Планирование себестоимости продукции на нефтегазодобывающем предприятии

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 10 Марта 2016 в 13:12, курсовая работа

Описание работы

В настоящее время все предприятия нефтегазового комплекса преобразованы в открытые акционерные общества с вертикально-интегрированной структурой и в общества с ограниченной ответственностью. Добычу нефти в Российской Федерации осуществляют 102 акционерных общества и 11 нефтяных компаний.
Отказ в начале 90-х годов от централизованного руководства плановой работой на разных уровнях совпал с резким ухудшением экономического положения большинства предприятий. Приватизация предприятий нефтегазового комплекса поставила трудные проблемы выживания акционерных обществ.

Содержание работы

Введение………………………………………………………………………....2
I. Планирование и формирование себестоимости на нефтегазодобывающих предприятиях………………………………………………………………….…3
1.1 Содержание, цели и задачи планирования…………………………….…..3
1.2 Себестоимость……………………………………………………………...13
1.3 Факторы, влияющие на себестоимость…………………………………...27
II. Планирование себестоимости добычи нефти…………………………….29
2.1 Классификация калькуляционных статей затрат на добычу нефти…….29
2.2 Планирование калькуляции себестоимости добычи нефти……………..30
2.3 Планирование калькуляции себестоимости продукции………………....36
III. Мероприятия по снижению себестоимости……………………………..38
Заключение……………………………………………………………………...43

Файлы: 1 файл

курс2.docx

— 198.12 Кб (Скачать файл)

Факторы, влияющие на себестоимость продукции, можно классифицировать по нескольким признакам.

1. По  содержанию выделяют технические  и технологические факторы. К  техническим можно отнести, например, внедрение новой прогрессивной  техники, механизация и автоматизация  производства, научно-технические достижения, улучшение использования основных  фондов, техническая и энергетическая вооруженность труда. К технологическим – изменение ассортимента продукции; продолжительность производственного цикла; улучшение использования и применение новых видов сырья и материалов, применение экономичных заменителей и полное использование отходов в производстве; совершенствование технологии продукции, снижение ее материалоемкости и трудоемкости.

2. По  времени возникновения выделяют  планируемые и внезапные факторы. Предприятие может планировать  следующие мероприятия – ввод  и освоение новых цехов; подготовка  и освоение новых видов продукции  и новых технологических процессов; оптимальное размещение отдельных  видов продукции по предприятию. К внезапным (не планируемым) факторам  относятся производственные потери; изменение состава и качества  сырья; изменение природных условий; отклонения от установленных  норм выработки продукции и другие.

3. По  месту возникновения факторы  делятся на внешние (независящие  от предприятия) и внутренние (зависящие  от предприятия). На себестоимость  продукции независимо от предприятия  может повлиять экономическая  обстановка в стране, инфляция; природно-климатические  условия; технический и технологический  прогресс; изменение налогового  законодательства и другие факторы. К внутренним можно отнести  производственную структуру предприятия; структуру управления; уровень концентрации  и специализации производства; продолжительность производственного цикла.

4. По  назначению выделяют основные  и второстепенные факторы. Данная  группа факторов зависит от  специализации предприятия. Если  рассматривать материалоемкое производство, например, мясоперерабатывающее предприятие, то к основным можно отнести  следующие факторы: цены на материальные  ресурсы и расход сырья и  других материалов; техническая  вооруженность труда; технологический  уровень производства; норма выработки  продукции; номенклатура и ассортимент  продукции; организация производства  и труда. В меньшей степени  на себестоимость продукции повлияет  структура управления; природно-климатические  условия; заработная плата производственных  рабочих.

 

 

 

 

 

II Планирование себестоимости добычи нефти

 

2.1 Классификация калькуляционных статей затрат на добычу нефти

Планирование, учет и калькулирование себестоимости добычи нефти осуществляется в разрезе следующих статей:

- расходы на энергию по извлечению нефти;

- расходы по искусственному воздействию на пласт;

- основная заработная плата производственных рабочих;

- дополнительная заработная плата производственных рабочих;

- отчисления на социальные нужды;

- амортизация скважин;

- расходы по сбору и транспортировке нефти;

- расходы по сбору и транспортировке газа;

- расходы по технологической подготовке нефти;

- расходы на подготовку и освоение производства;

- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;

- цеховые расходы;

- общепроизводственные расходы;

- прочие производственные расходы, включая отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и платежи за недра;

- коммерческие расходы.

