобутку газу можнапровести методом ланцюгових підстановок:
Qнг = (Qнф - Qнб) (б * kуб
Qг (= ((ф-(б) Qбф * kуф
(2.1.)
Qгку = (kуф - kуб) (б * Qнф
де Qп.г - обсяг видобутку нафти або газу;
(- газовий фактор,
(- коефіцієнт утилізацію.
Індекси "б" і "ф" - базисні і фактичні показники.
| Роки | 1996 | 1997 | 1998 |
| Валова до-бича попутного газу, | 44741 | 25100 | 25130 |
| тис. м3 | | | |
Динаміка видобутку газу відображена на рис. 2.1.
Рисунок 2.1.
За нашими даними на підприємстві невиконання заходів з утилізаціїгазу в 1997 році привело його до втрати в обсязі на
(8,6 - 13,3) • 4255 •68,5 = 1.369.897 тис. мі
А в 1998 році збільшення видобутку нафти компенсувала ці втрати на
(4302 - 4255) • 68,5 • 8,6 = 27687 тис. мі.
Таблиця 2.2
ДИНАМІКА ВИДОБУТКУ НАФТИ
| | | | | Абсолютний | Темп росту, |
| Показники | 1996 | 1997 | 1998 | приріст "+" - |% |
| | | | | "-" | |
| | | | | 97к96 | 98к97 | 97к96 | 98к97 |
| 1.Валовая | 4854 | 4255 | 4302 | - 599 | + 47 | 87,6 | |
| видобуток нафти | | | | | | | 101,1 |
| 2.Об'ем | 301420 | 1036691 | 1073875 | + 36184 | 735271 | | |
| валовий | | | | | | 343,9 | 103,5 |
| продукції | | | | | | | |
| 3.Об'ем | | | | | | | |
| роботи в | 22712 | 20586 | 20768 | - 2126 | + 182 | 90,6 | 100,8 |
| експлуатації | | | | | | | |
| свердловин | | | | | | | |
| 4.Средмес. | 235 | 228,1 | 229,1 | - | + 1 | | |
| дебіт, | | | | 6,9 | | 97,1 | 103,5 |
| т/скв.-міс. | | | | | | | |
| 5.Коеффіціент | 0,909 | 0,906 | 0,920 | - | + | | |
| експлуатації | | | | 0,03 | 0,011 | 99,7 | 101,2 |
У 1997 році план видобутку нафти недовиконано на 599 тис. тоннпорівняно з попереднім роком. Валова видобуток нафти збільшено на 37184Таке значне збільшення пов'язане з підвищеннямціни на 1 тонну видобутої нафти. Середньомісячний дебіт зменшився на 6,9т./ск. - Мес.2.9%. План за обсягом робіт недовиконано на 2126 скв./міс. Запорівняно з попереднім роком коефіцієнт експлуатації залишивсянезмінним.
У 1998 році план видобутку нафти в порівнянні з 1997 роком на 47 тис.тонн (1,1%). Валова видобуток нафти збільшилася на 735271 млн. рублів (243,9%),як вже сказано понад це пов'язано зі збільшенням ціни на нафту.
Середньомісячний дебіт збільшився на 1 т/вкв - міс. (3,5%). План за обсягомробіт перевиконано на 182 скв. міс. (0,8%). Коефіцієнт експлуатаціїзбільшився на 0,01.
У 1997 році (табл. 2.3) експлуатаційний фонд свердловин було менше, запорівняно з попереднім роком на 10 свердловин. Це викликано невиконаннямвведення в експлуатацію свердловин з буріння, а так само найменшого введення їх збездіяльності і виведенням в бездіяльність більшого числа свердловин (на 23скв.), ніж у попередньому році.
У результаті календарний фонд часу зменшився на 2126 скв.міс. Ефективний фонд часу з урахуванням меншого числа свердловин вексплуатації збільшився на 414 скв. міс., це викликано збільшеннямчасу бездіяльності свердловин при знаходженні їх у ремонті на 122396 скв.міс. Це обумовлено зменшенням коефіцієнта експлуатації (з 0,909 до
0,906).
Виконання плану про видобуток нафти і газу залежить значною мірою відрезультатів роботи бурового підприємства.
Графік видобутку нафти
Рисунок 2.2.
