План экономического и социального развития предприятия
Оценка стратегического положения и организационная структура предприятия. Динамика основных технико-экономических показателей. Планирование показателей объема работ в эксплуатации, использования фонда скважин, валовой, товарной и реализованной продукции.
| Рубрика | Менеджмент и трудовые отношения |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 06.04.2013 |
| Размер файла | 274,2 K |
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 и науки России
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Ухтинский государственный технический университет
Кафедра организации и планирования на предприятии
Курсовой проект
по дисциплине «Планирование на предприятии»
План экономического и социального развития предприятия
Выполнил:
Студент гр. ЭТК-2-09, ФЭУ
А.С. Неклюдов
Шифр: 090130
Проверила:
А.В. Павловская
Ухта, 2012
Содержание
планирование стратегический организационный экономический
Введение
1. Оценка стратегического положения предприятия
1.1 Предмет и цели деятельности
1.2 Организационная структура предприятия
1.3 Краткая характеристика техники и технологии
1.4 Динамика основных технико-экономических показателей
2. План производства и реализации продукции
2.1 Планирование показателей объема работ в эксплуатации
2.2 Планирование показателей использования фонда скважин
2.3 Планирование показателей производительности скважин
2.4 Планирование производственной мощности
2.5 Планирование валовой, товарной и реализованной продукции
3. Планирование персонала и оплаты труда
3.1 Планирование роста производительности труда по основным технико-экономическим факторам
3.2 Расчет численности работников
3.3 Расчет фонда заработной платы персонала
4. Планирование себестоимости продукции
4.1 Планирование стоимости вспомогательных материалов
4.2 Планирование стоимости энергии
4.3 Планирование стоимости топлива
4.4 Планирование амортизационных отчислений
4.5 Планирование прочих затрат
4.6 Планирование сметы затрат на производство и реализацию продукции
5. Финансовый план
5.1 Планирование балансовой, валовой, налогооблагаемой и чистой прибыли
5.2 Планирование рентабельности
5.3 Бюджет доходов и расходов
Заключение
Список литературы
Введение
Современная экономика - это среда, где развита конкуренция, где все более быстрыми темпами растет уровень подготовки персонала, и совершенствуются информационные технологии. Вследствие чего современная экономика - это среда, где планирование необходимо вне зависимости от масштабов деятельности предприятия. К сожалению, во многих компаниях планированию уделяется очень мало внимания или оно не уделяется вообще, в связи с чем происходят такие нежелательные явления, как недостаток денежных средств для обязательных платежей или недостаток товарно-материальных ресурсов, что приводит к замедлению процесса производства и срыву договорных сроков.
Современная экономика устанавливает определенные правила игры, которым необходимо следовать, чтобы получить предельный результат от финансово-хозяйственной деятельности. Это имеет значение для любого предприятия независимо от формы собственности, объемов производства или региональной принадлежности.
Исходя из вышесказанного, управление компанией ставит определенные задачи, которым и должно соответствовать развитие экономики. Для предотвращения стихийных процессов, которые могут привести к неблагоприятному результату, необходимо планирование, направляющее экономику в то русло, по которому предприятие идет к прибыли. Прибыль в данном случае - конечная цель движения. Любая финансово-хозяйственная деятельность осуществляется для получения максимального финансового результата.
Развитие экономики происходило под влиянием субъективного фактора. Причем любые действия имели под собой какую-то основу, т. е. запланированный результат. Ведь даже физические лица в основном строят планы на будущее, что же можно говорить о хозяйствующем субъекте, целом механизме, который функционирует для какой-то поставленной цели и в котором участвуют трудовые, материальные и финансовые ресурсы.
Основными элементами построения плана являются: определение перспектив, анализ сложившейся ситуации и определение программы мероприятий для достижения поставленных целей. Взаимосвязь этих элементов направлена на процесс прогнозирования и даже, можно сказать, предвидения.
Обладание достаточным объемом знаний и опыта, умение анализировать сложившуюся ситуацию и проектировать ее на будущее позволяет предвидеть и прогнозировать финансово-хозяйственное развитие. Экономическая система многогранна, это целый механизм процессов, которые и представляются как факторы, влияющие на устойчивость и планомерность финансово-хозяйственной деятельности компании. Планирование призвано проанализировать все эти факторы и отразить их для полноты представления состояния и возможности развития предприятия. Вот почему требования к процессу планирования чрезвычайно жестки.
1. Оценка стратегического положения предприятия
1.1 Предмет и цели деятельности
Открытое акционерное общество «Северная нефть» было учреждено в соответствии с решением учредителей от 23 июня 1993 года и зарегистрировано Российским агентством международного сотрудничества и развития, внесено в Государственный реестр за № 2683.16 от 17 марта 1994 года и действует в порядке, предусмотренном Гражданским кодексом РФ, Федеральным законом «Об акционерных обществах» от 26.12.95 г. № 208-ФЗ, законом «Об иностранных инвестициях в РСФСР» от 04.06.91 г. и другими законодательными актами Российской Федерации. Учредителями Общества являлись: Акционерное общество открытого типа «Коминефть», Государственное геологическое предприятие «Ухтанефтегазгеология», Российское внешнеэкономическое объединение «Зарубежнефть», Акционерное общество «TBKOM AG».
