Характеристика мероприятий

С целью повышения эффективности нефтегазодобывающего производства и оценки целесообразности использования в дальнейшем новых технических и технологических решений в НГДУ «Федоровскнефть» в 2006 году внедрено в производство 39 мероприятий технического перевооружения основного производства, при плане 40; в том числе приоритетных направлений ОАО “Сургутнефтегаз” – 34, при плане 35.

В отчетном году в ЦДНГ 3,2 эффективно использовались четыре передвижные (на прицепе и на базе а/м «Урал») массоизмерительные установки «АСМА-Т –0,3-400» для замера дебита скважин с высоким газовым фактором, которые невозможно замерить ГЗУ «Спутник». Проведено 3388 замеров, выявлен ряд скважин работающих практически газом, что позволило определить технологический режим работы таких скважин. В I квартале запущена в работу стационарная массоизмерительная установка «АСМА-Север» на кусту скважин № 635 ЦДНГ-2. Установки изготовлены по техническому заданию и при участии специалистов НГДУ «Федоровскнефть» СОЗАиТ МАО “Нефтеавтоматика” г. Уфа.

Также внедрены в IV квартале текущего года на ДНС-2 и успешно используются ранее внедренные на ДНС–16, 17,12,10 установки предварительного сброса воды (УПСВ) на базе трехфазного сепаратора (нефтегазоводоотделителя типа «Хитер-тритер») производства американской фирмы «Sivals».

Внедрение нефтегазоводоотделителей типа «Хитер-Тритер» позволяет отделять подтоварную воду и попутный нефтяной газ из добываемой жидкости непосредственно на площадке ДНС и подавать подготовленную воду на КНС для закачки в пласт. Сокращаются объемы перекачиваемой жидкости с ДНС на товарный парк, исключается процесс повторной перекачки подтоварной воды с товарного парка на КНС. Для ликвидации аварийных разливов нефтесодержащей жидкости в отчетном году использовался передвижной блок сбора и очистки разлитой нефтесодержащей жидкости от листьев, кусков торфа, веток разработанный и изготовленный силами работников ЦТОРТ.

Далее приведем пример того как рассчитывается экономический эффект для снижения затрат.

Внедрения установок предварительного сброса воды (УПСВ)

Краткая аннотация мероприятия

Установка предварительного сброса воды (УПСВ) на базе трехфазного сепаратора производства фирмы “Sivalls” используется для разделения эмульсии и предварительного сброса воды. Эксплуатируемые установки имеют производительность 10000 тн жидкости в сутки при обводненности на входе от 85% до 97%.

Внедрение данных установок - нефтегазоводоотделителей типа “Хитер-Тритер”, позволяет отделять подтоварную воду и попутный нефтяной газ из добываемой жидкости непосредственно на площадке дожимной насосной станции (ДНС) и подавать подготовленную подтоварную воду на кустовую насосную станцию (КНС) для закачки в пласт для поддержания пластового давления. Установка полностью отвечает поставленным задачам и требованиям технологического процесса.

Экономическая эффективность установки обусловлена тем, что отделение воды от нефти осуществляется непосредственно на площадке ДНС. Сокращаются объемы перекачиваемой жидкости с ДНС на товарный парк, исключается процесс повторной перекачки подтоварной воды с товарного парка на КНС, что ведет к снижению материальных и энергозатрат. Кроме того, использование трехфазных аппаратов позволяет сократить сроки и затраты на капитальное строительство и обеспечить высокую технологичность процесса предварительного сброса воды.

База сравнения

Рассматривается вариант технологии отделения воды из добываемой жидкости с внедрением на ДНС установки предварительного сброса воды (УПСВ) по сравнению с существующей технологией без УПСВ (добываемая из скважины жидкость перекачивается насосами ДНС на установки подготовки нефти, расположенные на товарном парке, где осуществляется отделение воды от нефти).

В) Исходные данные для расчета экономической эффективности

№ пп	Наименование показателей	Ед. Изм.	Варианты технологического процесса
базовая техно-логия	Новая техно- логия с приме- нением УПСВ
1.	Двухставочный тариф электроэнергии (Тэ1) за 1 кВт/ч
	- январь	руб.	0,135	0,135
	- февраль - июнь	руб.	0,167	0,167
	- средний за период	руб.	0,162	0,162
	Тариф за мощность 1 квт/ мес. (Тэ2)
	- январь	руб.
	- февраль - июнь	руб.
	- средний за период	руб.
2.	Количество насосов ЦНС (N двиг-500кВт), установленных на ДНС и используемых при откачке добываемой жидкости с ДНС на ЦППН, в т. ч.:	шт.	К1	К2
	ДНС - 10	шт.
	ДНС –16	шт.
	ДНС - 17	шт.
	ДНС - 12	шт.
3.	Количество и мощности электродвигателей высвобождающихся насосов за счет снижения обводненности и уменьшения объема перекачиваемой жидкости с ДНС-10,12,16,17 на ЦППН:	шт.	M1	M2
	- эл. двигатели на ПТБ-10 (Nдв.=55 кВт)	шт.
	- электродегидратор ЭГ-200 (N трансф.=10 кВт)	шт.		-
4.	Количество насосов ЦНС, используемых для откачки подтоварной воды с ЦППН на КНС	шт.	H1	H2
	- ЦНС 300/ 300 (Nдв.= 315 кВт)	шт.
5.	Норма расхода ингибитора коррозии, используемого для снижения коррозии трубопровода ДНС-УПН в сутки	т	0,250	0,092
6.	Стоимость используемого ингибитора коррозии за 1 т (Си) корексита 1151А	т.руб.	52,6	52,6
	Принятый коэффициент загрузки электродвигателя (Кзаг.)	коэф.	0,8	0,8