Таблиця 2.3
ФОНД РУХУ свердловин
| Показники | 1996р. | 1997р. | 1998р. |
| 1.Експлуатаціонний фонд св., Скв. | 1992 | 1982 | 1984 |
| 2.Уменьшеніе числа свердловин | 180 | 203 | 194 |
| 3.Введено з буріння, скв. | 170 | 148 | 122 |
| 4.Остановлено для виведення в бездіяльність, скв. | 90 | 80 | 92 |
| 5.Введено з бездіяльності, скв. | 175 | 148 | 267 |
| 6.Календарний фонд часу, скв.мес. | 22712 | 20586 | 20768 |
| 7.Время роботи з урахуванням меншого числа свердловин | | | |
| (ефективний фонд часу) скв.мес. | 20066 | 20180 | 20427 |
| 8.Время роботи свердловин, скв.мес. | 20142 | 20180 | 20099 |
| 9.Сокращеніе часу бездіяльності свердловин, скв. | 8640 | 8560 | 7749 |
| міс. | | | |
| 10.В тому числі через меншу продуктивності: | | | |
| а) ремонтних робіт | 185260 | 307656 | 168120 |
| б) аварійних робіт | 4102 | 3936 | 2160 |
| 11.Коеффіціент експлуатації | 0,909 | 0,906 | 0,920 |
У нашому прикладі аналіз руху фонду свердловин за 1997 ріквизначив невиконання здачі свердловин з буріння в порівнянні зпопереднім роком.
Проаналізуємо фонд руху свердловин за 1998 рік. За табл. 2.3 мибачимо, що експлуатаційний фонд свердловин збільшився в порівнянні зпопереднім роком. І хоча фонд введення свердловин знову недовиконано,зате значною мірою скоротилася зменшення числа свердловин, азбільшилося число свердловин введених з бездіяльності.
У результаті календарний фонд часу збільшився на 182 скв. міс.,а ефективна - на 247 скв. міс. Скоротилося час бездіяльності свердловинщо знаходяться в ремонті (на 139536 скв. міс.) та аварійних робіт (на 1776скв. міс.)
Крім аналізу виконання виробничої програми в цілому по НГВУнеобхідно провести його за категоріями свердловин (табл. 2.4).
Таблиця 2.4.
КАТЕГОРІЇ свердловин
| Показники | 1996р. | 1997р. | 1998р. |
| 1.Експлуатаціонний фонд свердловин | 1992 | 1982 | 1994 |
| у тому числі: | | | |
| а) фонтанних | 49 | 45 | 50 |
| б) насосних | 1450 | 1466 | 1436 |
| з них зануреними ел.насосамі | 493 | 471 | 498 |
| 2.Средній дебіт т./скв.мес. | 235,0 | 228,1 | 229,1 |
| у тому числі: | | | |
| насосних свердловин | 1490 | 1502 | 1514 |
| з них ПЕН | 2180 | 2132 | 2134 |
У 1997 році фонд експлуатуються свердловин за допомогою ЕПН, у порівнянніз попереднім роком зменшився з 493 до 471, у зв'язку зі зменшеннямобводнення.
У 1998 році в порівнянні з 1997 роком фонд експлуатуються свердловин здопомогою ЕПН збільшився з 471 до 498. Це викликано збільшеннямобводнення, пов'язаної з необхідністю в формовані відборі рідини.
Що дозволило підвищити середній дебіт свердловин, не дивлячись на скороченняфонтанної експлуатації.
2.2. АНАЛІЗ ТЕХНІЧНОГО РІВНЯ ПІДПРИЄМСТВА
Технічний рівень підприємства визначається прогресивністюзастосовуваної техніки і технології.
У процесі аналізу технічного рівня підприємства використовуютьнаступні показники:
- фондоозброєність праці;
- машінновооруженность праці;
- енергооснащеність праці;
- ступінь автоматизації та механізації робіт ( праці);
- ступінь придатності основних фондів;
- ступінь оновлення основних фондів;
-коефіцієнт екстенсивного, інтенсивного та інтегральноговикористання устаткування.
- фондоозброєність визначається за формулою:
kф.в. = Ф0/Чр
(2.2)
де Ф - середньорічна вартість основних фондів
Чр - чисельність робітників
- Машіновооруженность визначають за формулою:
Км.в. = Фак/Чр
(2.3)
де Фак - вартість активної частини основних фондів (загальна середньо -річна вартість основних фондів мінус вартість будівель, споруд,швидкозношуваних інвентарю).
