Пути повышения эффективности производства

       - организации и активизации системы поддержания пластового давления на небольших залежах с низкопроницаемыми коллекторами и применением малогабаритных кустовых насосных станций (МКНС).

     По  состоянию на 1 января 2007 года в разработке находилось 44 месторождения, из которых  наиболее крупные уже вступили в  заключительную стадию и имеют высокую обводненность продукции. Эксплуатационный фонд составил 575 скважин, из них фонтанных - 28, эксплуатирующихся механизированным способом - 547. Нагнетательный фонд - 218 скважин. Эксплуатация механизированного фонда скважин осложнена рядом факторов, а именно: изменением свойств нефти от газоконденсатных до битуминозных, большими глубинами подвесок насосного оборудования (УЭЦН до 3000 метров, УШГН до 2600 метров), повышенным газовым фактором (до 400 куб.м/т), повышенным содержанием АСПО и солей в добываемой продукции. Все это заставляет вести постоянный поиск новых технологий и техники для добычи нефти, направленных на повышение надежности работы как глубинного, так и наземного оборудования. Реализация с 1997 года программы по повышению наработки на отказ подземного оборудования по скважинам механизированного фонда позволила достичь к концу 2006 года наработки на отказ по УШГН 1250 суток, по УЭНЦ - 1313.

     С 1997 года реализуется программа телемеханизации  объектов нефтедобычи. Контроль и управление нефтяными скважинами, оборудованными штанговыми глубинными насосами (ШГН), осуществляется системой телемеханики на базе контроллеров System 60. С ее помощью по месту расположения скважины и дистанционно по каналам транкинговой радиосвязи контролируются параметры работы глубинно-насосного и наземного оборудования, регистрируются динамограмма работы насоса, другие технические параметры, по которым автоматически осуществляется диагностика вычисления производительности скважины, потребляемая мощность, а также обеспечивается защита при отклонении от заданного режима.

     Система обеспечивает:

     - оптимизацию режима работы периодического фонда скважин и раннее обнаружение отклонений от заданного режима по каждой скважине, что снижает потери нефти при добыче;

     - снижение транспортных расходов при обслуживании;

       - экономию электроэнергии; - уменьшение простоев скважин;

     - повышение надежности работы оборудования.

     Контроль  и управление скважин, оборудованных  УЭЦН, осуществляется с помощью системы  телеметрии, в состав которой входят: система контроля скважинная "СКАД-2002-СКС", которая фиксирует основные параметры работы погружного оборудования (давление на приеме ЭЦН, температуру откачиваемой жидкости, температуру статорных обмоток двигателя, пиковую вибрацию и т.д.) и контроллер "Moscad", посредством которого информация по радиоканалу передается на центральный диспетчерский пункт. Система позволяет в режиме реального времени дистанционно контролировать параметры работы УЭЦН, а также обеспечивать автоматическую защиту установки при отклонении от заданных режимов работы.

     Ведется разработка "интеллектуальной скважины" на базе станции управления с частотным  преобразователем, предполагающей эксплуатацию в полностью автономном режиме.

     Основные  объекты нефтедобычи также оснащены современными системами телеметрии, что позволило значительно сократить затраты на их обслуживание, оперативно реагировать на аварийные ситуации, повысить качество учета добываемой продукции.

     Деятельность  предприятия, связанная с добычей  нефти и газа, бурением и капитальным ремонтом скважин, ремонтом бурового оборудования, осуществляется с использованием около 1 800 единиц специальной технологической и автотракторной техники, которая концентрируется в пяти управлениях. 

     2.2. Определение обобщающих  и дифференцированных показателей эффективности производства Производственного Управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» 

     Для оценки и анализа экономической  эффективности производства применяются  дифференцированные и обобщающие показатели эффективности.

     К числу дифференцированных показателей общей экономической эффективности производства Производственного Управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» можно отнести следующие показатели использования производственных ресурсов:

     - трудовые  ресурсы: темпы роста производительности труда, доля прироста продукции за счет повышения производительности труда, экономия численности работников, зарплатоемкость продукции, трудоемкость продукции, относительная экономия трудовых ресурсов и фонда заработной платы;

     - основные фонды: фондоемкость продукции (фондоотдача), относительная экономия основных производственных фондов;

     - оборотные фонды: оборотная фондоемкость продукции (оборотная фондоотдача), относительная экономия оборотных фондов, материалоемкость продукции (материалоотдача), относительная экономия материальных ресурсов (затрат) и так далее;

     - инвестиции: капиталоемкость продукции (капиталоотдача), относительная экономия инвестиций.

     К числу обобщающих показателей Производственного Управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» общей экономической эффективности производства относятся:

     -величина и темпы роста объема продаж, дохода, прибыли;

     - величина и темпы изменения затрат на 1 рубль товарной продукции;

     - рентабельность продукции, производства, оборота, собственного и заемного капитала;

     - рентабельность инвестиций, в том числе капитальных вложений;

     - срок окупаемости инвестиций;

     - коэффициент эффективности инвестиций.

     К показателям сравнительной экономической  эффективности относятся:

     - экономия приведенных затрат;

     - годовой экономический эффект,

     - срок окупаемости инвестиций,

     - коэффициент рентабельности инвестиций (капитальных вложений),

     - норма рентабельности инвестиций.

     Для Производственного Управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» наиболее важным показателем деятельности является качество продукции. Основной проблемой нефтеперерабатывающих заводов является то, что глубина переработки нефти на них составляет около 64%. А это приводит к серьезным потерям, поскольку почти половина выпускаемой продукции приходится на топочный мазут, цена на который значительно ниже цены на светлые нефтепродукты. Повышение качества продукции  - одна из форм конкурентной борьбы, завоевания и удержания позиций на рынке.

