Главная Коллекция "Revolution" Экономика и экономическая теория Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления "Уфанефть"

Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления "Уфанефть"

Организационная структура предприятия. Функции цехов и структурных подразделений. Изучение основных технико-экономических показателей деятельности "Уфанефть". Анализ валовой добычи нефти и годовой добычи газа. Расчет показателей производительности труда.

Рубрика Экономика и экономическая теория
Вид отчет по практике
Язык русский
Дата добавления 03.06.2014
Размер файла 30,5 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Российской Федерации

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра экономики и управления в нефтяной и газовой промышленности

Отчет о технико-экономической практике

2002

Содержание

  • Введение
  • 1. Общая характеристика предприятия
  • 1.1 Основные сведения о предприятии
  • 1.2 Характеристика работы НГДУ в 2001 году
  • 2. Организационная структура предприятия
  • 2.1 Структурные подразделения предприятия
  • 2.2 Функции цехов и структурных подразделений
  • 3. Анализ производственно-хозяйственной деятельности
  • 3.1 Основные технико-экономические показатели
  • 3.2 Анализ основных технико-экономических показателей
  • 3.2.1 Валовая добыча нефти и годовая добыча газа
  • 3.2.2 Использование основных фондов
  • 3.2.3 Труд и заработная плата
  • 3.2.4 Себестоимость продукции
  • Заключение

Введение

Основными целями технико-экономической практики является: практическое усвоение знаний, полученных в ходе учебного процесса в университете, ознакомление с деятельностью предприятия, природными условиями работы, состоянием разработки месторождений, его организационной и производственной структурой, организацией производства в основных и вспомогательных цехах, техникой и технологией производства, структурой управления на предприятии.

Именно поэтому, исходя из этих целей, в качестве места прохождения практики я выбрал нефтегазодобывающее управление «Уфанефть» - одного из крупнейших структурных подразделений АНК «Башнефть».

Основной задачей технико-экономической практики является анализ хозяйственной деятельности, включающий анализ выполнения плана, себестоимости, труда и заработной платы, использования основных фондов.

1. Общая характеристика предприятия

1.1 Основные сведения о предприятии

НГДУ «Уфанефть» является структурным подразделением АНК «Башнефть», крупнейшего в Республике Башкортостан предприятия по нефтегазодобыче.

Главной задачей НГДУ является удовлетворение общественных потребностей в его продукции, работах и услугах, реализация социальных и экономических интересов членов трудового коллектива и интересов АНК «Башнефть».

Объекты нефтедобычи НГДУ «Уфанефть» действуют на 20 месторождениях, расположенных на территории 16 административных районов Республики Башкортостан: Аургазинском, Бирском, Благоварском, Благовещенском, Дуванском, Иглинском, Караидельском, Кармаскалинском, Кушнаренковском, Мечетлинском, Мишкинском, Нуримановском, Октябрьском, Орджоникидзевском, Уфимском и Чишминском.

1.2 Характеристика работы НГДУ в 2001 году

За 2001 год коллективом НГДУ «Уфанефть» добыто 695.2 тысяч тонн нефти, 42,93 млн.куб.метров природного и попутного газа.

Плановые задания по нефти выполнены на 101,5%, а по попутному и природному газу перевыполнение составило 968 тьтс.кубических метров.

И за прошлый год введено 12 новых нефтяных скважин при плане 8, добыча нефти по ним составила 8 тысяч тонн при запланированных 4,8.

Из бездействия, консервации и контрольного фонда введено 22 скважины, которые имели льготное налогообложение по Указу В.В.Путина, а всего с момента действия этого Указа введено 189.

К сожалению с 2002 года этот Указ прекратил свое действие, а это 43120 тонн нефти. И сейчас налог будет составлять более 14 млн.рублей.

Методом зарезки боковых стволов отремонтировано 6 скважин, из которых 5 введено в эксплуатацию с дебитом 4.7 тонн в сутки.