Функциональными направлениями производственной деятельности предприятия являются:
- разведка и доразведка запасов углеводородов;
- бурение эксплуатационных и разведочных скважин;
- добыча, переработка и транспортировка УВ сырья;
- повышение продуктивности нефтяных эксплуатационных скважин;
- капитальный и подземный ремонт существующих скважин;
- внедрение западных технологий и принципов управления;
- инвестиции в оборудование и сооружения по охране окружающей среды и недр.
ООО «РН-Северная нефть» - среднее нефтедобывающее предприятие, разрабатывающее месторождения Европейского Севера России, нацеленное на развитие производства и создание динамичного, современного и экологичного предприятия, специализирующегося на геологическом изучении, введении в разработку и освоении месторождений Тимано-Печоры.
Район работ ООО «РН-Северная нефть» охватывает территорию 3200 кв. км. Объектами лицензионной деятельности предприятия являются 15 нефтяных месторождений: Баганское, Южно-Баганское, Салюкинское, Сандивейское, Северо-Баганское, Веякошорское, Среднемакарихинское, Хасырейское и Черпаюское, Нядейюское, Усино-Кушорское, Восточно-Веякское, Восточно-Баганское, Южно-Веякское и Верхне-Макарихинское - требующие завершения геологоразведочных работ.
Суммарные извлекаемые запасы перечисленных месторождений по категории С1 составляют более 120 млн. тонн нефти.
Промышленное освоение этих месторождений задержалось на многие годы по причине отсутствия в этом районе какой-либо инфраструктуры, трудных условий разработки, сложных природно-климатических условий, а также отсутствия достаточных капитальных вложений. По согласованию с соответствующими государственными органами и Советом Министров Республики Коми было принято решение о целесообразности освоения указанных месторождений силами общества с привлечением иностранных инвестиций, с использованием современных технических средств и технологий, как отечественных, так и зарубежных.
В административном отношении месторождения предприятий расположены на территории Усинского и Интинского районов Республики Коми, а также на территории НАО.
От Усинска наиболее удаленное - Сандивейское месторождение - находится в 120 км в северо-восточном направлении. Ближайшее же из рассматриваемых месторождений - Южно-Баганское удалено от Усинска на 45 км.
Основным видом деятельности ООО «РН-Северная нефть», обеспечивающим до 100% доходов компании, является нефтедобыча, что включает в себя следующие направления:
1) разведка и доразведка запасов углеводородов;
2) бурение эксплуатационных и разведочных скважин;
3) сбор, добыча, переработка и транспортировка углеводородов;
4) повышение производительности нефтяных эксплуатационных скважин, включая различного рода обработки призабойной зоны нефтяных пластов, стимулирование, капитальный и подземный ремонт существующих скважин.
Приоритетными направлениями деятельности ООО «РН-Северная нефть» в 2005 году являлись:
- бурение эксплуатационных и разведочных скважин;
- добыча, переработка и транспортировка УВ сырья;
- повышение продуктивности нефтяных эксплуатационных скважин;
- капитальный и подземный ремонт существующих скважин;
- внедрение западных технологий и принципов управления;
- инвестиции в оборудование и сооружения по охране окружающей среды и недр.
1.2 Организационная структура предприятия
Организационная структура управления в Компании построена по линейно-функциональному принципу. Линейно-функциональная структура обеспечивает такое разделение управленческого труда, при котором линейные звенья управления призваны командовать, а функциональные - консультировать, помогать в разработке конкретных вопросов и подготовке соответствующих решений, программ, планов. Организационная структура управления направлена, прежде всего, на установление чётких взаимосвязей между отдельными подразделениями предприятия, распределения между ними прав и ответственности. Линейно-функциональная структура управления имеет свои положительные моменты и недостатки.
Достоинства:
- освобождение линейных руководителей от решения многих вопросов, связанных с планированием, финансовым расчетом, материально - техническим обеспечением;
- построение связей «руководитель - подчиненный» по иерархической лестнице, при которых каждый работник подчинен только одному руководителю.
Недостатки:
- каждое звено заинтересовано в достижении своей узкой цели, а не общей цели;
- отсутствие тесных взаимосвязей и взаимодействия на горизонтальном уровне между производственными подразделениями;
- чрезмерно развитая система взаимодействия по вертикали.
Производится постоянное совершенствование структуры ООО «РН-Северная нефть» и его подразделений, а также укомплектование кадрами под задачи, стоящие перед Обществом.
Списочная численность работающих на конец 2005 года составила 3 560 человек.
Предприятие насчитывает 16 цехов и участков:
- цех по добыче нефти и газа №1 (ЦДНГ № 1);
- цех по добыче нефти и газа №2 (ЦДНГ № 2);
- цех подготовки, переработки и сдачи нефти (ЦППСН);
- участок эксплуатации межпромыслового нефтепровода (УЭМН);
- цех капитального ремонта скважин (ЦКРС);
- участок электропогружных установок (УЭПУ);
- транспортный цех;
- база промышленного обслуживания (БПО), в которую входят:
- прокатно-ремонтный цех механического оборудования (ПРЦМО);
- прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦиЭ);
- цех автоматизации производства (ЦАП);
- цех по ремонту и обслуживанию дизель-электрических станций (ЦР иОДЭС);
- цех пароводоснабжения (ЦПВС);
- кислородная станция;
- ремонтно-строительный участок;
- прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров (ПРЦТ и Т).
Производственную политику предприятия обеспечивают:
- главный инженер;
- главный геолог;
- заместитель генерального директора по транспорту.
