МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МОСКОВКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
КУРСОВАЯ РАБОТА
ПО ДИСЦИПЛИНЕ “ЭКОНОМИКА”
на тему:
“Технико-экономический анализ выполнения производственной программы буровым предприятием”
Выполнил: НЕДОСПАСОВ Н. Г
Проверила:
Москва, 2009
Задание на курсовое проектирование
Введение. Необходимость вскрытия неиспользованных внутрипроизводственных резервов в бурении и мобилизации этих ресурсов.
Краткая геолого-географическая и технико-технологическая характеристика бурового предприятия. Его производственная структура.
Динамика основных технико-экономических показателей, характеризующих деятельность УБР за последние 2-3 года.
Плановые и фактические показатели, характеризующие производственную программу бурового предприятия. Общая оценка выполнения плана основного производства. Выявление причин, повлиявших на невыполнение или способствующих перевыполнению производственной программы.
Определение влияния скорости бурения на уровень выполнения плана основного производства. Анализ баланса времени бурения.
Выводы и рекомендации по использованию выявленных в процессе анализа резервов производства.
Введение
1. Производственная структура бурового предприятия
1.1 Геолого-географическая характеристика
1.2 Организационная структура
2. Динамика основных технико-экономических показателей за 2001г
3. Анализ технико-экономических показателей по факторам
3.1 Анализ проходки
3.2 Анализ производительности труда
3.3 Анализ фондовых отчислений (ФОТ)
3.4 Анализ изменения численности
3.5 Анализ использования фонда заработной платы (ФЗП)
3.6 Анализ продолжительности строительства скважин
3.7 Анализ себестоимости строительства скважин
3.8 Баланс рабочего времени, его анализ
4. Технико-экономический анализ выполнения производственной программы буровым предприятием
5. Выводы и рекомендации по использованию выявленных в процессе анализа резервов производства
Литература
Существенный спад общего промышленного производства в народном хозяйстве России, наблюдающийся в течении последнего десятилетия, во многом отрицательно повлиял и на нефтегазовую отрасль. В результате суммарная добыча нефти за этот период сократился почти в 2 раза и наметилась тенденция к снижению объемов добычи природного газа. К числу основных причин возникновения столь критической ситуации, по-видимому, следует отнести резкое (более чем в 4 раза) и необоснованное снижение объемов разведочного и эксплуатационного бурения нефтяных и газовых скважин.
Промысловая практика показывает, что в настоящее время в рамках существующей государственной налоговой системы нецелесообразно бурить скважины на старых нефтяных месторождениях, поскольку около 70% эксплуатационного фонда скважин эксплуатируется с низкими дебитами. Кроме того, более 1/3 разрабатываемых залежей нефти имеют обводненность, достигающую 70% и более, с тенденцией к росту. По этой причине промысловики вынуждены значительное число скважин переводить в консервацию или в категорию бездействующих, поскольку они эксплуатируются на гране рентабельности и нередко являются убыточными для производителей.
В сложившихся рыночных условиях финансирования и постоянного роста цен на энергоносители, оборудование, материалы и услуги подрядчиков конечная суммарная стоимость строительства новых скважин возрастает настолько, что часто не окупается добываемой продукцией и их бурение становится нерентабельным.
Разбуривание и ввод в разработку новых более перспективных месторождений, как правило, ограничивается в связи с большими дополнительными затратами средств и времени, обусловленными более тяжелыми географическими, климатическими и сложными геолого-техническими условиями бурения.
Вполне очевидно, что в сложившихся условиях ограниченные финансовые возможности и налоговые ограничения нефтяных компаний и буровых предприятий не позволяют надеяться на существенный рост их инвестиций в направлении увеличения объемов бурения их скважин. В связи с этим возникает необходимость поиска, разработки и практической реализации новых, наиболее перспективных технологий, обеспечивающих сокращение финансовых, материально-технических и временных затрат на выполнение как основных так и вспомогательных операций в цикле строительства скважин.
В данной курсовой работе рассмотрен технико-экономический анализ выполнения производственной программы предприятия "Управления по зарезке боковых стволов и капитальному ремонта скважин" ОАО "Сургутнефтегаз". Анализ производственной программы предприятия является одной из сторон управления производством, так как материалы анализа служат основанием для планирования, прогнозирования, стратегией деятельности предприятия. Анализ производственной программы предприятия представляет собой процесс изучения работы предприятия как в целом, так и отдельных ее структурных подразделений. Конечной целью анализа является выявление причин отклонения производственной деятельности с целью дальнейшей оценки.
