МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН ГБПОУ

ОКТЯБРЬСКИЙ НЕФТЯНОЙ КОЛЛЕДЖ

ИМ. С.И. КУВЫКИНА

Экономика отрасли

ПМ.03 «Организация деятельности коллектива исполнителей»

МДК.03.01 «Основы организации и планирования производственных работ

на нефтяных и газовых месторождениях»

Методические указания по выполнению курсовых работ

для студентов образовательных учреждений

среднего профессионального образования

для специальности:

21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

2016

г.

Методические

указания

по

выполнению

курсовых

работ

по

МДК.03.01.

Основы организации и планирования производственных работ на нефтяных и

газовых месторождениях

Темы 3.1 «Экономика отрасли» разработаны на

основе Федерального государственного образовательного стандарта (далее –

ФГОС) по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений» среднего профессионального образования (далее – СПО)

21.02.01 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

2

Организация-разработчик:

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

«Октябрьский нефтяной колледж им. С.И. Кувыкина» (ГБПОУ «ОНК»)

Разработчик: С.А. Ахмадиева - преподаватель экономических дисциплин

Рецензент: Н.Л. Гостенова – ст. методист, преподаватель экономических

дисциплин.

3

ВВЕДЕНИЕ

Методические указания по выполнению курсовых работ по МДК.03.01.

«Основы организации и планирования производственных работ на нефтяных и

газовых месторождениях»

Тема 3.1 «Экономика отрасли» разработаны на

основе Федерального государственного образовательного стандарта (далее –

ФГОС) по специальности 21.02.01 «Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений».

МДК.03.01 Тема 3.1«Экономика отрасли» входит в ПМ.03 «Организация

деятельности коллектива исполнителей» в структуре ППССЗ.

В

данной

работе

приведены

методические

указания

по

выполнению

некоторых задач, общие требования к выполнению, оформлению и выбору

курсовой работы.

Цели и задачи дисциплины:

В

результате

освоения

учебной

дисциплины

обучающийся должен

уметь:

- находить и использовать необходимую экономическую информацию;

- определять организационно-правовые формы организаций;

- определять состав материальных, трудовых и финансовых ресурсов

организации;

-

оформлять

первичные

документы

по

учету

рабочего

времени,

выработки, заработной платы, простоев;

-

рассчитывать

основные

технико-экономические

показатели

деятельности подразделения (организации);

В

результате

освоения

учебной

дисциплины

обучающийся должен

знать:

4

- действующие законодательные и нормативные акты, регулирующие

производственно-хозяйственную деятельность;

-

основные

технико-экономические

показатели

деятельности

организации;

-

методики

расчета

основных

технико-экономических

показателей

деятельности организации;

- методы управления основными и оборотными средствами и оценки

эффективности их использования;

- механизмы ценообразования на продукцию (услуги), формы оплаты

труда в современных условиях;

- основные принципы построения экономической системы организации;

-

основы

маркетинговой

деятельности,

менеджмента

и

принципы

делового общения;

- основы организации работы коллектива исполнителей;

- основы планирования, финансирования и кредитования предприятия;

- особенности менеджмента в области профессиональной деятельности;

- общую производственную и организационную структуру предприятия;

- современное состояние и перспективы развития отрасли, организацию

хозяйствующих субъектов в рыночной экономике;

- состав материальных, трудовых и финансовых ресурсов организации,

показатели их эффективного использования;

-

с п о с о б ы

э к о н о м и и

р е с у р с о в ,

о с н о в н ы е

э н е р г о -

и

материалосберегающие технологии; формы организации и оплаты труда.

Программа обучения предусматривает самостоятельное изучение

дисциплины по методическим указаниям и рекомендованной литературе с

использованием интернет – ресурсов, выполнение одной курсовой работы по

материалам производственной практики.

Требования к результатам освоения основной профессиональной

образовательной программы:

Техник-технолог

(старший

техник-технолог) должен

обладать

общими компетенциями, включающими в себя способность:

ОК 1. Понимать сущность и социальную значимость своей будущей

профессии, проявлять к ней устойчивый интерес.

ОК 2. Организовывать собственную деятельность, выбирать типовые

методы

и

способы

выполнения

профессиональных

задач,

оценивать

их

эффективность и качество.

ОК 3. Принимать решения в стандартных и нестандартных ситуациях и

нести за них ответственность.

5

ОК 4. Осуществлять поиск и использование информации, необходимой

для эффективного выполнения профессиональных задач, профессионального

и личностного развития.

ОК 5. Использовать информационно-коммуникационные технологии в

профессиональной деятельности.

ОК

6.

Работать

в

коллективе

и

в

команде,

эффективно

общаться

с

коллегами, руководством, потребителями.

ОК

7.

Брать

на

себя

ответственность

за

работу

членов

команды

(подчиненных), за результат выполнения заданий.

ОК

8.

Самостоятельно

определять

задачи

профессионального

и

личностного развития, заниматься самообразованием, осознанно планировать

повышение квалификации.

ОК

9.

Ориентироваться

в

условиях

частой

смены

технологий

в

профессиональной деятельности.

Техник-технолог

(старший

техник-технолог) должен

обладать

профессиональными компетенциями, соответствующими основным видам

профессиональной деятельности:

ПК

3.1.

Осуществлять

текущее

и

перспективное

планирование

и

организацию

производственных

работ

на

нефтяных

и

газовых

месторождениях.

ПК 3.2. Обеспечивать профилактику и безопасность условий труда на

нефтяных и газовых месторождениях.

ПК 3.3. Контролировать выполнение производственных работ по добыче

нефти и газа, сбору и транспорту скважинной продукции.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ВЫПОЛНЕНИЯ

КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Выполнение

курсовой

работы

–

завершающий

этап

в

процессе

подготовки

студента

по

окончании

пройденного

курса

материала

дисциплины. Курсовая работа по Теме 3.1 «Экономика отрасли» завершает

подготовку студента и показывает его готовность решать теоретические и

практические задачи в данном направлении.

Настоящие

методические

указания

предназначены

для

студентов

дневного и заочного отделения в качестве пособия и регламентирующего

материала

по

выполнению

и

представлению

курсового

проекта

по

дисциплине «Экономика отрасли» для специальности

«Разработка и

эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Курсовая работа – это научная работа, выполняемая в процессе обучения

и имеющая целью научить студентов самостоятельно применять полученные

знания

по

дисциплине

для

решения

конкретных

практических

задач

в

6

области экономики, привить навыки расчётов и обоснования принимаемых

решений.

Цели курсовой работы:

1. Систематизация и углубление теоретических и практических знаний,

их применение при решении конкретных экономических задач;

2. Приобретение навыков самостоятельной работы;

3.

Овладение

методикой

исследования,

обобщения

и

логического

изложения материала.

В курсовой работе студент должен показать:

1.

Прочные теоретические знания по заданной теме и проблемное

изучение теоретического материала;

2.

Умение изучать и обобщать литературные источники, материалы

предприятий и организаций, решать практические задачи, делать выводы и

предложения;

3.

Навыки проведения анализа и расчётов, экспериментирования и

владения современными компьютерными технологиями;

4.

Уметь

правильно

применять

методы

оценки

экономической

и

социальной эффективности предлагаемых мероприятий.

Общими требованиями к курсовой работе являются:

1.

Целевая направленность

2.

Чёткость построения;

3.

Логическая последовательность изложения материала;

4.

Глубина исследования и полнота освещения вопросов;

5.

Конкретность изложения результатов работы;

6.

Доказательность выводов и обоснованность рекомендаций;

7.

Грамотное

оформление

в

соответствии

с

единым

графическим

режимом.

7

ТЕМАТИКА КУРСОВЫХ РАБОТ

Темы курсовых работ разрабатываются преподавателем.

Тема должна отвечать профилю студентов по будущей специальности,

быть актуальной, соответствовать состоянию и перспективам развития науки

и техники и решать конкретные задачи, стоящие перед предприятиями и

организациями.

В

качестве

тем

курсовых

проектов

выбираются

проблемы,

существующие

в

реальной

производственно

-

хозяйственной

и

управленческой деятельности предприятий и организаций.