       Как и для Производственного Управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть»,  так и для всего концерна «Белнефтехим» в целом, основной задачей перспективного развития является создание высокотехнологичного и конкурентоспособного по мировым критериям нефти химического комплекса, способного решать стоящие перед ним задачи по укреплению экономической безопасности страны, обеспечивающего достойный уровень жизни работающих в нем людей, интеграцию в мировую экономику на равноправных и взаимовыгодных условиях

     С целью повышения качества Производственное Управление «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» использует методы, которые позволяют дополнительно добывать свыше 10% от общей годовой добычи нефти:

     - восстановление скважин методом  бурения бокового ствола путем  вырезания участка эксплуатационной  колонны (диаметром 140-194мм) с последующим направленным бурением протяженностью до 1 000 метров, бурение бокового ствола с вырезанием "окна" через одну или несколько обсадные колонны, бурение скважин с горизонтальным окончанием;

     - ремонтно-восстановительные работы на скважинах глубиной до 5 000 м с применением импортных ловильных и режущих инструментов, а также инструментов для очистки ствола от посторонних предметов и исправления нарушений эксплуатационных колонн;

     - изоляционные работы производятся с применением тампонирующих материалов, цемента и полимерных композиций;

     - интенсификация притока с целью увеличения продуктивности производится с применением различных кислот, растворителей;

     - очистка призабойной зоны и освоение скважин после бурения или ремонтных работ методом дренирования пласта струйными насосами, свабированием, а также с помощью азотных установок;

     - гидравлические и соляно-кислотные разрывы пласта.  

 

      2.3. Анализ сравнительной экономической  эффективности производства Производственного  Управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» по сравнению с предыдущим периодом 

     Стабильная  динамика роста, гибкая долгосрочная стратегия  развития, основанные на повышении  эффективности производства, его  модернизации, внедрении современных  технологий, высоком профессионализме работников, взвешенности принимаемых решений, активном применении новых форм хозяйствования в сочетании с накопленным опытом позволяют Производственному Управлению «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» занимать ведущие позиции в белорусской экономике, быть активным участником реализации социально-экономической политики государства.

     Наиболее  широкое распространение в практике оценки нашли показатели сравнительной  эффективности, поскольку они позволяют  из ряда альтернативных экономических  решений выбрать оптимальное. Оптимальным вариантом считается тот, который требует для своего осуществления наименьших инвестиций и обеспечивает в дальнейшем более низкую себестоимость производства и реализации продукции, работ, услуг. В этом случае достигается двойной эффект: экономия на себестоимости и инвестициях. Выбор оптимального варианта производится путем сопоставления единовременных затрат (инвестиций) и текущих издержек (себестоимость продукции).

     Для анализа сравнительной экономической  эффективности производства применяются следующие методы:

1. Расчет приведенных затрат. Приведенные затраты (ПЗ) представляют собой сумму единовременных и текущих затрат, приведенных к сопоставимому виду:

     ПЗ=Сi+Ен х Кi àmin (2.1)

     где Ci – текущие затраты по i-му варианту;

     Ен  – нормативный коэффициент эффективности, устанавливаемый инвестором исходя из планируемого срока окупаемости;

     Кi- инвестиции по i-му варианту,

     i – порядковый номер варианта.

     Ен = 1/Тн, (2.2)

     где Тн – планируемый (нормативный) срок окупаемости инвестиций.

     Оптимальный вариант тот, по которому приведенные затраты минимальны из всех сравниваемых вариантов.

     Годовой экономический эффект (Эг) от использования  оптимального варианта определяется по формуле

     Эг = [(С1+Ен х К1) – (С2+Ен х К2)] A2, (2.3)

     где С1 и С2 – текущие затраты на производство и реализацию единицы продукции, работ, услуг по первому и второму вариантам;

     К1 и К2 – капитальные вложения по первому и второму вариантам;

     А2 – объем продукции по второму  варианту в натуральном выражении.

2. Выбор оптимального варианта на основе срока окупаемости (Т) и коэффициента эффективности (Е) инвестиций.

     Т= (К1-К2)/(С1-С2) ≤ Тн, (2.4)

     Е= (С2-С1)/(К1-К2) ≤Ен, (2.5)

     Показатель  срока окупаемости показывает период времени (лет), в течение которого инвестиции окупятся за счет экономии на себестоимости по сравниваемым вариантам, а коэффициент эффективности – сколько нужно инвестиций для получения экономии единицы текущих затрат. Полученные показатели сравниваются с их нормативными значениями, установленными инвесторами. Вариант, в котором Е ≥ Ен, а Т ≤ Тн, является оптимальным.

3. Выбор оптимального варианта на основе размера прибыли на рубль инвестиций на уровне не ниже фактически достигнутого.

     (П2-П1)/(К2-К1) > Рф, (2.6)

     где П1 и П2 – прибыль до и после осуществления инвестиций (рублей),

     Рф  – рентабельность фактическая на предприятии в году, предшествующему  инвестированию.

     При использовании указанных методов  необходимо обеспечить сопоставимость всех сравниваемых альтернативных вариантов  инвестирования по объему производства и реализации продукции, работ, услуг, времени реализации проектов и так далее. Сопоставимость достигается определением удельных показателей по каждому варианту инвестирования. В зависимости от особенностей оцениваемых объектов эти методы могут модифицироваться.