Аналіз производственнохозяйственной діяльності бурової організації ТОВ Буркан

2.2.2 Аналіз фондової оплати праці (ФОП).

Зміна ФОП персоналу, зайнятого в бурінні за 1 рік:

± DФОТ = ФОП _ф - ФОП _пл.

± DФОТ = 197874-265453 =- 67579 т.руб.

Визначимо зміна ФОП за факторами:

а) щодо зміни середньої заробітної плати на місяць на 1 працівника:

± DФОТ _ЗП = (ЗП _{Ф-ЗП пл)} · Ч _пл · 12,

де ЗП - середня заробітна плата на місяць, 12 - число місяців у році.

± DФОТ _ЗП = (8629-10828) · 2043.12 =- 53916 т.руб.

б) щодо зміни чисельності працівників:

± DФОТ _ч = (Ч _{Ф-Ч пл)} · ЗП _Ф.

± DФОТ _ч = (1911-2043) · 8629.12 =- 13669 т.руб.

РАЗОМ: ± DФОТ = ± DФОТ _ЗП ± DФОТ _год

± DФОТ = -53961 + (-13669) =- 67630 т.руб.

У 2002-2003рр. зменшення середньої заробітної плати призвело до зниження ФОП на 53916 т.руб., скорочення чисельності персоналу так само призвело до зниження ФОП на 13669 т.руб. У результаті ФОП зменшився на 67630 т.руб. У принципі, рівень заробітної плати з кожним роком повинен збільшуватися (унаслідок інфляції), але в даному випадки ми спостерігаємо зменшення рівня середньої заробітної плати з 10828 до 8629 руб. Основна причина зменшення рівня середньої заробітної плати - зниження обсягів буріння з 99936 до 83961 м, яке веде в кінцевому підсумку до скорочення отриманого прибутку.

2.2.3 Аналіз зміни чисельності.

Зміна чисельності:

± DЧ _абс = Ч _{ф-Ч пл}

± DЧ _абс = 1911-2043 =- 132 чол

± DЧ _отн = Ч _ф - Ч _пл ЧК _тр,

де К _тр - коефіцієнт виконання трудомісткості,

± DЧ _отн = 1911-0,84 · 2043 = 195 чол

Чисельність працівників зменшилася у 2002-2003рр. на 132 людини. Причина: обсяги буріння в системі АНК «Башнефть» з кожним роком різко скорочуються (за період 2002-2003рр. Обсяги буріння знизилися з 99936 до 83961 м), що веде до зменшення числа працівників, зайнятих в бурінні. Відносне збільшення чисельності основних робітників, у 2002-2003рр. воно склало 195 чол, свідчить про зниження продуктивності праці за обидва періоди.

2.3 Аналіз тривалості будівництва свердловин

Визначимо зміну часу механічного буріння за рахунок зміни механічної швидкості буріння:

Dt _хутро = Н _ф Ч

V _хутро =

V _хутро ²⁰⁰² =

V _хутро ²⁰⁰³ =

Dt _хутро =

Зміна часу в залежності від проходки на долото:

Dt _n =

де h _о і h _Б - проходки на долото, відповідно, за звітний і базисний рік: за 2002 р - 155,4 м; за 2003 р - 144,8 м.

t ^про _СПО - Час, що витрачається на 1 ВПЗ в аналізованому періоді.

t _СПО ^о =,

де t _СПО ^заг - загальний час ВПЗ в аналізованому періоді.

t _СПО ²⁰⁰² =

t _СПО ²⁰⁰³ =

Dt _п =

Загальне відхилення:

Dt = Dt _хутро + Dt _п,

Dt = 428 + 332 = 760 ч.

Зміна в проходці складе:

DН =

DН =.

У період 2002-2003рр. механічна швидкість зменшилася з 5,72 до 5,56 м / год, у результаті чого час на механічне буріння збільшилася на 428ч. При цьому проходка на долото знизилася з 155,4 до 144,8 м, тому час на СПО збільшилася на 332 г. У результаті ми спостерігаємо збільшення загального часу механічного буріння на 760 годин і, як наслідок, зниження проходки на 1204 м.

Причини зниження механічної швидкості:

1) Через зростання питомої ваги проходки з відбором керна на 28,1% (з 10,5 м до 51,9 м на 1000 м проходки) в розвідувальному бурінні;

2) Через збільшення обсягів буріння на глинистому розчині з 45,5% до 50,8%.

