Диплом: Оборотные средства в сфере деятельности предприятия
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.
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
Уровень автоматизации в анализируемом НГДУ повысился, что свидетельствует о
повышении автоматизации. Коэффициент автоматизации повысился в 1997г, по
сравнению с предшествующим годом на 0.07%; а в 1998г по сравнению с 1997г -
на 0.04%. Как мы видим (по табл. 2.6) в 1997 году по сравнению с 1998 годом
уровень автоматизации был выше, что свидетельствует о высоком его уровне на
предприятии в 1997 году. В 1998 году задание по автоматизации было
недовыполнено.
Коэффициент годности (сохранности) основных фондов К - это отношение полной
первоначальной стоимости основных фондов промышленно-производственной группы
Фпп.г. по состоянию на конец года за вычетом износа Ипп.г. на эту же дату к
полной первоначальной стоимости.
К = Фпп.г.- Ипп.г./Фпп.г. * 100 (2.7)
Произведем расчет коэффициентов годности основных фондов по табл. 2.7.
Таблица 2.7.
АНАЛИЗ КОЭФФИЦИЕНТОВ ГОДНОСТИ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ
Показатель
1996
1997
1998
Изменение %.
97 к 96
98 к 97
1. Первоначальная стоимость основ.фондов промышленно-произв.
группы на конец года,
млн.руб
3287 540
3295 584
3803 732
100.2
115.4
2. Износ основ. фондов по этой же группе, млн.руб.
1274 832
1274 937
1287 369
100
100.9
3. Коэффициент годности, %
61.2
61.3
66.1
100.1
107.8
Коэффициент годности в 1997 году по сравнению с предшествующим годом
повысился на 0.2%, а в 1998 году по сравнению с 1997 годом - на 15.45, это
свидетельствует о введении в отчетном году новых средств труда в наибольшем
количестве, чем в предшествующем году.
Коэффициент обновления основных фондов Ко отражает ввод новых технологических
процессов, модернизацию и реконструкцию действующих технологических установок
и оборудования. Его рассчитывают по формуле
Ко= Фн/Фо * 100, (2.8)
где Фн - стоимость вновь введенных основных фондов, млн.руб.
Фо - стоимость всех основных фондов на конец года, млн.руб.
Коэффициент экстенсивного использования оборудования Кэ характеризует
загрузку его во времени :
Кэ = Тр/Тк, (2.9)
где Тр - время работы оборудования, ч;
Т к- календарное время, ч.
В НГДУ экстенсивное использование скважин характеризуется использованием
фонда скважин Кф и коэффициентом эксплуатации Кэ.
2.3. АНАЛИЗ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА.
Производительность труда характеризует эффективность конкретного живого труда,
создающего потребительные стоимости.
Уровень производительности труда зависит от многих факторов: технической
оснащенности и применяемой технологии; квалификации работников; организации
труда и производства; условий труда и быта работников; постоянства состава
работников и др.
В нефтегазодобывающей промышленности, в отличии от многих других отраслей, на
уровень производительности труда влияют природные факторы. В частности,
добыча нефти зависит от дебита скважины, способа эксплуатации, стадии
разработки месторождения и т.д.
В уровне производительности труда отражаются результаты улучшения техники,
технологии и организации труда, использование основных фондов, материалов,
рабочей силы.
Производительность труда оценивают в натуральных (или условно-натуральных),
стоимостных и трудовых показателях.
При натуральном методе производительность труда П равна :
П= Q/Чп.п.
(2.10)
где Q - объем добычи нефти или газа, т.,куб.м.
Чп.п.- численность промышленного производственного
персонала,чел.
При стоимостном методе:
П= Т/Чп.п. или П= ЧП/Чп.п., (2.11)
где Т - товарная продукция, млн.руб;
ЧП - чистая продукция, млн.руб;
При трудовом методе :
П= ΣQt /Чп.п.
(2.12)
В качестве расчетных показателей используется часовая и дневная выработка на
одного рабочего.
В НГДУ производительность труда чаще всего оценивается объемом добытой нефти
и газа (т., 1000 куб.м) или объемом валовой продукции (тыс.руб) в расчете на
одного среднесписочного работника или на один отработанный человеко-день
(чел-час).
Производительность труда можно определить отношением среднемесячного дебита
скважин к удельным затратам труда на обслуживание одной скважины :
П= q/Нуд (2.13)
где q - средний дебит на 1скв.-мес.эксплуатации,т.
Нуд - удельные затраты труда на 1скв.-мес.эксплуатации, чел.ч.
Этот показатель отражает изменение затрат живого труда в связи с
совершенствованием техники и технологии нефтедобычи, автоматизацией и
телемеханизацией производства, улучшением организации труда и производства и
не подвержен влиянию изменения цен.
В НГДУ производительность труда зависит от двух факторов:
1. производительности скважин;
2. удельной численности работников, обслуживающих скважины.
Индекс роста производительности труда 1п определяют:
1п= Пф/Пб = фНудб/ б Нудф (2.14)
Изменение производительности труда в зависимости от производительности скважин
П = ф- б/ Нуд.ф. (2.15)
Влияние удельной численности работников на изменение производительности труда
выражается зависимостью
Пнуд.= б/Нуд.ф - б/ Нуд.б. (2.16)
Рассмотрим динамику объема выпускаемой продукции на анализируемом предприятии.
Таблица 2.8
ДИНАМИКА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА
П о к а з а т е л ь
1996
1997
1998
Изменение %
1
2
3
4
5
6
к 96
к 97
1. Добыча нефти,т.т.
4854
4255
4302
87.6
101.1
2. Валовая продукция
в неиз-х ценах, млн.р.
301420
1036 691
1073 675
343.9
103.5
3. Численность ППП
1921
1908
1864
99.3
97.7
4.Средний дебитскважин числившийся т/скв./мес
235.0
228.1
229.1
97.1
100.4
5. Добыча нефти на одного работающего
(ППП) Т/год
2527
2230
2308
88.2
103.5
6. Среднегодовая выработка одного работающего (ППП)
руб/чел
156.9
543.3
576.1
346.3
106.0
7. Удельная численность обслуживания одной скважины, чел.
Рефераты бесплатно, курсовые, дипломы, научные работы, реферат бесплатно, сочинения, курсовые работы, реферат, доклады, рефераты, рефераты скачать, рефераты на тему и многое другое.