НГДУ «Уфанефть» в 2001 году вело разработку 21 месторождения, из которых 19 - нефтяных и 2 газоконденсатных.

В прошлом году введено в пробную эксплуатацию новое месторождение -Спасское, результаты по которому обнадеживающие. Но финансовое положение таково, что интенсивного его обустройства на этот год не ожидается.

Фонд добывающих скважин в 2001 году составил 1157 и по сравнению с 2000 годом увеличился на 4 скважины.

Из всего добывающего фонда в бездействии находится 216 скважин со среднесуточным дебитом 249,9 тонн.

Среднесуточная добыча нефти за 2001 год составила 1905 тонн, дебит одной скважины по жидкости 8,1 тонн, а по нефти 2.2 тонны.

Установленное задание по приросту запасов в объеме 415 тысяч тонн, выполнено бурением скважин на Лемезинском и Сергеевском месторождении.

За истекший год пробурено 9848 метров в эксплуатационном и 12900 метров в разведочном бурении.

В прошлом году выполнено 900 геолого-технических мероприятий, за счет чего дополнительно добыто 81.0 тысяча тонн нефти.

Удельная эффективность от этих мероприятий составила 90 тонн, что было предусмотрено оргтехмероприятиями на 2001 год.

В прошлом году нами было отремонтировано и построено 86,7 километров трубопроводов - это больше чем в 2000 году, из них 58.7 км. - нефтепроводы, 25.8 км - нефтепроводы, 2.2 км - газопроводов.

Из всего объема трубных работ силами нефтепромыслов проложено 13,1 км ГПМТ.

За 2001 год произошло 84 отказа трубопровода, а в 2000 году было 124.

Межремонтный период работы скважин за 2001 год равняется 642 суткам при плане 632. По сравнению с 2000 годом МРП по скважинам, оборудованным ЭЦН снизился на 26 суток, зато вырос по ШГНовским скважинам на 7 суток.

Значительно уменьшился многоремонтный фонд за счет возросших требований как к качеству проводимых ремонтов, так и к их эксплуатации.

Так, в 2000 году количество скважин с двумя и более ремонтами было 111, то в 2001 стало 92.

Для поддержания в рабочем состоянии эксплуатационного фонда было проведено 257 капитальных ремонтов силами 13 бригад. За последние годы количество бригад у нас не растет. У них внедрена аккордная оплата труда с премированием за качество и экономию материальных ресурсов. По сравнению с 2000 годом по бригадам КРС выросло производительное время работы. Снизилась продолжительность 1 капитального ремонта с 222 часов в 2000 году до 204 в 2001 году, Хотя стоимостные показатели как ПРС так и КРС выросли.

В 2001 году обустроены и введены в эксплуатацию восемь нефтяных скважин, построено и отремонтировано 86,73 км трубопроводов, смонтировано 4 КТПН и 1 БИУС. Завершены строительством и введены в эксплуатацию: здание АУП в Курасково (площадью 1882,7 кв.м.), подстанция 110/35/6 кВ в п.Курасково, узел распределения тепла котельной в п.Курасково, санаторий-профилакторий «Нефтяник» на 100 мест.

Все работы проводились в основном собственными силами НГДУ «Уфа-нефть» и АНК «Башнефть» (74%).

Внешними подрядчиками освоено 43,9 тыс.руб. (26%).

Согласно плана капитального строительства на 2001 год продолжены работы по строительству «Бытовой канализации в п.Курасково». В 2001 году построены очистные сооружения бытовой канализации, здание станции биологической очистки.

В 2001 году продолжались работы по реконструкции УПН в НСП «Сергеевка». На сегодня завершено строительство площадки концевых сепараторов; площадки подземных емкостей, установлены дренажная емкость, емкость утечек от насосов, емкость пресной воды.

В 2001 году продолжались работы по 108-квартирному жилому дому № 25 в Демском районе. На сегодня выполнено восемь этажей здания и разводка по техподполью здания инженерных коммуникаций.

2. Организационная структура предприятия

2.1 Структурные подразделения предприятия

Организационная структура предприятия на 1.01.2002 представлена в Приложении.