Задание выдаётся студенту перед производственной практикой, среди

задач

которой

–

сбор

данных

для

курсового

проекта

и

обобщение

информации по заданной теме.

Темы курсовых работ соответствуют наиболее проблемным вопросам в

области экономики нефтегазодобывающей отрасли.

Тематика курсовых работ рассматривается и утверждается на комиссии

экономических дисциплин.

Примерная тематика курсовых работ по модулю:

1.

Расчет

себестоимости

добычи

нефти

фонтанным

(газлифтным,

механизированным) способом на месторождении.

2. Расчет расходов по искусственному воздействию на пласт в НГДУ.

3. Экономическая эффективность проведения КРС (ПРС) в НГДУ.

4. Расчет экономической эффективности от применения СКО скважин на

____________ месторождении (или других мероприятий по ОПЗ).

5. Расходы по сбору и транспорту нефти и газа в НГДУ.

6 .

Р а сч е т

э ко н ом и ч е с ко й

э ф ф е к т и в н о с т и

м е р о п р и я т и й

п о

совершенствованию подготовки и перекачки нефти в НГДУ.

7. Расчет расходов по исследованию эксплуатационных скважин в НГДУ.

8.

Экономическая

эффективность

внедрения

(___________)

на

месторождении (_________).

9.

Экономическая

эффективность

перевода

скважин

на

другой

способ

добычи в НГДУ.

10. Расчет расходов на освоение скважины на месторождении.

11.

Анализ

деятельности

нефтегазодобывающего

предприятия

и

разработка предложений по улучшению его работы.

8

12.

Анализ

использования

основных

фондов

в

не фт е га зо во й

промышленности.

13. Анализ экономической эффективности применения методов увеличения

нефтеотдачи месторождения (пласта).

14.

Анализ

экономической

эффективности

внедрения

новой

техники

и

технологии.

15.

Управление

нефтегазовыми

ресурсами

предприятия

и

оценка

эффективности их использования.

16. Анализ труда и заработной платы на предприятии нефтегазодобывающей

отрасли.

17.

Анализ

себестоимости

продукции

на

нефтегазодобывающем

предприятии.

18. Анализ резервов нефтегазодобывающего предприятия и пути экономии

материальных ресурсов на предприятии.

19. Расчет и экономическое обоснование вариантов технологической схемы

(или проекта) разработки месторождения.

20.

Экономическое

обоснование

подземного

текущего

(капитального)

ремонта скважин.

21.

Экономическое

обоснование

и

расчет

экономического

эффекта

от

выбранного геолого-технического мероприятия.

22.

Анализ

финансового

состояния

предприятия

нефтегазодобывающей

отрасли.

Обязательным

является

применение

практических

материалов

деятельности предприятия.

Первичный

материал

предприятия

должен

быть

систематизирован,

тщательно обработан с помощью экономико – математических методов и

компьютерных технологий, обобщён в виде таблиц, графиков, диаграмм,

схем. Цифры и факты должны правильно и объективно отражать фактическое

состояние изучаемой проблемы.

ТИПОВАЯ СТРУКТУРА КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Содержание курсового проекта включает в себя:

1.

Титульный лист

2.

Задание на курсовой проект

3.

Содержание с указанием номеров страниц

4.

Введение

5.

Общий раздел

- Краткая экономическая характеристика предприятия.

- Организационная структура предприятия

- Производственная структура подразделения

- Технико – экономические показатели цеха, их анализ

6.

Организационный раздел

- Сущность технологического процесса

- Организация труда и рабочего места бригады

9

7.

Экономический раздел

- Расчёт показателей деятельности подразделения, их анализ

- Расчёт сметы затрат

8.

Мероприятия, применяемые для увеличения эффективности работы

скважин

9.

Расчёт экономической эффективности предложенного мероприятия

10.Выводы и предложения

11.Список литературы

12.Приложения (объём не ограничивается)

В зависимости от характера выполнения курсового проекта возможны

естественные

отступления

от

приведённой

типовой

структуры,

однако

следует стремиться к сохранению общей схемы.

Объём

должен

составлять

25-30

страниц

стандартных

листов

компьютерного текста, не считая приложений. Написание курсового проекта

рукописным текстом не допускается.

ОБЩИЙ ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Студент

совместно

с

руководителем

уточняет

круг

вопросов,

подлежащих изучению, составляет план исследования и календарный план

работы на весь период с указанием очерёдности отдельных этапов.

Студент систематически работает над литературой, занимается сбором и

анализом первичного материала, постоянно держит связь с руководителем,

докладывает о ходе работы и получает необходимую информацию.

После закрепления темы курсовой работы студенту выдаётся задание с

вопросами, необходимыми для рассмотрения.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ РАЗДЕЛОВ

КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Курсовая

работа

состоит

из

трёх

основных

разделов:

общего,

организационного и экономического. Помимо этого также немаловажную

роль играют и такие разделы, как введение, содержание, заключение (выводы

и предложения) и список литературы.

Введение.

Написание курсовой работы начинается с введения. В нём раскрывается

роль

и

значение

нефтегазодобывающей

отрасли

в

экономике

страны,

актуальность

закреплённой

темы,

аспекты

дальнейшего

развития

предприятия, применение предлагаемого метода как одного из наилучших

при ныне существующих.

10

1. Общий раздел.

В данном разделе рассматриваются общие сведения по предприятию

(цеху), где проводятся исследуемые мероприятия.

1.1 Назначение производственного процесса.

Описывается

назначение

предлагаемого

мероприятия

(например,

назначение соляно – кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта и

т.п.).

1.2

Организационная

и

производственная

структуры

ц еха

(подразделения).

Рассматривается

организационная

и

производственная

структуры

подразделения,

цеха.

Всесторонне

рассматриваются

все

службы,

находящиеся в данном подразделении. Описываются функции и задачи всех

подразделений.

Здесь

же

в

рабочем

порядке

прикладываются

схемы

организационной и производственной структур.

Стоит

заметить,

что

все

таблицы,

схемы,

рисунки

должны

быть

расположены вертикально.

1.3

Технико

–

экономические

показатели

предприятия

(цеха),

их

анализ.

В

данном

подразделе

рассматриваются

технико

–

экономические

показатели цеха за последние два года работы. По исходным данным

проводятся пофакторный и сравнительный анализы.

Например: По сравнению с 2012 годом рост добычи нефти составил

187,8% или 83869 т. За 2013 год добыто 190000 тонн нефти, что на 87,1%

выше установленного плана.

Отремонтировано капитальным ремонтом 116 скважин при плане

137

и

подземным

ремонтом

197

скважин

при

плане

89.

Введено

в

эксплуатацию

63

новые

скважины

и

36

из

бездействия.

Получена

прибыль

в

размере

14114121

тыс.

руб.

Коэффициент

эксплуатации

скважин

составил

0,857

при

плане

0,9,

что

может

быть

связано

с

изношенностью фонда, либо нерезультативной работой ПРС и КРС.

Анализ производственной программы.

Анализ выполнения плана производства и реализации в нефтедобыче

начинают с наиболее важных показателей работы предприятия за отчётный

период. К ним относятся:

1. Общий объём валовой и товарной продукции.

2. Объём добычи нефти и газа по потребителям.

3. Объём добычи по способам эксплуатации.

4. Объём добычи по категориям скважин.

5. Затраты времени.

11

6. Дебиты скважин.

7. Коэффициенты использования и эксплуатации.

Таблица 1 - Добыча нефти

Показатели

2014

2015

Абс.

отклон.

Относит,

%

1. Добыча нефти,т., в т.ч.

а) насосами

ЭЦН

СКН

б) фонтанным способом

Итого:

96600

52254

44346

569

97169

97599

53126

44473

531

98130

999

872

127

- 38

961

2.

Скважино

–

месяцев

числящихся, в т.ч.:

а) насосами

ЭЦН

СКН

б) фонтанным способом

Итого:

746,7

725,4

768

14,3

761

750,7

731,2

770,3

15,2

766

4

5,8

2,3

0,9

5

3 .