 

2.2 Планирование калькуляции себестоимости добычи нефти 

В статью «Расходы на энергию по извлечению нефти» включаются энергетические затраты по механизированному (глубинными насосами, электроцентробежными погружными насосами), компрессорному и бескомпрессорному газлифтному способам извлечения нефти, состоящие из стоимости:

- электроэнергии, расходуемой на приведение в движение станков-качалок, групповых приводов, электроцентробежных погружных насосов;

- сжатого воздуха и газа, потребляемого при компрессорном способе извлечения нефти;

- газа природного, используемого при бескомпрессорном газлифтном способе извлечения нефти.

Затраты по статье определяются исходя из потребляемого количества электроэнергии, сжатого воздуха и газа и стоимости их единицы.

При планировании расходов на энергию по извлечению нефти используются действующие нормы удельного расхода на 1 т добычи жидкости: электроэнергии в кВт*ч, сжатого воздуха и газа в м .

Плановая и фактическая стоимость 1 кВт*ч электроэнергии, потребляемой для двигательных целей, определяется в смете затрат прокатно-ремонтного цеха электрооборудования и энергоснабжения, а также по данным учета фактических расходов этого производства.

Затраты на энергию по извлечению нефти на поверхность рассчитываются по формуле:

,          (10.1)

где – норма расхода электроэнергии на добычу 1 т жидкости, кВт*ч/т.;

      – объем добычи нефти, т.; 

      – цена 1 кВт*ч электроэнергии, руб.;

      – установленная мощность, кВт.;

      – плата за 1 кВт установленной мощности;

      – реактивная электроэнергия, квар.*ч.;

      – цена 1 квар.*ч.;

      – реактивная мощность, квар.;

      – цена 1 квара реактивной мощности, руб.

Затраты по статье полностью относятся на себестоимость добычи нефти.

В статью «Расходы по искусственному воздействию на пласт» включаются затраты, связанные с проведением работ по поддержанию пластового давления (работы по законтурному, внутриконторному, очаговому, площадному  заводнению) и повышению нефтеотдачи пластов (работы по закачке ПАВ и пара, термическому воздействию на пласт).

Эти затраты планируются по цеху ППД. Они включают затраты на энергию, стоимость воздуха и газа, амортизацию нагнетательных скважин и других основных фондов цеха ППД, основную и дополнительную заработную плату, отчисления на социальные нужды, цеховые расходы.

Затраты относятся на себестоимость добычи нефти.

В статью «Основная заработная плата производственных рабочих» и «Дополнительная заработная плата производственных рабочих» включается основная и дополнительная заработная плата операторов по добыче нефти и газа, находящихся в ведении цехов по добыче нефти и газа, занятых на работах по обслуживанию скважин и групповых замерных установок.

Эти затраты относятся на себестоимость добычи нефти и газа пропорционально количеству скважино-месяцев, числившихся по действующим нефтяным и газовым скважинам.

В статью «Амортизация скважин» включаются амортизационные отчисления на полное восстановление, производимые по действующим нормам амортизации от стоимости нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных и контрольных скважин.

Особенности расчета амортизации по нефтяным и газовым скважинам:

1) начисление  амортизации на полное восстановление  производится по установленным  нормам амортизации по нефтяным  скважинам в течение 15 лет (6,7%), по  газовым скважинам – 12 лет (8,2%) независимо  от фактического срока их службы;

  1. не производятся амортизационные отчисления по нефтяным и газовым скважинам, временно законсервированным в установленном порядке, в течение всего времени консервации до ввода этих скважин в эксплуатацию;
  2. по ликвидированным скважинам амортизационные отчисления производятся до полного погашения их первоначальной стоимости, то есть до исчисления 15-тилетнего или 12-тилетнего срока начисления амортизации.

Расчет суммы амортизационных отчислений производится по трем группам скважин: по новым скважинам, вводимым в эксплуатацию в планируемом году; по переходящим с прошлого года скважинам, срок амортизации которых истекает в планируемом году; по скважинам, срок амортизации которых не истекает в планируемом году.

Амортизационные отчисления по нефтяным скважинам относятся на себестоимость добычи нефти, по газовым – на себестоимость добычи газа.

В статью «Расходы по сбору и транспортировке нефти» включаются:

  1. затраты, связанные со сбором, перекачкой и хранением нефти, состоящие из расходов по содержанию и эксплуатации:

- сети нефтепроводов (выкидных линий, сборных коллекторов и др.) от устья нефтяных скважин до емкостей товарного парка НГДУ, конденсатопроводов;

- насосных станций (пунктов);

- нефтеемкостей, земерных групповых  установок, мерников, булитов и др.