Расчет экономии

1. Полугодовая экономия электроэнергии (Э1), получаемая при уменьшении объема перекачиваемой жидкости с ДНС на ЦППН насосами ЦНС 180/360

Э1 = (К_з ×N_дв.× К_заг.× Т_Э1 ×24час ×181дн.) + (Кз × Nдв.× Кзаг.×Тэ2 × 6 мес.)

где: Кз = К1 – К2 = 8 - 4 = 4 дв.

Э1=(4дв.×500кВт×0,8×0,162руб.× 24 час×181 дн.)+(4дв.×500кВт×0,8×257 руб. × 6мес.) = 3593,2 т.руб.

2. Полугодовая экономия электроэнергии (Э2), получаемая от снижения обводненности и объема перекачиваемой жидкости с ДНС на ЦППН

Электродвигатели ПТБ-10

Э2¹= (M3× Nдв.× Кзаг.× Тэ1×24час×181дн.)+(M3× Nдв × Кзаг.× Тэ2 × 6мес) Где: M3 = M1 – M2 = 8 - 4 = 4 дв.

Э2¹=(4дв.×55×0,8×0,162руб.×24×181дн.)+(4дв.×55кВт×0,8×257руб.×6мес.)=395,2т.руб.

Электродегидраторы ЭГ-200

Э2²=(M4×Nтрансф.×Кзаг×Тэ1×24час×181дн)+(M4×Nтрансф.×Кзаг.×Тэ2×6мес.)

Где: M4 = 4э/дегидр. - 0 = 4 э/дегидр.

Э2² =(4э/дегидр. × 10 × 0,8 ×0,162руб. ×24час.× 181дн) + (4 э/дегидр. × 10 кВт × 0,8 × 257 руб. ×6 мес.) = 71,9 т.руб.

Э2 = Э2¹ + Э2² = 395,2 + 71,9 = 467,1 тыс.руб.

3. Полугодовая экономия электроэнергии (Э3), получаемая при прекращении откачки подтоварной воды с ЦППН на КНС насосами ЦНС 300/300 (Nдв. 315 кВт):

Э3 = (H_з × N_дв.× К_заг.× Т_Э1 × 24час × 181дн.) + (Hз × Nдв.× Кзаг.×Тэ2 × 6 мес.)

где: Hз = H1 – H2 = 8 - 4 = 4 дв.

Э3 =(4дв.×315кВт ×0,8 × 0,162руб.× 24 час ×181 дн.) +(4 дв. ×315 кВт ×0,8 × 257 руб. × 6мес.) = 2263,7 т.руб.

Полугодовая экономия энергетических ресурсов:

Э¹ + Э² + Э³ = 3593,2 + 467,1 +2263,7 = 6324,0 тыс.руб.

4. Полугодовая экономия материально-технических затрат (Э4) получаемая от уменьшения расхода ингибитора коррозии при обработке трубопровода ДНС-ЦППН.

Э⁴ = (0,250 – 0,092) × 52,6 т.руб. × 181дн = 1504,3 т.руб.

Представим в таблице 10 экономическую эффективность от внедрения установок предварительного сброса воды (УПСВ).

Таблица 10

Экономическая эффективность предлагаемого мероприятия

Затраты	Затраты до внедрения, тыс.руб.	Затраты после внедрения, тыс.руб.	Экономия, тыс.руб.
Материалы	359 963	358 458,7	1 504,3
Энергия	1 047 212	1 040 888	6 324,0
Итого	1 407 175	1 399 346,7	7 828,3

 

Далее рассчитаем чистый дисконтированный доход (ЧДД) от внедрения данного мероприятия (Таблица 11).

Таблица 11

Расчет чистого дисконтированного дохода

Показатели	1 год	2 год	3 год
Капитальные вложения	– 1 500 000	–	–
Налог на имущество	– 33 000	– 33 000	– 33 000
Амортизация	150 000	150 000	150 000
Экономия	7 828 300	7 828 300	7 828 300
Текущий денежный поток	6 445 300	7 945 300	7 945 300
Коэффициент дисконтирования	0,91	0,83	0,75
ЧДД	5 865 223	6 594 599	5 958 975
Накопленный денежный доход, руб.	5 865 223	12 459 822	18 418 797

 

Представим графически накопленный денежный доход за три года (рис. 8).

