Оборотные средства в сфере деятельности предприятия

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 1996 1997 1998Абсолютный приростТемп роста, % 96к9798к9796к9798к971.Валовая добыча нефти48344255 4302-599+ 47 87,6101,12.Газовый фактор, м /т 69,3 68,5 68,7 - 0,8+ 0,2 98,8100,23.Коэффициент утилизации 13,3 8,6 8,5- 4,7- 0,1 64,6 98,84.Валовая добыча попутного газа, тыс. м 44741 25100 25130 -19641 + 30 56,1 100,1

В 1997 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 1998 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.

Годы199619971998Валовая до-быча попутного газа, тыс. м3447412510025130Динамика добычи газа отражена на рис. 2.1.

Рисунок 2.1. По нашим данным на предприятии невыполнение мероприятий по утилизации газа в 1997 году привело его к потере в объеме на ( 8,6 13,3)425568,5 = 1.369.897 тыс. мі А в 1998 году увеличение добычи нефти компенсировало эти потери на (4302 4255)68,58,6 = 27687 тыс. мі.

Таблица 2.2 ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ

Показатели 1996 1997 1998Абсолютный прирост “+” - “-”Темп роста, %97к9698к9797к9698к971.Валовая добыча нефти485442554302 - 599 + 47 87,6 101,12.Объем валовой продукции30142010366911073875+ 36184+735271 343,9 103,53.Объем работы в эксплуатации скважин 22712 20586 20768 - 2126 + 182 90,6 100,84.Средмес. дебит, т/скв.-мес. 235 228,1 229,1 - 6,9 + 1 97,1 103,55.Коэффициент эксплуатации 0,909 0,906 0,920 - 0,03 + 0,011 99,7 101,2 В 1997 году план добычи нефти недовыполнен на 599 тыс. тонн по сравнению с предшествующим годом. Валовая добыча нефти увеличена на 37184 млн. рублей (243,9%). Столь значительное увеличение связано с повышением цены на 1 тонну добытой нефти. Среднемесячный дебит уменьшился на 6,9 т./ск. мес.2.9%.План по объему работ недовыполнен на 2126 скв. /мес. По сравнению с предшествующим годом коэффициент эксплуатации остался неизменным. В 1998 году план добычи нефти по сравнению с 1997 годом на 47 тыс. тонн(1,1%).Валовая добыча нефти увеличилась на 735271 млн. рублей (243,9%), как уже сказано свыше это связано с увеличением цены на нефть. Среднемесячный дебит увеличился на 1 т/скв мес.( 3,5%). План по объему работ перевыполнен на 182 скв. мес. (0,8%). Коэффициент эксплуатации увеличился на 0,01. В 1997 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 2126 скв. мес. Эффективный фонд времени с учетом меньшего числа скважин в эксплуатации увеличился на 414 скв. мес., это вызвано увеличением времени бездействия скважин при нахождении их в ремонте на 122396 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 1996г. 1997г. 1998г.1.Эксплуатационный фонд скв., скв. 1992 1982 19842.Уменьшение числа скважин 180 203 1943.Введено из бурения, скв. 170 148 1224.Остановлено для вывода в бездействие, скв. 90 80 925.Введено из бездействия, скв. 175 148 2676.Календарный фонд времени, скв.мес. 22712 20586 207687.Время работы с учетом меньшего числа скважин (эффективный фонд времени ) скв.мес. 20066 20180 204278.Время работы скважин, скв.мес. 20142 20180 200999.Сокращение времени бездействия скважин, скв. мес. 8640 8560 774910.В том числе из-за меньшей продуктивности: а) ремонтных работ б) аварийных работ 185260 4102 307656 3936 168120 216011.Коэффициент эксплуатации 0,909 0,906 0,920 В нашем примере анализ движения фонда скважин за 1997 год определил невыполнение сдачи скважин из бурения по сравнению с предшествующим годом. Проанализируем фонд движения скважин за 1998 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. В результате календарный фонд времени увеличился на 182 скв. мес., а эффективный на 247 скв. мес. Сократилось время бездействия скважин находящихся в ремонте (на 139536 скв. мес.) и аварийных работ (на 1776 скв. мес.) Помимо анализа выполнения производственной программы в целом по НГДУ необходимо провести его по категориям скважин (табл. 2.4).

Таблица 2.4. КАТЕГОРИИ СКВАЖИН

Показатели 1996г. 1997г.1998г.1.Эксплуатационный фонд скважин в том числе: а) фонтанных б) насосных из них погруженными эл.насосами 1992

49 1450 493 1982

45 1466 471 1994

50 1436 498 2.Средний дебит т./скв.мес. в том числе: - насосных скважин - из них ПЭН 235,0

1490 2180 228,1

1502 2132 229,1

1514 2134 В 1997 году фонд эксплуатирующихся скважин с помощью ЭПН, по сравнению с предшествующим годом уменьшился с 493 до 471 , в связи с уменьшением обводненности. В 1998 году по сравнению с 1997 годом фонд эксплуатирующихся скважин с помощью ЭПН увеличился с 471 до 498 . Это вызвано увеличением обводненности, связанной с необходимостью в формированном отборе жидкости. Что позволило повысить средний дебит скважин, не смотря на сокращение фонтанной эксплуатации.

2.2. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО УРОВНЯ ПРЕДПРИЯТИЯ

Технический уровень предприятия определяется прогрессивностью применяемой техники и технологии. В процессе анализа технического уровня предприятия используют следующие показатели: - фондовооруженность труда; - машинновооруженность труда; - энерговооруженность труда; - степень автоматизации и механизации работ (труда); - степень годности