ОГЛАВЛЕНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………….

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

2. АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ

2.1. Анализ выполнения производственной программы НГДУ
2.2. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО УРОВНЯ ПРЕДПРИЯТИЯ
2.3. АНАЛИЗ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА.

3. ОБОРОТНЫЕ СРЕДСТВА В СФЕРЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ

4. ФИНАНСОВЫЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НГДУ

4.1. ОБЩИЙ АНАЛИЗ БАЛАНСА ПРЕДПРИЯТИЯ
4.2. АНАЛИЗ ФИНАНСОВОЙ УСТОЙЧИВОСТИ……….………………………
4.3. Анализ ликвидности баланса………………………………………
4.4. Оценка уровня рентабельности и деловой активности…

5. Безопасность и экологичность проекта…………………….

5.1. Планирование мероприятий по безопасности………………
5.2. анализ условий труда………………………………………………….
5.3. метеорологические условия на производстве………………
5.4. определение содержания вредных веществ на рабочем месте……………………………………………………………………………….
5.5. расчет необходимого воздухообмена………………………….
5.6. отопление производственных помещений…………………..
5.7. производственное освещение……………………………………..
5.8. окружающая природная среда и объекты нефтегазодобычи…………………………………………………………….
5.9. вредные вещества ………………………………………………………
5.10. Экологическая харктеристика региона………………………
5.11. вопросы охраны окружающей среды………………………….
5.12. региональные схемы организации сопряженных работ………………………………………………………………………………. заключение…………………………………………………………………….. список использованных источников……………………………….

ВВЕДЕНИЕ

Основными показателями, характеризующими финансовое состояние предприятия, являются: обеспеченность собственными оборотными средствами и их сохранность; состояние нормируемых запасов материальных ценностей; эффективность использования банковского кредита и его материальное обеспечение; оценка устойчивости платежеспособности предприятия. Анализ факторов, определяющих финансовое состояние, способствует выявлению резервов и росту эффективности производства.

Особо внимание уделяется эффективности использования оборотных средств, так как рациональное оборотных средств влияет на основные показатели хозяйственной деятельности промышленного предприятия: на рост объема производства, снижение себестоимости продукции, повышение рентабельности предприятия. Анализ эффективности использования оборотных средств должен помочь выявить дополнительные резервы и способствовать улучшению основных экономических показателей работы предприятия.

Управление оборотными средствами имеет большое значение. Контроль за состоянием товарно-материальных запасов и дебиторской задолженности является необходимым условием успешной работы предприятия. Для быстро растущих компаний это особенно важно, так как вложения в активы такого рода могут быстрой выйти из-под контроля.

Важным источником внешнего финансирования являются краткосрочные обязательства. По этим причинам финансовый директор и его помощники уделяют значительную часть своего времени проблеме оборотных средств.

В конечном результате после анализа руководство предприятия получает картину его действительного состояния, а лица, непосредственно не работающие на данном предприятии, но заинтересованные в его финансовом состоянии (например, кредиторам, которые должны быть уверены, что им заплатят; аудиторам, которым необходимо распознавать финансовые хитрости своих клиентов; вкладчикам и др.) - сведения, необходимые для беспристрастного суждения (например, о рациональности использования вложенных в предприятие дополнительных инвестиций и т.п.).

В данном проекте приведен анализ деятельности за 1997 год. Анализируя разные показатели баланса, рассчитав аналитические коэффициенты, анализируя каждый из них в отдельности, можно сделать выводы о финансовом состоянии предприятия. Подробное рассмотрение этих коэффициентов позволит оценить работу предприятия и предложить исправление ее улучшения.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

В настоящее время в НГДУ в разработке находится 14 нефтегазовых месторождений, из них 13 находятся в промышленной эксплуатации и одно,
Мансингъянское введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1995 году.

Добыча нефти по НГДУ составила 4302 тыс. тонн, что меньше на 552 тыс. тонн по сравнению с 1997 годом. Основными причинами, не позволяющими поддерживать добычу нефти на стабильном уровне, является: резкое сокращение объемов эксплуатационного бурения с 667 тыс. м в 1995 году до
122 тыс. м – выбытие во временную консервацию в 1996 году – 648 скважин, в
1997 году - 133 скважины;

- истощение запасов нефти по высокопродуктивным месторождениям ;

- невыполнение программы по вводу в промышленную разработку новых месторождений.

