| |||||
МЕНЮ
| Оборотные средства в сфере деятельности предприятия| | | | |Абсолютный |Темп роста, | |Показатели |1996 |1997 |1998 |прирост “+” - |% | | | | | |“-” | | | | | | |97к96 |98к97 |97к96 |98к97 | |1.Валовая |4854 |4255 |4302 | - 599| + 47| 87,6| | |добыча нефти | | | | | | |101,1 | |2.Объем |301420 |1036691|1073875|+ 36184|+735271| | | |валовой | | | | | |343,9 |103,5 | |продукции | | | | | | | | |3.Объем | | | | | | | | |работы в |22712 |20586 |20768 |- 2126 |+ 182 |90,6 |100,8 | |эксплуатации | | | | | | | | |скважин | | | | | | | | |4.Средмес. | 235 | 228,1 | 229,1 | - | + 1 | | | |дебит, | | | |6,9 | |97,1 |103,5 | |т/скв.-мес. | | | | | | | | |5.Коэффициент| 0,909| 0,906 | 0,920 | - | + | | | |эксплуатации | | | |0,03 |0,011 |99,7 |101,2 | В 1997 году план добычи нефти недовыполнен на 599 тыс. тонн по сравнению с предшествующим годом. Валовая добыча нефти увеличена на 37184 млн. рублей (243,9%). Столь значительное увеличение связано с повышением цены на 1 тонну добытой нефти. Среднемесячный дебит уменьшился на 6,9 т./ск. – мес.2.9%.План по объему работ недовыполнен на 2126 скв. /мес. По сравнению с предшествующим годом коэффициент эксплуатации остался неизменным. В 1998 году план добычи нефти по сравнению с 1997 годом на 47 тыс. тонн(1,1%).Валовая добыча нефти увеличилась на 735271 млн. рублей (243,9%), как уже сказано свыше это связано с увеличением цены на нефть. Среднемесячный дебит увеличился на 1 т/скв – мес.( 3,5%). План по объему работ перевыполнен на 182 скв. мес. (0,8%). Коэффициент эксплуатации увеличился на 0,01. В 1997 году (табл. 2.3) эксплуатационный фонд скважин был меньше, по сравнению с предшествующим годом на 10 скважин. Это вызвано невыполнением ввода в эксплуатацию скважин из бурения, а так же наименьшего ввода их из бездействия и выведением в бездействие большего числа скважин (на 23 скв.), чем в предшествующем году. В результате календарный фонд времени уменьшился на 2126 скв. мес. Эффективный фонд времени с учетом меньшего числа скважин в эксплуатации увеличился на 414 скв. мес., это вызвано увеличением времени бездействия скважин при нахождении их в ремонте на 122396 скв. мес. Это обусловлено уменьшением коэффициента эксплуатации (с 0,909 до 0,906). Выполнение плана о добыче нефти и газа зависит в значительной мере от результатов работы бурового предприятия. График добычи нефти Рисунок 2.2. Таблица 2.3 ФОНД ДВИЖЕНИЯ СКВАЖИН | Показатели | 1996г.| 1997г.| 1998г.| |1.Эксплуатационный фонд скв., скв. | 1992 | 1982 | 1984 | |2.Уменьшение числа скважин | 180 | 203 | 194 | |3.Введено из бурения, скв. | 170 | 148 | 122 | |4.Остановлено для вывода в бездействие, скв. | 90 | 80 | 92 | |5.Введено из бездействия, скв. | 175 | 148 | 267 | |6.Календарный фонд времени, скв.мес. | 22712 | 20586 | 20768 | |7.Время работы с учетом меньшего числа скважин| | | | |(эффективный фонд времени ) скв.мес. |20066 |20180 |20427 | |8.Время работы скважин, скв.мес. | 20142 | 20180 | 20099 | |9.Сокращение времени бездействия скважин, скв.| 8640 | 8560 | 7749 | |мес. | | | | |10.В том числе из-за меньшей продуктивности: | | | | |а) ремонтных работ |185260 |307656 |168120 | |б) аварийных работ |4102 |3936 |2160 | |11.