Пути повышения эффективности производственно-хозяйственной деятельности производственного управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белорус

     Рентабельность  текущих затрат (Рз) включает такие  показатели рентабельности, как: рентабельность реализованной продукции (оборота):

     Рп= 100´П/Ор; (1.4)

     рентабельность  отдельного вида продукции:

     Рв = 100´П/С; (1.5)

     где П – прибыль от реализации, руб.;

     Ор  –объем реализованной продукции, руб.;

     С – себестоимость отдельного вида продукции, руб.

     Рентабельность  производственных ресурсов (Рр) отражает эффективность использования имеющихся  в распоряжении предприятия производственных фондов, имущества, собственного и заемного капитала. Этот показатель определяется:

     Рр = (П´100)/(ОПФ+НОС), (1.6)

     где  ОПФ – среднегодовая стоимость  основных производственных фондов;

     НОС – среднегодовые остатки нормируемых  оборотных средств.

     Для оценки эффективности капитальных  вложений (инвестиций) в расширенное  воспроизводство производственных фондов и новую технику рассчитываются показатели рентабельности инвестиций (капитальных вложений)- (Ри) и срока  их окупаемости (Т):

     Ри = DП/Кв,  (1.7)

     Т = Кв/DП,  (1.8)

     где  DП – годовой прирост чистой прибыли в результате реализации капитальных вложений,

     Кв  – капитальные вложения в соответствующие  технические и организационные  мероприятия.

     Рентабельность  капитальных вложений характеризует  размер прироста чистой прибыли на 1 рубль капитальных вложений в  мероприятие, срок окупаемости –  период времени, в течение которого капитальные вложения компенсируются, перекроются годовым приростом  чистой прибыли. Коэффициент рентабельности капитальных вложений в целях  обоснования их экономической целесообразности сопоставляется с банковским процентом  по долгосрочным депозитам.

     Приведенные выше показатели имеют ограниченный характер использования, все они, кроме  показателя производительности общественного  труда и рентабельности, не дают полного, всестороннего представления  об экономической эффективности  производства и затрат, а характеризуют  лишь использование определенного  вида ресурсов.

     Для полного представления об общей  эффективности затрат нужна обобщенная характеристика стоимостных и натуральных  показателей. Этой цели служат общая  и сравнительная экономическая  эффективность затрат.

     В планировании и проектировании общая  экономическая  эффективность определяется как отношение эффекта  к капитальным  вложениям, а сравнительная - как  отношение разности текущих затрат к разности капитальных вложений по вариантам. При этом общая и  сравнительная  экономическая эффективность  дополняют друг друга.   

     По  народнохозяйственным комплексам, отдельным  отраслям, а также формам воспроизводства  основных фондов общая экономическая  эффективность затрат рассчитывается как отношение прироста прибыли  или хозрасчетного дохода (DП) к капитальным вложениям (К):

     Э = DП/К,  (1.9)

     По  вновь строящимся цехам, предприятиям и отдельным мероприятиям показатель эффективности (Эп) определяется как отношение планируемой прибыли к капитальным. вложениям (сметной стоимости):

     Эп = (Ц - С) / К, (1.10)

     где К - полная стоимость строящегося  объекта

          Ц - годовой выпуск продукции  в оптовых ценах предприятия

           С - издержки производства годового  выпуска продукции после полного  осуществления строительства и  освоения введенных мощностей  .

     При  сопоставлении вариантов хозяйственных  и технических решений, размещения предприятий и их комплексов, строительства  новых или реконструкция старых предприятий и т.п. рассчитывается сравнительная экономическая эффективность  затрат.

     Если  один из сравниваемых вариантов для  своей реализации требует меньше капитальных вложений и одновременно обеспечивает более низкую себестоимость, то при прочих равных условиях он признается экономически более выгодным. В этом случае достигается двойной эффект: экономия от снижения себестоимости (текущих  затрат) и экономия на капитальных  вложениях. Однако нередко повышение  производительности труда, снижение себестоимости, эксплуатационных затрат достигается  ценой дополнительных капитальных  вложений. В этих случаях оптимальный  вариант выбирается на основе расчетов срока окупаемости (Т) или коэффициента сравнительной эффективности дополнительных капитальных вложений (Е) и их сопоставления  с нормативными значениями:

     Т = (К2-К1)/(С1-С2)< Тн   (1.11)

     или    Е = (С1-С2)/(К2-К1)>Ен, (1.12)

     при К2>К1 и С1<С2, где К1, К2 – капитальные вложения по вариантам;

     С1, С2 – себестоимость продукции  или работ по вариантам;

     Тн - нормативный срок окупаемости, 

     Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений.

     При Т<Тн или Е>Ен оптимальным признается вариант, требующий дополнительных капитальных вложений (более капиталоемкий), и, наоборот, при Т>Тн или Е<Ен – менее капиталоемкий.

     На  практике для отбора оптимального варианта (особенно, когда сопоставляется более  двух вариантов) применяется формула  приведенных затрат – преобразованное  выражение формулы отбора оптимального варианта по сроку окупаемости или  коэффициенту сравнительной эффективности  дополнительных капиталовложений. Критерием  оптимального варианта в этом случае служит минимум приведенных затрат, которые представляют собой совокупную величину текущих и единовременных затрат, приведенных к одинаковой размерности, и определяются по формуле:  

     Зпi = Сi + Ен х Кi ® min ,(1.13)

     где Зпi - приведенные затраты по данному варианту ,

     Ci - текущие затраты по тому же варианту, 

     Кi - кап. вложения по каждому варианту,

     Ен- нормативный коэффициент сравнительной  экономической эффективности капитальных  вложений.

