Экономика
.pdfQС =( Счдфа −Счдфб ) Кэб qб ,
QК =( Кэа − Кэб ) Счдфа qб ,
Qq =( qа −qб ) Счдфа Кэа ,
где QС, QК, Qq – изменение объема добычи нефти за счет изменения скважино-месяцев, коэффициента эксплуатации и дебитов скважин, числившихся по действующему фонду соответственно, т;
Cчдфа, Счдфб – фонд времени действующих скважин в анализируемом и базисном периодах соответственно, скв-мес.;
Кэа, Кэб – коэффициент эксплуатации скважин в анализируемом и базисном периодах соответственно, доли единицы;
qа, qб – среднемесячный дебит в анализируемом и базисном периодах соответственно, т/скв-мес.
Общее изменение объемов добычи за анализируемый период равно сумме пофакторных изменений:
Qобщ = QC + QK + Qq .
Факторы, обусловившие увеличение дебита скважин, можно выявить при анализе организационно-технического уровня предприятия. Причины изменения объема работы и коэффициента эксплуатации определяют при анализе движения фонда скважин и баланса времени их работы.
Помимо анализа выполнения производственной программы в целом по предприятию, необходимо провести его по категориям скважин.
В производственной программе добывающего предприятия значительное место занимает попутный нефтяной газ, объем его добычи зависит от объема добываемой нефти Qн (т), газового фактора Уг (м3/т) и коэффициента использования нефтяного газа (утилизации) Ку (доли единицы). Влияние этих факторов определяют по формулам:
Qг |
=( Qа |
−Qб |
) Уб |
Кб , |
Q |
н |
н |
г |
у |
Qг |
=( Ка − Кб ) Qа Уб , |
|||
К |
у |
у |
н |
г |
Qг |
=(Уа |
−Уб |
) Qа |
Ка , |
У |
г |
г |
н |
у |
где индексами «а» и «б» обозначены значения показателей анализируемого и базисного периодов соответственно.
81
Общее изменение объемов добычи попутного нефтяного газа за анализируемый период равно сумме пофакторных изменений:
Qобщг = QQг + QКг + QУг .
Пример 2. Проведем анализ производственной программы нефтегазодобывающего предприятия по данным табл. 6.2: дадим оценку выполнения плана добычи нефти по основным показателям, рассмотрим их изменение по сравнению с предшествующим периодом.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 6.2 |
||
Данные для анализа производственной программы |
|
|
||||||||||||
|
нефтегазодобывающего предприятия |
|
|
|
||||||||||
|
|
За отчетный год |
|
Абсолютный прирост по |
Темп роста,%, по сравне- |
|||||||||
|
За предшест- |
|
сравнению |
|
нию |
|||||||||
Показатели |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
с предшест- |
|
|
с предшест- |
|||
вующий год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
по плану |
|
фактически |
|
с планом |
|
|
вующим |
с планом |
|
вующим |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
годом |
|
|
годом |
|
Валовая добыча |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14 451,9 |
16 046,4 |
|
16 099,2 |
|
|
52,8 |
|
|
1 647,3 |
|
100,3 |
|
111,4 |
|
нефти, тыс. тонн |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Объем валовой |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
продукции, тыс. |
158 970,9 |
176 510,4 |
|
177 091,2 |
|
|
580,8 |
|
|
18 120,3 |
|
100,3 |
|
111,4 |
руб. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Объем работ в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
эксплуатации, |
12 170 |
13 300 |
|
13 000 |
|
|
300 |
|
|
830 |
|
97,7 |
|
106,8 |
скв.-мес. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднемесячный |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
дебит, т/скв.-мес. |
1 250 |
1 270 |
|
1 290 |
|
|
20 |
|
|
40 |
|
101,5 |
|
103,2 |
эксплуатации |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,95 |
0,95 |
|
0,96 |
|
|
0,01 |
|
|
0,01 |
|
101,0 |
|
101,0 |
|
эксплуатации |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В анализируемом предприятии план добычи нефти выполнен, сверх плана добыто 52,8 тыс. т. По сравнению с предшествующим годом валовая добыча нефти увеличена на 1 647,3 тыс. т (11,4%), а объем валовой продукции – на 18 120,3 тыс. руб. (11,4%).
