Показатели использования и движения основных фондов на предприятии ООО «РН-Северная нефть»

 

На увеличение роста производительности труда  в 2009 году –

В действующих ценах на 2543,9 тыс. руб. повлияло:

- увеличение  фондовооруженности труда:

 

W = = 483,87 1,064 = 514,84 тыс. руб.,    (2.15)

 

- увеличение  фондоотдачи:

 

W = =  0,577 3518,56 = 2029,06 тыс. руб.     (2.16)

 

 

В сопоставимых ценах на 1037,6 тыс. руб.:

- увеличение  фондовооруженности труда:

 

W = = 483,87 1,561 = 747,32 тыс. руб.;    (2.17)

 

- увеличение  фондоотдачи:

 

W = = 0,08 3518,56 = 281,48 тыс. руб.     (2.18)

 

Увеличение  объема товарной продукции в 2009 году –

в действующих  ценах на 9752 тыс. руб. было обеспечено:

- увеличением численности работников:

 

ТП = = 495 3034,69 1,064 =1597 тыс. руб.;   (2.19)

 

- увеличением  фондовооруженности труда:

 

ТП = = 483,87 3205 1,064 = 1650 тыс. руб.;  (2.20)

 

- увеличением  фондоотдачи:

 

ТП = = 0,577 3205 3518,56 = 6505 тыс. руб.;  (2.21)

 

В сопоставимых ценах на 5670 тыс. руб.:

- увеличением  численности работников: 

 

ТП = = 495 3034,69 1,561 = 2345 тыс. руб.; (2.22)

 

- увеличением  фондовооруженности труда: 

ТП = = 483,87 3205 1,561 = 2422 тыс. руб.;  (2.23)

 

- увеличением  фондоотдачи:

 

ТП = = 0,080 3205 3518,56 = 903 тыс. руб.   (2.24)

 

Расчет основных показателей рентабельности представлен  в данной таблице.

Таблица 2.25 - Динамика показателей рентабельности

ООО «РН-Северная нефть» за 2008-2009 гг.

 

Показатели	2008 год	2009 год	Отклонение
Прибыль от продаж, тыс. руб.	2013947	4800341	2786394
Выручка, тыс. руб.	10025612	19026504	9000892
Себестоимость, тыс. руб.	7004952	12918104	5913152
Среднесписочная численность ППП,чел.	2710	3205	495
ФЗП, тыс. руб.	1388600	1515648	127048
Материальные  затраты, тыс. руб.	439999	757045	317046
Среднегодовая стоимость ОПФ, т. р.	9528668	11277000	1748332
Среднегодовая стоимость капитала, т. р.	27146326	32138164	4991838
Среднегодовые остатки оборотных средств, тыс. руб.	16916832	17938718	1021886
Среднегодовая стоимость собственного капитала, тыс. руб.	5283608	7347543	2063935
Среднегодовая стоимость заемного капитала, тыс. руб.	21862718	21949577	86859
Рентабельность  продаж, %	20,09	25,23	5,14
Рентабельность  затрат, %	28,75	37,16	8,41
Рентабельность  персонала, %	743,15	1497,77	754,62
Рентабельность  ФЗП, %	145,03	316,72	171,69
Рентаб. материальных затрат, %	457,72	634,09	176,37
Рентабельность  ОПФ, %	21,14	42,57	21,43
Рентабельность  капитала, %	7,42	14,94	7,52
Рентабельность  оборотных активов, %	11,90	26,76	14,86
Рентаб. собственного капитала, %	38,12	65,33	27,21
Рентабельность  заемного капитала, %	9,21	21,87	12,66

 

Среднегодовая стоимость ОПФ в период 2008-2009 гг. увеличилась на 1 748 332  тыс. руб., а  рентабельность ОПФ увеличилась  на 21,43%. Также увеличились и все  остальные показатели рентабельности, что свидетельствует о положительной тенденции. Уровень показателей рентабельности в 2009 году положительно характеризует финансово-хозяйственную деятельность предприятия.

Рентабельность  производственных фондов выросла на 117,1% за счет увеличения фондоотдачи на 0,638 коп./руб. или 60,65% (влияние составило 0,015). Таким образом, все факторы оказали положительное влияние на рост рентабельности производственных фондов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Пути повышения эффективности использования основных фондов

 

Предприятия нефтегазодобычи, нефтегазопереработки и системы  транспорта и хранения нефти и  газа относятся к числу фондоемких производств, поэтому эффективность  использования основных фондов в значительной степени влияет на эффективность работы предприятия в целом.