Финансовую деятельность предприятия контролирует заместитель генерального директора по экономике и финансам
Вопросы по обеспечению экономической безопасности решает заместитель генерального директора по экономической безопасности. Проблемами социального назначения занимается директор службы по общим вопросам.
1.3 Краткая характеристика техники и технологии
Электроцентробежные погружные насосы производства «АЛНАС» (ЭЦН) применяются для подъема пластовой жидкости, а так же в системах поддержания пластового давления. Погружнные насосы применяются в габаритных группах 5,5 А, производительностью от 45 до 500 кубических метров в сутки и напором до 2500 м. Широкая номенклатура насосов позволяет подобрать оборудование под любые условия эксплуатации.
Насосы спроектированы по селекционному принципу и состоят из входного модуля, насосных секций, газосепаратора, обратного и сбивных клапанов (СКОК). Обратные клапаны имеют высокую герметичность, что позволяет производить опрессовку насосно-компрессорных труб. Входной модуль оснащен высоэффективным фильтром, что позволяет насосу надежно откачивать пластовую жидкость с большим содержанием механических примесей. При высоком содержании газа в пластовой жидкости в состав насоса включен газосепаратор с приемной сеткой.
Насосные секции имеют различную длину, что обеспечивает оптимальный подбор насоса к любой скважине. По всей длине каждой секции установлены промежуточные радиальные подшипники, что обеспечивает надежную и продолжительную работу насоса. ЭЦН имеют упорный подшипник вала в каждой секции, в результате чего осевые нагрузки не передаются на протектор.
Для материала рабочих колес и направляющих аппаратов используется модифицированный чугун, полимерные материалы со специальными наполнителями.
Предприятие при необходимости проводит на месторождении подземный и капитальный ремонты скважин, применяя следующие подъемники:
- Установка подъемная для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин (УПА - 60А). Она производит следующие операции: переезд по дорогам общего пользования; спускоподъемные операции с насосно-компрессорными трубами; разбуривание цементных пробок; ловильные и другие работы по ликвидации аварий на скважине. Установка включает лебедку, вышку с талевой системой, кабину оператора, гидравлическую, пневматическую и электрическую системы управления агрегатом и другие вспомогательные узлы и механизмы, грузоподъемность 60-80 т.;
- Агрегат А - 50 - является самоходной установкой, смонтированной на шасси автомобиля КрАЗ-257. Имеет следующие основные узлы: однобарабанную лебедку с трансмиссией привода, вышку с талевой системой, ротор с гидравлическим приводом, промежуточный вал бурового ротора, систему управления и насосный блок, грузоподъемность 50 т.
1.4 Динамика основных технико-экономических показателей
В таблице 1 представлена динамика показателей объема производства и реализации продукции.
Таблица 1. Динамика показателей объема производства и реализации продукции в ОАО «Северная нефть» за 2007-2010 гг.
|
Показатели |
2007 г. |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
Темп роста, % |
|||
|
2008 / 2007 |
2009 / 2008 |
2010 / 2009 |
||||||
|
1.Валовая добыча, тонн |
1474149 |
2267071 |
3403215 |
4875018 |
153,79 |
150,12 |
143,2 |
|
|
2.Товарная добыча, тонн |
1464517 |
2228234 |
3319125 |
4785446 |
152,15 |
148,96 |
144,2 |
|
|
3. Валовая продукция, тыс. руб. |
3580708 |
5041966 |
8974278 |
18851695 |
140,81 |
177,99 |
210,0 |
|
|
4. Товарная продукция, тыс. руб. |
3557312 |
4955592 |
8752533 |
18505320 |
139,31 |
176,62 |
211,4 |
|
|
5. Реализованная продукция, тыс. руб., в т.ч. |
3481688 |
5052773 |
10 025612 |
21825677 |
145,12 |
198,42 |
217,7 |
|
|
реализованная нефть |
3459560 |
5019785 |
8628385 |
18496534 |
145,10 |
171,89 |
214,4 |
|
|
на экспорт |
2289525 |
1763366 |
- |
- |
77,02 |
- |
- |
|
|
на внутреннем рынке |
1170035 |
3256419 |
8629310 |
18496337 |
278,32 |
264,99 |
214,3 |
Показатели объема производства и реализации продукции в ОАО «Северная нефть» за 2007-2010 годы имели положительную динамику. Наблюдался значительный прирост как в валовой, так и в товарной добыче нефти, что повлекло за собой увеличение соответственно валовой и товарной продукции. Реализованная продукция также существенно увеличивалась из года в год. Но при этом постепенно сокращался объем реализованной нефти на экспорт, и в 2009-2010 годах поставки нефти на экспорт не осуществлялись.
Динамика показателей эффективности производства в ОАО «Северная нефть» за анализируемый период представлена в таблице 2.