Среднемесячный дебит в нашем примере превысил плановый на 20 т/скв.-мес. отработанный, а за предшествующий год – на 40 т/скв.-мес. отработанный. План по объему работ недовыполнен на 300 скважиномесяцев, а по сравнению с предшествующим годом объем работ увеличился на 830 скважино-месяцев (6,8%). Коэффициент эксплуатации в отчетном году увеличен с 0,95 до 0,96 по сравнению с планом и предшествующим годом.
82
Количественное влияние отдельных факторов на изменение добычи нефти по сравнению с планом или базисным периодом определяют методом цепных подстановок по формулам
В нашем примере увеличение добычи нефти по сравнению с планом обусловлено:
ростом дебита скважин на:
Qq = (1290 – 1270) · 13000 · 0,96 = 249,6 тыс. т
иувеличением коэффициента эксплуатации на:
Qk = (0,96 – 0,95) · 13000 · 1270 = 165,1 тыс. т.
Невыполнение плана по объему работ в эксплуатации сократило прирост добычи на:
QC = (13000 – 13300) · 1270 · 0,95 = -361,9 тыс. т.
В нашем примере прирост добычи нефти в анализируемом году по сравнению с базисным произошел в результате увеличения среднеме-
сячного дебита скважин на (1290 – 1250) · 13000 · 0,96 = 499,2 тыс. т, роста скважино-месяцев на (13000 – 12170) · 1250 · 0,95 = 985,6 тыс. т и улучшения коэффициента эксплуатации на (0,96 – 0,95) · 13000 · 1250 = 162,5 тыс. т.
Таким образом, анализ показал, что наряду с успехами в работе нефтедобывающего предприятия, которые заключались в увеличении дебита скважин и повышении коэффициента эксплуатации, были и недостатки, которые выразились в уменьшении объема работ.
Контрольные вопросы и задания
1.Какие аналитические задачи решаются при анализе объема производства и реализации продукции?
2.Приведите основные группы показателей, характеризующих объем выпускаемой продукции.
3.Какие приемы и методы применяются в анализе выпуска и реализации продукции?
4.В чем заключаются особенности анализа производственной программы на буровых предприятиях?
5.Расскажите об особенностях анализа производственной программы на предприятиях нефтегазодобычи.
6.Определить пофакторное и общее изменение объема проходки бурового предприятия, если плановый и фактический объемы проходки составляют соответственно 40000 и 42400 м, плановая и фактическая коммерческая скорости бурения – соответственно 1400 и 1450 м/ст.-мес.
83
7. Определить пофакторное и общее изменение объема проходки бурового предприятия и процент выполнения планового задания, если плановый и фактический объемы проходки составляют соответственно 50000 и 48500 м. Плановое календарное время бурения 23,8 ст.-мес., фактическое – 24,3 ст.-мес.
8. Определить пофакторное и общее изменение объема проходки бурового предприятия в отчетном году по сравнению с предшествующим годом при следующих исходных данных:
Показатели |
Предшествующий |
Отчетный год |
||
год |
план |
факт |
||
|
||||
Объем проходки, м |
130 000 |
133 366 |
136 732 |
|
Коммерческая скорость бурения, м/ст.-мес. |
1 730 |
1 770 |
1 810 |
|
Календарное время бурения, ст-мес. |
75,1 |
75,3 |
75,5 |
9. Определить пофакторное и общее изменение объема проходки бурового предприятия по годам по сравнению с базисным годом при следующих исходных данных:
Показатели |
|
|
Год |
|
|
1-й ба- |
2-й |
3-й |
4-й |
5-й |
|
|
зисный |
||||
Объем проходки, тыс. м |
150,0 |
140,0 |
153,0 |
160,0 |
165,0 |
|
|
|
|
|
|
Коммерческая скорость бурения, м/ст-мес. |
1 950 |
1 900 |
1 940 |
1 950 |
1 955 |
Календарное время бурения, ст.-мес. |
76,9 |
73,7 |
78,9 |
82,0 |
84,4 |
10. Определить пофакторное и общее изменение объемов добычи нефти нефтегазодобывающего предприятия при неизменном коэффициенте эксплуатации (0,956), если исходные данные следующие:
Показатели |
Плановые |
Фактические |
|
Объем добычи нефти, тыс. т |
968,352 |
970,087 |
|
Средний дебит, т/скв.-мес. |
920 |
915 |
|
Объем работ в эксплуатации, скважиномесяцы, числя- |
1 101 |
1 109 |
|
щиеся по действующему фонду |
|||
|
|
11. Определить пофакторное и общее изменение объемов добычи нефти нефтегазодобывающего предприятия при следующих исходных данных:
Показатели |
Плановые |
Фактические |
Средний дебит, т/скв.-мес. |
1 235 |
1 238 |
Скважино-месяцы |
|
|
эксплуатации |
3 848 |
3 868 |
числящиеся по действующему фонду |
3 937 |
3 950 |
84
12. Определить пофакторное и общее изменение объемов добычи нефти в НГДП по сравнению с предшествующим годом и плановым заданием при следующих исходных данных:
Показатели |
Предшествующий |
Отчетный год |
||
год |
плановые |
фактические |
||
|
||||
Объем добычи нефти, тыс. т |
754,6 |
740,0 |
743,5 |
|
Средний дебит, т/скв. -мес. |
835,0 |
830,0 |
830,0 |
|
Скважино-месяцы, числящиеся по дей- |
941,4 |
923,9 |
926,4 |
|
ствующему фонду |
||||
|
|
|
||
Коэффициент эксплуатации |
0,960 |
0,965 |
0,967 |
13. Определить пофакторное и общее изменение объемов добычи нефтяного газа в НГДП при следующих исходных данных:
Показатели |
Плановые |
Фактические |
Объем добычи нефтяного газа, тыс. м3 |
22960 |
23609 |
Объем добычи нефти, тыс. т |
500,0 |
505,0 |
Газовый фактор, м3/т |
56,0 |
55,0 |
Коэффициент утилизации нефтяного газа |
0,82 |
0,85 |
14. Провести анализ движения фонда скважин и баланса времени их работы, выявить причины изменения объема работы и коэффициента эксплуатации, заполнить таблицу:
Показатели |
По плану |
Фактиче- |
|
ски |
|||
Эксплуатационный фонд скважин, скв. |
1 108 |
1 083 |
|
Уменьшение числа скважин |
- |
25 |
|
Введено из бурения, скв. |
27 |
22 |
|
Остановлено для вывода в бездействие, скв. |
16 |
27 |
|
Введено из бездействия, скв. |
18 |
9 |
|
Календарный фонд времени, скв.-мес. |
13 300 |
13 000 |
|
Время работы скважин, скв.-мес. |
12 635 |
12 480 |
|
Время работы с учетом меньшего числа скважин (эффектив- |
12 350 |
12 480 |
|
ный фонд времени), скв.-мес. |
|||
|
|
||
Сокращение времени бездействия скважин, скв.-мес. |
- |
130 |
|
В том числе из-за меньшей продолжительности: |
|
|
|
а) ремонтных работ |
- |
90 |
|
б) аварийных работ |
- |
40 |
|
Коэффициент эксплуатации |
|
|
15. В таблице приведены данные о выполнении плана по добыче и утилизации попутного газа. Дать количественную оценку влияния различных факторов на выполнение плана добычи газа (методом цепных подстановок):
85
|
|
За отчетный год |
Абсолютный прирост по |
Темп роста, %, по сравне- |
||||
|
За предшест- |
сравнению |
|
нию |
||||
Показатели |
|
|
|
|||||
|
|
|
с предшест- |
|
|
с предшест- |
||
вующий год |
|
|
|
|
|
|||
|
по плану |
фактически |
с планом |
вующим |
с планом |
|
вующим |
|
|
|
|
|
|
годом |
|
|
годом |
Валовая добыча нефти, |
14 451,9 |
16 046,4 |
16 099,2 |
|
|
|
|
|
тыс. т |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Газовый фактор, м3/т |
40 |
42 |
42 |
|
|
|
|
|
Коэффициент утилиза- |
0,7 |
0,8 |
0,7 |
|
|
|
|
|
ции |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Валовая добыча по- |
404 653 |
539 159 |
473 316 |
|
|
|
|
|
путного газа, тыс. м3 |
|
|
|
|
|
16. Провести анализ изменения объемов добычи газа и конденсата по сравнению с предшествующим и плановым периодами, проанализировать состояние фонда скважин и их использование во времени, выявить причины изменения показателей объема работ по эксплуатации скважин.
