Повышение эффективности производства

т.е. фактические  затраты на добычу нефти превысили  планируемые.

  

   Таблица 4 Калькуляция себестоимости добычи нефти

 

   Далее анализ проводят, расчленяя общие величины отклонений по каждой статье калькуляции по факторам.

  Причинами отклонения фактических затрат от плановых по  статье  «расходы  на энергию  по  извлечению нефти»  могут быть: а) изменение объема насосной добычи; б) изменение удельного расхода электроэнергии на 1 т нефти; в) изменение цены на электроэнергию.

  Влияние каждой из этих причин на величину отклонения фактических затрат от плановых определяют с помощью формул:

                      ±∆З_Q=(Qф-Qпл)Нэ.плЦпл;                   (28)

                      ±∆З_Н=(Нэ.ф-Нэ.пл)QфЦпл;                  (29)

                        ±∆З_Ц=(Цф-Цпл)QфНэ.ф .                (30)

 Таблица 5 Исходные данные для анализа затрат на электроэнергию 

  Подставив числовые значения, нахожу

∆З_Q=(458-456,4)*55,9*0,92=82,28 тыс.руб,

 ∆З_Н=(56,8-55,9)*458*0,92=379 тыс.руб,

 ∆З_Ц=(0,97-0,92)*458*56,8=1165,7 тыс.руб,

где ∆З_Q, ∆З_Н, ∆З_Ц - отклонения фактических затрат от плановых вследствие изменения соответственно объема насосной добычи, удельного расхода электроэнергии на 1 т нефти и цен на электроэнергию, руб; Qф, Qпл - добыча нефти насосным способом фактически и по плану, т; Нэ.ф и Нэ.пл- удельный расход электроэнергии на 1 т добываемой нефти фактически и по плану, кВт.ч/т, Цф и Цпл — цена 1 кВт.ч фактическая и по плану, руб.

  Таким образом, перерасход по статье «электроэнергия» в основном связан с увеличением стоимости электроэнергии.  Рост объема  насосной добычи также вызвал увеличение затрат на электроэнергию.

    По  статье  «амортизация  скважин»  причинами  отклонения затрат от плановых могут быть:

1) увеличение  или уменьшение числа и стоимости  новых, вводимых в эксплуатацию скважин и прочих основных фондов;

2) изменение  плановых сроков эксплуатации  новых скважин и прочих основных фондов.

 Таблица 7 Исходные данные для анализа затрат на амортизацию

 

 Влияние  этих причин на величину отклонения фактических затрат от плановых рассчитывают по следующим формулам:

                    ±∆З_С=(Сф-Спл)ТплНа/100*12;                 (31)

                    ±∆З_Т=(Тф-Тпл)СфНа/100*12.                  (32)

  Подставив числовые значения, нахожу

∆З_С=(121791-118508)*6*6,7/100*12=110 тыс.руб,

∆З_Т=(7-6)*121791*6,7/100*12=680 тыс.руб,

где ∆З_С, ∆З_Т –отклонения фактических затрат от плановых вследствие изменения соответственно стоимости вводимых в эксплуатацию основных средств и времени их эксплуатации, тыс.руб; Сф, Спл -стоимость вводимых в эксплуатацию скважин фактически и по плану, тыс.руб; Тф,Тпл -фактический и плановый сроки эксплуатации новых скважин; На -норма амортизации,% (для скважин На=6,7%).

   Таким образом,  перерасход по статье «амортизация  скважин» объясняется нарушением сроков ввода в эксплуатацию новых скважин, а также увеличением стоимости скважин.

   По статье  «расходы на ремонт скважин»  прежде всего выясняют влияние 

на отклонение фактических затрат от плановых фактического увеличения или уменьшения числа ремонтов по сравнению с планом и фактического повышения или снижения себестоимости одного ремонта по сравнению с планом.