- ловушечных устройств для улавливания нефти.

  1. Стоимость потерь нефти в пределах установленных норм при добыче и хранении в товарных емкостях, а также при перекачке по нефтепроводам, выходящих из товарных нефтяных емкостей.

Затраты по статье относятся на себестоимость нефти.

В статью «Расходы по сбору и транспортировке газа» включаются расходы по сбору, сепарации (отделению газа от нефти) и транспортировке газа, состоящие из затрат по содержанию и эксплуатации:

- сети газопроводов (выкидных линий от устья газовых скважин, сборных коллекторов, шлейфов, магистральных газопроводов);

- сепараторных установок, групповых газовых установок, дожимных компрессорных станций, насосных станций и другого технологического оборудования.

Затраты по статье относятся на себестоимость добычи попутного и природного газа пропорционально их валовой добыче.

В статью «Расходы по технологической подготовке нефти» включаются:

- стоимость реагентов, используемых в технологическом процессе подготовки нефти;

- затраты по содержанию и эксплуатации технологических установок (термохимических, комплексной подготовки нефти) и другого технологического оборудования, используемого при подготовке и стабилизации нефти;

- стоимость технологических потерь нефти при ее подготовке в пределах нормативов.

Затраты по статье относятся на себестоимость добычи нефти.

В статью «Расходы на подготовку и освоение производства» включаются затраты на подготовительные работы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих предприятий на вновь вводимых в разработку площадях.

Расходы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих предприятий, планируются в смете затрат на производство и учитываются в составе расходов будущих периодов. Величина этих расходов определяется сметой с необходимыми расчетами к ней, которая утверждается предприятием.

К расходам, включаемым в указанную смету, относятся:

- амортизация скважин при отсутствии оформления их консервации;

- амортизация прочих основных фондов производственного назначения;

- фонд оплаты труда и отчисления на социальные нужды;

- общепроизводственные расходы.

Погашение указанных расходов производится в срок до 12 месяцев с момента начала добычи нефти и газа

Расходы на подготовку и освоение производства относятся на себестоимость добычи нефти и природного газа пропорционально их валовой добыче. Включаются в себестоимость добычи нефти и природного газа по норме погашения, установленной на 1 т их валовой добычи, исходя из общей суммы расходов, длительности их погашения и планового объема добычи продукции в этом периоде.

В статью «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» включаются затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией наземного и подземного оборудования нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных и контрольных скважин, а также ремонтом указанных скважин.

На указанную статью относятся:

  1. стоимость штанговых насосов как при первоначальной установке, так и при их смене;
  2. затраты по подъему и спуску в скважины насосно-компрессорных труб, насосных штаг и электропогружных центробежных насосов;
  3. затраты на ремонт подземного оборудования: смена и ремонт штанговых насосов, электропогружных центробежных насосов, плунжеров и их частей, устранение обрыва или разворота насосно-компрессорных труб и насосных штанг и так далее;
  4. расходы по ремонту наземного оборудования: станков-качалок, групповых приводов, фонтанной и компрессорной арматуры, электромоторов, автотрансформаторов и станций управления электропогружных центробежных насосов, вышек, мачт, эстакад морских, оборудования автоматики и телемеханизации;
  5. стоимость материалов, необходимых для ухода за оборудованием и содержания его в рабочем состоянии: переводников и муфт трубных и штанговых, манометров, запасных частей к средствам автоматики и телемеханизации, установка которых производится непосредственно в местах эксплуатации оборудовании, смазочных материалов;
  6. амортизационные отчисления от стоимости наземного и подземного оборудования: насосно-компрессорных труб, насосных штанг, электропогружных центробежных насосов, станков-качалок, фонтанной и компрессорной арматуры, групповых приводов, электромоторов, вышек, мачт, мерников при скважинах, эстакад морских и другого оборудования;
  7. расходы, связанные с капитальным ремонтом и консервацией скважин, числящихся в составе основных фондов, производимые согласно действующей инструкции по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных и специальных скважин при их ликвидации или консервации, утвержденной в установленном порядке;
  8. расходы по работам, связанным с изменением погружения штанговых насосов, электропогружных центробежных насосов и лифтовых труб, с устранением песчаных  и парафинистых пробок, промывкой забоя скважин, их перфорированием, свабированием, тартанием и другим работам, выполняемым в процессе текущего подземного ремонта скважин.  

Информация о работе Планирование себестоимости продукции на нефтегазодобывающем предприятии