Д е б и т

с к в а ж и н

( с к в а ж и н о

–

м е с я ц е в

отработанных)

а) насосами

ЭЦН

СКН

б) фонтанным способом

Итого:

129,6

72

57,6

44,8

174,4

130,2

72,6

57,6

39,5

187,8

0,6

0,6

0

- 5,3

13,4

4.Коэффициент

эксплуатации, в т.ч.

а) насосами

ЭЦН

СКН

Б) фонтанным способом

Итого:

0,958

0,956

0,960

0,953

0,955

0,958

0,957

0,960

0,955

0,956

0

0,001

0

0,002

0,001

12

Добыча нефти по НГДУ перевыполнена на 999 тонн, главным образом

за счёт добычи по скважинам, оборудованным ЭЦН и СКН. Исключение

составляет фонтанная добыча. Время работы скважин в целом по НГДУ

увеличилось

на

5

часов,

что

повлияло

на

увеличения

среднего

дебита

скважин на 13,4 тонны, что в свою очередь привело к повышению добычи

нефти. На объём добычи нефти влияют следующие факторы:

1. Дебит скважин (скважино – месяцев отработанных).

2. Фонд времени скважин (скважино – месяцев числящихся).

3. Коэффициент эксплуатации.

Изменение добычи нефти рассчитывается в зависимости от следующих

факторов:

а) влияние дебита скважин на объём добычи рассчитывают по формуле:

∆Q

q

= С

ч.q.ф

К

экс ф

(q

ф

– q

пл

) ,

(1)

где: С

ч.q.ф

– фактический фонд времени (по факту);

К

экс.ф

– коэффициент эксплуатации(по факту);

q

ф

,q

пл

– дебит фактический и по плану.

б) влияние фонда времени на объём добычи рассчитывается по формуле:

∆Q

с

= q

пл

К

экс.пл

(С

ч.q.ф

- С

ч.q.пл

), где: (2)

К

экс.пл

– коэффициент эксплуатации (плановый);

С

ч.q.пл

- фактический фонд времени (по плану).

в) влияние коэффициента эксплуатации на объём добычи рассчитывают

по формуле:

∆Q

к

= q

пл

С

ч.q.ф

(К

экс.ф

– К

экс.пл

); где: (3)

К

экс.пл

– коэффициент эксплуатации (по плану).

г) общее влияние факторов определяется суммированием:

∆Q

общ

= ∆Q

q

+ ∆Q

с

+ ∆Q

к

. (4)

Пофакторный анализ:

По ЭЦН:

∆Q

q

= 731,2 * 0,957 * (72,6 – 72,0) = 420 тн.

∆Q

с

= 72,0 * 0,956 * (731,2 – 725,4) = 399 тн.

∆Q

к

= 72,0 * 731,2 * (0,957 – 0,956) = 53 тн.

∆Q

общ

= 420 + 399 + 53 = 872 тн.

13

По СКН:

∆Q

q

= 770,3 * 0,960 * (57,6 – 57,6) = 0 тн.

∆Q

с

= 57,6 * 0,960 * (770,3 -768) = 127 тн.

∆Q

к

= 57,7 * 770,3 * (0,960 – 0,960) = 0 тн.

∆Q

общ

= 0 + 127 + 0 = 127 тн.

По фонтанному способу:

∆Q

q

= 15,2 * 0,955 * (39,5 -44,8) = -77 тн.

∆Q

с

= 44,8 * 0,953 * (15,2 – 14,3) = 38 тн.

∆Q

к

=44,8 * 15,2 * (0,955 – 0,953) = 1,3 тн.

∆Q

общ

= -77 + 38 + 1,3 = -38 тн.

Произведя

вышеизложенные

расчёты,

можно

сделать

вывод,

что

фактический объём добычи перевыполнен по сравнению с планом на 999 тн.

Главным образом за счёт влияния следующих факторов: при увеличении

дебита скважины с 174,4 тн. до 187,8 тн. При увеличении фонда времени

скважин с 761 скв.-мес. до 766 скв.-мес., а также повысился Кэкс с 0,955 до

0,956.

Анализ по труду и заработной плате.

1. Изменение производительности труда:

14

Q

ф

- Q

пл

∆П

трQ

= --------------- (5)

Ч

пл

11200000 - 10900000

∆П

трQ

= ----------------------------- = 60 тн/чел

5000

Q

ф

Q

ф

∆П

трЧ

= ----- - ----- (6)

Ч

ф

Ч

пл

11200000 11200000

∆П

трЧ

= -------------- - ------------- = 8,99 тн/чел

4980 5000

∆П

тр общ

= ∆П

трQ

+ ∆П

трЧ

(7)

∆П

тр общ

= 60 + 8,99 = 68,99 тн/чел.

Рост

производительности

труда

за

счёт

изменения

добычи

нефти

составил 60 тн/чел., а за счёт изменения численности рабочих на 8,99 тн/чел.

Общий рост производительности труда за счёт изменения этих факторов

составил 68,99 тн/чел.

2. Изменение численности:

15

∆Ч

ф

= (Ф

скв факт

– Ф

скв пл

) Т

пл

; (8)

где: Ф

скв

факт

, Ф

скв

пл

– эксплуатационный фонд скважин фактический и

плановый соответственно;

Т

пл

– количество рабочих, приходящихся на 1 скважину, плановое.

∆Ч

ф

= (24475,966 – 24394,166) * 0,1584 = 12,95713 чел.

∆Ч

т

= (Т

ф

- Т

пл

) Ф

скв факт

; (9)

где: Т

ф

- количество рабочих, приходящихся на 1 скважину, фактическое.

∆Ч

т

= (0,1576 – 0,1564) * 24475,966 = - 17,995 чел.

∆Ч

общ

= ∆Ч

ф

+ ∆Ч

т

(10)

∆Ч

общ

= 12,95713 + (- 17,995) = - 5,37087 чел.

Рост численности за счёт изменения эксплуатационного фонда скважин

на 0,3 % составил 13 человек. Снижение же численности за счёт изменения

количества

рабочих,

приходящихся

на

одну

скважину

в

размере

0,5%,

составило

17,995

человека.

Общее

снижение

численности

за

счёт

вышеизложенных факторов составило 5,37 человека.

3. Влияние текучести и сменности кадров на предприятие:

Ч

выб

К

см

= ---------- ; (11)

16

Ч

ср. сп

где К

см

– коэффициент сменности;

Ч

выб

– численность выбывших рабочих в данном периоде;

Ч

ср.сп

– среднесписочная численность рабочих за данный период.

36

К

см

= ------- = 0,007

4980

Ч

ув

К

тек

= --------- ; (12)

Ч

ср.сп

где К

тек

– коэффициент текучести;

Ч

ув

– численность уволенных по различным причинам.

13

К

тек

= ------- = 0,0026

4980

При

коэффициенте

сменности,

равного

0,007,

и

коэффициенте

текучести

–

0,0026

можно

отметить,

что

на

предприятии

текучесть

и

сменность кадров минимальна.

17

4.

Использование фонда оплаты труда:

а) влияние численности:

∆ФОТ

ч

= (Ч

ф

- Ч

пл

) З

пл

(13)

∆ФОТ

ч

= (4980 - 5000) * 4512 = - 90240 руб.

б) влияние средней заработной платы:

∆ФОТ

з

= (З

ф

- З

пл

) ∆Ч (14)

∆ФОТ

з

= (5680 - 4512) * 4980 = 58166640 руб.

в) общее изменение фонда оплаты труда:

∆ФОТ

общ

= ∆ФОТ

ч

+ ∆ФОТ

з

(15)

∆ФОТ

общ

= - 90240 + 58166640 = 51076400 руб.

Сравнительный анализ данных показал, что план по добыче нефти

перевыполнен на 2,75%. Выработка на одного рабочего также перевыполнена

на 3,165%. Таким образом, наблюдается общий рост производительности

труда. Но тем не менее необходимо провести мероприятия по дальнейшему

росту производительности труда, а именно: увеличения закачки воды в пласт,

ГРП,

кислотные

и

термические

обработки

скважин,

установление

рационального

режима

скважин.

Также

большой

резерв

кроется

в

недостающем использовании фонда скважин.