Причини зниження проходки на долото:

1) Збільшення обсягів буріння на глинистому розчині з 45,5% до 50,8%;

2) Зниження обсягу буріння з низькообертовий двигунами (Д-195, Д-172) з 43,3% до 39,7%;

3) Зниження обсягу буріння з роторної компонуванням з 13,3% до 7,9%.

2.4 Короткий аналіз собівартості будівництва свердловин.

У зв'язку з тим, що обсяги буріння з кожним роком скорочуються, найбільш раціонально буде вести аналіз шляхом порівняння собівартості проходки 1 м буріння.

Зміна собівартості проходки 1 м:

DС _С = С ^о _С-С ^б _З

DС _С = 5454-4797 = 657руб / м.

За період 2002-2003 р. собівартість проходки 1 метра збільшилася на 657 руб.

2.5 Короткий аналіз календарного часу буріння

Аналіз календарного часу буріння будемо вести шляхом порівняння продуктивного і непродуктивного часу буріння (таблиця 2).

У 2002р. календарний час буріння склало 60340 год (100%), з них продуктивне час - 55195 год (91,5%), непродуктивне - 5145 год (8,53%), з них - аварії 2054 год (3,37%), шлюб 688 ч (1,1%), простої 2451 год (4,06%).

У 2003р. календарний час буріння склало 52974 год (100%), з них продуктивне час - 48838 год (92,2%), непродуктивне - 4136 год (7,8%), з них - аварії 2055 год (3,88%), шлюб 507 ч (0,96%), простої 1727 год (3,26%).

За 2002-2003рр. спостерігається незначне збільшення загального виробничого часу буріння з 91,5 до 92,2% через зниження питомої ваги часу через простої з 4,06 до 3,26%, хоча час на ліквідацію аварій зросла з 3,37 до 3,88 % (питома вага).

Аналіз показав, що УБР має великі невикористані резерви щодо скорочення непродуктивного часу, пов'язаного з ліквідацією аварій та організаційними простоями, а також з роботами з опрацювання стовбура свердловини (розширення) і т.п.

3. Організація робіт з капітального ремонту свердловин. Види ремонтів. Складання кошторису витрат на ремонт

3.1 Організація робіт з капітального ремонту свердловин

Невід'ємною частиною процесу підтримання стабільного рівня нафтовидобутку є проведення підземного ремонту свердловин.

Підземний ремонт свердловин підрозділяється на поточний і капітальний. Капітальний ремонт передбачає реалізацію комплексу геолого-технічних заходів, спрямованих на підвищення нафтовіддачі пласта і усунення аварій підземного обладнання, що відбулися в процесі експлуатації свердловини.

Робота бригад ВРХ планується щомісячно з складанням плану-графіка руху бригад. Всі свердловини, що включаються до плану-графіка капітального ремонту, розглядаються заступником начальника управління з геології, начальником відділу розробки, начальником відділу аналізу розробки, геологами ЦДНГ, і ведучим геологом ЦКРС на підставі наданих ЦДНГ замовлень на виробництво ВРХ.

Капітальний ремонт свердловин проводиться під керівництвом майстра бригади ВРХ відповідно до плану, складеним ЦКРС і затвердженим головним інженером та заступником начальника з геології НГВУ.

Обов'язки бригади ВРХ:

Не пізніше ніж за 3 години до початку переїзду телефонограмою сповістити ЦДНГ про час прибуття бригади на свердловину, плановану в ремонт, і про виклик майстра на прийом-здачу свердловини в ВРХ. Спільно з представником ЦДНГ скласти акт прийому свердловини в ВРХ.

У процесі підготовки до ремонту і заключних робіт після ремонту забезпечити дотримання вимог, чинних нормативних документів, У, ТУ, правил ТБ.

Не менш ніж за 2 години до закінчення ремонту у денний час і не пізніше 18 годин 30 хвилин викликати представника цеху з зазначенням часу готовності свердловини для прийому її з ремонту. У разі відсутності представника ЦДНГ понад 2-х годин після закінчення ремонту бригада КРС переїжджає.

Майстер ЦКРС організує завезення НКТ і вивіз вивільнених НКТ, штанг з куща на трубну базу. При неможливості вивезення НКТ, штанг безпосередньо після ремонту свердловини складувати їх на викладках на відстані 30 метрів від свердловини.

Здати свердловину в експлуатацію протягом 3-х діб після закінчення ремонту з оформленням акту здачі свердловини з ремонту.