- Енергоозброєність визначають за формулою:
Ке = Е/t
(2.4)
де Е - кількість споживаної електроенергії на виробничі цілі: t - кількість відпрацьованих людино-годин (або чисельність робітників).
- Коефіцієнт автоматизації і механізації робіт (праці) розраховують за формулами:
-
Ка.м. = Ча.м./чоб.
(2.5)
або
Ка.м. = tа.м./t
(2.6)
де Ча.м. - Чисельність робітників, зайнятих на механізованих іавтоматизованих роботах;
чоб. - Загальна чисельність робітників; tа.м. - Час роботи на автоматизованих або механізованих процесах; t - загальна тривалість їх роботи.
фондоозброєність і механізований - найбільш загальні показникиоснащеності підприємства (табл.2.5).
Таблиця. 2.5.
показником оснащеності підприємства
| П о к а з а ті л ь | 1996 | 1997 | 1998 | Зміна | я% |
| | | | | Я | 98 до 97 |
| | | | | 97 до 96 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. Середньорічна | | | | | |
| вартість осн.ф., | 4395.695 | 4698.276 | 4803.844 | +19.3 | + 2,2 |
| млн. руб. | | | | | |
| 2.в тому числі активної | | | | | |
| їх частини, млн. руб. | 2875.621 | 3177.735 | 3417.593 | +18.6 | + 7,5 |
| 3. Чисельність | | | | | |
| працівників зайнятих а | 6432 | 6920 | 6563 | + 2.0 | - 5.1 |
| наіб.смену | | | | | |
| 4. Фондоозброєність, | | | | | |
| млн.руб. з особи. | 683,4 | 678,9 | 731,9 | +5.5. | + 7.8. |
| 5. Машіновооруженность | | | | | |
| млн. руб/чол. | 447.1 | 459.2 | 520.7 | +16.5 | + 13.3 |
За даними табл.2.5 фондоозброєність і машіновооруженность в НГДУзросли в порівнянні з попередніми роками у 1997р на 5.5% і 16%, і в
1998р. на 7.8% і 13.3%. Зростання фондоозброєнності підприємства викликанийполіпшенням оснащення НГДУ прогресивною технікою в порівнянні зпопередніми роками. Слід також звернути увагу на умови праці.
Підвищення технічного рівня виробництва може бути пов'язано з полегшеннямпраці робітників і поліпшенням умов праці.
У зв'язку із частковою, а в окремих випадках повною автоматизацієювиробничих процесів у нафтогазовидобування, технічний рівень НГДУдоцільно характеризувати коефіцієнтом автоматизації (таб. № 2.6).
Таблиця 2.6.
КОЕФІЦІЄНТ АВТОМАТИЗАЦІЇ НГДУ
| Показник | 1996 | 1997 | 1998 | Зміни%, по |
| | | | | Порівнянні |
| | | | | 97 до 96 | 98 до 97 |
| 1. Чисельність вироб-| | | | | |
| водствен.персонала, | 1921 | 1908 | 1864 | - 0.7 | - 2.3 |
| чол. | | | | | |
| 2. З них зайнято на | 710 | 820 | 872 | + 22.8 | + 6.3 |
| автоматизуються. роботах | | | | | |
| 3.Коеффіціент | 0.36 | 0.43 | 0.47 | + 19.4 | + 9.3 |
| автомати-тізаціі | | | | | |
Рівень автоматизації в аналізованому НГДУ збільшився, щосвідчить про підвищення автоматизації. Коефіцієнт автоматизаціїпідвищився в 1997р, в порівнянні з попереднім роком на 0.07%, а в 1998рв порівнянні з 1997р - на 0.04%. Як ми бачимо (по табл. 2.6) у 1997 році запорівняно з 1998 роком рівень автоматизації був вищим, що свідчитьпро його високому рівні на підприємстві в 1997 році. У 1998 році завдання завтоматизації було недовиконані.
Коефіцієнт придатності (збереження) основних фондів К - це відношенняповної первісної вартості основних фондів промислово -виробничої групи Фпп.г. за станом на кінець року за вирахуванням зносу
Іпп.г. на цю ж дату до повної первісної вартості.
К = Фпп.г. - Іпп.г./Фпп.г. * 100
(2.7)
Зробимо розрахунок коефіцієнтів придатності основних фондів за табл. 2.7.