Таблица 2. Динамика показателей эффективности производства в ОАО «Северная нефть» за 2007-2010 гг.
|
№ п.п. |
Показатели |
2007 г. |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
Темп роста, % |
|||
|
2008 / 2007 |
2009 / 2008 |
2010 / 2009 |
|||||||
|
1 |
Прибыль от продаж, тыс. руб. |
606669 |
794326 |
2013947 |
4800341 |
130,93 |
253,54 |
238,4 |
|
|
2 |
Прибыль до налогообложения (балансовая), тыс. руб. |
-1077 |
47659 |
1666890 |
4263823 |
-4425,16 |
3497,53 |
251,0 |
|
|
3 |
Чистая прибыль, тыс. руб. |
4567 |
3 370 |
1345207 |
2961461 |
73,79 |
39917,12 |
220,1 |
|
|
4 |
Рентабельность продукции |
0,2061 |
0,1893 |
0,2980 |
0,1357 |
91,86 |
157,42 |
-154,5 |
|
|
5 |
Рентабельность продаж |
0,174 |
0,157 |
0,201 |
0,252 |
90,22 |
127,78 |
125,37 |
|
|
6 |
Рентабельность производственной деятельности |
0,0016 |
0,0008 |
0,1991 |
0,3601 |
51,77 |
24783,86 |
180,9 |
|
|
7 |
Рентабельность реализованной продукции |
0,0013 |
0,0007 |
0,1342 |
0,3458 |
50,85 |
20117,69 |
257,7 |
|
|
8 |
Производительность труда, тонн/чел. |
649,1 |
900 |
1 255,8 |
1521,1 |
185,83 |
138,46 |
121,9 |
|
|
9 |
Производительность труда, тыс. руб./чел. |
1290,49 |
2332,61 |
3229,72 |
5773,89 |
180,75 |
138,46 |
178,8 |
|
|
10 |
Среднесписочная численность ППП, чел. |
2271 |
2519 |
2710 |
3205 |
110,92 |
107,58 |
118,3 |
|
|
11 |
Себестоимость 1 тонны нефти, руб. |
2010 |
1883 |
2036 |
2901 |
93,68 |
108,13 |
142,5 |
|
|
12 |
Цена 1 тонны нефти, руб. |
2429 |
2224 |
2637 |
3867 |
91,56 |
118,57 |
146,6 |
Из таблицы 2 видно, что показатели финансовой деятельности предприятия за анализируемый период нестабильны в своей динамике. Так, например, показатели рентабельности в 2008 году существенно снизились по сравнению с 2007 годом, а в 2009-2010 годах эти показатели уже имели положительную динамику. Это связано с уменьшением чистой прибыли и незначительным ростом прибыли от продаж предприятия в 2008 году, а затем с их резким увеличением в 2009-2010 годах.
Среднесписочная численность персонала стабильно возрастала и к 2010 году достигла значения 3205 человек. При этом наблюдался также рост производительности труда как в стоимостном, так и натуральном выражении. В основном это вызвано ростом объема добываемой нефти и значительным повышением цены на нефть.
В таблице 3 показаны данные о динамике использования и производительности скважин за 2008-2010 годы.
Таблица 3. Динамика показателей использования и производительности скважин в ОАО «Северная нефть» за 2008-2010 гг.
|
№ п.п |
Показатели |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
Темп роста, % |
||
|
2009 / 2008 |
2010 / 2009 |
||||||
|
1 |
Коэффициент эксплуатации скважин |
0,9619 |
0,9491 |
0,964 |
98,7 |
101,5 |
|
|
2 |
Коэффициент использования скважин |
0,8773 |
0,8709 |
0,892 |
99,3 |
106,3 |
|
|
3 |
Среднесуточный дебит, тонн / сут. |
64,28 |
76,17 |
76,45 |
118,5 |
100,3 |
|
|
4 |
Дебит на 1 скважино-месяц, числившийся по действующему фонду, тонн |
1855,02 |
2168,85 |
25836 |
116,9 |
119,1 |
|
|
5 |
Дебит на 1 скважино-месяц, отработанный, тонн |
1928,29 |
2285,11 |
2375,12 |
118,5 |
103,94 |
|
|
6 |
Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду |
1222,13 |
1569,14 |
2129,2 |
128,4 |
135,7 |
|
|
7 |
Скважино-месяцы, числившиеся по всему эксплуатационному фонду |
1340,19 |
1710,06 |
2299,5 |
127,6 |
134,5 |
|
|
8 |
Скважино-месяцы эксплуатации |
1175,69 |
1489,30 |
2052,3 |
126,7 |
137,8 |
|
|
9 |
Среднегодовой действующий фонд скважин |
100 |
129 |
175 |
128,4 |
126,3 |
|
|
10 |
Среднегодовой эксплуатационный фонд скважин |
110 |
165 |
189 |
149,8 |
114,5 |
|
|
11 |
Скважино-часы работы скважин |
846494,6 |
1072296,0 |
1477669 |
126,7 |
142,9 |
|
|
12 |
Длительность плановых простоев, час. |
33436,6 |
57544,8 |
55355,2 |
172,1 |
-3,8 |
Сократилась длительность плановых простоев, существенно увеличились среднегодовой действующий и эксплуатационный фонды скважин, что повлекло за собой увеличение числа скважино-месяцев, числившихся по всему эксплуатационному фонду. В свою очередь, это оказало положительное влияние на динамику среднесуточного дебита: он постепенно увеличивался. При этом коэффициенты эксплуатации и использования скважин практически не изменились.
Анализ состава и структуры работников ООО «РН - Северная нефть» за 2009-2010 годы приведен в таблице 4.