С улучшением использования  основных производственных фондов обеспечивается:

- увеличение  объема производства (выполнения  работ) без дополнительных капитальных  вложений;

- ускоренное  обновление средств труда, что  сокращает возможность морального износа оборудования и способствует техническому прогрессу;

- снижение себестоимости  продукции (работ) за счет амортизационных отчислений в расчете на единицу продукции (работ).

Главные резервы  и пути улучшения использования  основных фондов на предприятиях нефтегазодобычи, нефтегазопереработки и системы транспорта и хранения нефти и газа представлены на рис. 3.2.

Увеличение  времени работы машин, механизмов, оборудования	Оптимальная загрузка техники, производственных площадей	Техническое совершенствование основных фондов
Ввод в действие не установленного оборудования.   Повышение коэффициента сменности.   Ликвидация  внутрисменных простоев   Сокращение  времени нахождения в ремонте.	Ускорение сроков достижения проектной производительности техники.   Улучшение работы вспомогательных и обслуживающих  служб   Научная организация  труда и производства   Изучение потребностей рынка	Реконструкция на базе новой техники.   Модернизация  оборудования.   Использование прогрессивных технологических процессов.   Повышения уровня компьютеризации и автоматизации  основных и вспомогательных процессов

Рис. 3.2. Резервы  и пути улучшения использования 

основных фондов

 

Помимо рассмотренных  резервов и путей улучшения использования основных фондов следует отметить такие важные направления, как совершенствование снабжения и оперативно-производственного планирования, а также совершенствование материальной мотивации труда и т.д.

Фонд скважин  подразделяется на следующие категории:

1. Нагнетательные.

2. Эксплуатационные:

а) действующие:

* дающие продукцию;

* остановленные к моменту учета:

– в ожидании ремонта;

– на ремонт;

• из-за отсутствия оборудования;

б) бездействующие:

* с прошлых лет (остановленные до 1 декабря предыдущего года);

* в отчетном году (остановленные в текущем году и в декабре предыдущего года);

* в освоении и ожидающие освоения.

3. Контрольные.

4. Находящиеся в консервации:

5. Ликвидируемые и ожидающие ликвидации.

6. Ликвидированные:

а) после бурения:

* в результате неустранимых аварий и осложнений;

* геологически неудачные;

* разведочные, выполнившие и невыполнившие своего назначения;

б) по окончании  эксплуатации.

Эксплуатационный  фонд скважин – та часть основных фондов нефтегазодобывающих предприятий, который обеспечивает добычу нефти и газа.

Эксплуатационный  фонд скважин n_скв.э представляет собой основную рабочую часть фонда скважин, обеспечивающую задание по добыче нефти и газа, это все когда-либо сданные в эксплуатацию скважины.

 

n_скв.э = n_скв.д + n_скв.б                                        (3.1)

 

где n_скв.д – скважины действующие

      n _{скв.б. –} скважины бездействующие

Поскольку эксплуатационный фонд скважин представляет собой  основную часть фонда скважин, и только он обеспечивает задание по добыче нефти и газа, показатели объема работ на каждый данный момент определяются этой частью фонда и выражаются в виде числа нефтяных скважин на начало или на конец данного периода времени.

Объем добычи нефти  и другие показатели нефтедобывающей  промышленности зависят, прежде всего  от того, насколько полно используется эксплуатационный фонд скважин.

Коэффициент экстенсивного  использования скважин характеризует  эффективность её использования  во времени. Он представляет собой соотношение  времени работы скважин Т_р ко всему календарному времени Т_к, т.е. показывает удельной вес времени производительной работы оборудования.

 

                (3.2)

 

Как правило, числовое значение коэффициента экстенсивного  использования должно приближаться к единице.

Степень использования  скважин по мощности или показатель интенсивного их использования можно было бы определить на основе дебита в единицу рабочего времени как отношение среднего дебита к максимально возможному (проектному).

Следует иметь  в виду, что в силу особенностей эксплуатации нефтяных и газовых  залежей фактический дебит скважин никогда не отличается от максимально возможного (при разработке залежей без проекта) и проектного (при разработке залежей по проекту). Поэтому коэффициент интенсивного использования скважин всегда равен единице.

Повышение эффективности  использования основных фондов нефтегазодобывающих предприятий достигается следующими путями.