 

 

Накопленный денежный доход

года

Рис. 8. Накопленный денежный доход

 

Как видно из рисунка 8, предприятие окупит понесенные затраты меньше чем за год, а именно 2,5 месяца.

Таким образом, при внедрении данного мероприятия НГДУ «Федоровскнефть» получит экономию в размере 7 828,3 тыс. рублей, и денежный доход в размере 18 418 797 рублей.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Управление затратами на производство и реализацию продукции – это сложный процесс, который означает по своей сущности управление всей деятельностью предприятия, т.к. охватывает вес стороны происходящих производственных процессов.

В данной курсовой работе был проведен анализ состава и структуры затрат на производство, в ходе которого выяснилось, что наибольший удельный вес в себестоимости продукции занимают материальные затраты, а именно 41% и амортизация – 43%. Приведенная фактическая структура затрат позволяет сделать вывод, что данное производство является материалоемким. Также в работе был проведен анализ зависимости затрат и прибыли от объёма выпускаемой продукции на основе расчета коэффициента маржинального дохода, критического объема производства (бесприбыльный оборот), запаса надежности и операционного рычага.

Бесприбыльный оборот или критический объём производства в 2005 и 2006 г.г. составили 5 729 304,42 тыс. руб. и 8 908 802,84 тыс. руб. соответственно, это вызвано ростом постоянных издержек на сумму

2 648 327 тыс. руб. Запас надёжности на данном предприятии в 2005 г. и в 2006 г. составили 20,6 и 18,5 % соответственно. Это означает, что в 2001 году предприятие могло выдержать снижение валовой выручки на 21%, прежде чем оказалось бы в условиях бесприбыльного оборота. В 2006 году этот показатель упал на 2,1% и составил 18,5% , т.е. уязвимость предприятия со стороны возможного снижения валовой выручки повысилась. Операционный рычаг в 2005 г. составил 4,9; а в 2006 г. – 5,4. Это означает, что при увеличении объема продаж выше точки безубыточности на 1% прибыль увеличится на 4,9% в 2005 году, и на 5,4% в 2006 году.

В заключении проведенного анализа были предложены мероприятия по внедрению установок предварительного сброса воды (УПСВ). Суммарный эффект от предложенных мероприятий составит 7 828,3 тыс. рублей.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ананькина, Е.А. Контроллинг как инструмент управления предприятием / Е.А. Ананькина, Н.Г. Данилочкина. - М.: Аудит: ЮНИТИ, 1998.-279 с.

2. Ананькина, Е.А. Управление затратами: Конспект лекций / Е.А. Ананькина, Н.Г. Данилочкина. - М.: Экономика, 1998. - 145 с.

3. Долженкова, В.Г. Затраты производства: Формирование и анализ / В.Г. Долженкова. - Новосибирск: НГАЭиУ, 1998. - 60 с.

4. Котляров, С.А. Управление затратами / С.А. Котляров. - СПб.: Питер, 2000. – 160с.

5. Лебедев, В.Г. Управление затратами на предприятии: Учеб. пособие / В.Г. Лебедев, Т.Г. Дроздова, В.П. Кустарев. - СПб.: СПбГИЭА, 1999.- 132с.

6. Мюллендорф, Р. Производственный учет. Снижение и контроль издержек. Обеспечение их рациональной структуры / Р. Мюллендорф, М. Карренбауэр. - М.: ЗАО «ФБК-ПРЕСС», 1996. -160с.

7. Положение о составе затрат по производству и реализации продукции (работ, услуг), включаемых в себестоимость продукции (работ, услуг), и порядке формирования финансовых результатов, учитываемых при налогообложении прибыли. Утверждено Поста­новлением Правительства Российской Федерации от 5 августа 1992 года № 552 (в ред. Постановления Правительства РФ от 31 мая 2000 года № 420).

8. Рубинштейн, Е.И. Управление затратами: учеб. пособие / Е.И. Рубинштейн. – Сургут: Изд-во СурГУ, – 2004 г. – 160 с.

9. Пояснительная записка НГДУ «Федоровснефть» к годовому отчету за 2006 год.

Российская Федерация

Тюменская область

ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ -ЮГРА

Департамент образования и науки

Сургусткий государственный университет

Ханты-Мансийского автономного округа-Югра

Факультет Управления

КАФЕДРА ЭКОНОМИКИ И УПРАВЛЕНИЯ

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине:Управление затратами

На тему: Управление себестоимостью на предприятии НГДУ «Федоровскнефть»

 

Выполнила: студентка V курса,

группы 23-36

Гроза

Татьяна

Михайловна

Научный руководитель:

Ширинкина

Елена

Викторовна

 

Сургут, 2007 г.