Реферат: Оборотные средства в сфере деятельности предприятия
2. АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ
Производственная программа – это план производства
основной продукции предприятия. В НГДУ – это план добычи нефти и газа и их
сдача транспортирующим организациям НПЗ, ГПЗ и других.
Объем продукции в НГДУ планируют и учитывают в виде
валовой и товарной. Они исчисляются в натуральной и денежной формах. В
натуральной форме нефть измеряется тоннами, газ – тысячами кубометров, в
денежной форме – оптовой и неизменной ценой. В денежной форме товарная добыча нефти
и газа исчисляется в действующих оптовых ценах предприятия, валовая продукция –
в неизменных ценах.
Хозяйственную деятельность производственных
предприятий оценивают по следующим показателям: выполнение плановых заданий по
объему реализации продукции в соответствии с заключенными договорами; добыче
(поставке) нефти (с газовым конденсатом) и природного газа.
Реализованной считается продукция, оплаченная
покупателем.
Кроме показателей объема продукции производственная
программа НГДУ включает показатели объема работ в эксплуатации и
использования скважин.
Объем работ в эксплуатации исчисляется в
скважиномесяцах – это время работы одной скважины за один условный месяц (30
дней или 720 часов).
Различают следующие показатели объема работ в
эксплуатации:
-
скважиномесяцы, числившиеся по
всему эксплуатационному фонду скважин Сч.э., характеризующие 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 |
1998 |
Абсолютный прирост |
Темп роста,
%
|
96к97 |
98к97 |
96к97 |
98к97 |
1.Валовая добыча нефти |
4834 |
4255 |
4302 |
-599 |
+ 47 |
87,6 |
101,1 |
2.Газовый фактор, м /т |
69,3 |
68,5 |
68,7 |
- 0,8 |
+ 0,2 |
98,8 |
100,2 |
3.Коэффициент утилизации |
13,3 |
8,6 |
8,5 |
- 4,7 |
- 0,1 |
64,6 |
98,8 |
4.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. м³ (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) jб*kуб
Qгj=( jф– jб) Qбф *kуф (2.1.)
Qгку=( kуф - kуб )jб*Qнф
где Qп.г – объем добычи нефти или газа;
j - газовый фактор,
k - коэффициент утилизацию.
Индексы “б” и “ф” – базисные и
фактические показатели.
Годы |
1996 |
1997 |
1998 |
Валовая до-быча попутного газа, тыс. м3
|
44741 |
25100 |
25130 |
Динамика 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)•4255•68,5 = 1.369.897 тыс. м³
А в 1998 году увеличение добычи нефти компенсировало
эти потери на
(4302 – 4255)•68,5•8,6 = 27687 тыс. м³.
Таблица 2.2
ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ
Показатели |
1996 |
1997 |
1998 |
Абсолютный прирост “+” -
“-” |
Темп роста,
%
|
97к96 |
98к97 |
97к96 |
98к97 |
1.Валовая добыча нефти |
4854 |
4255 |
4302 |
- 599 |
+ 47 |
87,6 |
101,1 |
2.Объем валовой продукции |
301420 |
1036691 |
1073875 |
+ 36184 |
+735271 |
343,9 |
103,5 |
3.Объем работы в
эксплуатации скважин |
22712 |
20586 |
20768 |
- 2126 |
+ 182
|
90,6
|
100,8 |
4.Средмес. дебит,
т/скв.-мес. |
235 |
228,1 |
229,1 |
- 6,9 |
+ 1 |
97,1 |
103,5 |
5.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.
ФОНД ДВИЖЕНИЯ СКВАЖИН
Показатели |
1996г. |
1997г. |
1998г. |
1.Эксплуатационный фонд
скв., скв. |
1992 |
1982 |
1984 |
2.Уменьшение числа скважин |
180 |
203 |
194 |
3.Введено из бурения, скв. |
170 |
148 |
122 |
4.Остановлено для вывода в
бездействие, скв. |
90 |
80 |
92 |
5.Введено из бездействия,
скв. |
175 |
148 |
267 |
6.Календарный фонд времени,
скв.мес. |
22712 |
20586 |
20768 |
7.Время работы с учетом
меньшего числа скважин (эффективный фонд времени ) скв.мес. |
20066 |
20180 |
20427 |
8.Время работы скважин,
скв.мес. |
20142 |
20180 |
20099 |
9.Сокращение времени
бездействия скважин, скв. мес. |
8640 |
8560 |
7749 |
10.В том числе из-за
меньшей продуктивности:
а) ремонтных работ
б) аварийных работ
|
185260
4102
|
307656
3936
|
168120
2160
|
11.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.
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 основных фондов;
- степень обновления основных фондов;
-коэффициент
экстенсивного, интенсивного и интегрального использования оборудования.
-
Фондовооруженность определяется по
формуле:
kф.в.= Ф0 / Чр (2.2)
где Ф - среднегодовая стоимость основных фондов
Чр -
численность рабочих
- Машиновооруженность определяют по формуле:
Км.в.= Фак/ Чр
(2.3)
где Фак -
стоимость активной части основных фондов (общая средне-годовая стоимость
основных фондов минус стоимость зданий, сооружений, быстроизнашивающегося
инвентаря).
-
Энерговооруженность определяют по
формуле :
Кэ= Э/ t
(2.4)
где
Э - количество потребляемой электроэнергии на производственные цели:
t -
количество отработанных человеко-часов (или численность рабочих).
-
Коэффициент автоматизации и
механизации работ (труда) рассчитывают по формулам:
-
Ка.м.= Ча.м./ Чоб.
(2.5)
или
Ка.м.= tа.м./ t
(2.6)
где
Ча.м. - численность рабочих, занятых на механизированных и автоматизированных
работах;
Чоб. - общая численность рабочих;
tа.м.
- время работы на автоматизированных или механизированных процессах;
t -
общая продолжительность их работы.
Фондовооруженность и механизированность - наиболее
общие показатели оснащенности предприятия (табл.2.5).
Таблица. 2.5.
ПОКАЗАТЕЛИ ОСНАЩЕННОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ
П о к а з а те л ь |
1996 |
1997 |
1998 |
Изменения
97 к 96
|
я %
98 к 97
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1. Среднегодовая стоимость
осн.ф.,
млн.руб.
|
4395.695 |
4698.276 |
4803.844 |
+19.3
|
+ 2,2 |
2.в том числе активной их
части, млн.руб. |
2875.621 |
3177.735 |
3417.593 |
+18.6 |
+ 7,5 |
3. Численность работников
занятых а наиб.смену |
6432 |
6920 |
6563 |
+ 2.0 |
- 5.1 |
4. Фондовооруженность,
млн.руб./чел. |
683,4 |
678,9 |
731,9 |
+5.5. |
+ 7.8. |
5. Машиновооруженность
млн.руб/чел. |
447.1 |
459.2 |
520.7 |
+16.5 |
+ 13.3 |
По данным табл.2.5 фондовооруженность и
машиновооруженность в НГДУ возросли по сравнению с предшествующими годами в
1997г на 5.5% и 16%, и в 1998г. на 7.8% и 13.3%. Рост фондовооруженности
предприятия вызван улучшением оснащения НГДУ прогрессивной техникой по
сравнению с предшествующими годами. Следует также обратить внимание на условия
труда. Повышение технического уровня производства может быть связано с
облегчением труда рабочих и улучшением условий труда.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
|