Таблиця 2.7.
аналізу коефіцієнтів ПРИДАТНОСТІ ОСНОВНИХ ФОНДІВ
| Показник | 1996 | 1997 | 1998 | Зміна%. |
| | | | | 97 до 96 | 98 до 97 |
| Первісна | | | | | |
| вартість основ.фондов | | | | | |
| промислово-произв. | 3287 540 | 3295 584 | 3803 732 | 100.2 | 115.4 |
| групи на кінець року, | | | | | |
| млн.крб | | | | | |
| 2. Знос основ. фондів | | | | | |
| з цієї ж групи, | 1274 832 | 1274 937 | 1287 369 | 100 | 100.9 |
| млн. руб. | | | | | |
| 3. Коефіцієнт | 61.2 | 61.3 | 66.1 | 100.1 | 107.8 |
| придатності,% | | | | | |
Коефіцієнт придатності в 1997 році в порівнянні з попереднім рокомпідвищився на 0.2%, а в 1998 році в порівнянні з 1997 роком - на 15.45, цесвідчить про введення в звітному році нових засобів праці в найбільшомукількості, ніж у попередньому році.
Коефіцієнт оновлення основних фондів Ко відображає введення новихтехнологічних процесів, модернізацію і реконструкцію діючихтехнологічних установок і обладнання. Його розраховують за формулою
Ко = Фн/Фо * 100,
(2.8)
де Фн - вартість нововведених основних фондів, млн. руб.
Фо - вартість всіх основних фондів на кінець року, млн. руб.
Коефіцієнт екстенсивного використання устаткування Ке характеризуєзавантаження його у часі:
Ке = Тр/Тк,
(2.9)
де Тр - час роботи обладнання, год;
Т к-календарне час, ч.
У НГДУ екстенсивне використання свердловин характеризуєтьсявикористанням фонду свердловин Кф і коефіцієнтом експлуатації Ке.
2.3. АНАЛІЗ ПРОДУКТИВНОСТІ ПРАЦІ.
Продуктивність праці характеризує ефективність конкретногоживої праці, що створює споживчі вартості.
Рівень продуктивності праці залежить від багатьох факторів:технічної оснащеності та застосованої технології; кваліфікації працівників;організації праці та виробництва; умов праці і побуту працівників;сталості складу працівників та ін
У нафтогазовидобувної промисловості, на відміну від багатьох іншихгалузей, на рівень продуктивності праці впливають природні фактори. УЗокрема, видобуток нафти залежить від дебіту свердловини, способу експлуатації,стадії розробки родовища і т.д.
У рівні продуктивності праці відображаються результати поліпшеннятехніки, технології та організації праці, використання основних фондів,матеріалів, робочої сили.
Продуктивність праці оцінюють в натуральних (або умовно -натуральних), вартісних і трудових показниках.
При натуральний метод продуктивність праці П дорівнює:
П = Q/Чп.п.
(2.10)
де Q - обсяг видобутку нафти або газу, т., куб.м.
Чп.п. - чисельність промислового виробничого персоналу, чол.
При вартісному методі :
П = Т/Чп.п. або П = ПП/Чп.п.,
(2.11)
де Т - товарна продукція, млн.руб;
ЧП - чиста продукція, млн.руб;
При трудовому методі:
П =? Qt/Чп . п.
(2.12)
В якості розрахункових показників використовується годинна і деннавиробіток на одного робітника.
У НГДУ продуктивність праці найчастіше оцінюється об'ємомвидобутої нафти і газу (т., 1000 куб.м) або обсягом валової продукції
(тис.руб) в розрахунку на одного працівника середньооблікової або на одинвідпрацьований людино-день (чол-год).
Продуктивність праці можна визначити відношенням середньомісячногодебіту свердловин до питомими витратами праці на обслуговування однієї свердловини:
П = q/Нуд
(2.13)
де q - середній дебіт на 1скв.-міс . експлуатації, т.
Нуд - питомі витрати праці на 1скв.-мес.експлуатаціі, чел.ч.
Цей показник відбиває зміну витрат живої праці у зв'язку звдосконаленням техніки і технології нафтовидобутку, автоматизацією ітелемеханізація виробництва, поліпшенням організації праці та виробництваі не схильний до впливу зміни цін.
У НГДУ продуктивність праці залежить від двох факторів:
1. продуктивності свердловин;
2. питомої чисельності працівників, які обслуговують свердловини.
Індекс зростання продуктивності праці 1п визначають:
1п = Пф/Пб = фНудб/б Нудф
(2.14)
Зміна продуктивності праці в залежності від продуктивностісвердловин
П = ф-б/Нуд.ф.
(2.15)
Вплив питомої чисельності працівників на змінупродуктивності праці виражається залежністю
Пнуд .= б/Нуд.ф - б/Нуд.б.
(2.16)
Розглянемо динаміку обсягу продукції, що випускається на аналізованомупідприємстві.
Таблиця 2.8
ДИНАМІКА ПРОДУКТИВНОСТІ ПРАЦІ
| П о к а з а т е л ь | 1996 | 1997 | 1998 | Зміна% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| | | | | До 96 | до 97 |
| 1. Видобуток нафти, т.т. | 4854 | 4255 | 4302 | 87.6 | 101.1 |
| 2. Валова продукція | 301420 | 1036 691 | 1073 675 | 343.9 | 103.5 |
| у неіз-х цінах, млн.р. | | | | | |
| 3. Чисельність ППП | 1921 | 1908 | 1864 | 99.3 | 97.7 |
| 4.Средній дебітскважін | | | | | |
| числився т/скв./міс | 235.0 | 228.1 | 229.1 | 97.1 | 100.4 |
| 5. Видобуток нафти на | | | | | |
| одного працюючого | 2527 | 2230 | 2308 | 88.2 | 103.5 |
| (ППП) Т/рік | | | | | |
| 6. Середньорічна | | | | | |
| виробіток одного | 156.9 | 543.3 | 576.1 | 346.3 | 106.0 |
| працюючого (ППП) | | | | | |
| руб/чол | | | | | |
| 7. Питома чисельність | | | | | |
| обслуговування однієї | 6.072 | 5.876 | 5.824 | 95.9 | 99.1 |
| свердловини, чол. | | | | | |
| 8. Видобуток нафти на | | | | | |
| одного працюючого в | 420.0 | 427.9 | 432.7 | 103.0 | 101.1 |
| місяць, т. | | | | | |
За даними табл.2.8 видно, що в 1997 році продуктивність праці, запорівняно з попереднім роком, зменшилася на 1.8% у слідствізменшення середнього дебіту свердловин. У зв'язку зі збільшенням цін на нафтузначно зросла валова продукція на 243.9%, з огляду на це вироблення наодного працюючого також значно збільшилася на 246.3%.
Видобуток нафти скоротився на 2.4% через скорочення продуктивностісвердловини на 2.9%. Середньомісячний дебіт використання фонду свердловинзменшився на 6.9т. Організаційні заходи забезпечили значнескорочення трудомісткості обслуговування свердловин (з 6.1 до 5.9 людини насвердловину), на 4.1%.
У 1998 році, в порівнянні з 1997 роком, продуктивність працізбільшилася на 3.5% внаслідок збільшення середнього дебіту свердловин.
Виробіток на одного працюючого збільшилася на 6.0%, це викликаноскороченням питомої чисельності працівників на 2.3%.
Це закономірно, оскільки планується впровадження нової техніки, технології таорганізаційно-технічних заходів.
Проведені заходи щодо впливу на пласт і привибійну зону іщодо поліпшення використання фонду свердловин дозволили підвищити їхсередньомісячний дебіт на 1т. в порівнянні з попереднім роком.
Коефіцієнт використання свердловин з 0.890 до 0.901; коефіцієнтексплуатації - з 0.955 до 0.964. Організаційні заходи забезпечилинезначне скорочення трудомісткості обслуговування свердловин на 0.9%.
Визначимо кількісний вплив продуктивності свердловин ітрудомісткості їх обслуговування на збільшення продуктивності праці за рахунокзменшення середнього дебіту свердловин в 1997 році в порівнянні зпопереднім роком, середньомісячна виробіток одного працівника зменшивсяна
П = (228.1-235.0)/5.9 = -1.2 т.
У 1998 році, в порівнянні з 1997 роком, середньомісячна виробленнязбільшилася на
П = (229.1-228.1)/5.9 = 0.2 т.