Восточно-Еловое нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 30 километрах северо-восточнее г. Сургут. Рядом расположены крупные месторождения: Восточно-Сургутское и Родниковое. Через г. Сургут проходит железная дорога, в г. Сургут расположен крупный порт Обь-Иртышского пароходства, большой аэропорт, крупнейшая в Сибири ГРЭС.
Район месторождения представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к северу широту течения реки Оби, которая судоходна в течение всей навигации: со второй половины мая до конца октября. Гидрографическая сеть представлена судоходной рекой Тромъеган, много озер.
Грунтовые воды на территории месторождения встречаются на глубине от 4 до 15 м.
Толщина торфяного слоя доходит до 5 м, растительного покрова 0,3-0,5 м. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием на водоразделах хвойных деревьев и тальниковых кустарников.
Климат района резко континентальный. Среднегодовая температура колеблется от -3, 20С до -2,60С. Среднее количество осадков достигает 500-550 мм в год. Толщина снегового покрова в среднем 0,6 м, но в низких местах и в лесу достигает 1,0-1,5 м. Толщина льда на реках и озерах 0,35-0,75 м.
В результате поисково-разведочных работ на строительные материалы в Сургутском районе открыты месторождения керамзитовых и кирпичных глин, строительных песков, песчано-гравийные смеси. Кроме того, здесь имеются большие запасы торфа, гравия, песка, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства автодорог, в промышленном и гражданском строительстве. Важным строительным материалом является лес.
В качестве основного источника для централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения служат подземные воды отложений атлым-новомихайловского водоносного горизонта палеогенового возраста. Залегающего на глубине 200-300 м: эффективная толщина горизонта 60 м, величина напора над кровлей - 160 м. Для поддержания пластового давления при эксплуатации месторождения используются воды горизонтов сеном-альб-аптского водоносного комплекса.
Восточно-Еловое месторождение введено в эксплуатацию в 1992 году. Объектами разработки являются продуктивные пласты ЮС1 и южная залежь пласта БС12 Родникового месторождения, которая в плане совпадает с залежью ЮС1 Восточно-Елового месторождения. Согласно технологической схеме разработки предусматривается:
выделение двух эксплуатационных объектов - БС12 и ЮС1;
применение трехрядной системы размещения скважин по сетке 400´400 в разбуренной части месторождения по сетке 500´500 м в районе разведочной скважины 91-р;
общий фонд скважин - 219, в т. ч.
добывающих - 154;
нагнетательных - 61;
водозаборных - 4;
проектные уровни: добыча нефти - 168 тыс. т
жидкости - 485 тыс. т
растворенного газа - 13 млн. м3
закачки воды - 695 тыс. м3
способ эксплуатации - механизированный - ШГН, ШВН;
закачиваемый агент - апт-альб сеноманская вода.
За 2001 год по месторождению добыто 184 тыс. т нефти. Что выше проектного уровня на 21 тыс. т. Превышение проектного уровня достигнуто за счет увеличения фонда добывающих скважин, пробуренной в восточной части месторождения, где коллекторские свойства пласта значительно лучше.
Фонд добывающих скважин составил 154 при проектном 125, нагнетательных - 61 при проектном 44. средний дебит по нефти составил 3,5 т/сут при проектном 4,6 т/сут, по жидкости 6,5 т/сут при проектной 13,6 т/сут.
Отобрано с начала разработки 673 тыс. т нефти или 25% от начальных извлекаемых запасов.
Введено из бурения 10 скважин, средний дебит из новых скважин 8,8 т/сут.
Из бездействующего фонда скважин предприятие "Управление по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин" ОАО "Сургутнефтегаз" проводит бурение боковых стволов с целью интенсификации добычи нефти. Средний дебит составляет 60 т/сут, а дебит скважин с двумя или тремя боковыми стволами составляет 100¸150 т/сут.
Организационная структура предприятия "Управление по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин" ОАО "Сургутнефтегаз" представлена на рисунке 1.1
Динамика основных технико-экономических показателей "Управления по зарезке боковых стволов и капитального ремонта скважин" ОАО "Сургутнефтегаз" представлена в таблице 2.1