Анализ показателей работы скважин
|
|
За отчетный период |
Абсолютный прирост по |
Темп роста по сравне- |
|||
|
За предшест- |
сравнению |
нию |
||||
Показатели |
|
|
|||||
вующий период. |
|
|
|
с предше- |
|
с предше- |
|
|
по плану |
фактически |
с планом |
ствующим |
с планом |
ствующим |
|
|
|
|
|
|
периодом |
|
периодом |
Валовая добыча |
40 574,8 |
42 973,5 |
41 870,5 |
|
|
|
|
газа, млн. м3 |
|
|
|
|
|||
Объем валовой |
|
|
|
|
|
|
|
продукции, млн. |
1 440,4 |
1 718,9 |
1 674,8 |
|
|
|
|
руб. |
|
|
|
|
|
|
|
Объем работ по |
|
|
|
|
|
|
|
эксплуатации |
|
|
|
|
|
|
|
скважин, скв.-мес. |
|
|
|
|
|
|
|
– отработанные |
3 726,4 |
4 062,2 |
4 085,3 |
|
|
|
|
– числившиеся |
|
|
|
|
|
|
|
по действующе- |
3 825,9 |
4 153,6 |
4 164,4 |
|
|
|
|
му фонду сква- |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
жин |
|
|
|
|
|
|
|
– числившиеся |
|
|
|
|
|
|
|
по эксплуатаци- |
5 757,5 |
5 865,8 |
5 650,3 |
|
|
|
|
онному фонду |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
скважин |
|
|
|
|
|
|
|
Среднемесячный |
|
|
|
|
|
|
|
дебит, 1000 |
10 888,47 |
10 578,87 |
10 249,06 |
|
|
|
|
м3/скв.–мес. отра- |
|
|
|
|
|||
бот. |
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент экс- |
0,974 |
0,978 |
0,981 |
|
|
|
|
плуатации, коэф. |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
86
Анализ состояния фонда скважин, скв.
Показатели |
Предшествующий |
Отчетный период |
||
период |
план |
факт |
||
|
||||
Эксплуатационный фонд скважин |
490 |
495 |
485 |
|
в том числе: |
|
|
|
|
– действующий фонд |
327 |
352 |
359 |
|
– бездействующий фонд |
163 |
143 |
126 |
|
из них: |
|
|
|
|
– в освоении после капремонта |
31 |
24 |
27 |
|
– в капитальном ремонте |
70 |
60 |
55 |
|
– в ожидании капремонта |
20 |
30 |
10 |
|
– в простое из–за отсутствия потребителя |
20 |
15 |
18 |
|
– осваиваемые и ожидающие освоения |
7 |
4 |
1 |
|
после бурения |
||||
|
|
|
||
– ожидающие разбуривания куста |
5 |
3 |
0 |
|
– другие |
10 |
7 |
15 |
|
Скважины, находящиеся в консервации |
6 |
5 |
3 |
|
Скважины, находящиеся в ожидании |
5 |
3 |
1 |
|
ликвидации |
||||
|
|
|
||
Прочие |
– |
– |
– |
|
Общий фонд скважин |
501 |
503 |
489 |
Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин
Показатели |
Предшествующий |
Отчетный период |
||
период |
план |
факт |
||
|
||||
Скважино-месяцы, числившиеся по экс- |
5 757,5 |
5 865,8 |
5 650,3 |
|
плуатационному фонду скважин, скв.-мес. |
||||
|
|
|
||
Скважино-месяцы, числившиеся по дейст- |
3 825,9 |
4 153,6 |
4 164,4 |
|
вующему фонду скважин, скв.-мес. |
||||
|
|
|
||
Скважино-месяцы эксплуатации, скв.-мес. |
3 726,4 |
4 062,2 |
4 085,3 |
|
Простои, час. – всего |
1 462 392 |
1 298 592 |
1 126 800 |
|
из них по причинам: |
|
|
|
|
– капитальный ремонт |
628 021 |
544 864 |
491 857 |
|
– освоение после капитального ремонта |
278 124 |
217 946 |
241 457 |
|
– ожидание капремонта |
179 435 |
272 432 |
89 429 |
|
– отсутствие потребителя |
179 435 |
136 216 |
160 971 |
|
– по другим причинам |
89 717 |
63 567 |
134 143 |
|
в том числе по действующему фонду |
71 640 |
65 808 |
56 952 |
|
скважин, всего |
||||
|
|
|
||
из них: |
|
|
|
|
– по технологическим причинам |
25 074 |
19 742 |
22 781 |
|
– по организационным причинам |
46 566 |
46 066 |
34 171 |
|
Коэффициент использования эксплуатаци- |
|
|
|
|
онного фонда скважин, коэфф. |
|
|
|
|
Коэффициент эксплуатации действующего |
|
|
|
|
фонда скважин, коэфф. |
|
|
|
87
Результаты анализа влияния факторов на объем добычи газа представить в виде таблицы.