С начала разработки добыто 170,6 млн. тонн нефти. Остаточные извлекаемые запасы нефти составляют: по категориям АВС1 – 104,1 млн. тонн; по категориям С2 – 44,5 млн. тонн. Остаточные запасы распределены следующим образом: по высокопродуктивным месторождениям, находящимся на стадии высокой обводненности – 31,5%;

-по введенным низко продуктивным месторождениям – 50,8%;

-по планируемым к вводу месторождениям 17,7% остаточных извлекаемых запасов.

Месторождения, находящиеся в длительной разработке характеризуются следующими технологическими показателями: текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,25 – 0,45;

-отбор от начальных извлекаемых запасов нефти 70 – 90 %;

-текущая обводненность 84 – 95 %.

По состоянию на 1 января 1998 года эксплуатационный фонд скважин составил 1934 добывающих и 697 нагнетательных. Во временной консервации находится 797 скважин; в контрольном фонде 607 добывающих скважин. В простое и в бездействии находится 388 добывающих и 193 нагнетательных скважин. Обводненность продукции 83,4% ,компенсация отбора жидкости закачкой 138,2 %, с начала разработки – 118,5 %. Средний дебит скважин по жидкости 46,1 тонн/сутки; по нефти – 7,7 тонн/сутки, средняя приемистость нагнетательных скважин – 216 м /сутки. Штанговыми глубинными насосами эксплуатируется 70 % фонда, электроцентробежными – 25%, фонтанным способом
– 5 % фонда скважин.

В связи с невыполнением объема бурения из новых скважин недополучено
55,8 тыс. тонн нефти. В то же время годовой план по добыче нефти в целом по
НГДУ перевыполнен на 47 тыс. тонн. Это стало возможным благодаря перевыполнению некоторых видов мероприятий. За счет ввода из бездействия и оптимизации режима скважин добыто дополнительно к планируемому 88,0 тыс. тонн нефти, а за счет ввода в опытную эксплуатацию разведочных скважин –
14,9 тыс. тонн.

Однако в целом происходит дальнейшее снижение объема геолого- технических мероприятий с фондом скважин.

За 1997 год проведено 278 геофизических исследований, 906 измерений продуктивности скважин, 23 тыс. замеров пластовых и забойных давлений, 63 тыс. определений обводненности продукции скважин и других исследований.

В отчетном году добыто 4302 тыс. тонн нефти при плане 4255 тыс. тонн.
Снижение добычи по сравнению с 1996 годом составило 11,4 %. Выполнение основных организационно-технических мероприятий по добыче нефти за 1997 год представлено в табл. 1.1.

Таблица 1.1

ПРОВЕДЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ

|№ |Наименование | 1996г. (факт) | 1997г. (факт) |
|п/п|мероприятий | | |
| | |Кол-во |Доп. Добыто| Кол-во |Доп. Добыто|
| | | |нефти | |нефти |
| | | |(т.тн) | |(т.тн) |
|1. |Ввод новых скважин | 173 | 173,0 | 91 | 73,4 |
|2. |Вывод из бездействия | 176 | 136,2 | 267 | 225,8 |
|3. |Перевод на мех. добычу| 35 | 20,0 | 21 | 6,2 |
|4. |Оптимизация режима | 249 | 105,3 | 255 | 102,3 |
|5. |Изоляционные работы | 9 | 0,1 | 3 | ( |
|6. |Интенсификация притока| 52 | 26,1 | 30 | 4,9 |
|7. |Прочие работы КРС | 32 | 15,0 | 48 | 9,5 |
|8. |Ввод нагнетательных | 42 | 8,1 | 21 | 8,3 |
| |скважин | | | | |
|9. |Нов.методы повышения | | | | |
| |нефтеотдачи пластов |23 |161,7 |26 |153,4 |
| | ВСЕГО: | 791 | 645,5 | 762 | 583,8 |

Эксплуатационный фонд скважин на 1 января 1998г. составил 1934 скважины, в том числе: 59 скважин – фонтанные, 1352 скважины оборудованные
ШГН , 480 скважин оборудованы по ЦЭЦИ и 3 скважины оборудованы диафрагменными насосами. Простаивающий фонд на 1 января 1998г. составил
428 скважин , что составляет 22,1%.