Таблица 4. Анализ состава и структуры работников ООО «РН - Северная нефть» за 2009-2010 гг. (чел.).
|
№ п/п |
Период |
2009 год |
2010 год |
Отклонение (всего) |
|||||
|
Всего |
в том числе |
Всего |
в том числе |
||||||
|
РСС |
Рабочие |
РСС |
Рабочие |
||||||
|
1 |
Январь |
3317 |
650 |
2667 |
3198 |
629 |
2569 |
-119 |
|
|
2 |
Февраль |
3347 |
656 |
2691 |
3335 |
655 |
2680 |
-12 |
|
|
3 |
Март |
3381 |
655 |
2726 |
3440 |
668 |
2772 |
59 |
|
|
4 |
Апрель |
3374 |
652 |
2722 |
3510 |
683 |
2827 |
136 |
|
|
5 |
Май |
3390 |
663 |
2727 |
3450 |
691 |
2759 |
60 |
|
|
6 |
Июнь |
3376 |
668 |
2708 |
3474 |
695 |
2779 |
98 |
|
|
7 |
Июль |
3370 |
673 |
2697 |
3487 |
707 |
2780 |
117 |
|
|
8 |
Август |
3360 |
667 |
2693 |
3502 |
717 |
2785 |
142 |
|
|
9 |
Сентябрь |
3270 |
650 |
2620 |
3540 |
722 |
2818 |
270 |
|
|
10 |
Октябрь |
3077 |
603 |
2474 |
3555 |
729 |
2826 |
478 |
|
|
11 |
Ноябрь |
3079 |
602 |
2477 |
3560 |
732 |
2828 |
481 |
|
|
12 |
Декабрь |
3113 |
610 |
2503 |
3570 |
739 |
2831 |
457 |
|
|
Год |
3288 |
646 |
2642 |
3468 |
697 |
2771 |
180 |
Из таблицы видно, что в структуре работников преобладают рабочие, их доля значительно превышает долю РСС. Численность работников в целом по предприятию в 2010 году составила 3468 человек, что на 180 человек превышает аналогичный показатель предыдущего года. Произошло увеличение численности как рабочих, так и РСС. Данная положительная динамика свидетельствует об уверенном развитии предприятия.
В таблице 5 представлены данные о среднесписочной численности ООО «РН - Северная нефть» в рассматриваемом периоде.
Таблица 5. Среднесписочная численность ООО «РН - Северная нефть» в 2009-2010 гг. (чел.).
|
Показатели |
2009 год |
2010 год |
Отклонение |
||
|
чел. |
% |
||||
|
Среднесписочная численность |
|||||
|
Всего по Обществу: |
3288 |
3468 |
180 |
105,5 |
|
|
в том числе: - РСС |
646 |
697 |
51 |
107,9 |
|
|
- рабочие |
2642 |
2771 |
129 |
104,9 |
|
|
в том числе по подразделениям: |
|||||
|
Аппарат управления |
216 |
277 |
61 |
128,2 |
|
|
Цех по добыче нефти и газа №1 |
177 |
188 |
11 |
106,2 |
|
|
Цех по добыче нефти и газа №2 |
183 |
271 |
88 |
148,1 |
|
|
Центральная инженерно-технологическая служба |
14 |
18 |
4 |
128,6 |
|
|
Центральная инженерно-технологическая служба - бурение |
4 |
- |
-4 |
||
|
Районная инженерно-технологическая служба |
6 |
9 |
3 |
150,0 |
|
|
Участок эксплуатации межпромыслового нефтепровода |
27 |
43 |
16 |
159,3 |
|
|
Цех подготовки, переработки и сдачи нефти |
77 |
106 |
29 |
137,7 |
|
|
Цех бурения |
190 |
- |
-190 |
||
|
Вышкомонтажный цех |
35 |
- |
-35 |
||
|
Цех капитального ремонта скважин |
184 |
211 |
27 |
114,7 |
|
|
База производственного обслуживания - ИТР |
3 |
4 |
1 |
133,3 |
|
|
Прокатно-ремонтный цех механического оборудования |
50 |
79 |
29 |
158,0 |
|
|
Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования |
44 |
- |
-44 |
||
|
Участок электропогружных установок |
18 |
27 |
9 |
150,0 |
|
|
Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения |
119 |
128 |
9 |
107,6 |
|
|
Цех автоматизации производства |
52 |
74 |
22 |
142,3 |
|
|
Цех по ремонту и обслуживанию дизель-электрических станций |
94 |
102 |
8 |
108,5 |
|
|
Цех пароводоснабжения |
70 |
53 |
-17 |
75,7 |
|
|
Кислородная станция |
16 |
32 |
16 |
200,0 |
|
|
Участок погрузо-разгрузочных работ |
- |
32 |
32 |
||
|
Прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров |
49 |
- |
-49 |
||
|
Ремонтно-строительный участок |
57 |
65 |
8 |
114,0 |
|
|
Транспортное управление |
1242 |
1310 |
68 |
105,5 |
|
|
Служба по общим вопросам |
203 |
248 |
45 |
122,2 |
|
|
Лаборатория физико-химических исследований |
21 |
23 |
2 |
109,5 |
Исходя из данных таблицы, можно сделать вывод об увеличении общей численности работников на 180 человек (на 5,5%). Судя по отсутствию работников в отдельных цехах в 2010 году (центральная инженерно-технологическая служба - бурение, цех бурения, вышкомонтажный цех, прокатно-ремонтный цех бурового оборудования, прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров), можно предположить, что на предприятии была проведена реорганизация и, возможно, эти цехи были ликвидированы. Также был образован отсутствовавший в 2009 году участок погрузо-разгрузочных работ. Практически по всем остальным цехам и участкам произошло увеличение численности работников.
Данные о динамике валовой и товарной продукции предприятия за 2009-2010 годы приведены в таблице 6.
Таблица 6. Динамика валовой и товарной продукции в ООО «РН - Северная нефть» за 2009-2010 гг.
|
Показатели |
2009 г. |
2010 г. |
Абс. отклонение |
Темп роста, % |
|
|
1. Валовая добыча, тонн |
3403215 |
4875018 |
1471803 |
143,2 |
|
|
2. Товарная добыча, тонн |
3319125 |
4785446 |
1466321 |
144,2 |
|
|
3. Валовая продукция, тыс. руб. |
8974278 |
18851695 |
9877417 |
210,4 |
|
|
4. Товарная продукция, тыс. руб. |
8752533 |
18505320 |
9752787 |
211,4 |
|
|
3.Реализация нефти, тонн |
|||||
|
5. Реализованная продукция, тыс. руб. |
10025612 |
21825677 |
11800065 |
217,7 |
|
|
в т.ч. реализованная нефть |
8628385 |
18496534 |
9868149 |
214,4 |
|
|
на экспорт |
|||||
|
на внутреннем рынке |
|||||
|
6. Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду |
1569,14 |
2129,2 |
560,1 |
135,7 |
|
|
7. Коэффициент эксплуатации скважин |
0,9491 |
0,964 |
0,0149 |
115,6 |
|
|
8. Дебит на 1 скважино-месяц отработанный |
2285,11 |
2375,10 |
89,99 |
103,9 |
Данные таблицы свидетельствуют о росте всех показателей, как абсолютных, так и стоимостных. Также возросли время работы скважин, коэффициент их эксплуатации и дебит. Динамика в целом по предприятию является положительной.
2. План производства и реализации продукции
2.1 Планирование показателей объема работ в эксплуатации
Добыча нефти и газа зависит от фонда скважин, его движения и степени использования в плановом периоде.
Основная часть скважин составляет эксплуатационный фонд, который включает действующие и бездействующие скважины. К действующему фонду относятся скважины, которые хотя бы несколько часов работали и давали продукцию в последнем месяце отчетного года (квартала).
Действующий фонд включает две группы скважин: дающие нефть и газ (продукцию) и остановленные в последнем месяце отчетного года (квартала).
К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца. Такие скважины могут быть остановлены в текущем году или в прошлые годы.
Скважины эксплуатационного фонда подразделяются на старые скважины, зачисленные в этот фонд до начала отчетного года, и новые, зачисленные в эксплуатационный фонд в течение отчетного года.
Старые скважины делятся на переходящие и восстанавливаемые. К переходящим относятся такие скважины, которые в предшествующем отчетному периоду месяце работали (хотя бы несколько часов) и давали продукцию. К восстанавливаемым относятся скважины, вводимые из бездействия в течение отчетного периода.
В таблице 7 приведены исходные данные для расчета показателей объема работ в эксплуатации:
- скважино-месяцев, числившихся по эксплуатационному фонду скважин;
- скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду скважин;
- скважино-месяцев отработанных.
Таблица 7. Исходные данные для расчета плановой производственной мощности предприятия
|
Показатели |
Численные значения |
|
|
1. Среднегодовой действующий фонд скважин |
188 |
|
|
2. Среднегодовой эксплуатационный фонд скважин |
209 |
|
|
3. Длительность плановых простоев, час. |
58084,9 |
Рассчитаем показатели объема работ в эксплуатации:
1. Скважино-месяцы, числившиеся по всему эксплуатационному фонду скважин (), характеризуют суммарное календарное время, в течение которого скважины числились в действии и бездействии, т. е. это календарный фонд времени эксплуатационного фонда скважин:
, (2.1)
где - среднегодовой эксплуатационный фонд скважин:
- соответственно скважино-часы и скважино-сутки, числившиеся по эксплуатационному фонду скважин.
Скважино-месяц - это условная единица измерения времени работы и простоев скважин, равная 720 часам или 30 суткам.
Таким образом, количество скважино-месяцев, числившиеся по всему эксплуатационному фонду скважин равно:
Сч.э.= =2543 скв-мес.
2. Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин (), характеризуют суммарный календарный фонд времени действующих скважин:
, (2.2)
где - соответственно скважино-часы и скважино-сутки, числившиеся по действующему фонду скважин;
М - среднегодовой действующий фонд скважин.
Согласно исходным данным рассчитаем количество скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду скважин:
Сч.д.= 2287 скв-мес.
3. Скважино-месяцы эксплуатации (или отработанные) () характеризуют суммарное время работы действующих скважин, т.е. время, в течение которого скважины дают продукцию:
, (2.3)
где - соответственно скважино-часы и скважино-сутки работы скважин.
Скважины в процессе эксплуатации требуют периодических остановок для проведения ремонтных работ и геолого-технических мероприя тий с целью интенсификации притока нефти и газа.
Плановый эффективный фонд времени работы скважин () определяется разницей между календарным фондом времени действующих скважин () и суммарной длительностью плановых простоев скважин в ремонте и геолого-технических мероприятиях ():
. (2.4)
Плановый эффективный фонд времени работы скважин в часах составит:
Тогда количество скважино-месяцев эксплуатации:
Ср= 2207скв-мес.
2.2 Планирование показателей использования фонда скважин
Показатели использования фонда скважин применяются для планирования и анализа использования эксплуатационного фонда скважин во времени:
1. Коэффициент использования скважин () определяется отношением суммарного времени работы всех скважин, выраженного в скважино-часах (), скважино-сутках () или скважино-месяцах () к календарному времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах ():
. (2.5)
Таким образом, коэффициент использования скважин равен:
Ки=0,87
2. Коэффициент эксплуатации скважин КЭ характеризует степень использования во времени наиболее активной части фонда скважин и определяется отношением суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-часах (), скважино-сутках () или скважино-месяцах () к календарному времени действующего фонда скважин, выраженному в тех же единицах ():
. (2.6)
Коэффициент эксплуатации скважин составит:
Кэ=0,96
2.3 Планирование показателей производительности скважин
Интенсивность отбора нефти характеризуют дебиты скважин.
Показатели производительности скважин:
1. Среднесуточный дебит скважин (одной и группы) - это среднее количество нефти (), добытое за сутки непрерывной работы скважины (скважин), определяется отношением валовой добычи нефти () к числу скважино-суток (), отработанных скважиной (или группой) за один и тот же период времени:
. (2.7)
Для данного предприятия среднесуточный дебит скважин составит:
qсут=т.
2. Дебит на 1 скважино-месяц отработанный в тоннах () определяется отношением общей добычи нефти () к числу отработанных скважино-месяцев () за одно и то же время:
(2.8)
Таким образом, дебит на 1 скважино-месяц отработанный равен:
qр=т.
3. Дебит на 1 скважино-месяц, числившийся по действующему фонду скважин, в тоннах ()определяется отношением общей добычи нефти () к числу скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду скважин, ():
(2.9)
Произведем расчет согласно исходным данным:
qч.д.= т.
Таблица 8. Плановая производственная мощность предприятия
|
Показатели |
Численные значения |
|
|
1. Среднегодовой действующий фонд скважин |
188 |
|
|
2.Среднегодовой эксплуатационный фонд скважин |
209 |
|
|
3. Длительность плановых простоев, час. |
58084,9 |
|
|
4.Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду |
2287 |
|
|
5.Скважино-месяцы, числившиеся по всему эксплуатационному фонду |
2543 |
|
|
6. Скважино-часы работы скважин |
1588555,1 |
|
|
7. Скважино-месяцы эксплуатации |
2207 |
|
|
8. Коэффициент эксплуатации скважин |
0,96 |
|
|
9. Коэффициент использования скважин |
0,87 |
|
|
10. Дебит на 1 скважино-месяц, числившийся по действующему фонду, тонн |
2098,82 |
|
|
11. Дебит на 1 скважино-месяц, отработанный, тонн |
2174,9 |
2.4 Планирование производственной мощности
Производственная мощность предприятия - это максимально возможный годовой объем выпуска продукции в ассортименте и номенклатуре, установленных планом, при наиболее полном использовании производственного оборудования и площадей в условиях рациональной техники, технологии и организации производства.
Производственная мощность нефтегазодобывающего предприятия в данном случае рассчитывается по формуле:
(2.10.)
2.5 Планирование валовой, товарной и реализованной продукции
Показатели объема производства и реализации продукции могут выражаться в натуральных и стоимостных значениях.
Рассчитаем показатели объема производства и реализации продукции в натуральном выражении. Исходные данные для расчета приведены в таблице 9.
Таблица 9. Исходные данные для расчета показателей объема производства и реализации продукции
|
Показатели |
Единица измерения |
Плановые значения показателей |
|
|
Валовая добыча нефти (Qв) |
тыс. тонн |
4800 |
|
|
Газонефтяной фактор |
тыс. м3/т |
0,097 |
|
|
Уровень использования нефтяного газа |
% |
79,5 |
|
|
Рыночная цена на нефть (без НДС) |
руб./т |
6500 |
|
|
Рыночная цена на газ (без НДС) |
руб./1000м3 |
2220 |
1. Товарная добыча нефти, , определяется как разность между валовой добычей нефти, , расходом на собственные нуждыи потерями нефти :
(2.11)
Расход нефти на собственные нужды составляет 1% от валовой добычи нефти:
Потери нефти составляют 0,4% от валовой добычи нефти:
Таким образом, товарная добыча нефти равна:
2. Добыча попутного нефтяного газа, , определяется как произведение валовой добычи нефти, , на газонефтяной фактор, :
(2.12)
млн. м3
3. Валовая добыча газа, , определяется как произведение объема добычи попутного нефтяного газа на уровень использования нефтяного газа:
(2.13)
млн. м3
4. Объем реализации газа, , определяется по формуле:
(2.14)
где Q - потери газа, млн. м3;
Q - расход газа на собственные нужды, млн. м3;
Потери газа, составляют 0,23 % от добычи попутного нефтяного газа:
млн. м3
Расход газа на собственные нужды составляет 0,27 % от добычи попутного газа:
млн. м3
Т.о. объем реализации газа составит:
млн. м3
Рассчитаем показатели объема производства и реализации продукции в стоимостном выражении.
1. Валовая продукция (В) определяется умножением валовой добычи нефти и газа, на рыночную цену соответственно 1 тонны нефти, или 1000 м3 газа,:
В=Цн +Цг, (2.16)
Рассчитаем величину валовой продукции предприятия:
В=4800*6500+363*2220=32005860 тыс. руб.