Результаты факторного анализа объемов добычи газа, м3
Изменение по сравнению с Показатели предшествую- планом
щим периодом
Общее изменение объема добычи в том числе за счет изменения:
– скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду скважин
– коэффициента эксплуатации
– среднемесячного дебита
88
Тема 7. Анализ себестоимости продукции
7.1. Значение, задачи и источники анализа себестоимости продукции
Важным показателем, характеризующим работу предприятий, является себестоимость продукции, работ и услуг. От ее уровня зависят финансовые результаты деятельности предприятий, темпы расширенного воспроизводства, финансовое состояние субъектов хозяйствования.
Анализ себестоимости продукции, работ и услуг имеет очень важное значение.
Задачи анализа себестоимости продукции:
–выявление тенденций изменения себестоимости, выполнения плана по его уровню;
–определение факторов снижения себестоимости и их влияния на конечный результат;
–установление резервов и выработка корректирующих мер по использованию возможностей снижения себестоимости продукции.
Объектами анализа себестоимости продукции являются следую-
щие показатели:
–полная себестоимость товарной продукции в целом и по элементам затрат;
–затраты на рубль продукции;
–себестоимость отдельных изделий;
–отдельные статьи затрат;
–затраты по центрам ответственности.
Воснове анализа производственных затрат лежит их классификация по тому или иному признаку или нескольким признакам одновременно. Классификацию затрат на производство по различным основаниям представлена в табл. 7.1.
|
|
Таблица 7.1 |
Классификация затрат на производство |
||
Признак |
Затраты |
Содержание затрат |
Экономическое со- |
- смета затрат |
- общий объем потребляемых ресурсов |
держание |
- калькуляция |
- на определенный вид продукции |
Степень участия в |
- основные |
- связаны с производственным процессом |
производственном |
- накладные |
- связаны с процессом управления |
процессе |
- на продажу |
- связаны с реализацией продукции |
Способ отнесения на |
- прямые |
- связаны с изготовлением отдельных ви- |
себестоимость |
|
дов продукции, непосредственно включа- |
|
|
ются в себестоимость |
|
- косвенные |
- связаны с производством нескольких ви- |
|
|
дов продукции, включаются в себестои- |
|
|
мость через их распределение |
89
|
|
Окончание табл. 7.1 |
Признак |
Затраты |
Содержание затрат |
Состав затрат |
- простые |
- состоят из одного экономического эле- |
|
|
мента (сырье, материалы, з/пл) |
|
- комплексные |
- состоят из нескольких экономических |
|
|
элементов (услуги вспомогательных про- |
|
|
изводств) |
Зависимость от объ- |
- условно- |
- находятся в прямой зависимости от изме- |
ема производства |
переменные |
нения объемов производства |
|
- условно- |
- находятся в незначительной степени или |
|
постоянные |
совсем не зависят от объемов производства |
Источники анализа себестоимости продукции: "Отчет о затратах на производство и реализацию продукции (работ, услуг) предприятия (организации)", плановые и отчетные калькуляции себестоимости продукции, данные синтетического и аналитического учета затрат по основным и вспомогательным производствам и т.д.
Помимо перечисленных материалов, при характеристике резервов используют результаты анализа предшествующих разделов, нормативные материалы, характеризующие уровень затрат, акты обследования и проверок.
7.2. Анализ себестоимости строительства скважин
При планировании, учете и анализе деятельности буровых предприятий пользуются понятиями: сметная и плановая стоимость выполненного объема работ и фактическая их себестоимость.
Особенность затрат на буровые работы заключается в их зависимости от геолого-технических условий бурения. Последние специфичны для каждой скважины, и их трудно детально предусмотреть при составлении проектно-сметной документации. В силу этого сметную и плановую стоимости буровых работ корректируют на выполненный объем работ.
Поскольку в себестоимости буровых работ преобладают затраты на проходку ствола скважины, их необходимо рассмотреть в первую очередь. При анализе себестоимости строительства скважин важно рассмотреть структуру себестоимости всего объема работ и непосредственно проходки ствола скважины.
Структура себестоимости – это удельный вес отдельных статей затрат в общих расходах на бурение. Знание структуры себестоимости позволяет выделить основные направления затрат и обосновать резервы их снижения.
90