Эксплуатационный фонд по нефтепромыслам распределяется следующим образом:ЦДНГ-1–47 скв.;ЦДНГ-2–265 скв.; ЦДНГ-3-236 скв.;ЦДНГ-4–272 скв.;
ЦДНГ-6–277 скв.; ЦДНГ-7–216 скв.;ЦДНГ-8–349 скв.; ЦДНГ-9–270 скв.

Уменьшилась численность работников УНГ за счет сокращения добычи нефти и газа, трудным финансовым положением, путем качественного отбора кадров.

Списочная численность составляет 6563 человека, из них руководители составляют 8,4%; специалисты – 11,1%; служащие – 0,7%; рабочие – 79,7% .

Высшее образование имеют – 780 человек; из них руководители – 265; специалисты – 396; служащие – 9, рабочие – 110. Средне - специальное образование имеют 1364 человека, в том числе: руководители, специалисты, служащие – 748, рабочие – 616. Процент текучести кадров составил за 1998г.
22,1%, что на 6% меньше по сравнению с 1997 годом. Вахтово-экспедиционным методом работают 840 чел.

В состав НГДУ входят следующие цехи (рис. 1.1.):

Структура цехов входящих в состав НГДУ

| НГДУ |

| Цех автоматизации систем управления |

| Геолого-тематическая экспедиция |

| Учебно-курсовой комбинат |

| Жилищно-эксплуатационный цех |

| Центральная инженерно-техническая служба |

| Центральный склад |

| Цех по добыче нефти и газа 1 - 9 |

| Цех поддержания пластового давления |

| Цех по подготовке и перекачке нефти |

| Цех по подготовке и транспортировке газа |

| Нефтеперерабатывающий завод |

|Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования |

|Цех автоматизации производства |

|Цех антикоррозийных покрытий и капитального ремонта |
|трубопроводов и сооружений |

|Цех научно-исследовательских и производственных работ |

Рисунок 1.1

Цех автоматизации систем управления (ЦАСУ) – обеспечивает оптимальную работу предприятия на основе широкого использования теории управления, экономико-математических способов и современных средств обработки информации , устройств накопления , регистрации и т.д.

Геолого-тематическая экспедиция – осуществляет поиск и разведку залежей нефти и газа в недрах земли, а также осуществляет разработку их добычи.

Учебно-курсовой комбинат(УКК), где повышают свою квалификацию, в связи с усовершенствованием производства на предприятиях, как рабочие, так и служащие ИТР.

Жилищно-эксплуатационный цех(ЖЭЦ) - входят технические работники, которые следят за жилищно-бытовыми условиями людей в общежитиях, на промыслах, а также следят за порядком в административных зданиях.

Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) – осуществляет круглосуточный контроль за ходом производственного процесса. Это обусловлено рассредоточением цехов по большой территории. ЦИТС собирает всю информацию, через диспетчерскую службу, по промыслам и затем передает уже обработанные данные непосредственно в НГДУ.

Центральный склад – место где хранятся различные инструменты, хозяйственный инвентарь, МБП, запасные части и т.п. - необходимые для бесперебойной работы предприятия; они выдаются в цеха по мере их надобности и согласно установленным нормам.

Цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ) – производит добычу нефти и газа, а также осуществляет контроль за бесперебойной работой нефтяных скважин и нефте-газопроводов. В случае неполадок немедленно докладывают об этом в
ЦИТС и принимают меры по устранению аварий. В состав нашего НГДУ входит девять ЦДНГ.

Цех поддерживания пластового давления (ЦППД) – обеспечивает заданный режим закачки воды в пласт, контролируя её объем и качество с помощью контрольно-измерительных приборов, а также наблюдает за приемистостью скважин., обеспечивая тем самым заданный отбор нефти.

Вся информация о работе ЦППД поступает в НГДУ, на основании анализа которой централизованно принимают решения о проведении технологических процессов по поддерживанию пластового давления.

Цех по подготовке и перекачки нефти (ЦППН) – ведет работы по сбору и перекачки сырой нефти от скважины до сборной установки.

Цех по подготовке и перекачке нефти(ЦП и ПН) – проводит работы по перекачке нефти, подготовке её к переработке, учёту и сдаче в пункт назначения.

Нефтеперерабатывающий завод(НПЗ) – производит переработку сырой нефти, получая при этом горюче-смазочные материалы, которые успешно принимаются как в быту так и на производстве.

Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО) – осуществляет ремонт оборудования входящих в состав цехов занятых на производстве по добыче нефти и газа.

Цех автоматизации производства(ЦАП) – осуществляет работу по автоматизации систем объектов, а также обеспечивает ремонт по их неисправностям.

Цех антикоррозийных покрытий и капитального ремонта трубопроводов и сооружений – производит все работы по неисправностям скважин, нефте- газопроводов, водоводов. Осуществляет своевременные работы по их неисправностям.

Цех научно – исследовательских и производственных работ (ЦНИПР) – осуществляет отбор нефти и воды для лабораторных работ, для выявления вредных частиц содержащихся в них.

2. АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ

2.1. Анализ выполнения производственной программы НГДУ

Производственная программа – это план производства основной продукции предприятия. В НГДУ – это план добычи нефти и газа и их сдача транспортирующим организациям НПЗ, ГПЗ и других.

Объем продукции в НГДУ планируют и учитывают в виде валовой и товарной. Они исчисляются в натуральной и денежной формах. В натуральной форме нефть измеряется тоннами, газ – тысячами кубометров, в денежной форме
– оптовой и неизменной ценой. В денежной форме товарная добыча нефти и газа исчисляется в действующих оптовых ценах предприятия, валовая продукция – в неизменных ценах.

Хозяйственную деятельность производственных предприятий оценивают по следующим показателям: выполнение плановых заданий по объему реализации продукции в соответствии с заключенными договорами; добыче (поставке) нефти
(с газовым конденсатом) и природного газа.

Реализованной считается продукция, оплаченная покупателем.

Кроме показателей объема продукции производственная программа НГДУ включает показатели объема работ в эксплуатации и использования скважин.

Объем работ в эксплуатации исчисляется в скважиномесяцах – это время работы одной скважины за один условный месяц (30 дней или 720 часов).

Различают следующие показатели объема работ в эксплуатации:
- скважиномесяцы, числившиеся по всему эксплуатационному фонду скважин

Сч.э., характеризующие время tч.э.,

- в течении которого скважины всего эксплутационного фонда числились в действии или бездействии;

- скважиномесяцы, числившиеся по действующему фонду Сч.д., показывающие время tч.д., в течение, которого все скважины действующего фонда числились в эксплуатации;

Значительное место в производственной программе НГДУ занимает попутный газ.

Данные о выполнении плана по добыче и утилизации попутного газа приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1.

СТРУКТУРА ДОБЫЧИ ГАЗА

| | | | |Абсолютный |Темп роста, |
|Показатель |1996 |1997 |1998 |прирост |% |
| | | | |96к97 |98к97 |96к97 |98к97 |
|1.Валовая добыча |4834 |4255 | 4302 |-599 |+ 47 | 87,6 |101,1 |
|нефти | | | | | | | |
|2.Газовый фактор, | 69,3 | 68,5 | 68,7 | - 0,8|+ 0,2 | 98,8 |100,2 |
|м /т | | | | | | | |
|3.Коэффициент | 13,3 | 8,6 | 8,5 |- 4,7 |- 0,1 | 64,6 | 98,8 |
|утилизации | | | | | | | |
|4.Валовая добыча | | | | | | | |
|попутного газа, |44741 |25100 |25130 |-19641|+ 30 |56,1 |100,1 |
|тыс. м | | | | | | | |

В 1997 году добыча природного газа не выполнена на 19641 тыс. мі
(56,1%), в связи с невыполнением намеченных мероприятий по сбору и использованию попутного газа, что выразилось в уменьшении коэффициента утилизации газа, на 4,7 (64,6 %).

В 1998 году добыча газа возросла на 30 тыс. м3 (0,1%). Это связано с увеличением газового фактора на 0,2 (0,2%), несмотря на то, что коэффициент утилизации стал ниже предшествующего газ на 0,1.

Влияние различных факторов на выполнение плана добычи газа можно провести методом цепных подстановок:

Qнг =(Qнф – Qнб) (б*kуб

Qг(=( (ф– (б) Qбф *kуф

(2.1.)

Qгку=( kуф - kуб )(б*Qнф

где Qп.г – объем добычи нефти или газа;

( - газовый фактор,

( - коэффициент утилизацию.

Индексы “б” и “ф” – базисные и фактические показатели.

|Годы |1996 |1997 |1998 |
|Валовая до-быча попутного газа, |44741 |25100 |25130 |
|тыс. м3 | | | |

Динамика добычи газа отражена на рис. 2.1.

Рисунок 2.1.

По нашим данным на предприятии невыполнение мероприятий по утилизации газа в 1997 году привело его к потере в объеме на

( 8,6 – 13,3)•4255•68,5 = 1.369.897 тыс. мі

А в 1998 году увеличение добычи нефти компенсировало эти потери на

(4302 – 4255)•68,5•8,6 = 27687 тыс. мі.

Таблица 2.2

ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ

| | | | |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 |
|работающего (ППП) | | | | | |
|руб/чел | | | | | |
|7. Удельная численность| | | | | |
|обслуживания одной |6.072 |5.876 |5.824 |95.9 |99.1 |
|скважины, чел. | | | | | |
|8. Добыча нефти на | | | | | |
|одного работающего в |420.0 |427.9 |432.7 |103.0 |101.1 |
|месяц, т. | | | | | |

По данным табл.2.8 видно, что в 1997 году производительность труда, по сравнению с предшествующим годом, уменьшилась на 1.8% в следствии уменьшения среднего дебита скважин. В связи с увеличением цен на нефть значительно возросла валовая продукция на 243.9%, ввиду этого выработка на одного работающего также значительно увеличилась на 246.3%.

Добыча нефти сократилась на 2.4% ввиду сокращения производительности скважины на 2.9%. Среднемесячный дебит использования фонда скважин уменьшился на 6.9т. Организационные мероприятия обеспечили значительное сокращение трудоемкости обслуживания скважин (с 6.1 до 5.9 человека на скважину), на 4.1%.

В 1998 году, по сравнению с 1997 годом, производительность труда увеличилась на 3.5% вследствие увеличения среднего дебита скважин.
Выработка на одного работающего увеличилась на 6.0%, это вызвано сокращением удельной численности работников на 2.3% .
Это закономерно, т.к. планируется внедрение новой техники, технологии и организационно-технических мероприятий.

Проведенные мероприятия по воздействию на пласт и призабойную зону и по улучшению использования фонда скважин позволили повысить их среднемесячный дебит на 1т. по сравнению с предшествующим годом.
Коэффициент использования скважин с 0.890 до 0.901; коэффициент эксплуатации - с 0.955 до 0.964. Организационные мероприятия обеспечили незначительное сокращение трудоемкости обслуживания скважин на 0.9%.

Определим количественное влияние производительности скважин и трудоемкости их обслуживания на увеличение производительности труда за счет уменьшения среднего дебита скважин в 1997 году по сравнению с предшествующим годом, среднемесячная выработка одного работника уменьшилась на

П = (228.1-235.0)/5.9 = -1.2 т.

В 1998 году, по сравнению с 1997 годом, среднемесячная выработка увеличилась на

П = (229.1-228.1)/5.9 = 0.2 т.

Снижение трудоемкости обслуживания скважин привело к увеличению среднемесчной производительности труда в 1996г на

Пнуд= 235.0/5.9 - 235.0/6.1= 1.3 т. в 1997г на Пнуд= 228.1/5.9 - 228.1/6.1 = 1.3 т. в 1998г на Пнуд= 229.1/5.9 - 229.1/6.1 = 1.3 т.

Как мы видим из расчетов, приведенных выше, среднемесячная производительность труда осталась неизменной за все три года. Это говорит о равномерности работы НГДУ.

3. ОБОРОТНЫЕ СРЕДСТВА В СФЕРЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ

Для производства той или иной продукции в системе народного хозяйства имеется первичное звено, именуемое предприятием.

Промышленное предприятие, в том числе и каждое предприятие нефтяной и газовой промышленности – первичное звено, в котором коллектив людей объединен общими усилиями и задачами. Основной задачей предприятия является удовлетворение потребностей народного хозяйства и трудящихся в промышленной продукции необходимого ассортимента и качества.

Чтобы обеспечить добычу нефти и газа предприятию требуются запасы различных материалов, топлива, инструментов, инвентаря. На них затрачиваются денежные средства.

Денежные средства, вложенные в запасы материальных ценностей и полуфабрикаты, готовую продукцию и расчеты, а также находящиеся на расчетном счете и в кассе предприятия, образуют его оборотные средства.

Оборотные фонды– это средства производства, которые обслуживают только один производственный цикл, полностью в нем потребляются и целиком переносят свою стоимость на изготовленную продукцию.

Оборотные фонды постоянно находятся в сфере производства материальных ценностей и прямо или косвенно образуют вещественное содержание готовой продукции. В состав оборотных средств входят и невещественные элементы в виде расходов будущих периодов.

Поскольку оборотные средства целиком потребляются за один производственный цикл, то их стоимость целиком входит в стоимость готовой продукции, образуя вместе с амортизацией старую (перенесенную) стоимость, к которой в ходе производства присоединяется также вновь созданная стоимость.
Состав оборотных средств представлен на рис. 3.1.

Производственные запасы – сырье, основные и вспомогательные материалы, топливо, покупные полуфабрикаты, тара, запасные части, МБГ и приспособления, хозяйственный инвентарь и другие материальные ценности, поступившие к потребителям, но еще не использованные и не подвергнутые переработке, независимо от места их хранения.

Под сырьем и основными материалами принято понимать такие виды материалов, которые полностью входят в состав вырабатываемой продукции, образуя ее основу или выступая в качестве необходимого компонента при ее изготовлении. Вспомогательные же материалы участвуют в технологическом процессе, влияют на скорость реакции, вид и качество продукции, но не составляют ее основы.

СТРУКТУРА НОРМИРУЕМЫХ ОБОРОТНЫХ СРЕДСТВ

Рисунок 3.2

Таблица 3.1

СТРУКТУРА НОРМИРУЕМЫХ ОБОРОТНЫХ СРЕДСТВ

|ЭЛЕМЕНТЫ НОРМИРУЕМЫХ ОБОРОТНЫХ |УДЕЛЬНЫЙ ВЕС, % |
|СРЕДСТВ | |
|1.Производственные запасы, в т.ч. |66 |
|Вспомогательные материалы |21 |
|топливо |4 |
|запасные части |11 |
|МПБ |30 |
|2.Расход будущих периодов |1 |
|3.Готовая продукция |33 |
|Всего |100 |

Незавершенное производство и полуфабрикаты собственного изготовления.
Незавершенное производство – это предметы труда, находящиеся в стадии производства до их превращения в готовую продукцию. К полуфабрикатам относятся предметы труда, прошедшие одну стадию обработки, но требующие дальнейшей доработки в пределах данного предприятия.

Прочие предметы труда и расходы будущих периодов (затраты связанные с рационализаторством и изобретательством и т.д.).

Оборотные средства промышленности одновременно находятся во всех перечисленных группах и совершают непрерывный кругооборот. Соотношение между отдельными группами определяются технологическими и производственными особенностями предприятия, а также его географическим местоположением.

Поскольку новые материальные ценности ( новая стоимость) создаются в процессе производства, то структура оборотных средств (а следовательно, и эф