Коэффициент эксплуатации | 0,909 | 0,906 | 0,920 | В нашем примере анализ движения фонда скважин за 1997 год определил невыполнение сдачи скважин из бурения по сравнению с предшествующим годом. Проанализируем фонд движения скважин за 1998 год. По табл. 2.3 мы видим, что эксплуатационный фонд скважин увеличился по сравнению с предшествующим годом. И хотя фонд введения скважин опять недовыполнен , зато в значительной мере сократилось уменьшение числа скважин , а увеличилось число скважин введенных из бездействия. В результате календарный фонд времени увеличился на 182 скв. мес., а эффективный – на 247 скв. мес. Сократилось время бездействия скважин находящихся в ремонте (на 139536 скв. мес.) и аварийных работ (на 1776 скв. мес.) Помимо анализа выполнения производственной программы в целом по НГДУ необходимо провести его по категориям скважин (табл. 2.4). Таблица 2.4. КАТЕГОРИИ СКВАЖИН |Показатели | 1996г. | 1997г. |1998г. | |1.Эксплуатационный фонд скважин | 1992 | 1982 | 1994 | |в том числе: | | | | |а) фонтанных |49 |45 |50 | |б) насосных |1450 |1466 |1436 | |из них погруженными эл.насосами |493 |471 |498 | |2.Средний дебит т./скв.мес. | 235,0 | 228,1 | 229,1 | |в том числе: | | | | |насосных скважин |1490 |1502 |1514 | |из них ПЭН |2180 |2132 |2134 | В 1997 году фонд эксплуатирующихся скважин с помощью ЭПН, по сравнению с предшествующим годом уменьшился с 493 до 471 , в связи с уменьшением обводненности. В 1998 году по сравнению с 1997 годом фонд эксплуатирующихся скважин с помощью ЭПН увеличился с 471 до 498 . Это вызвано увеличением обводненности, связанной с необходимостью в формированном отборе жидкости. Что позволило повысить средний дебит скважин, не смотря на сокращение фонтанной эксплуатации. 2.2. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО УРОВНЯ ПРЕДПРИЯТИЯ Технический уровень предприятия определяется прогрессивностью применяемой техники и технологии. В процессе анализа технического уровня предприятия используют следующие показатели: - фондовооруженность труда; - машинновооруженность труда; - энерговооруженность труда; - степень автоматизации и механизации работ (труда); - степень годности основных фондов; - степень обновления основных фондов; -коэффициент экстенсивного, интенсивного и интегрального использования оборудования. - Фондовооруженность определяется по формуле: kф.в.= Ф0 / Чр (2.2) где Ф - среднегодовая стоимость основных фондов Чр - численность рабочих - Машиновооруженность определяют по формуле: Км.в.= Фак/ Чр (2.3) где Фак - стоимость активной части основных фондов (общая средне- годовая стоимость основных фондов минус стоимость зданий, сооружений, быстроизнашивающегося инвентаря). - Энерговооруженность определяют по формуле : Кэ= Э/ t (2.4) где Э - количество потребляемой электроэнергии на производственные цели: t - количество отработанных человеко-часов (или численность рабочих). - Коэффициент автоматизации и механизации работ (труда) рассчитывают по формулам: - Ка.м.= Ча.м./ Чоб. (2.5) или Ка.м.= tа.м./ t (2.6) где Ча.м. - численность рабочих, занятых на механизированных и автоматизированных работах; Чоб. - общая численность рабочих; tа.м. - время работы на автоматизированных или механизированных процессах; t - общая продолжительность их работы. Фондовооруженность и механизированность - наиболее общие показатели оснащенности предприятия (табл.2.5). Таблица. 2.5. ПОКАЗАТЕЛИ ОСНАЩЕННОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ |П о к а з а те л ь | 1996 | 1997| 1998|Изменени|я % | | | | | |я |98 к 97 | | | | | |97 к 96 | | |1 |2 |3 |4 |5 |6 | |1. Среднегодовая | | | | | | |стоимость осн.ф., |4395.695|4698.276|4803.844|+19.3 |+ 2,2 | |млн.руб. | | | | | | |2.в том числе активной | | | | | | |их части, млн.руб. |2875.621|3177.735|3417.593|+18.6 |+ 7,5 | |3. Численность | | | | | | |работников занятых а |6432 |6920 |6563 |+ 2.0 |- 5.1 | |наиб.