Планирование себестоимости продукции на нефтегазодобывающем предприятии

План себестоимости товарной продукции начинают составлять с расчета снижения себестоимости товарной продукции по основным технико-экономическим факторам. На уровень себестоимости товарной продукции  оказывают влияние большое количество факторов, объединяемых в следующие группы:

- повышение технического уровня  производства;

- совершенствование организации  труда, производства и управления  производством;

- изменение объёма и структуры  производимой продукции;

- природно-климатические факторы;

- прочие отраслевые факторы.

 В результате определяют  изменение себестоимости товарной  продукции в планируемом году  по сравнению с базисным годом  за счет влияния на ее уровень  природных, технических, технологических  и организационных факторов.

Влияние различных факторов на себестоимость товарной продукции определяют следующим образом.

I группа факторов (повышение технического уровня производства):

II группа факторов (совершенствование организации труда, производства и управления): улучшение организации труда, совершенствование управления производством, улучшение материально-технического снабжения, снижение непроизводительных расходов и т. д.

Эти мероприятия позволяют повысить производительность труда (или снизить темп ее падения) или приносят иной положительный эффект, что отразится на уровне себестоимости продукции. Расчет изменения себестоимости можно производить по приведенным выше формулам.

III группа факторов (изменение объема и структуры производимой продукции):

IV группа – изменение природных условий.

V группа – прочие факторы: ввод новых установок, внедрение новых методов, ввод новых насосных станций и т.п.

Влияние этих факторов на себестоимость продукции определяют исходя из сметы расходов на содержание новых объектов за вычетом амортизационных отчислений.

После этих расчетов составляют сводный расчет изменения себестоимости товарной продукции в планируемом периоде по сравнению с базисным (табл. 8.1.)

Таблица 8.1 – Сводный расчет изменения себестоимости товарной продукции по основным технико-экономическим факторам (цифры условные)

 

Наименование показателей	Сумма тыс. руб.
1	2
А. Товарная продукция в ценах и условиях, сопоставимых с базисным годом	39356
Б. Товарная продукция базисного года	41000
В. Затраты на 1 руб. товарной продукции базисного года, коп./руб.	90,2
Г. Себестоимость товарной продукции планируемого года исходя из уровня затрат базисного года (В*А)	35499
Д. Изменение  себестоимости в планируемом году по факторам, всего,	+494
в том числе:
Повышение технического уровня производства: - экономия от внедрения  мероприятий в предшествующем  году; - изменение норм расхода  электроэнергии; - изменение цен на материалы; - изменение трудоемкости  продукции Итого по группе I	-25 -510 -561 -16,4 -1112,4
Совершенствование организации труда и производства: - улучшение организации  труда; - снижение непроизводительных  расходов; - прочие Итого по группе II	-1,3 -9,0 -2,3 -12,6
Изменение объема и структуры производимой продукции: - изменение условно-постоянных  расходов; - изменение амортизационных  отчислений; - изменение структуры  производимой продукции Итого по группе III	+311 +950 +10 +1271
Изменение природных условий	+339
Прочие факторы	+9
Е. Себестоимость товарной продукции в сопоставимых с базисным годом ценах (Г±Д)	35993
Ж Затраты на 1 рубль товарной продукции в планируемом году (в ценах базисного года), коп./руб. (Е : А)	91,4
З. Изменение затрат в планируемом периоде по сравнению с базисным, % ((100*Ж/В) – 100)	1,3

 

На данный момент особо острыми проблемами, которые негативно отражаются на себестоимости, являются увеличение доли, трудноизвлекаемых запасов, ухудшение условий эксплуатации месторождений, добыча нефти и газа в неблагоприятных природно-климатических условиях, рост тарифов на энергию, высокие эксплуатационные издержки, обусловленные изношенностью основных фондов.

Из приведенного перечня проблем усилиями нефтегазовых компаний возможно решение проблемы обновления основных фондов. У большинства крупных и средних компаний нефтегазового сектора износ оборудования, участвующего в процессе производства, достигает 40-60% . Это провоцирует аварийные ситуации в деятельности компаний, является катализатором роста различных издержек по причинам утечки и выбросов углеводородов из промысловых трубопроводов вследствие коррозии оборудования, разливов и выбросов нефти и газа из-за конструкционных дефектов. В ряде случаев порывы в результате коррозии насосно-компрессорных труб провидят к потере скважин и значительным убыткам. По оценкам экспертов ежегодно на нефте- газопромысловых трубопроводах происходит до 40-70 тысяч отказов, 90% из которых являются следствием коррозионных разрушений металла. Исследования показывают, что эксплуатация 42% новых стальных труб не выдерживает пяти лет, а 17% эксплуатируются перед началом первых порывов меньше двух лет.