Среднесписочное число ППП сократилось по сравнению с планом на

0,4%,

это

произошло

главным

образом

за

счёт

снижения

численности

рабочих,

приходящихся

на

1

скважино

-

месяц.

Дальнейшее

снижение

численности

возможно

путём

проведения

мероприятий

по

сокращению:

механизация, автоматизация производства. Также в отчётном периоде выбыло

36 человек, и было уволено 13. А коэффициенты сменности и текучести

кадров характеризуют движение кадров на предприятии. Они не больше 1, но

для сокращения текучести проводят следующие мероприятия: моральное и

материальное стимулирование рабочих предприятия, заинтересованность их

в труде и т.д.

Анализ прибыли и рентабельности

18

Анализ

прибыли

и

рентабельности

является

составной

частью

экономического

анализа

работы

предприятия.

В

процессе

анализа

устанавливают:

1)

выполнение плана по показателям прибыли и рентабельности;

2)

динамику показателей;

3)

факторы, влияющие на изменение показателей;

4)

возможности и пути дальнейшего роста прибыли и рентабельности.

Рассматриваемые показатели:

- объём и источники получения прибыли;

- уровень рентабельности.

Этому

анализу

уделяется

большое

внимание,

так

как

прибыль

–

основной источник средств для финансирования технического и социального

развития предприятия.

Общая сумма балансовой прибыли определяется:

П

бал

= П

п

+ П

пд

+ П

во

; (16)

где: П

п

– прибыль от реализации продукции;

П

пд

– прибыль от прочей деятельности;

П

во

– прибыль от внереализационных операций.

Прибыль расчётная:

П

расч

= П

р

– П

и

– П

б

– П

к

; (17)

где: П

и

– плата за имущество;

19

П

б

– плата в бюджет;

П

к

– процент за кредит.

I. Размер прибыли зависит от следующих факторов:

1.

Объём добычи нефти.

2.

Себестоимость добычи 1 тонны нефти.

3.

Цена на 1тонну товарной нефти.

1. Изменение прибыли в результате изменения объёма добычи:

∆П

Q

= ∆Q (Ц

пл

- С

пл

) ; (18)

гд е : ∆Q

–

изменение

реализации

продукции

в

данном

периоде

по

сравнению с плановым;

Ц

пл

– цена реализации 1 тонны нефти в плановом периоде.

2. Изменение прибыли в результате изменения себестоимости добычи

нефти:

∆П

с

= (С

пл

- С

ф

) Q

ф

; (19)

где: С

пл

, С

ф

– себестоимость 1 тонны нефти в плановом и фактическом

периодах соответственно;

Q

ф

– объём реализации, фактический.

3. Изменение прибыли в результате изменения цены 1 тонны нефти:

∆П

ц

= (Ц

ф

- Ц

пл

) Q

ф

; (20)

20

где:

Ц

ф

,

Ц

пл

– цена

единицы

продукции

в

фактическом

и

плановом

периодах соответственно.

4. Общее изменение прибыли в соответствии с вышеизложенным:

∆П

общ

= ∆П

Q

+

∆П

с

+ ∆П

ц

(21)

После данного расчёта необходимо произвести также и сравнительный

анализ.

II.

Объём

реализации

продукции

может

зависеть

от

изменения

производительности труда и численности.

1.

Изменение

объёма

реализации

продукции

в

результате

изменения

производительности труда:

∆Q

Птр

= ∆П

тр

Ч

ф

, (22)

где: ∆П

тр

– изменение производительности труда в данном периоде по

отношению к плановому;

Ч

ф

– среднесписочная численность за фактический период.

2.

Изменение

объёма

реализации

продукции

в

результате

изменения

среднесписочной численности:

∆Q

ч

= ∆Ч П

тр пл

, (23)

где: ∆Ч - изменение среднесписочной численности в данном периоде по

отношению к плановому;

П

тр пл

– производительность труда в плановом периоде.

21

3.

Общее изменение объёма реализации продукции:

∆Q

общ

= ∆Q

Птр

+ ∆Q

ч

(24)

4.

∆П

QПтр

= ∆Q

Птр

П

1р ф

, (25)

где :

П

1 р

ф

– прибыль

на

один

рубль

реализованной

продукции,

фактический.

5.

∆П

Qч

= ∆Q

ч

П

1р ф

(26)

6.

∆П

1р

= ∆П

1р

Q

пл

, (27)

где: ∆П

1р

– изменение прибыли на один рубль в фактическом периоде по

сравнению с плановым;

Q

пл

– объём реализации продукции в плановом периоде.

7.

∆П

общ

= ∆П

QПтр

+ ∆П

Qч

+ ∆П

1р

(28)

8.

∆П

общ

= (∆П

1р опф

С

фг ф

) + (∆Сфг П

1р опф пл

), (29)

где: ∆П

1р

опф

– изменение прибыли на один рубль ОПФ фактического

периода по сравнению с плановым;

С

фгф

, – среднегодовая стоимость основных производственных

фондов, фактическая;

П

1р опф

– прибыль на 1 рубль ОПФ.

После

расчёта

вышеизложенных

показателей

необходимо

провести

всесторонний анализ, отражающий динамику развития предприятия в целом.

22

Рентабельным

считается

предприятие,

которое

за

счёт

выручки

от

реализации

своей

продукции

не

только

возмещает

затраты

связанные

с

производством этой продукции, но и имеет определённую величину чистого

дохода или прибыли.

Для характеристики общей экономической эффективности производства

рассчитывается общий показатель рентабельности:

П

б

Р = ------------------- * 100 , (30)

С

фг

+ ОС

ост

где: ОС

ост

– среднегодовой остаток оборотных средств.

Для

оценки

плана

по

рентабельности

определяется

расчётная

рентабельность:

П

расч

Р

расч

= ------------------ * 100 (31)

С

фг

+ ОС

ост

Для

оценки

уровня

общей

рентабельности

применяются

следующие

формулы:

1

П

б

-------------

Р

об

= ----- 1 1 * 100 , (32)

Q ---- + ----

Ф

о

К

23

где: Q – объём реализации продукции;

Ф

о

– фондоотдача;

К – количество оборотов оборотных средств.

Q

Ф

о

= ------ (33)

С

фг

Q

К = --------- (34)

ОС

ост

Таким

образом,

на

изменение

уровня

рентабельности

влияют:

фондоотдача, число оборотов оборотных средств.

По сле

произведённых

расчётов

необходимо

в с е с то р о н н е

проанализировать результаты произведённых расчётов.

2. Организационный раздел.

Данный

раздел

всесторонне

отражает

организацию

труда

на

предприятии. Рассматривается организация труда и рабочего места бригады

соответствующего

подразделения

как

основной

со ст авляющей

производственного

объединения;

функции

бригады,

её

ответственность

и

основные виды работ, выполняемые данной бригадой.

Производится

описание

численно

–

квалификационного

состава

бригады. Указывается количество человек, их разряд и должность.

Также

подробно

рассматривается

положение

о

заработной

плате,

премировании и КТУ (коэффициент трудового участия).

3. Экономический раздел.

3.1 Расчёт показателей деятельности подразделения, их анализ.

24

Основными

показателями

деятельности

нефтегазодобывающего

предприятия являются:

1. Объём добычи нефти, млн. т.

2. Среднегодовая стоимость основных производственных фондов, тыс. руб.

3.

Среднегодовая стоимость оборотных средств, тыс. руб.

4.

Цена 1 тонны нефти, руб.

5. Фонд скважин, шт.

6. Численность промышленно – производственного персонала, чел.

7. Затраты на производство продукции, тыс. руб.

8. Произведено ремонтов:

а) КРС

б) ПРС

9. Продолжительность:

а) одного капитального ремонта, час.

б) одного подземного текущего, час.

10. Простой скважин в ожидании ремонта, час.

Для

определения

расчётных

показателей

деятельности

предприятия

необходимо произвести следующие расчёты:

I. Расчёт валового дохода цеха – Qвал, за счёт реализации добычи нефти:

Q

вал

= Q

т

Ц, (35)

где: Q

т

– объём добычи в тоннах;

Ц – цена одной тонны.