Центры структурных подразделений НГДУ «Уфанефть» располагаются по следующим регионам:

1) Демский район г.Уфы:

- аппарат управления - 450024, г.Уфа, ул.Центральная, 20;

- участок добычи нефти из разведочных скважин;

- АТЦ: аппарат, а/к №1, №5, №6, База ремонтного обслуживания;

-ЖЭУ;

2) Уфимский район, п.Курасково:

-ЦИТС; ЦДНГ-1 ,ЦДНГ-3 ;ЦППД; ЦППН; ПРЦЭиЭ; ПРЦЭО; ЦПКРС; ЦАП; ЦНИПР; ДРСР; СМРЦ; ЦПВС; УКК; АТЦ: а/к №2, №4;

д.Нижегородка - санаторий-профилакторий «Нефтяник»;

3) Благовещенский, Караидельский районы, д.Мухаметдиново (Кушкул) -ЦДНГ-2;АТЦ:а/к№3;

5) Чишминский район, д.Аминево - ЦДНГ-4;

6) Кармаскалинский район, д.Бузовьязы - ЦДНГ-5;

7) Караидельский район, Кушкул - ПХ.

2.2 Функции цехов и структурных подразделений

Производственно-хозяйственной деятельностью НГДУ «Уфанефть» руководит (планирует, организует, обеспечивает, учитывает, анализирует, корректирует и контролирует) аппарат управления во главе с начальником.

ЦДНГ - 1-5 - обеспечение выполнения плана по добыче нефти с соблюдением установленных технико-технологических регламентов по разработке нефтяных месторождений, залежей или их части и контроль за работами, выполняемыми структурными подразделениями НГДУ на объектах цеха.

ЦППД - обеспечение нефтеотдачи пластов закачкой воды в продуктивные пласты согласно режимов работы нагнетательных скважин, блочных кустовых насосных станций и водозаборных сооружений, проведение мероприятий по интенсификации разработки нефтяных и газовых месторождений, повышению приемистости нагнетательных скважин и контроль за работами, выполняемыми структурными подразделениями НГДУ на объектах цеха.

ЦППН - обеспечение приема сырой нефти и попутного газа от цехов по добыче нефти и газа, подготовка нефти до товарной кондиции с последующей откачкой ее потребителю в объемах суточных, месячных и годовых планов в целом и по группам качества с соблюдением технологических режимов работы установок по подготовке нефти и газа, бесперебойное обеспечение сточной водой соответствующего качества цеха поддержания пластового давления, проведение мероприятий по повышению качества подготовки нефти, газа и сточной воды и контроль за работами, выполняемыми структурными подразделениями НГДУ на объектах цеха.

ПРЦЭиЭ - бесперебойное снабжение производственных объектов электроэнергией, техническое обслуживание и проведение своевременного ремонта электрооборудования, электросетей и подстанций во всех структурных подразделениях НГДУ.

ПРЦЭО - обеспечение надежной и бесперебойной работы оборудования, сооружений и коммуникаций основного и вспомогательного производства, осуществление контроля за соблюдением технических правил его эксплуатации, проведение своевременного и качественного ремонта механического оборудования НГДУ, изготовление механических изделий, запчастей и узлов к оборудованию. ЦАП - монтаж, наладка, техническое обслуживание и обеспечение надежной работы КИП и средств автоматики и телемеханизации производственных процессов, обеспечение единства и требуемой точности измерений, повышение уровня метрологического обеспечения производства.

ЦКПРС - своевременный и качественный ремонт эксплуатационных, нагнетательных и водозаборных скважин, проведение геолого-технических мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение приемистости нагнетательных скважин, использование новых образцов глубинного оборудования.

ЦНИИ - обеспечение оперативного проведения всех видов гидродинамических исследовательских работ, отдельных геофизических и химико-аналитических исследований, необходимых для осуществления правильного процесса разработки нефтяных и газовых месторождений, контроля и регулирования процесса выработки продуктивных залежей с целью достижения максимальной нефтеотдачи.