В целом по стране именно трубопроводы, которые проложены в северных зонах, обеспечивают наибольшую долю стресс-коррозионных разрушений среди подавляющего числа отказов. Из-за развития стресс-коррозионных трещин трубопровод становится непригодным для дальнейшей эксплуатации, так как в любой момент может произойти аварийная ситуация, результатом которой станут значительные издержки.

Вовлечение в хозяйственный процесс современных, антикоррозионных и долговечных  технологий, к которым можно отнести композитные трубы, является перспективным для всего нефтегазового комплекса.

Композитные трубы в зависимости от агрессивности среды имеют безаварийный срок службы 50 лет. Высокие физико-механические свойства композитных труб обеспечивают минимальные временные (в 3-4 раза меньше время монтажа) и транспортные расходы, их масса в 5-10 раз ниже, чем масса стальных труб. Для композитных труб нет необходимости производить затраты по защите от коррозии на ингибиторы и на монтаж установок катодной защиты, следовательно, нет дополнительных расходов на электрохимическую защиту.

Если учесть такие факторы, как трудоемкость монтажно-демотнажных работ, в том числе минимальная стоимость затрат при монтаже, невысокая стоимость обслуживания в процессе эксплуатации, то затраты для композитных труб за весь срок эксплуатации гораздо ниже, чем у стальных. Уникальные физико-механические свойства композитных труб могут обеспечить снижение затрат от простоев оборудования на ремонт и обслуживание, снижение операционных расходов, снижение капитальных затрат за весь срок эксплуатации оборудования. Периодичность и  продолжительность ремонта и монтажа композитных труб  ниже, чем стальных.

Сущность изобретения: композитная труба (1), включающая трубу (1) из сшитого полиэтилена и, по меньшей мере, один окружающий трубу (1) слой, причем между слоем (2) и трубой (1) расположена арматура (3), состоящая из, по меньшей мере, одной стальной нити (4), причем между арматурой (3) и трубой (1) предусмотрен промежуточной слой (5), и причем арматура (3) приварена между промежуточным слоем (5) и слоем (2), стальная нить (4) изготовлена из нержавеющей стали с содержанием хрома по меньшей мере 10 мас.%. Техническим результатом изобретения является повышение устойчивости к высоким нагрузкам.

 

 

 

 

 

Особую популярность композитные трубы будут иметь на нефтепромысловых трубопроводах, так как они не подвержены негативному влиянию различных примесей, поступающих из скважины вместе с нефтью.

 

Таблица 2 - Сравнительные затраты, связанные с использованием стальных и композитных труб диаметра d = 200 мм, давление P=18 МПа

Затраты	Стальная труба, руб	Композитная труба, руб	Экономия, руб.
Стоимость трубы (1 п.м.)	980	4730
ЗАТРАТЫ НА СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ
Затраты на монтаж	1860	1418
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ
Текущие затраты от коррозии	294	0
Затраты на ремонт и замену	9780	0
Суммарные затраты на 1 п.м.	12 914	6 148	6 766
Суммарные затраты на 1 км трубопровода	12 914 000	6 148 000	6 766 000

 

Результат расчетов продемонстрировал, что экономия при использовании композитных труб с учетом эксплуатационных затрат по сравнению со стальными трубами составит 6 764 900 руб. на 1 км трубопровода. Хорошо зарекомендовавшие себя на рынке композитные трубы не нуждаются в частой диагностике состояния ввиду их высокой прочности. Это также дает преимущества перед стальными трубами при затратах на монтажно-демонтажные работы.

Использование в хозяйственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий композитных труб обеспечит значительное сокращение различных издержек, связанных с добычей, и благоприятно отразится на себестоимости.

 

                                          Заключение

 

Эпоха дешевой нефти закончилась. Сегодня нефтегазовые компании сталкиваются с проблемами роста труднодоступных месторождений, требующие применения прогрессивных технологий. Для устойчивого развития компаниям нефтегазового сектора необходимо снижать себестоимость на всех стадиях производственной цепочки, от добычи до переработки. Это будет еще и значительно способствовать росту конкурентоспособности отечественных компаний на международном рынке. Предложенные в данной курсовой работе композитные трубы подымут на новый качественный уровень весь нефтегазовый сектор России.