Зниження трудомісткості обслуговування свердловин призвело до збільшеннясреднемесчной продуктивності праці в 1996р на
Пнуд = 235.0/5.9 - 235.0/6.1 = 1.3 т. в 1997р на Пнуд = 228.1/5.9 - 228.1/6.1 = 1.3 т. в 1998р на Пнуд = 229.1/5.9 - 229.1/6.1 = 1.3 т.
Як ми бачимо з розрахунків, наведених вище, середньомісячнапродуктивність праці залишилася незмінною за всі три роки. Це говорить прорівномірності роботи НГВУ.
3. ОБОРОТНІ ЗАСОБИ У СФЕРІ ДІЯЛЬНОСТІ ПІДПРИЄМСТВА
Для виробництва тієї чи іншої продукції в системі народного господарстває первинна ланка, іменоване підприємством.
Промислове підприємство, у тому числі і кожне підприємство нафтової ігазової промисловості - первинна ланка, в якому колектив людейоб'єднаний спільними зусиллями і завданнями. Основним завданням підприємства єзадоволення потреб народного господарства і трудящих в промисловійпродукції необхідного асортименту і якості.
Щоб забезпечити видобуток нафти і газу підприємству потрібні запасирізних матеріалів, палива, інструментів, інвентарю. На нихзатру?? іваются грошові кошти.
Грошові кошти, вкладені у запаси матеріальних цінностей інапівфабрикати, готову продукцію і розрахунки, а також що знаходяться нарозрахунковому рахунку і в касі підприємства, утворюють його оборотних коштів.
Оборотні фонди-це засоби виробництва, які обслуговують тількиодин виробничий цикл, повністю в ньому споживаються і цілкомпереносять свою вартість на виготовлену продукцію.
Оборотні фонди постійно перебувають у сфері виробництва матеріальнихцінностей і прямо або побічно утворюють речовий зміст готовоїпродукції. До складу оборотних коштів входять і нематеріальні елементи ввигляді витрат майбутніх періодів.
Оскільки оборотні кошти цілком споживаються за одинвиробничий цикл, то їх вартість цілком входить у вартість готовоїпродукції, утворюючи разом з амортизацією стару (перенесену) вартість, доякої в ході виробництва приєднується також новостворена вартість.
Склад оборотних засобів представлений на рис. 3.1.
Виробничі запаси - сировина, основні й допоміжні матеріали,паливо, покупні напівфабрикати, тара, запасні частини, МБГ іпристосування, господарський інвентар та інші матеріальні цінності,що надійшли до споживачів, але ще не використані і не підданіпереробки, незалежно від місця їх зберігання.
Під сировиною і основними матеріалами прийнято розуміти такі видиматеріалів, які повністю входять до складу вироблюваної продукції,утворюючи її основу або виступаючи в якості необхідного компонента при їївиготовленні. Допоміжні ж матеріали беруть участь в технологічномупроцесі, впливають на швидкість реакції, вид і якість продукції, але нескладають її основи.
СТРУКТУРА нормованих оборотних коштів
Рисунок 3.2
Таблиця 3.1
СТРУКТУРА нормованих оборотних коштів
| ЕЛЕМЕНТИ нормованих оборотних | Питома вага,% |
| ЗАСОБІВ | |
| 1.Проізводственние запаси, у т.ч. | 66 |
| Допоміжні матеріали | 21 |
| паливо | 4 |
| запасні частини | 11 |
| МПБ | 30 |
| 2.Расход майбутніх періодів | 1 |
| 3.Готовая продукція | 33 |
| Усього | 100 |
Незавершене виробництво і напівфабрикати власного виготовлення.
Незавершене виробництво - це предмети праці, що перебувають у стадіївиробництва до їх перетворення на готову продукцію. До напівфабрикатіввідносяться предмети праці, що пройшли одну стадію обробки, але потребуютьподальшого доопрацювання в межах даного підприємства.
Інші предмети праці та витрати майбутніх періодів (витрати пов'язані зраціоналізаторство і винахідництво і т.д.).
Оборотні засоби промисловості одночасно знаходяться у всіхперерахованих групах і здійснюють безперервний кругообіг. Співвідношенняміж окремими групами визначаються технологічними та виробничимиособливостями підприємства, а також його географічним місцем розташування.
Оскільки нові матеріальні цінності (нова вартість) створюються в процесі виробництва, то структура оборотних коштів (аотже, і еф