     Анализ  показателей экономической эффективности  позволяет сделать вывод, что  в экономической практике существует множество подходов к оценке.

 

      Глава 2. Оценка экономической эффективности производственного управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть»

      

     2.1. РУП ПО «Белоруснефть» как  субъект хозяйствования РБ

 

     Производственное Управление нефтепромыслового и бурового сервиса «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» создано в 1966 году, входит в состав концерна "Белнефтехим". Оно осуществляет поиск, разведку и разработку нефтяных месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного нефтяного газа.

     Началом промышленной добычи нефти в Республике Беларусь является 1965 год, когда было открыто Речицкое нефтяное месторождение. Из недр Белорусского Полесья уже  добыто более 114 миллионов тонн нефти, пройден путь от массового открытия месторождений, их освоения и достижения максимальных отборов до закономерного падения добычи

     РУП «Производственное объединение  «Белоруснефть» ведет буровые работы в Белоруссии с 1966 года. В 1973 – 1977годах осуществлялось бурение скважин в Калининградской области, а с 1978 по 1994 – на территории Западной Сибири.

     За  время ведения буровых работ  на территории Беларуси пробурено более 5 миллионов метров горных пород  и закончено строительством свыше 1 500 скважин. Бурение осуществлялось двумя подразделениями: Речицким управлением разведочного бурения (РУРБ) и Светлогорским управлением буровых работ (СУБР).

     На  территории Калининградской области  было пробурено 66 900 метров и сдано в эксплуатацию 29 скважин.

     Белорусские буровики принимали активное участие  в освоении крупнейших месторождений  Западной Сибири: Самотлорского, Вахского, Пограничного, Поточного, Вынгапуровского, Вынгаяхинского, Бахиловского. Силами трех управлений буровых работ объединения  было пробурено более 13,5 миллионов метров и сдано заказчикам 5 050 скважины. Максимальный объем проходки за год составил 1 471 000 метров (1989 г.), максимальная проходка на бригаду в год – 100 тысяч метров. Наибольшее количество работающих буровых бригад – 35.

     На 1.01.2007г. бурение скважин на территории Беларуси осуществляли 10 буровых бригад Светлогорского управления буровых  работ (СУБР). Постоянный поиск глубоко залегающих перспективных горизонтов в Беларуси обусловил и непрерывный рост значений средних глубин скважин. В 1967 году они составляли для разведочных скважин 3 030 метров, эксплуатационных – 2 590 метров. В настоящее время средняя глубина скважин, законченных строительством, составляет соответственно 4 100 и 3 250 метров. В активе белорусских буровиков строительство восьми скважин с глубиной от 4 900 до 5 300 метров.

     Предприятие оснащено современным оборудованием, инструментом и технологиями:

     - телеметрическими системами, позволяющими управлять искривлением скважин глубиной до 5 000 метров, с отходом забоя до 1 600 метров;

     - программным обеспечением ведущих зарубежных фирм, с помощью которых осуществляется проектирование профилей стволов наклонно-направленных скважин, а также мониторинг за исполнением траектории стволов скважин;

     - буровыми установками типа ЗД-76, ЗД-86, оснащенными высокоэффективными 3-х или 4-х ступенчатыми системами очистки буровых растворов фирмы "Derrick";

     -технологиями и оборудованием, способным проводить каротажные работы в горизонтальных скважинах и скважинах с углом наклона более 60 градусов;

     - технологиями проводки скважин на оптимальных режимах бурения с применением современных долот как шарошечных, так и с вооружением типа РDС;

     - технологиями восстановления скважин путем бурения вторых стволов;

     - технологиями вскрытия проницаемых и слабосцементированных пород с использованием кольматирующих устройств;

     - технологиями безамбарного бурения и утилизации отходов.

     Максимальный  уровень годовой добычи нефти  в РУП "Производственное объединение "Белоруснефть", достигнутый в 1975 году, составил 7 953 600 тонн. Основной объем добычи получен из наиболее крупных месторождений: Речицкого, Осташковичского, Вишанского, Тишковского, Южно-Осташковичского.

     С 1976 года добыча нефти снижается, и  в 1997 году достигает уровня в 1 822 000 тонн. Определяющим фактором падения стало  ухудшение структуры запасов  нефти, поскольку основные месторождения  вступили в заключительную стадию разработки. Восполнение ресурсной базы осуществлялось, главным образом, за счет открытия небольших  залежей с трудно извлекаемыми запасами. Начиная с 1997 года, процесс падения добычи нефти приостановлен, с последующей ее стабилизацией в 1999-2007 годах на уровне около 1 800 000 тонн.

     Стабилизация  добычи нефти достигнута за счет:

     - широкого внедрения геолого-технических мероприятий по действующему фонду (водоизоляционные работы, интенсификация притока, бурение горизонтальных стволов, гидроразрыв пласта, соляно-кислотный разрыв, оптимизация работы насосного оборудования);