Оценка привлекательности строительно-ремонтных работ в нгду «Федоровснефть»

Параметры отрасли	Относительный вес	Оценка привлекательности	Результат
1. Рост	0,2	4	0,2 * 4 = 0,8
2.Технологическая стабильность	0,5	2	0,5 * 2 = 1,6
3. Размер	0,3	1	0,3 * 1 = 0,3
Оценка привлекательности отрасли			0,8+1,6+0,3 = 2,7

Из таблицы 2 видно, что строительство и ремонт трубопроводов не является одним из первых по привлекательности при нефтяной промышленности. Этот показатель ближе к малому бизнесу, потому что его производство является первой, но не главной составляющей промышленности.

Однако при проведении анализа эффективности деятельности НГДУ «Федоровснефть» видно, что производственная организация на данном цехе высокая, что положительно влияет на высокие показатели в сравнении с другими организациями одной отрасли.

2.2. Динамика и технико-экономические показатели эффективности деятельности предприятия

Для разработки проектов планово-экономический отдел проводит анализ предшествующего развития и достигнутого уровня основных технико-экономических показателей.

Анализ предшествующего развития производства на предприятии включает: определение динамики и темпов развития, изменение основных технико-экономических показателей и причин их колебания, характеристику достигнутого организационно-технического уровня, выявление резервов улучшения результатов производственно-хозяйственной деятельности, более полного использования производственного потенциала.

Основной задачей экономического анализа является вскрытие резервов для непрерывного повышения эффективности производства. Выявление резервов должно дополняться разработкой мероприятий для их внедрения, изысканий наиболее эффективных путей их реализации.

Необходимо проанализировать основные производственно-экономические показатели деятельности подразделения НГДУ «Федоровскнефть», представленные в таблице 3., страница 39.

Таблица 3

Основные производственно-экономические показатели

Показатели	Ед. измерения	Факт, 2010 г	2011 г		Абсолютный Прирост		Темп роста. %
			План	Факт	к плану	к 2010 г	к плану	к 2010г
Валовая добыча нефти	тыс.т	7 115,0	7 100,0	7 777,0	677	662	109,5	109,5
Валовая добыча газа	млн. м3	2 017,0	2 196,0	2 551,0	355	534	116,2	126,5
Общий фонд скважин	скв.	4 936,0	-	5 087,0	-	151	-	103,1
Скважино-месяцы Числившиеся	смч	28 954,0	-	30 196,6	-	1242,6	-	104,3
Скважино – месяцы Отработанные	смо	27641,8	-	28 604,4	-	962,6	-	103,5
Средний дебит	тн/смо	257,3		271,9		14,06		105,6
Коэффициент эксплуатации	-	0,955	0,951	0,947	-0,004	-0,008	99,6	99,2

Как видно из таблицы план по добыче нефти и газа в целом выполнен на 109,5%, сверх плана добыто 677 тыс. тонн. В сравнении с 2010 годом достигнуто увеличение валовой добычи нефти на 622 тыс. тонн, прирост добычи обеспечен за счет ввода из бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин пласта АС4-8, вводом из бездействия прошлых лет и оптимизации механизированного фонда скважин. Добыча газа попутного увеличилась 533,5 млн. м3 по сравнению с 2010 годом. План по добыче попутного газа выполнен на 116 %.

Объем добычи нефти зависит от многих факторов, основные - дебит скважин, фонд календарного времени скважин в эксплуатации и коэффициент эксплуатации.

Среднемесячный дебит превысил за предшествующий год на 14,06 тонн/скв.-мес., объем работ выполнен по сравнению с прошлым годом на 1242,6 скважино - месяцев, а коэффициент эксплуатации в отчетном году снизился по сравнению с прошлым годом с 0,955 до 0,947, не выполнение плана составляет 0,8 %.

Общее изменение добычи нефти под влиянием указанных факторов определяется зависимостью:

Q = Счд * Кэ*q, 1

где Q – добыча нефти;

Счд – календарный фонд времени действующих скважин;

Кэ – коэффициент эксплуатации;

q - средний дебит скважин.

Влияние этих факторов можно определить методом цепных подстановок, следующим образом (формулы 2):

1. влияние дебита скважин;

2. влияние коэффициента эксплуатации;

3. влияние фонда времени действующих скважин.

 Qq=Cчд1*Кэ1*(q1-q0);

Qкэ=Cчд1*(Кэ1-Кэ0)*q0; 2

Qс=(Cчд1- Cчд0)*Кэ0*q0,

где Qq, Qкэ, Qс – изменение объема добычи под влиянием среднего дебита скважин, коэффициента эксплуатации, фонда времени действующих скважин, соответственно;

Cчд1, Cчд0 – календарный фонд времени действующих скважин в

отчетном и базисном году, скв. мес.;

Кэ1, Кэ0 – коэффициент эксплуатации в отчетном и базисном году;

q1, q0 – средний дебит скважин в отчетном и базисном году. [9;24]

Суммарное влияние факторов дает прирост объема добычи по сравнению с 2010 годом на 662 тыс. тонн нефти: увеличение среднего дебита скважин на 14,65 тонн дает увеличение объема добычи на 419 тыс. тонн, увеличение календарного фонда времени действующих скважин на 1242,6 скважина - месяцев дает прирост добычи нефти 305 тыс. тонн. Снижение коэффициента эксплуатации на 0,8% дает снижение добычи нефти на 62 тыс. тонн. Не выполнение коэффициента эксплуатации вызвано увеличением объемом текущих ремонтов скважин, т.е. увеличением времени простоя скважин в ремонте.

Процесс добычи нефти – непрерывный, протекающий в течение десятков лет: с начала разработки залежи до полной выработки извлекаемых запасов.

Основные параметры этого процесса характеризуются геологическими особенностями месторождений и непрерывно изменяющимся во времени объемов и комплексом мероприятий воздействия на нефтяные пласты. Объем добычи и темпы отбора нефти отражают при этом эффект применения все проводимых мероприятий.

Следует рассмотреть какие организационно технические мероприятия, и в каком объеме планировались с целью увеличения дебитности скважин таблица 4, страница 41-42.

Таблица 4