РефератБар.ру: | Главная | Карта сайта | Справка
Оборотные средства в сфере деятельности предприятия. Реферат.

Разделы: Мировая экономика | Заказать реферат, диплом

Полнотекстовый поиск:




     Страница: 2 из 12
     <-- предыдущая следующая -->

Перейти на страницу:
скачать реферат | 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 






В 1997 году добыча природного газа не выполнена на 19641 тыс. м (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. м
А в 1998 году увеличение добычи нефти компенсировало эти потери на
(4302 – 4255)•68,5•8,6 = 27687 тыс. м.

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.
Таблица 2.3
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.


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 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.
В связи с частичной, а в отдельных случаях полной автоматизацией производственных процессов в нефтегазодобыче, технический уровень НГДУ целесообразно характеризовать коэффициентом автоматизации (Таб.№2.6).


Таблица 2.6.
КОЭФФИЦИЕНТЫ АВТОМАТИЗАЦИИ НГДУ

Показатель

1996
1997
1998
Изменения %, по сравнению




97 к 96
98 к 97



1. Численность произ-
водствен.персонала,
чел.


1921

1908

1864
- 0.7

- 2.3

2. Из них занято на автоматизиров. работах

710
820
872
+ 22.8
+ 6.3

3.Коэффициент автома-тизации

0.36
0.43
0.47
+ 19.4
+ 9.3




     Страница: 2 из 12
     <-- предыдущая следующая -->

Перейти на страницу:
скачать реферат | 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

© 2007 ReferatBar.RU - Главная | Карта сайта | Справка