ЦПВС - бесперебойное снабжение объектов основного и вспомогательного производства ТГГДУ паром па производственные нужды, горячей водой на теплоснабжение и питьевой водой базы производственного обслуживания.

АТЦ - качественное и своевременное транспортное обслуживание структурных подразделений НГДУ «Уфанефть» в целях обеспечения установленного уровня добычи нефти и газа, строительства объектов производственной и социальной сферы.

ЦДРСР - строительство и капитальный ремонт автодорог, мостов и сооружений в объемах, включенных в титульный список и по договорам со сторонними организациями.

СМРЦ - обеспечение выполнения плана капитального строительства согласно внутрипостроечного титульного списка, надежной работы оборудования, сооружений и коммуникаций основного и вспомогательного производства, проведение своевременного и качественного ремонта оборудования, зданий и сооружений, антикоррозийного покрытия труб и резервуаров. ЖЭУ - обеспечение сохранности и правильной технической эксплуатации жилищного фонда, общежитии, а также их санитарного содержания.

ПХ - выполнение установленного задания по производству и реализации мяса.

УКК - обеспечение качественного выполнения плана подготовки и повышения квалификации рабочих основных профессий.

Санаторий-профилакторий «Нефтяник» (СП) - проведение лечебно-оздоровительных мероприятий среди работающих, членов их семей, пенсионеров НГДУ «Уфанефть» и АНК «Башнефть».

3. Анализ производственно-хозяйственной деятельности

3.1 Основные технико-экономические показатели

Таблица 1 Основные технико-экономические показатели

№

Показатель

1999 год

2000 год

2001 год

1

2

3

4

5

1

Валовая добыча нефти, тыс. т.

805,5

743,7

695,2

2

Год. добыча попутного газа, млн. м3

22,9

21,8

20,9

3

Год. добыча природного газа, млн. м3

20,6

21,1

22,0

4

Товарная нефть, тыс. т.

801,0

739,6

691,3

5

Валовая продукция, тыс. руб.

355082,0

689051,0

825807

6

Среднесуточный дебит, т./сут.

2,72

2,43

2,16

7

Добыча жидкости, тыс. т.

2820,7

2582,6

2575,8

8

Обводненность нефти, %

71,4

71,2

73

9

Закачка воды, тыс.м3.

3254,7

2951,3

2566,5

10

Ввод новых скважин в эксплуатацию, скв

7

7

12

11

в т.ч. из разведки

1

5

5

12

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин

0,886

0,9015

0,941

13

Объем капитальных вложений, тыс. руб.

188914,0

251904,8

744762

в т.ч. эксплуатационное бурение

19803,6

27430,0

41411

разведочное бурение

54653,3

68359,0

262264

строительно-монтажные работы

71654,6

30459,2

173967,9

14

Среднегодовая стоимость основных промышленно-производственных фондов по основной деятельности, тыс. руб.

1669116

1768612

1942589

15

Фондоотдача, руб./руб.

0,21

0,39

0,43

16

Численность ППП, чел.

2155

2138

2165

17

Фонд зарплаты, тыс. руб.

52158,5

119424,5

190041,6

18

Среднемесячная заработная плата, ППП, руб.

2017

4655

7373

19

Себестоимость товарной продукции, тыс. руб.

584786

604760

768484

Таблица 2 Калькуляция себестоимости добычи нефти (тыс. руб.)

НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

1999

2000

2001

1

2

3

4

1.Расходы на энергию по извлечению нефти

18882

24154

30452

2.Расходы по искусственному воздествию на пласт

41919

53623

81083

3.Основная заработная плата производственных рабочих

4579

5857

11046

4.Дополнительная заработная плата производственных рабочих

5.Отчисления на социальные нужды

1790

2290

3971

6.Амортизация скважин

21718

27782

28661

7.Расходы по сбору и транспортировке нефти

12979

16603

21035

8.Расходы по технологической подготовке нефти

23623

30219

45440

9.Расходы на подготовку и освоение производства

10.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

85847

109816

191651

в т.ч. - подземный ремонт скважин

15770

20173

35030

- капитальный ремонт скважин

16101

20596

41804

11.Цеховые расходы

48867

62511

138305

12.Общепроизводственные расходы

80843

103415

154438

13.Прочие производственные расходы

124675

159486

56061

в т.ч. - отчисления на воспроизводство МСБ

86

110

95

в т.ч. - плата за недра

118291

151319

53750

Производственная себестоимость

-валовой продукции

465721

595756

762143

-товарной продукции

463239

592580

758035

14.Внепроизводственные расходы

ПОЛНАЯ СЕБЕСТОИМОСТЬ ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ

463239

592580

758035

3.2 Анализ основных технико-экономических показателей

3.2.1 Валовая добыча нефти и годовая добыча газа

Анализ показателей начинается с анализа валовой и годовой добычи жидкости и газа. Рассчитаем коэффициенты роста добычи жидкости и нефти.

Коэффициент роста добычи нефти: Крн1999-2000 = 743,7/805,5*100% = 92,38%

Крн2000-2001 = 695,2/743,7*100% = 93,48%

Коэффициент роста добычи жидкости: Крж1999-2000 = 2,582,6/2820,7*100% = =91,56%

Крж2000-2001 = 2575,8/2582,6*100% = 99,74%

Падение добычи нефти в 2000 году обусловлено падением добычи жидкости. Однако так как коэффициент роста добычи нефти выше чем коэффициент роста добычи жидкости, то понятно, что обводненность в 2000 году выше чем в 1999 году (71,5% и 71,2%) соответственно.

Падение добычи в 2001 году по отношению к 2000 связано как с уменьшением добычи жидкости так и с уменьшением добычи нефти ( в 2001году составила 73%)

Причем большее влияние оказал рост обводненности.

По природному и попутному газу рассчитаем абсолютный прирост добычи газа:Пприр2000-1999 = 21,1-20,6 = 0,5 (млн. м3)

Пприр2001-2000 = 22,0-21,1 = 0,9 (млн. м3)

Ппоп2000-1999 = 21,8-22,9 = -1,1 (млн. м3)

Ппоп2001-2000 = 20,9-21,8 = -0,9 (млн. м3)

Таким образом, добыча природного газа растет с каждым годом, и абсолютный прирост добычи в 2001г. больше аналогичного показателя в 2000г. Тогда как добыча попутного газа падает, однако темпы падения в 2001г. по сравнению с 2000г. снизились.

Показатели валовой и товарной продукции неуклонно растут. Так коэффициенты прироста валовой продукции в 2000г. по сравнению с 2001 составляли: Кпр2000 = (689051 - 355082)/ 355082 = 0.94

Кпр2001 = (825807 - 689051)/ 689051 = 0,20

Резкий прирост в 2000г. связан, скорее всего, с большим повышением цен на нефть в этот период.

В 2001г. прирост валовой продукции по отношению к базе 2000г. составил значительно меньшую величину (20%).

3.2.2 Использование основных фондов

Из таблицы 1 видно, что идет увеличение среднегодовой стоимости основных фондов, что, скорее всего, связано с капитальным строительством и переоценкой стоимости основных средств. Положительная динамика фондоотдачи говорит о благоприятном развитии предприятия.

Соответственно падают показатели фондоемкости:

ФЕ1999 = 1/ФО1999 = 4,76 (руб. /руб.)

ФЕ2000 = 2,56 (руб. /руб.)

ФЕ2001 = 2,32 (руб. /руб.)

Это говорит о том, что для получения 1 руб. выручки предприятию приходится затрачивать меньшее количество основных фондов.

Обеспеченность основными фондами проследим с помощью расчета фондовооруженности.

ФВ1999 = ОФсг/Чппп = 774,5 (руб. чел.)

ФВ2000 = ОФсг/Чппп = 827,2 (руб. чел.)

