АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ, Анализ выполнения производственной программы НГДУ - Оборотные средства в сфере деятельности предприятия НГДУ

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

Показатель

2005

2006

2007

Абсолютный прирост

Темп роста,

%

05к06

07к06

05к06

07к06

1. Валовая добыча нефти

3834

3255

3302

-599

+ 47

87,6

101,1

2. Газовый фактор, м /т

69,3

68,5

68,7

- 0,8

+ 0,2

98,8

100,2

3. Коэффициент утилизации

13,3

8,6

8,5

- 4,7

- 0,1

64,6

98,8

4. Валовая добыча попутного газа, тыс. м

44741

25100

25130

-19641

+ 30

56,1

100,1

В 2006 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 2007 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

2005

2006

2007

Валовая до-быча попутного газа, тыс. м3

44741

25100

25130

Динамика добычи газа отражена на рис. 2.1.

Рисунок 2.1.

По нашим данным на предприятии невыполнение мероприятий по утилизации газа в 2006 году привело его к потере в объеме на

( 8,6 - 13,3)*4255*68,5 = 1.369.897 тыс. мі

А в 2007 году увеличение добычи нефти компенсировало эти потери на

(4302 - 4255)*68,5*8,6 = 27687 тыс. мі.

Таблица 2.2

ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ

Показатели

2005

2006

2007

Абсолютный прирост "+" - "-"

Темп роста,

%

06к05

07к06

06к05

07к06

1. Валовая добыча нефти тыс. тонн

1140,25

1068,35

962,96

- 72,4

- 106,2

93

90

2. Объем валовой продукции тыс. тонн

6

1036691

1073875

+ 36184

+735271

343,9

103,5

3. Объем работы в эксплуатации скважин

22712

20586

20768

- 2126

+ 182

90,6

100,8

4. Средмес. дебит, т/скв.-мес.

235

228,1

229,1

- 6,9

+ 1

97,1

103,5

5. Коэффициент эксплуатации

0,909

0,906

0,920

- 0,03

+ 0,011

99,7

101,2

В 2006 году план добычи нефти недовыполнен на 99 тыс. тонн по сравнению с предшествующим годом.

В 2007 году план добычи нефти по сравнению с 2006 годом на 47 тыс. тонн(1,1%).

В 2006 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 997 скв. мес. Эффективный фонд времени с учетом меньшего числа скважин в эксплуатации увеличился на 756 скв. мес., это вызвано увеличением времени бездействия скважин при нахождении их в ремонте на 12239 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

2005г.

2006г.

2007г.

1. Эксплуатационный фонд скв., скв.

997

1000

1000

2. Уменьшение числа скважин

779

785

791

3. Введено из бурения, скв.

12

3,51

0

4. Остановлено для вывода в бездействие, скв.

29

9

6

5. Введено из бездействия, скв.

0

0

0

6. Календарный фонд времени, скв. мес.

7287

9022

2776

7. Время работы скважин, скв. мес. 1 скважины

219

160

160

8. Коэффициент эксплуатации

0,909

0,906

0,920

В нашем примере анализ движения фонда скважин за 2005 год определил невыполнение сдачи скважин из бурения по сравнению с предшествующим годом.

Проанализируем фонд движения скважин за 2006 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.

Помимо анализа выполнения производственной программы в целом по НГДУ необходимо провести его по категориям скважин (табл. 2.4).

Таблица 2.4.

КАТЕГОРИИ СКВАЖИН

Показатели

2005г.

2006г.

2007г.

1. Эксплуатационный фонд скважин

В том числе:

а) фонтанных

б) насосных

Из них погруженными эл. насосами

997

0

680

76

1000

0

685

81

1000

0

683

84

2. Средний дебит т./скв. мес.

4,30

4,00

3,6

.

Похожие статьи




АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ, Анализ выполнения производственной программы НГДУ - Оборотные средства в сфере деятельности предприятия НГДУ

Предыдущая | Следующая