смену | | | | | | |4. Фондовооруженность, | | | | | | |млн.руб./чел. |683,4 |678,9 |731,9 |+5.5. |+ 7.8. | |5. Машиновооруженность | | | | | | |млн.руб/чел. |447.1 |459.2 |520.7 |+16.5 |+ 13.3 | По данным табл.2.5 фондовооруженность и машиновооруженность в НГДУ возросли по сравнению с предшествующими годами в 1997г на 5.5% и 16%, и в 1998г. на 7.8% и 13.3%. Рост фондовооруженности предприятия вызван улучшением оснащения НГДУ прогрессивной техникой по сравнению с предшествующими годами. Следует также обратить внимание на условия труда. Повышение технического уровня производства может быть связано с облегчением труда рабочих и улучшением условий труда. В связи с частичной, а в отдельных случаях полной автоматизацией производственных процессов в нефтегазодобыче, технический уровень НГДУ целесообразно характеризовать коэффициентом автоматизации (Таб.№2.6). Таблица 2.6. КОЭФФИЦИЕНТЫ АВТОМАТИЗАЦИИ НГДУ |Показатель |1996 |1997 |1998 |Изменения %, по | | | | | |сравнению | | | | | |97 к 96 |98 к 97 | |1. Численность произ- | | | | | | |водствен.персонала, |1921 |1908 |1864 |- 0.7 |- 2.3 | |чел. | | | | | | |2. Из них занято на |710 |820 |872 |+ 22.8 |+ 6.3 | |автоматизиров. работах| | | | | | |3.Коэффициент |0.36 |0.43 |0.47 |+ 19.4 |+ 9.3 | |автома-тизации | | | | | | Уровень автоматизации в анализируемом НГДУ повысился, что свидетельствует о повышении автоматизации. Коэффициент автоматизации повысился в 1997г, по сравнению с предшествующим годом на 0.07%; а в 1998г по сравнению с 1997г - на 0.04%. Как мы видим (по табл. 2.6) в 1997 году по сравнению с 1998 годом уровень автоматизации был выше, что свидетельствует о высоком его уровне на предприятии в 1997 году. В 1998 году задание по автоматизации было недовыполнено. Коэффициент годности (сохранности) основных фондов К - это отношение полной первоначальной стоимости основных фондов промышленно- производственной группы Фпп.г. по состоянию на конец года за вычетом износа Ипп.г. на эту же дату к полной первоначальной стоимости. К = Фпп.г.- Ипп.г./Фпп.г. * 100 (2.7) Произведем расчет коэффициентов годности основных фондов по табл. 2.7. Таблица 2.7. АНАЛИЗ КОЭФФИЦИЕНТОВ ГОДНОСТИ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ |Показатель | 1996| 1997 | 1998 |Изменение %. | | | | | | 97 к 96|98 к 97 | |Первоначальная | | | | | | |стоимость основ.фондов| | | | | | |промышленно-произв. |3287 540|3295 584|3803 732|100.2 |115.4 | |группы на конец года, | | | | | | |млн.руб | | | | | | |2. Износ основ. фондов| | | | | | |по этой же группе, |1274 832|1274 937|1287 369|100 |100.9 | |млн.руб. | | | | | | |3. Коэффициент | 61.2| 61.3| 66.1 | 100.1 | 107.8 | |годности, % | | | | | | Коэффициент годности в 1997 году по сравнению с предшествующим годом повысился на 0.2%, а в 1998 году по сравнению с 1997 годом - на 15.45, это свидетельствует о введении в отчетном году новых средств труда в наибольшем количестве, чем в предшествующем году. Коэффициент обновления основных фондов Ко отражает ввод новых технологических процессов, модернизацию и реконструкцию действующих технологических установок и оборудования. Его рассчитывают по формуле Ко= Фн/Фо * 100, (2.8) где Фн - стоимость вновь введенных основных фондов, млн.руб. Фо - стоимость всех основных фондов на конец года, млн.