II. Расчёт показателей использования ОПФ:

1. Обобщающие показатели: фондоотдача и фондоёмкость рассчитываются:

25

Q

вал

Ф

о

= --------- (36)

С

фг

С

фг

Фе = --------- (37)

Q

вал

где Сфг – среднегодовая стоимость ОПФ.

2. Частные показатели: Кэкс – коэффициент эксплуатации, который

рассчитывается

как

отношение

фактически

отработанного

времени

по

скважинам действующего фонда – Тфакт к календарному времени по этим

скважинам – Ткал.

Т

факт

К

экс

= ---------- (38)

Т

кал

Время фактической работы рассчитывается:

Т

факт

= Т

кал

– Т

пр

, (39)

где Т

пр

– время простоев по скважинам.

3. Расчёт показателей, характеризующих уровень производительности

труда.

Уровень

производительности

в

НГДУ

характеризуется

двумя

показателями:

выработкой

на

одного

работающего

–

Птр

и

удельным

расходом рабочей силы на одну скважину – Уд.

26

Q

вал

П

тр

= -------- (40)

Ч

Q

т

Птр = ------- (41)

Ч

где Ч – численность работающего персонала, чел.

Ч

У

д

= ---- (42)

Ф

где Ф – фонд скважин.

IV. Определение затрат на 1 рубль товарной продукции.

З

С = ----- (43)

Q

где З – затраты на добычу нефти, руб;

Q – объём добычи, руб.

Расчёт сметы затрат.

В

данном

разделе

рассматривается

смета

затрат

определённого

подразделения (ЦППД). Проводится сравнительный анализ прошедшего и

данного

периодов,

на

его

основе

делаются

выводы

и

предложения

о

дальнейшем развитии подразделения.

Таблица 2 - Содержание и расчёт сметы затрат

27

Показатели

Факт

2012

Факт 2013

Абс.

отклон.

Относ.

отклон.

1.Вспомогательные

материалы

- пр. материалы

- вода по УПТЖ

7822

2235

5587

15658

511

10547

7836

2876

4960

200,2

228,7

188,8

2. Топливо

31

30

-1

96,8

3. Энергия

- эл. энергия, тыс. руб.

- эл. энергия, кВт.ч

- удельный расход эл.

энергии

-установленная

мощность, тыс. руб.

-установленная

мощность, кВт

- всего эл. энергии

17281

10294

70940

7,2

6802

8431

14096

28461

18504

70640

7,2

9637

8178

27141

11180

8210

-300

-

2835

-

11045

164,7

179,8

99,6

100

141,7

97,0

164,0

4.Капитальный ремонт

50854

233201

182347

458,6

5. Заработная плата

5237

6853

1616

130,8

6. Отчисления на соц.

страхование

2001

2764

763

138,1

7. Резерв на отпуск

-

901

901

-

8 .

Р е з е р в

н а

вознаграждение

п о

итогам года

1239

1553

314

125,3

9. Амортизация

В том числе скважин

39747

16740

51670

17347

11923

607

130

103,6

1 0 .

П р о ч и е

д е н .

расходы

- транспорт

-обслуживание

установленной

мощности

- экология

-

у с л о в н о

–

производственного

характера

- прочие

13454

3243

8568

18

1503

122

32317

7044

16984

8

8143

138

18863

3801

8416

-10

6640

16

240,2

217,2

198,2

61,5

541,8

113,1

Всего затрат

137670

373458

235788

271,3

Услуги всего

23522

45172

21650

192,0

В с е г о

н а

себестоимость

114148

328286

214138

287,6

Закачка в пласт, т.м

3

9851,7

9840,8

-10,9

99,9

Вода от УПТЖ, т.м

3

3285,5

3521,7

236,2

107,2

Эксплуатац.

Затраты

на 1 м

3

закач. воды.

10,21

33,36

23,15

287,8

28

Анализ сметы затрат:

1.1 Прочие материалы – рост затрат на 2876 тыс. руб. или на 28,7 %. По

этой статье увеличение затрат связано со списанием оборудования августа

Фактические затраты цеха 2013 год составили 328286 тыс. руб., что на 214138

тыс. руб. или на 87,6 % больше по сравнению с 2012 годом.

В том числе по статьям:

1. Вспомогательные материалы – увеличение затрат по сравнению с

2012 годом на 7836 тыс. руб. или на 0,2 %.

по сентябрь месяц 2013 года включительно.

1.2 Вода от УПТЖ – увеличение на 4960 тыс. руб. или на 88,8%. Это

объясняется:

а) ростом средней стоимости воды

(3,00 – 1,70) * 3285,5 т.м

3

= 4251,4 тыс. руб.

б) увеличение объёма потребляемой воды

(3524,7 – 3285,5) * 3,00 = 708,6 тыс. руб.

Итого: 4251,4 + 708,6 = 4960 тыс. руб.

2. Топливо – снижение затрат произошло на 3,2%.

3. Энергия – рост затрат на 11180 тыс. руб. или на 64,7%.

3.1

По

статье

“электроэнергия”

затраты

по

сравнению

с

2012

годом

увеличились на 8210 тыс. руб. или на 79,8%

а) за счёт роста средней стоимости электроэнергии

29

(0,265 – 0,1486) * 70640 = 8221,4 тыс. руб.

б) за счёт уменьшения объёма закачиваемой жидкости

(9840,8 – 9851,7) * 7,2 * 0,145 = - 11,4 тыс. руб.

Итого: 8221,4 – 11,4 = 8210 тыс. руб.

3.2 Установленная мощность – увеличение затрат по сравнению с 2012

годом на 2835 тыс. руб. или на 41,7%.

а) за счёт уменьшения установленной мощности

(81,78 – 84,31) * 806,78 = - 204,2 тыс. руб.

б) за счёт увеличения стоимости установленной мощности

(1178,41 – 806,78) * 8431 = 3039,2 тыс. руб.

Итого: - 204,2 + 3039,2 = 2835 тыс. руб.

Пар – рост затрат по сравнению с 2012 годом на 135 тыс. руб. или 73%,

что связано с увеличением тарифов на теплоэнергию.

4. Капитальный ремонт – увеличение затрат на 182347 тыс. руб. или на

258,6%.

Это связано с увеличением затрат на:

а) строительство и ремонт водоводов на 64806 тыс. руб.

Таблица 3 - Капитальный ремонт

Показатели

2012

2013

%

Объём работ, км

169,518

251,0

48,1

Затраты, тыс. руб.

16104,0

80910,0

402,4

б)

Капитальный

ремонт

скважин

силами

УПНПиКРС,

тыс.

руб.,

что

связано с ростом общей стоимости ремонта, а также увеличением количества

сложных дорогостоящих ремонтов и освоения нагнетательных скважин.

Таблица 4 - Стоимость ремонтов

Показатели

2012

2013

%

Количество ремонтов

136

172

34,5

Средняя

стоимость,

тыс.руб.

29,64

98,61

232,7

Стоимость

ремонтов,

тыс. руб.

4031,0

16691,

0

320,8

30

Также увеличились по сравнению с 2012 годом затраты по ремонту

автодорог (4169 тыс. руб.), технологического оборудования (3473 тыс. руб.),

зданий (1120 тыс. руб.).

5. Заработная плата – Рост произошёл на 1616 тыс. руб., что составило

30,8%, связан с увеличением тарифных ставок и окладов в 2013 году, а также

увеличением общей суммы премий.

6. Отчисления на социальные нужды – увеличение по сравнению с

2012 годом произошло на 763 тыс. руб., или на 38,1%.

7. Резерв на отпуск – увеличение произошло на 901 тыс. руб.

8. Резерв на вознаграждение по итогам года – рост по сравнению с 2012

годом составил 314 тыс. руб., что составило 25,3%.

9. Амортизация – по сравнению с 2012 годом в 2013 году сумма

амортизационных отчислений увеличилась на 11923 тыс. руб., что составило

30%.

10. Прочие денежные расходы – рост произошёл на 18863 тыс. руб.,

или на 140,2%, в том числе:

10.1 Транспорт – затраты возросли на 3801 тыс. руб., или на 117,2%.