 

 Таблица 8 Исходные данные для анализа затрат на ремонт скважин 

                     ±∆З_Р=(Рф-Рпл)Ср.пл;                     (34)

                     ±∆З_С=(Ср.ф-Ср.пл)Рф.                     (34)

  Подставив числовые значения, нахожу

∆З_Р=(128-126)*292=584 тыс.руб,

∆З_Р=(339-292)*128=6016 тыс.руб,

где ∆З_Р, ∆З_Р – отклонения фактических затрат на ремонт вследствие изменения соответственно числа ремонтов и себестоимости одного ремонта, тыс.руб; Рф, Рпл -фактическое и плановое число ремонтов, Ср.ф, Ср.пл -себестоимость одного ремонта фактически и по плану, тыс.руб.

  Расчет  показал, что перерасход по  затратам на ремонт – это следствие увеличения затрат на один ремонт и увеличение числа ремонтов. 
 
 
 
 
 
 
 

 4 ПЛАНИРОВАНИЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЦДНГ

4.1 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОБЪЕМА ДОБЫЧИ НЕФТИ 

  Планируемый объем добычи нефти по цеху определяют суммированием объемов добычи по проектам разработки нефтяных месторождений. Причем по каждому из них (общая добыча Q_t+1)рассчитывают как добычу из старых скважин (т. е. перешедших с прошлого года) Q_Ct+1, так и из новых скважин, вводимых в эксплуатацию в планируемом году (из эксплуатационного и разведочного бурения и освоения с прошлых лет Q_Нt+1)

                            Q_t+1 =Q_Ct+1 +Q_Нt+1,                    (35)

где t-индекс года, предшествующего планируемому; t+1-индекс планируемого года.

    1) Планирование объема добычи нефти из старых скважин.

    Этот показатель планируют с учетом предусмотренных в проектах разработки коэффициентов изменения норм отбора нефти по месторождениям в планируемом году Кit+1 (доли единицы)

                            Q_Ct+1=Q_Рt+1 К_it+1 .                      (36)

  Подставив числовые значения, нахожу

  Q_Ct+1=473,28*0,946=447,72 тыс.т,

где Q_Рt+1 -расчетная добыча нефти из старых скважин, т. е. добыча, которая была бы получена из этих скважин при их среднесуточной производительности, имевшей место в предшествующем году, т.

    Расчетная добыча нефти представляет собой входную годовую мощность всех скважин, имеющихся в наличии на начало планируемого года. Она определяется как сумма добычи нефти, полученной из старых скважин Q_Ct в году, предшествующем планируемому, и расчетной добычи нефти из новых скважин, введенных в этом же году (в расчете на полный год при фактически полученных дебитах) Q_НРt+1

                   Q_Рt+1=Q_Сt+1 +Q_НРt+1=Q_Сt+N_Нtq_Нt365K _Эt+1 .                  (37)

  Подставив числовые значения, нахожу

  Q_Рt+1=443,15+11*7,8*365*0,962=473,28 тыс.т,

где N_Нt - число скважин, введенных в эксплуатацию в году, предшествующем планируемому; q_Нt- среднесуточный дебит в том же году, т/сут; K _Эt+1 -коэффициент эксплуатации в планируемом году скважин, введенных в предшествующем году, доли единицы.

  Коэффициент эксплуатации определяют по изложенной методике с учетом намечаемых в плане мер по сокращению различного рода простоев, повышению числа ремонтов и росту межремонтного периода работы скважин.

  Коэффициент изменения добычи нефти в планируемом  году K_Иt+1 по цеху определяют как средневзвешенную величину этих показателей, предусмотренных в проектах разработки отдельных месторождений. Этот коэффициент учитывает влияние геолого-физических и промыслово-технологических факторов на изменение фонда добывающих скважин и их производительность. Определяют его как произведение трех исходных коэффициентов:

                         K_Иt+1 =K_ft+1 K_qt+1 K_пt+1                                 (38)

  K_Иt+1=0,97*0,976*0,98=0,946,

где K_пt+1 — коэффициент, отражающий изменение числа действующих старых скважин в планируемом году, доли единицы; K_qt+1 — коэффициент, изменения дебита старых скважин (по жидкости) в планируемом году, доли единицы; K_ft+1 — коэффициент изменения нефтесодержания в добываемой из старых скважин жидкости, доли единицы.