Бригада ВРХ несе матеріальну відповідальність за:

• недотримання технології ремонту;

• аварії та простої з вини бригади;

• недотримання правил охорони праці і техніки безпеки;

• допущення розливів нафти і забруднення навколишнього середовища;

• не збереження обладнання нафтопромислу, обладнання та інструменту, закріпленого за бригадою;

• неправильне і несвоєчасне ведення необхідної документації та достовірність оперативної інформації.

3.2 Види ремонтів

Всі види ремонтних робіт зазначаються у відповідності до затвердженого класифікатора.

Таблиця 3.2 Класифікатор капітальних ремонтів свердловин

3.3 Складання кошторису витрат на ремонт

Кошторис на зарезку бічного горизонтального стовбура з телеметричним супроводом ФУПНП і ВРХ наведена в таблиці 3.3.

КОШТОРИС

на капітальний ремонт свердловин ФУПНП і ВРХ

в цінах II кварталу 2003р.

Вид ремонту: зарізання бічного стовбура зі спуском обсадної колони.

Шифр ремонту: КР 6-12.

(З супроводом телеметричної партією)

Тип верстата: КВ - 210 В (з верхнім приводом).

Нормативна тривалість: 958,67 бр. год.

Таблиця 3.3 Перелік витрат

4. Планування робіт з капітального ремонту. Основні показники плану робіт і методи їх розрахунку. Фінансування робіт з капітального ремонту свердловин.

4.1 Планування робіт з капітального ремонту

Робота бригад ВРХ планується щомісячно з складанням плану-графіка руху бригад. Всі свердловини, що включаються до плану-графіка капітального ремонту, розглядаються заступником начальника управління з геології, начальником відділу розробки, начальником відділу аналізу розробки, геологами ЦДНГ, і ведучим геологом ЦКРС на підставі наданих ЦДНГ замовлень на виробництво ВРХ. У замовленні, складеному старшим геологом ЦДНГ, повинна бути відображена геолого-технічна характеристика свердловини і додатково:

• категорія свердловини;

• газовий фактор свердловини;

• пластові тиски і дата їх виміру;

• інформація про раніше проведених геофізичних і гідродинамічних дослідженнях.

4.2 Основні показники плану робіт

Капітальний ремонт свердловин проводиться під керівництвом майстра бригади ВРХ відповідно до плану, складеним ЦКРС і затвердженим головним інженером та заступником начальника з геології НГВУ. У плані робіт обов'язково повинно бути відображено:

• наявність резервного обсягу задавочной рідини відповідного питомої ваги до закінчення ремонтних робіт, виходячи з категорії за небезпекою НГП, конкретних геологічних та інших умов;

• вид противикидного обладнання;

• категорія свердловини;

• газовий фактор свердловини;

• інформація про раніше проведених дослідженнях;

• наявність підземного обладнання;

• мета ремонту, порядок проведення робіт та відповідальні за їх виконання.

4.3 Фінансування робіт з капітального ремонту свердловин.

Основним замовником робіт ЦКРС є нафтогазовидобувні управління - НГВУ. Фінансування робіт з капітального ремонту свердловин здійснюється НГВУ, згідно з кошторисом на капітальний ремонт свердловини, складеної в ЦКРС та затвердженої в НГВУ. Зразок кошторису наведено в п.3.3. Після виконання робіт з капітального ремонту свердловин, свердловина здається замовникові - представникам НГВУ, з підписанням відповідних документів.

5. Ефективність проведення ремонтних робіт на свердловині. Методика її розрахунку

5.1 Ефективність проведення ремонтних робіт на свердловині

Оцінка економічної доцільності забурювання бокових стволів здійснюється для кожного бічного стовбура окремо. Під економічною ефективністю заходи щодо забурювання бічного стовбура розуміється здатність за рахунок грошових надходжень від реалізації нафти, видобутої з свердловини, покривати щорічні поточні експлуатаційні витрати, забезпечити в прийнятні терміни повернення авансованих коштів, включаючи погашення кредитів та відсотків по них, а також приносити деяку чистий поточний дохід.

Оцінка економічної ефективності забурювання бокових стволів проводиться на основі технологічних показників експлуатації бічних стовбурів. Технологічні показники експлуатації видобутку нафти з бічного стовбура визначаються по кожній свердловині за весь прогнозований термін служби бічного стовбура.