Это связано с дополнительным использованием транспортных средств, а

также повышением тарифа на услуги автотранспорта.

10.2 За счёт увеличение стоимости установленной мощности выросли

затраты по статье «Обслуживание установленной мощности» на 8416 тыс.

руб., или на 98,2%.

31

10.3 Услуги производственного характера – увеличение затрат на 6640

тыс.

руб.,

или

на

341,8%,

что

связано

с

увеличением

объёма

работ

по

повышению

нефтеотдачи

пластов,

по

обработке

призабойной

зоны,

по

перфорации скважин.

3.3

Мероприятия

по

улучшению

работы

подразделения

с

учётом

выполняемых операций.

В данном разделе рассматриваются технические мероприятия, с помощью

которых

можно

будет

улучшить

работу

подразделения

и

предприятия

в

целом.

3.4 Расчёт экономической эффективности предложенного мероприятия.

Рассмотрим

экономическую

эффективность

на

примере

внедрения

скребков – центраторов.

Перед

непосредственно

расчётом

экономической

эффективности

необходимо описать, для чего используется то или иное мероприятие.

Таблица 5 - Исходные данные

32

Статьи затрат

Сумма

затрат, руб.

1. Приготовление раствора

1. Сырьё: дистиллят (0,72 т/м

3

* 14 м

3

)

19917,68

РК 0,5% от объёма ПД

500

ТЗР на РК

25

Итого сырья

20422,68

2. Электроэнергия

7,14

3. Амортизация

5,63

4. Зарплата

70,50

5. Отчисления на соц. страхование

25,10

6. Резерв на отпуска за год – 30,2%

28,87

7. Цеховые расходы 70%

49,35

Итого

20629,27

2. выполнение промывки скважины раствором

1. Заработная плата

Оператор по добыче нефти и газа 4

разряда:

1 чел * 3,58 руб. * 7,501 руб.

Премия- 26,85 * 0,7

Итого зарплата

26,85

18,8/0

45,65

2. Отчисление на соц. страхование 45,65

руб. * 0,356

16,25

3. Резерв на отпуска за год – 30,2%

18,69

4. Сырьё

20629,27

5. Транспортные расходы

1 агрегат ЦА – 320

2 АЦ

798,34

1653,96

6. Цеховые расходы

Затрат всего

31,20

23193,36

7. Общепроизводственные затраты

4708,25

Итого затрат по РК – 1 – 2М

27901,61

Итого затрат по ПД

27045,57

Средняя стоимость ПРС

82500,00

33

При

ремонте

скважин,

осложнённых

парафинистыми

отложениями,

производится полная или частичная замена запарафиненных НКТ и штанг,

что приводит к дополнительным транспортным затратам. Для завоза и вывоза

НКТ и штанг необходимо четыре рейса трубовоза и два штанговоза:

Стоимость использования одной единицы техники составляет 972,64

руб.

Итого за два ремонта 11671,68 руб.

Среднее время в ОПРС и ПРС составляет 20 дней.

Средний дебит нефти 3,8 т/сут.

При стоимости нефти 3700 руб/т потери нефти составят: 20*3,8*3700 =

281200 руб.

Итак, на обслуживание одной скважины , осложнённой отложениями

парафина до внедрения скребков – центраторов за год расходуется 736887,78

руб.

Таблица 6 - Стоимость ремонта при дистиллятных промывках

Рассмотрим

з а т р а т ы

н а

обслуживание

скважины после

внедрения

с к р е б к о в

–

центраторов,

в к л ю ч а я

и х

наплавку,

внедрение

при

ПРС,

обслуживание ЦДНГ.

Таблица

7

-

Калькуляция

на

наплавку

скребков

–

центраторов

(в расчёте на одну штангу – 8 метров)

Наименование

Ед.

изм.

Сумма

1. Амортизация

Руб.

5,6

2.

Вспомогательные

материалы

(с

ТЗР 10%)

Руб.

2,73

3. Полиамид

Руб.

2,14

4. Солидол

Руб.

0,13

5. Масло И – 20

Руб.

0,21

6.

Финансовые

затраты

(зарплата,

отчисления)

Руб.

3,68

7. Электроэнергия

Руб.

1,5

8. Транспортные затраты

Руб.

17,84

9. Цеховые затраты (65%)

Руб.

2,3

10. Общепроизводственные затраты

Руб.

7,3

11. Итого

Руб.

43,43

Исходные данные

Ед.

измер.

Сумма

1.

Количество

дистиллятных

промывок

Шт.

10

2. Стоимость одной промывки

Руб.

27904,61

3. Стоимость промывок за год

Руб.

279016,1

4. Количество ПРС

2

5. Средняя стоимость ПРС

Руб.

82500

6. Стоимость ПРС за год

Руб.

165000

7. Транспортные расходы

Руб.

11671,68

8. Потери нефти

Руб.

281200

9. Итого

Руб.

736887,7

8

34

Стоимость ремонта скважины при замене простых штанг на штанги со

скребками – центраторами не увеличится и составит также в среднем 82500

рублей.

Практика

показывает,

что

количество

ремонтов

после

внедрения

скребков – центраторов уменьшается до одного ремонта в год. Транспортные

расходы составляют 5835,84 руб.

Среднее время ОПРС и ПРС составляет ……………….13,8 дней

Средний дебит нефти …………………………………….3,8 т/сут.

При стоимости нефти 3700 рублей за тонну потери нефти составят:

13,8 * 3,8 * 3700 = 194028 рублей.

Итак, на обслуживание одной скважины со скребками – центраторами в

год необходимо 286606,55 рублей.

Таблица 8 - Суммарные затраты при внедрении скребков - центраторов

Исходные данные

Ед.

измер.

Сумма

1. Стоимость наплавки на одну

штангу

Руб.

43,43

2.

Количество

штанг

на

одну

штангу

Шт.

97

3. Стоимость наплавки на одну

скважину

Руб.

4212,71

4. Количество ПРС

1

5. Средняя стоимость ПРС

Руб.

82500

6. Транспортные расходы

Руб.

5835,84

7. Потери нефти

Руб.

194028

8. Итого

Руб.

286606,55

35

Экономический эффект от внедрения скребков – центраторов на одной

скважине составит:

736887,78 – 286606,55 = 420281,23 руб.

Выводы и предложения

В данном разделе на основе вышеизложенных данных делаются выводы

и предложения. Они должны быть логично обоснованными, лаконичными, не

содержащими излишней информации.

Дополнения к методическим указаниям:

1)

Прирост добычи нефти определяется по формуле:

24

365

)

(

1

1

2

n

t

Д

K

n

Д

Д

Q

п

э









,

где Д

1

,Д

2

– среднесуточный дебит одной скважины по нефти до и после

проведения мероприятия,т/сут;

n-количество скважино-мероприятий;

К

э

- коэффициент эксплуатации;

t

п

- продолжительность проведения мероприятия,час.

Экономический эффект от проведения мероприятия определяется

Э=ΔQЦ - ΔQС

1

У/100 - С

м

n ,

где Ц – цена реализации 1т нефти, руб./т;

С

1

– себестоимость добычи 1т нефти, руб./т;

С

м

– затраты на проведения одного мероприятия,руб./мер.;

У – удельный вес условно-переменных затрат, %.

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия определяется по

формуле

ΔП=Э-ЭН/100,

где Н – налог на прибыль, %.

Изменение себестоимости добычи 1т нефти определяется

36

100

1

2

1

C

C

C

C







,

где С

2

– себестоимость добычи 1т. нефти после проведения мероприятия,

руб./т;

Изменение производительности труда определяется

100

100

:

1

1

2

2

.

.







P

Q

P

Q

П

т

п

,

где Q

1

, Q

2

– объем добычи нефти до и после внедрения мероприятия, т;

Р

1

, Р

2

– среднесписочная численность работников до и после проведения

мероприятия (не меняется).

2) Для определения показателей экстенсивного использования скважин

определяются:

а) скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду скважин:

С

ч.э.