ФВ2001 = ОФсг/Чппп = 897,7 (руб. чел.)

Очевиден рост обеспеченности основными фондами.

экономический валовой производительность труд

3.2.3 Труд и заработная плата

Рассчитаем показатели производительности труда в натуральном и денежном выражении:

ПТнат1999 = ВалД/Чппп = 805000/2155 = 373,5 (т/чел.)

ПТнат2000 = ВалД/Чппп = 743700/2138 = 347,8 (т/чел.)

ПТнат2001 = ВалД/Чппп = 695200/2165 = 321,15 (т/чел.)

ПТден1999 = ВалП/Чппп = 355082/2155 = 164,8 (руб./чел.)

ПТден2000 = ВалП/Чппп = 322,3 (руб./чел.)

ПТден2001 = ВалП/Чппп = 381,4 (руб./чел.),

Где ВалД - валовая добыча нефти;

ВалП - валовая продукция.

Производительность труда в стоимостном выражении растет довольно резко, так как подорожала нефть. В натуральном выражении, напротив, она постепенно падает в связи с тем, что растет обводненность и падает добыча нефти и жидкости в целом. Большинство месторождений находятся на последней стадии разработки.

Рассмотрим, как темпы роста производительности труда соотносятся с темпами роста средней заработной платы на предприятии.

Крпт2000-1999 = 322,3/164,8 = 1,96

Крпт2001-2000 = 381,4/322,3 = 1,18

Крзп2000-1999 = 4513/1962 = 2,3

Крзп2001-2001 = 7099/4513 = 1,57

Темпы роста средней зарплаты несколько превышают темпы роста производительности труда, а это плохая тенденция. Это связано, скорее всего, с повышением цен на нефть и инфляционными явлениями в стране в целом за рассматриваемый период. В 2000г. произошло сокращение численности ППП, за счет чего темпы роста производительности труда и средней зарплаты были довольно высокими, намного выше, чем в 2001г., когда численность ППП опять растет.

3.2.4 Себестоимость продукции

Анализируя таблицу 2, можно заключить, что себестоимость добычи в целом сильно растет. Чем это обусловлено?

Растут расходы на энергию по извлечению нефти, сильно увеличились расходы по искусственному воздействию на пласт, по сбору и транспортировке нефти, по технологической подготовке нефти, а также на подземный ремонт скважин и капитальный ремонт скважин. Это объясняется тем, что большинство месторождений находятся на поздней стадии разработки, фактически вводится очень мало новых скважин.

Заключение

В ходе технико-экономической практики мы ознакомились с производственной структурой предприятия, планово-экономического отдела, работой предприятия в области маркетинга и сбыта.

Подавляющее большинство месторождений, разрабатываемых нефтегазодобывающим управлением «Уфанефть», находятся на поздней стадии разработки. Именно с этим связаны трудности, с которыми сталкивается данное предприятие: снижение дебитов, повышение обводненности продукции добывающих скважин и, как следствие, увеличение количества добываемой воды, сокращение межремонтного периода, снижение приемистости нагнетательных скважин. Однако, несмотря на все перечисленные трудности, предприятие во многом благодаря благоприятной рыночной конъюнктуре в последние 3 года характеризуется благоприятными технико-экономическими показателями. До этого предприятие подходило к окончанию года с убытком. Была, наконец, погашена задолженность по оплате труда работникам, были осуществлены необходимые капиталовложения по самым важным проектам.

Вопрос экономической устойчивости предприятия в будущем во многом зависит как от внешних факторов (в первую очередь, уровня цен на нефть и системы налогообложения), так и от внутренних. С целью повышения эффективности производства управлению необходимо шире применять методы увеличения нефтеотдачи, изыскивать и использовать резервы снижения себестоимости продукции (например, снижение численности персонала), рационально расходовать материально-технические ресурсы, оптимально организовать производственный процесс (в частности, снижение затрат времени на ликвидацию аварий и организационных простоев) в том числе с внедрением современных автоматизированных систем управления.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены