Анализ и экономические методы повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений

     Показателем  загрязнения  пресных  вод служит наличие в воде нефти  и нефтепродуктов.

     Уровень загрязнения атмосферного воздуха  инградиентами выбрасываемыми источниками, расположенными на территории месторождения, ведутся на основании данных первичного учета расчетным методом в соответствии с нормативными документами (экологический паспорт предприятия).

     Характеристика  выбросов загрязняющих веществ дана для основных источников выделений  по каждой площадке для факелов низкого, высокого давления, нагревателей, насосов, отстойников, резервуаров и другого технологического оборудования; промысловых скважин и замерного оборудования; автотранспорта и тракторной техники, находящихся на территории базы их хранения и в зоне обслуживания; для цехов и участков обслуживания.

     Выброс  в атмосферу происходит в основном от сжигания газа на факелах, через  дыхательный клапан резервуара, фланцевые  соединения сепараторов, сальниковые  уплотнения насосов, запорную арматуру трубопроводов. В атмосферу выделяется: диоксид азота, оксид углерода, сернистый ангедрид, сажа, углеводороды (по бензину), метан.

     Высокая степень герметичности нефтепромыслового  оборудования обеспечивает минимальные  потери нефти.

     Для снижения объемов вредных выбросов в окружающую среду необходимо предприятиям проводить целый ряд мероприятий. Рассмотрим некоторые мероприятия, связанные с герметизацией поверхностных нефтепромысловых сооружений. 

     1. Обеспечить защиту от коррозии  внутренней поверхности трубопроводов  систем нефтесбора и ППД ингибиторами  коррозии и бактерицидами.

     2. В системе ППД желательно использовать  полиэтиленовые армированые   трубы, коррозийностойкие или  с эпоксидным покрытием.

     3. Использовать насосы и запорно-регулирующую  арматуру в антикоррозийном исполнении.

     4. Обеспечить герметичность насосного оборудования на ДНС и КНС и других установках.

     5. Не допускать потерь химреагентов  при использовании их в технологическом  процессе,  при хранении и транспортировке.

     6. Обваловка  кустов, резервуаров,  очистных сооружений должна быть  в пределах нормы.

     7. Технологические блоки ГЗУ, ДНС,  КНС размещать на бетонированных  площадках с  гидроизолированными  бордюрами,  сливными колодцами  и ограждениями,  с последующим  утилизированием ливневых стоков.

       8. При бурении скважины производить  утилизацию нефти и пластовых вод, а также при ремонтных работах на скважинах,  трубопроводах и резервуарах с использованием герметичных емкостей и поддонов.

     Другие  мероприятия связаны с герметизацией подземных нефтяных сооружений и на предприятии существует план проведения данных мероприятий и осуществляется своевременный контроль. 
 

2.2. Анализ  себестоимости продукции

      За 2003 г. себестоимость товарной продукции  составила 10 195 075 тыс. рублей, что на  2 616 178 тыс. рублей больше плана.

     Перерасход  получен по следующим статьям:

• по статье «Вспомогательные материалы»  перерасход составил 27 157 т. руб. за счет увеличения затрат на нефть для технологических нужд и на потери нефти, вследствие роста  себестоимости добычи 1 тонны нефти. По материалам в добыче нефти, без учета внутрипроизводственного оборота (нефти на технологические нужды и потери при транспортировке и подготовке) получена экономия 590 тыс. руб.;
• по статье «Энергия»  - 122 436 тыс. руб. за счет перевыполнения плана по добыче нефти и роста тарифов на электроэнергию;
• по статье «Фонд оплаты труда»  - 22 533 тыс. руб. за счет реструктуризации ОАО «Удмуртнефть»;
• по статье «Амортизация» -  86 520 тыс. руб. вследствие проводимой реструктуризации;
• по статье «Прочие денежные расходы» за счет увеличения затрат по налогам, уплачиваемых предприятием, а также вследствие отражения в течение 1 квартала 2003 г. затрат филиалов ОАО «Удмуртнефть»  в данной статье в связи с затянувшимися сроками перехода филиалов ОАО "Удмуртнефть" в ЗСК;
• по статье «Коммерческие расходы» вследствие увеличения поставок на экспорт и роста тарифов, а также за счет транспортировки нефти железнодорожным транспортом.

     Получена  экономия по следующим статьям:

• «Топливо» за счет снижения количества потребляемого газа;
• «Работы и услуги промышленного характера» за счет отражения фактических затрат филиалов в статье «Прочие денежные расходы» в течение 1 квартала 2003 г. в связи с затянувшимися сроками перехода филиалов ОАО «Удмуртнефть» в ЗСК, при этом затраты планировались в статье «Работы и услуги промышленного характера».

     Себестоимость 1 тонны товарной нефти за 2003 год  составила 1 899,09 рублей, что на 455,18 рубля больше плана. По сравнению с 2002 г. полная себестоимость товарной продукции увеличилась на 1 865 078 тыс. рублей за счет повышения тарифов на электроэнергию, роста налоговых отчислений. За 2003 г. затраты на подъем нефти с АУР (без амортизации, лизинга, аренды) составили 2,76 долларов на баррель, что на 0,41 доллара на баррель меньше плана.

     Себестоимость продукции является важным показателем, характеризующим работу предприятия. От ее уровня зависят финансовые результаты деятельности предприятия, темпы расширенного воспроизводства, финансовое состояние субъекта хозяйствования.

     Анализ  себестоимость продукции имеет  очень важное значение. Он позволяет  выяснить тенденции изменения данного  показателя, выполнения плана по его уровню, определить влияние факторов на его прирост, установить резервы и выработать корректирующие меры по использованию возможностей снижения себестоимости продукции.

     Основными источниками резервов снижения себестоимости  продукции являются: увеличение объема ее производства за счет более полного использования производственной мощности предприятия; сокращение затрат на ее производство за счет повышения уровня производительности труда, экономного использования сырья, материалов, электроэнергии, топлива, сокращения непроизводственных расходов. 
 

     2.3. Правовое регулирование нефтегазодобывающей отрасли

       В законе "О недрах" определен порядок лицензирования предприятий, компетенция органов государственной  власти, органов местного самоуправления в сфере регулирования отношений недропользователей. Текст закона начинается с понятия "недра". Недра являются частью земной коры, расположенной ниже почвенного слоя, а при его отсутствии - ниже земной поверхности и дна водоемов и водотоков, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения.

     Законодательство  Российской Федерации о недрах основывается на Конституции Российской Федерации  и состоит из Закона "О недрах" и принимаемых в соответствии с ним других федеральных законов и иных нормативных правовых актов, а также законов и иных нормативных правовых актов субъектов Российской Федерации.

     Отношения, связанные с использованием и  охраной земель, вод, растительного  и животного мира, атмосферного воздуха, возникающие при пользовании недрами, регулируются соответствующим законодательством Российской Федерации и законодательством субъектов Российской Федерации.

     Субъекты  Российской Федерации принимают  свои законы и иные нормативные правовые акты в целях регулирования отношений недропользования в пределах своих полномочий.

     Органы  местного самоуправления вправе осуществлять регулирование отношений недропользования в пределах предоставленных им действующим  законодательством полномочий.

     Часть месторождений федерального значения, в том числе освоенных и подготовленных к добыче полезных ископаемых, включается в федеральных фонд резервных месторождений.

     Порядок отнесения участков недр к объектам федерального значения, в том числе  к федеральному фонду резервных  месторождений полезных ископаемых, условия пользования ими, а также порядок отнесения их к федеральной собственности устанавливаются федеральными законами.

     При пользовании недрами уплачиваются следующие платежи:

     1. разовые платежи за пользование  недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии;

     2. регулярные платежи за пользование  недрами;

     3. плата за геологическую информацию  о недрах;

     4. сбор за участие в конкурсе (аукционе);

     5. сбор за выдачу лицензий.

     Кроме того, пользователи недр уплачивают другие налоги и сборы, установленные в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах.

     Регулярные  платежи за пользование недрами  взимаются с пользователей недр отдельно по каждому виду работ.

     В настоящий момент вопросы, связанные  с экологией нефтедобычи и нефтепереработки, требуют государственного регулирования. Под государственным регулированием нефтедобычи подразумевается проведение федеральной и региональной политики, направленной на формирование таких условий экологически эффективного природопользования, при которых собственные интересы производителя побуждали бы его действовать в интересах государства и устойчивого развития общества. Безусловно, в быстро меняющихся условиях современной экономики нельзя раз и навсегда найти решение, удовлетворяющее интересы всех субъектов недропользования, но можно постоянно поддерживать между ними некоторое динамическое равновесие отрасли, то есть такое развитие нефтедобычи, которое «Удовлетворяет потребности настоящего времени, но не ставит под угрозу способность будущих поколений удовлетворять свои собственные потребности». 

     2.4. Анализ дебиторской и кредиторской задолженностей

     Уровень дебиторской задолженности определяется многими факторами: видом продукции, емкостью рынка, степенью насыщенности рынка продукцией, принятой на предприятии системой расчетов. Последний фактор особенно важен для финансового управляющего.

     Управление  дебиторской задолженностью предполагает, прежде всего, контроль за оборачиваемостью средств в расчетах. Ускорение оборачиваемости в принципе рассматривается как положительное явление. Управление дебиторской задолженностью включает в себя группировку долгов по "возрасту"  и степени уверенности в их погашении. Балансовая группировка предполагает выделение двух групп: долги, которые могут быть погашены в течение 12 месяцев, и долги, которые будут погашены в срок более 12 месяцев.

     Для эффективного управления дебиторской  задолженностью финансовая служба должна систематически рассчитывать значения так называемых дебиторских коэффициентов  и сравнивать их с нормативными или оптимальными для данного предприятия величинами.

                                                                                           Таблица 6

     Состояние дебиторской задолженности предприятия