=(N

д

+N

б

)365+N

в

t

в

-N

yi

t

yc

):30 ,

где N

д

– среднегодовой фонд действующих скважин;

N

б

– фонд бездействующих скважин;

N

в

– количество скважин, вводимых в действующий фонд из бурения;

N

у

– ликвидируемый фонд скважин.

t

в

– продолжительность эксплуатации вводимых из бурения скважин, сут;

t

д

– продолжительность простоя скважин после ликвидации, сут.

б) скважино-месяцы числившиеся по действующему фонду скважины

,

30

:

365

1

.

.























n

t

yi

yi

в

в

д

д

ч

t

N

t

N

N

C

г д е N

уi

–

количество

убывающих

скважин

из

действующего

фонда

в

бездействующий;

t

уi

– соответственно продолжительность пребывания выбывающих

скважин в бездействии, сут.

в) скважино-месяцы эксплуатации (или отработанные)

C

э

= С

ч.д.

– N

д.

t

n

/30.

где t

n

– простой одной переходящей скважины в ремонте, сут.

Коэффициент эксплуатации фонда скважин определяется

37

д

ч

э

э

С

С

К

.



,

Коэффициент использования фонда скважин определяется

.

.э

ч

э

э

С

С

K



Среднесуточный

( q

ср

)

и

среднемесячный

(q

м

)

дебиты

скважин

определяются по формулам:

;

от

П

ср

t

Q

q



,

Э

П

M

С

Q

q



где Q

П

– плановый объем добычи нефти, тн.;

t

от

– скважино-сутки эксплуатации (отработанные) , сут.

Межремонтный период работы скважин определяется по формуле

Р

t

t

М

П

к

/

)

(









где ∑t

к

– суммарное календарное время действующего фонда скважин, скв.

сут;

∑t

п

– суммарное время простоя скважин действующего фонда скважин в

ремонте и ожидание ремонта, скв. сут;

Р – плановое количество подземных ремонтов.

3)

Добыча

нефти

рассчитывается

как

сумма

добычи

нефти

(Q

нп

)

из

старых (Q

с

) и новых (Q

н

) и вводимых из бездействия (Q

б

) скважин, т.т.

Q

нп

=Q

с

+Q

н

+Q

б

Добыча нефти из старых скважин в планируемом году определяется

Q

С

=Q

р

К

из ,

,

где

Q

р

– расчетная добыча нефти из старых скважин в планируемом году,

тыс.т.;

К

из

–

коэффициент

изменения

добычи

нефти

из

старых

скважин

в

планируемом году по сравнению с предшествующим годом, доли ед.

Расчетная

добыча

нефти

из

старых

скважин

в

планируемом

году

определяется

как

сумма

добычи

нефти

из

старых

скважин

в

предшествующем году (Q

со

) и расчетной годовой добычи нефти из новых

скважин (Q

рн

), введенных в предшествующем году:

Q

р

=Q

cо

+Q

рн .

Расчетная

годовая

добыча

нефти

из

новых

скважин,

введенных

в

эксплуатацию в предшествующем году:

Q

рн

=N

нo

q

но

365К

эн ,

38

г д е N

но

–

фонд

новых

добывающих

скважин,

введенных

в

году,

предшествующем планируемому;

q

но

– среднесуточный дебит новых скважин по нефти в году,

предшествующем планируемому, т/сут.;

К

эн

– коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин,

введенных в предшествующем году, доли единицы.

Коэффициент

изменения

добычи

нефти

из

старых

скважин

по

месторождению

определяется

как

произведение

трех

коэффициентов,

учитывающих

изменение

нефтесодержания

их

продукции

(К

φ

),

средних

дебитов по жидкости (К

qж

) и фонда добывающих скважин (К

n

):

К

из

= К

φ

К

qж

К

n .

Коэффициент изменения нефтесодержания продукции старых скважин

в

планируемом

году

определяется

как

отношение

рассчитанного

(проектируемого)

в

технологическом

проекте

нефтесодержания

старых

скважин в планируемом году (φ

n

) к расчетному нефтесодержанию, которое

было бы получено при работе всех старых скважин с нефтесодержанием,

имевшим место в предшествующем году (φ

р

):

,

р

п

K









Проектируемое содержание нефти в жидкости определяется:

φ

п

=1-В

с

,

где В

с

– обводненность продукции старых скважин в планируемом году,

определяемая в технологических проектах, доли единицы.

Расчетное нефтесодержание продукции старых скважин определяется

,

рж

р

р

Q

Q





где

Q

рж

– расчетная добыча жидкости из старых скважин в планируемом

году, т.

Q

рж=

Q

сж

+Q

нрж

,

где Q

сж

– добыча жидкости из старых скважин в предшествующем году, т;

Q

нрж

– расчетная годовая добыча жидкости из новых скважин,

введенных в предшествующем году,т;

Q

нрж

=N

но

q

нж

365 К

эн

,

г д е q

нж

–

среднесуточный

дебит

новых

скважин

по

жидкости

в

предшествующем году, т/сут.

39

Коэффициент изменения среднего дебита старых скважин по жидкости

в планируемом году определяется как отношение проектного дебита старых

скважин

в

данном

году,

рассчитанного

в

технологическом

проекте q

пж

, к

расчетному дебиту q

рж

, который был получен при работе всех старых скважин

в

планируемом

году

с

дебитами

по

жидкости,

имевшими

место

в

предшествующем году:

.

рж

пж

qж

q

q

K



Расчетный дебит старых скважин по жидкости определяется

,

рс

рж

рж

Т

Q

q



где

Т

рс

–

расчетная

продолжительность

работы

всех

старых

скважин

в

планируемом году, скв. сут:

Т

рс

=[(N

co

-0,5N

св

)365К

эс

,

г д е N

со

–

действующий

фонд

добывающих

скважин

на

начало

года,

предшествующего планируемому, скв.;

N

св

– выбытие старых скважин из эксплуатационного фонда в

предшествующем году, скв.;

К

эс

– коэффициент эксплуатации действующего фонда добывающих

скважин на планируемый год, доли единицы.

Коэффициент

изменения

числа

старых

действующих

скважин

в

планируемом

году

определяется

как

отношение

проектирумой

в

технологическом

проекте

продолжительности

работы

старых

скважин

в

планируемом

году

(Т

пр

)

к

расчетной

продолжительности

работы

старых

скважин в этом же году:

.

рс

пп

n

Т

Т

K



Проектирумое

время

работы

старых

скважин

в

планируемом

году

определяется

Т

пр

=(N

сп

-0,5N

нв

)365К

эс

,

где N

сп

– действующий фонд добывающих скважин на начало планируемого

года, скв.:

N

нв

– проектируемое выбытие старых скважин из эксплуатационного

фонда в планируемом году.

Добыча нефти из новых скважин в планируемом году определяется:

Q

н

=N

нп

q

нп

t

,

гд е N

нп

– фонд новых добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию в

планируемом году, скв.;

40

q

нп

– проектируемый среднесуточный дебит новых скважин по нефти в

планируемом году, т/сут;

t- среднее число дней работы одной новой добывающей скважины в

планируемом году.

4)

Число нагнетательных скважин рассчитывается по формуле

,

30

эн

к

н

н

н

К

t

g

З

N





где ΔЗ

н

– объем закачки воды из новых скважин, м

3

;

g

н

– средняя приемистость новых скважин, м

3

/скв.-мес;

t

к

– календарное время закачки одной новой

скважины, сут;

К

э.н.

– коэффициент эксплуатации новых скважин.

Объем закачки из новых скважин определяется

ΔЗ

н

=З

сут

365-N

п

g

п

365К

эп

/30 ,

где З

сут

– плановая суточная закачка воды, м

3

/сут;

N

п

– количество переходящих скважин;

g

п

– средняя приемистость одной переходящей скважины, м

3

/скв.мес.;

К

э.п.

- коэффициент эксплуатации переходящих скважин.

Коэффициент эксплуатации определяется

,

365

)

365

(

.

.

п

п

п

п

э

N

t

N

К





где t

п

– средний простой одной переходящей скважины в год, скв.-сут.