1. Увеличение  времени полезной работы основных  фондов (экстенсивные резервы). К этим резервам относятся:

— ввод в эксплуатацию бездействующих скважин. Бездействие  скважин определяет неполное использование производственной мощности предприятий, потери добычи нефти и газа, ухудшение экономических показателей. Число бездействующих скважин сокращается благодаря предотвращению выхода из строя эксплуатационных скважин, ускорению освоения новых скважин, укреплению цехов капитального ремонта и повышению технического уровня ремонтных работ. Сохранению скважин в действующем фонде способствуют установление и поддержание оптимального технологического режима их эксплуатации, правильный выбор эксплуатационного оборудования, эффективная борьба с выносом песка, отложениями парафина и др.;

— ликвидация аварий и простоев в процессе эксплуатации скважин. Устранение простоев требует  правильного распределения рабочей  силы, средств, труда, материальных ресурсов;

— ускорение  подземного ремонта скважин. Простои  действующих скважин в ремонте составляют 2% их календарного времени. Ускорение ремонтов скважин достигается механизацией подземного ремонта, внедрением новой техники спускоподъемных операций, укреплением цехов подземного ремонта и др.;

— эффективное  увеличение межремонтного периода  эксплуатации скважин, при котором  обеспечивается поддержание постоянного  дебита, установленного технологическим  режимом эксплуатации скважин. Удлинению  межремонтного периода эксплуатации скважин способствуют широкое внедрение методов искусственного воздействия на пласты, массовое применение погружных центробежных электронасосов (обладающих большим межремонтным периодом), совершенствование методов борьбы с выносом песка и отложениями парафина и др.;

— продление  срока жизни нефтяных скважин. Этому  способствуют многопластовость месторождений, широкое применение вторичных методов  добычи нефти и различных методов  повышения производительности скважин, детальное изучение мало дебитных, бездействующих и ликвидированных скважин. Однако в Азербайджане, например, возраст почти трети ликвидированных скважин из-за недостатков их эксплуатации не превышает пяти лет. B то же время здесь велика группа скважин со сроком жизни свыше 15—20 лет;

— своевременное  выявление и реализация излишних машин оборудования другим предприятиям;

— эффективное  удлинение сроков службы нефтяного  оборудования. Большой эффект дает улучшение качества глубинных насосов, применение экономичных колонн насосно-компрессорных труб (изготовленных из нескольких марок сталей разной стоимости), реставрация этих труб и их повторное использование. Все это сокращает капитальные вложения в оборудование скважин.

2. Увеличение  производительности использования  основных фондов в  единицу  времени  (интенсивные  резервы), т. е. повышение интенсивности  использования скважин, пластов  и  месторождения в целом путем:

— расширения и  совершенствования искусственного воздействия на нефтяные пласты. Поддержание  пластового давления в сочетании с внедрением редких сеток скважин позволило исключить за 20 лет его применения бурение 22 тыс. скважин и реализовать другие преимущества;

— применения методов воздействия на призабойную зону скважин. К наиболее эффективным из них относятся: гидравлический разрыв пластов, солянокислотная обработка забоев скважин, обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами и другие методы;

— предотвращения осложнений в работе скважин;

— установления и совершенствования оптимального технологического режима эксплуатации скважин. На многих инженерно-технологических службах все действующие скважины эксплуатируются на таких режимах;

— одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов  одной скважиной, обеспечивающей увеличение добычи нефти и газа, экономию капитальных вложений и издержек производства;

— широкого развития безвышечной эксплуатации. Стационарные вышки и мачты используется в  течение не более 15—20 дней в году, а остальное время бездействуют и разрушаются от коррозии. Повышению  фондоотдачи и рентабельности способствует применение передвижных агрегатов, оснащенных мачтами или вышками и комплексом механизмов для спускоподъемных операций;

— комплексной  автоматизации нефтегазодобывающих  предприятий, обеспечивающей совершенствование  режимов работы скважин, повышение экономической эффективности производства, облегчение и изменение условий труда;

— устранения потерь продукции скважин; Для этого  необходимо своевременное строительство  объектов газового хозяйства, сбор и  утилизация парафиновой массы, ликвидация потерь нефти и др.

К важным направлениям повышения эффективности использования  основных производственных фондов в  единицу времени также относятся:

— совершенствование  машин и оборудования для добычи нефти. Большое значение имеют внедрение более совершенных станков-качалок, подъемников новых типов для подземного ремонта скважин, улучшение качества насосно-компрессорных труб и насосных штанг, применение усовершенствованного комплекса оборудования для гидравлического разрыва пластов, компрессоров новых типов для внутрипромыслового сбора и транспорта попутного газа, оборудования, приспособленного к условиям работы в малоосвоенных и труднодоступных районах и др.;