руб. Коэффициент экстенсивного использования оборудования Кэ характеризует загрузку его во времени : Кэ = Тр/Тк, (2.9) где Тр - время работы оборудования, ч; Т к- календарное время, ч. В НГДУ экстенсивное использование скважин характеризуется использованием фонда скважин Кф и коэффициентом эксплуатации Кэ. 2.3. АНАЛИЗ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА. Производительность труда характеризует эффективность конкретного живого труда, создающего потребительные стоимости. Уровень производительности труда зависит от многих факторов: технической оснащенности и применяемой технологии; квалификации работников; организации труда и производства; условий труда и быта работников; постоянства состава работников и др. В нефтегазодобывающей промышленности, в отличии от многих других отраслей, на уровень производительности труда влияют природные факторы. В частности, добыча нефти зависит от дебита скважины, способа эксплуатации, стадии разработки месторождения и т.д. В уровне производительности труда отражаются результаты улучшения техники, технологии и организации труда, использование основных фондов, материалов, рабочей силы. Производительность труда оценивают в натуральных (или условно- натуральных), стоимостных и трудовых показателях. При натуральном методе производительность труда П равна : П= Q/Чп.п. (2.10) где Q - объем добычи нефти или газа, т.,куб.м. Чп.п.- численность промышленного производственного персонала,чел. При стоимостном методе: П= Т/Чп.п. или П= ЧП/Чп.п., (2.11) где Т - товарная продукция, млн.руб; ЧП - чистая продукция, млн.руб; При трудовом методе : П= ?Qt /Чп.п. (2.12) В качестве расчетных показателей используется часовая и дневная выработка на одного рабочего. В НГДУ производительность труда чаще всего оценивается объемом добытой нефти и газа (т., 1000 куб.м) или объемом валовой продукции (тыс.руб) в расчете на одного среднесписочного работника или на один отработанный человеко-день (чел-час). Производительность труда можно определить отношением среднемесячного дебита скважин к удельным затратам труда на обслуживание одной скважины : П= q/Нуд (2.13) где q - средний дебит на 1скв.-мес.эксплуатации,т. Нуд - удельные затраты труда на 1скв.-мес.эксплуатации, чел.ч. Этот показатель отражает изменение затрат живого труда в связи с совершенствованием техники и технологии нефтедобычи, автоматизацией и телемеханизацией производства, улучшением организации труда и производства и не подвержен влиянию изменения цен. В НГДУ производительность труда зависит от двух факторов: 1. производительности скважин; 2. удельной численности работников, обслуживающих скважины. Индекс роста производительности труда 1п определяют: 1п= Пф/Пб = фНудб/ б Нудф (2.14) Изменение производительности труда в зависимости от производительности скважин П = ф- б/ Нуд.ф. (2.15) Влияние удельной численности работников на изменение производительности труда выражается зависимостью Пнуд.= б/Нуд.ф - б/ Нуд.б. (2.16) Рассмотрим динамику объема выпускаемой продукции на анализируемом предприятии. Таблица 2.8 ДИНАМИКА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА | П о к а з а т е л ь | 1996 | 1997| 1998 | Изменение % | |1 |2 |3 |4 |5 |6 | | | | | | к 96 | к 97 | |1. Добыча нефти,т.т. | 4854| 4255| 4302 | 87.6 | 101.1| |2. Валовая продукция | 301420 |1036 691|1073 675| 343.9 | 103.5 | |в неиз-х ценах, млн.р. | | | | | | |3. Численность ППП | 1921 | 1908| 1864 | 99.3| 97.7 | |4.Средний дебитскважин | | | | | | |числившийся т/скв./мес |235.0 |228.1 |229.1 |97.1 |100.4 | |5. Добыча нефти на | | | | | | |одного работающего |2527 |2230 |2308 |88.2 |103.5 | |(ППП) Т/год | | | | | | |6. Среднегодовая | | | | | | |выработка одного |156.9 |543.3 |576.1 |346.3 |106.0 | Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 |
ИНТЕРЕСНОЕ | |||
|