Объем ремонтов по отдельным видам определяется

,

м

i

м

i

Т

С

БФК

Р



где Б - среднее число единиц оборудования, находящегося в работе;

Ф –общий фонд рабочего времени одной единицы оборудования по

машинному времени; час;

С

i

– число ремонтов i-го вида в ремонтном цикле;

Т

м

– длительность ремонтного цикла маш. час;

К

М

– коэффициент использования оборудования по машинному времени.

5)

Объем

подземных

ремонтов

скважин

в

планируемом

периоде

определяется

,

)

100

1

(

)

100

1

(

p

p

м

п

п

п

t

t

t

М

Т

Р













где Т

п

– календарный фонд времени скважин в планируемом году, скв.-сут;

М

п

– межремонтный период работы скважин в отчетном году, сут;

41

t

р

– средняя продолжительность одного подземного ремонта в отдельном

году сут;

Δt

р

– сокращение продолжительности подземного ремонта в плановом

году,%;

Δt

м

– рост межремонтного периода в плановом году, %.

Межремонтный период работы скважины в отчетном году определяется

,

0

0

0

P

t

Р

Т

М

p

п





где Т

0

- календарный фонд времени скважин в отчетном году, скв.-сут;

Р

0

– количество подземных ремонтов в отчетном году;

Объем

капитальных

ремонтов

скважин

в

планируемом

периоде

определяется

.

.

)

100

1

(

п

к

k

k

п

п

к

к

к

Р

t

t

Т

К

Т

Б

Р











,

где Б

к

– количество бригад капитального ремонта скважин;

Т

к

– календарное время одной бригады капитального ремонта, час;

К

п

– коэффициент производительного времени;

Т

п

– объем работы по переходящим скважинам, час.

t

к

– продолжительность одного капитального ремонта в отчетном году,

час.;

Δt

к

– планируемое сокращение продолжительности капитального ремонта

в плановом году, %;

Р

к.п.

– число переходящих капитальным ремонтом скважин.

6)

Объем добычи нефти зависит от дебитов скважин действующего

фонда,

их

числа

и

коэффициента

эксплуатации.

Влияние

этих

факторов

на

объем

добычи

нефти

в

натуральном

выражении

определяется по формулам:

ΔQ

д

=(д

ф

-д

п

)С

чдф

К

эф

;

ΔQ

с

=(С

чдф

-С

чдп

)д

п

К

эп

;

ΔQ

к

=(К

эф

-К

эп

)д

п

С

чдф

,

где ΔQ

д

, ΔQ

c

, ΔQ

к

– изменение объема добычи нефти за счет изменения

среднего дебита, фонда календарного времени действующих скважин и

коэффициента эксплуатации, Т; д

пл

.,д

ф

– плановый и фактический дебиты

скважины,

т/скв.-мес;

С

гдп

,

С

г д ф

-

плановый

и

фактический

фонды

календарного времени действующих скважин, скв.-мес; К

эп

, К

эф

– плановый и

фактический коэффициенты эксплуатации.

42

Общее изменение объемов

добычи нефти за анализируемый период равно

сумме пофакторных изменений:

ΔQ=ΔQ

д

+ΔQ

с

+ΔQ

к

=д

ф

С

чдф

К

эф

-д

п

С

чдп

К

эп

.

Прирост

объема

добычи

нефти

за

счет

разработки

рекомендациий

направленных

на

сокращение

простоя

скважин,

и

внедрение

их

в

производство определяется по формуле

ΔQ

t

= Д

ф

С

чдф

,

100

t

Н



где

ΔН

t

-

возможное

увеличение

времени

работы

действующего

фонда

скважин, %.

Прирост объема добычи нефти за счет совершенствования организации

и методов проведения ГТМ, определяется по формуле

),

100

(

100

t

чдф

чдф

д

ф

l

Н

С

С

Н

Д

Q











где ΔН

д

– увеличение дебита скважин за счет ГТМ,%.

Общее увеличение объема добычи нефти составит

ΔQ

0

=ΔQ

t

+ΔQ

д .

Изменение себестоимости добычи нефти за счет увеличения объема

добычи нефти составит

,

*

100

.

.

0

'

0

0

п

у

P

Q

Q

C











где Р

у.п.

– удельный вес условно-постоянных затрат в себестоимости добычи

нефти, %.

ΔQ

’

0

– изменение объема добычи нефти, %

,

100

'

0









ф

Q

Q

Q

где Q

ф

– фактический объем добычи нефти.

Себестоимость

добычи

нефти

после

внедрение

в

производство

запланированных мероприятий определяется

,

100

0

1

1

2

С

С

С

С







где С

1

– фактическая себестоимость добычи нефти, руб./т.

Рост

производительности

труда

в

результате

увеличения

добычи

нефти

определяется по формуле

,

100

0

0

Q

Q

Q

П

ф











где Q

ф

– фактический объем добычи нефти, т.

ОРГАНИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ ЗА ВЫПОЛНЕНИЕМ

43

КУРСОВЫХ РАБОТ

До начала сессии (в период предыдущей) студент получает задание для

курсовой

работы.

Темы

курсовых

работ

должны

быть

подписаны

(в

установленном порядке):

1.

Руководителем – консультантом работы.

2.

Согласованы с председателем цикловой комиссии.

3.

Утверждены заместителем директора по учебной работе.

При выдаче задания на курсовую работу руководитель должен учесть

специфику того предприятия, на базе данных которого пишется курсовая

работа.

Задание оформляется на специальном бланке по установленной форме.

Для решения задач, поставленных в курсовом проекте за период прохождения

практики студент должен собрать полноценный фактический материал для

написания

курсовой

работы.

По

окончании

практики

студент

на

основе

собранного материала и изученной литературы выполняет курсовую работу в

течении календарного времени, предусмотренного учебным планом, получая

консультации у руководителя – консультанта.

На последней консультации, установленной графиком, студент должен

представить руководителю работу в том виде, в котором он её планирует

защищать (чистовик).

Процедура защиты включает доклад студента (не более 10 минут), в

котором

он

отражает

основные

аспекты

проделанной

работы,

вопросы

руководителя – консультанта и ответы студента.

44

ПЕРЕЧЕНЬ РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Основные источники:

1.Волков О. И. Экономика предприятия. - М.: ИНФРА-М, 2013.

2. Грибов В.Д., Грузинов В. П. Экономика предприятия. - М: ЮНИТИ-

ДАНА, 2012.

3. Гуреева М.А. Экономика нефтяной и газовой промышленности – М.:

Издательский центр «Академия», 2014.

4.

Дубровский

В.

Ж.,

Чайкин

Б.

И.

Экономика

и

управление

предприятием (фирмой). - М.: ИНФРА-М, 2015.

5.

Жиляева

В.В.,

Лунькин

А.Н.

Экономика

нефтегазовой

отрасли.

Учебное

пособие

для

средних

специальных

учебных

заведений.

–

Издательский Дом «Ин-Фолио», 2014.

6. Зайцев Н. Л. Экономика промышленного предприятия. - М.: ИНФРА-

М, 2014.

7. Колчина Н. В. Финансы организации (предприятия). - М.: ЮНИТИ-

ДАНА, 2013.

8. Романенко И. В. Экономика предприятия. - М.: Финансы и статистика,

2012.

9. Сафронов Н. А. Экономика предприятия. - М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2013.

10.П.Табурчак П. П., Вакуленко А. Е. Анализ и диагностика финансово-

хозяйственной деятельности предприятия. - Ростов-на-Дону: ФЕНИКС, 2013.

11.Шеремет А. Д., Сайфуллин Р. С, Негашев Е. В. Методика финансового

анализа. - М.: ИНФРА-М, 2013.

12. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. –

Учебник – М.: ООО «ЦентрЛитНефтеГаз», 2014. – 372 с.

13. Материалы производственной практики на предприятии.

Дополнительные источники:

1.

Организация труда и заработной платы в нефтяной промышленности.

Справочник – М.: НЕДРА, 2012.

2.

Управление персоналом организации. Учеб. пособие/Под ред. д.э.н.,

проф. А.Я. Кибанова. – 2-е изд., перераб. И доп. – М.: ИНФРА-М, 2013. –

365с.

3.

Электронные библиотечные ресурсы.

4.

Интернет – ресурсы.

45