Економічні показники визначаються за економічно рентабельний термін експлуатації бічного стовбура. Економічно рентабельний термін експлуатації обмежується роком, коли надходження від реалізації продукції не покривають витрати на видобуток нафти з бічного стовбура.

5.2 Методика оцінки економічної ефективності ремонтних робіт на свердловині

Економічна доцільність здійснення зарізання бічних стовбурів оцінюється системою показників, що виступають у якості економічних критеріїв, прийнятих в ринковій економіці при прийнятті інвестиційних рішень.

Для оцінки економічної доцільності здійснення заходу використовуються наступні показники ефективності:

- Чистий потік грошових коштів;

- Акумульований потік грошових коштів;

- Чиста поточна (приведена) вартість;

- Внутрішня норма прибутковості (повернення капітальних вкладень);

- Період окупності капітальних вкладень;

- Індекс прибутковості.

Кожен з перелічених критеріїв відображає ефективність вкладення коштів у забурювання бокових стволів з різних сторін, тому оцінюючи її економічну ефективність, необхідно використовувати всю сукупність показників.

До реалізації можуть бути прийняті тільки ті заходи, у яких:

1. Чистий справжня вартість більше нуля;

2. Індекс прибутковості не менше одиниці;

3. Внутрішня ставка рентабельності більше ставки дисконтування;

4. Термін окупності мінімальний.

Висновок

На основі аналізу виробничо-господарської діяльності бурового підприємства видно, що проходка з кожним роком скорочується: у 2002р. вона склала 99936, а 2003р. - 83961м. Основні причини скорочення проходки:

1) скорочення часу буріння на 9,8 ст.мес., В результаті проходка зменшилася на 11679 м і зниження комерційної швидкості на 52 м / ст.мес., Що сприяло зменшенню проходки на 4357,6 м);

2) зменшення кількості БО в господарстві на 3,45 призвело до помітного зниження проходки на 22569 м, але збільшення До _про сприяло збільшенню проходки на 10878 м.

У підсумку загальна проходка знизилася на 11691 м.

За той же період спостерігається зниження продуктивності ΔП на 5 м / чол, основна причина зниження: скорочення часу буріння (в результаті чого ΔП зменшилася на 5,7 м / чол) і скорочення комерційної швидкості (продуктивність знизилася на 2,13 м / чол), хоча зниження чисельності на 132 людини сприяло підвищенню продуктивності на 2,83 м / чол.

Що стосується фонду оплати праці (ФОП), то зменшення середньої заробітної плати на 2199 руб. сприяло скороченню ФОП на 53916 т.руб., зниження чисельності - до зменшення ФОП на 13669 т.руб. У підсумку загальний ФОП зменшився на 67630 т.руб.

З аналізу тривалості будівництва свердловин видно, що зменшення механічної швидкості буріння на 0,16 м / год призвело до збільшення часу на механічне буріння на 428 годин, а зниження проходки на 1 долото на 10,6 м - до збільшення часу на СПО на 332 години .

У календарному часу буріння спостерігається збільшення продуктивного часу буріння з 91,5 до 92,2% (основна причина: зменшення простоїв).

Аналіз собівартості будівництва свердловин показав її збільшення в порівнянні з попередніми роками. Основна причина: підвищення рівня інфляції, яка тягне за собою збільшення цін на сировину і матеріали, і як наслідок, збільшення цін на послуги, які підприємство одержує зі сторони (наприклад виклик геофізичної партії, ВМЦ послуги, тампонажного цеху тощо).

Список використаних джерел.

1. Шаповалов А.Г. Аналіз виробничо-господарської діяльності бурового підприємства. - М.: Недра, 1984-280с.

2. Шеремет А.Д. Аналіз економіки промислових підприємств: Підручник. - Вид. 2-е, перераб і доп. - М., 1976.

3. Єгоров В.І., Злотникова Л.Г., Побєдоносцева М.М. Аналіз виробничо-господарської діяльності підприємства нафтової і газової промисловості. - М.: Надра, 1979р.-214с.

4. Зубарєва В.Д., Колядов Л.В., Андрєєв А.Ф. Задачник з економіки нафтової і газової промисловості. - М.: Недра, 1989р .- 190с.

5. Конспект лекцій за 2003-2004. навчальний рік, упорядник Поздєєва Н.Р.

6. Річні звіти: за основними показниками виробничо-господарської діяльності підприємства; по фактичній вартості будівництва свердловин; по балансу будівництва свердловин за 2001, 2002, 2003рр., Надані буровим підприємством ТОВ «Буркан».