2. Товарная продукция () определяется умножением товарной добычи нефти и газа, на рыночную цену соответственно 1 тонны нефти, или 1000 м3 газа,
Т=ЧЦн+ЧЦг. (2.15)
Т=4732,8*6500+361,19*2220=31565041,8тыс. руб.
3. Реализованная продукция (Р) по отгрузке, рассчитывается по формуле:
, (2.17)
где - стоимость готовой продукции на складах предприятия на начало года, тыс. руб.;
Т - товарная продукция, тыс. руб.;
- стоимость проектируемого запаса продукции на конец планируемого года, тыс. руб.
Стоимость готовой продукции на складах предприятия на начало года рассчитывается следующим образом:
, (2.18)
где Нз - нормативное количество дней задержки нефти в товарных резервуарах, равное 3 суткам.
Стоимость нефти на конец планируемого в ценах планового года:
=255660,8 тыс. руб.
Аналогично рассчитывается стоимость проектируемого запаса продукции на конец планируемого года:
(2.19)
Произведем расчет стоимости проектируемого запаса нефти на конец планируемого года, выручка от реализации которой поступит в следующем году, в оптовых ценах планируемого года:
=252848,22 тыс. руб.
По полученным данным рассчитаем реализованную продукцию по отгрузке:
Р = 255660,8 + 31565041,8 - 252848,22 = 31567854,38тыс. руб.
Таблица 10. Валовая, товарная и реализованная продукция предприятия
|
Показатели |
Ед.измер. |
Численные значения |
|
|
Валовая добыча нефти (Qв) |
тыс.тонн |
4800 |
|
|
Расход нефти на собств. нужды (1% от Qв) |
тыс.тонн |
48 |
|
|
Потери нефти (0,4% от Qв) |
тыс.тонн |
19,2 |
|
|
Товарная добыча нефти |
тыс.тонн |
4732,8 |
|
|
Газонефтяной фактор |
тыс.м3/т |
0,097 |
|
|
Добыча попутного газа (Qг) |
тыс.м3 |
456600 |
|
|
из него: |
|||
|
потери (0,23% от добычи газа) |
тыс.м3 |
830 |
|
|
на собственные нужды (0,27% от Qг) |
тыс.м3 |
980 |
|
|
Уровень использования нефтяного газа |
% |
79,5 |
|
|
Объем реализации газа |
тыс.м3 |
361190 |
|
|
Рыночная цена на нефть |
руб./т |
6500 |
|
|
Рыночная цена на газ |
руб./тыс. м3 |
2220 |
|
|
Валовая продукция |
тыс.руб |
32005860 |
|
|
Товарная продукция |
тыс.руб |
31565041,8 |
|
|
Реализованная продукция |
тыс.руб |
31567854,38 |
3. Планирование персонала и оплаты труда
3.1 Планирование роста производительности труда по основным технико-экономическим факторам
Под производительностью труда понимается способность живого труда создавать готовый продукт.
Планирование роста производительности труда на предприятии осуществляется по факторам, влияющим на ее уровень. Единая классификация факторов, влияющих на повышение производительности труда, объединяет все факторы в следующие группы:
1. Повышение технического уровня производства: внедрение новых видов техники новой прогрессивной технологии, модернизация действующего оборудования, механизация и автоматизация производственных процессов, внедрение новых, более эффективных видов потребляемого сырья и материалов, повышение качества продукции и улучшение конструкции изделий.
2. Совершенствование организации труда, производства и управления производством: совершенствование структуры аппарата управления, улучшение оперативного управления производственным процессом, внедрение и развитие автоматизированных систем управления производством, совершенствование специализации производства, улучшение размещения производственных подразделений и расстановки оборудования, совершенствование организации вспомогательного производства, совершенствование структуры производственных объектов, совершенствование разделения и кооперации труда, внедрение передовых методов и приемов труда, совершенствование организации и обслуживания рабочих мест, сокращение потерь рабочего времени.
3. Изменение объема и структуры производимой продукции: относительное уменьшение численности вспомогательных рабочих, руководителей, специалистов и служащих в результате увеличения объема производства; изменение удельного веса различных по трудоёмкости видов продукции.
4. Отраслевые факторы: природно-климатические условия, глубина бурения, особенности геологического разреза, мощность нефтяного пласта, условия залегания нефти, изменения в размещении производства углубление во вновь осваиваемые районы.
В таблице 11 приведены исходные данные для планирования роста производительности труда по основным факторам.
Таблица 11. Исходные данные для планирования роста производительности труда
|
Показатели |
Ед. изм. |
Числовые значения |
|
|
Плановая валовая добыча нефти |
тонн |
4800 |
|
|
Производительность труда в отчетном году |
тонн/чел |
1521,1 |
|
|
Темп роста валовой добычи в планируемом году по сравнению с отчетным годом |
% |
98,5 |
|
|
Темп роста норм выработки в планируемом году по сравнению с отчетным |
% |
104,6 |
|
|
Целодневные простои в % к эффективному фонду рабочего времени в отчетном году |
% |
1,71 |
|
|
Внутрисменные простои в % к эффективному фонду рабочего времени в отчетном году |
% |
1,55 |
|
|
Удельный вес основных рабочих в общей численности работников |
% |
37,4 |
|
|
Удельный вес вспомогательных рабочих в общ. численности работников |
% |
43,7 |
|
