АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Структура службы наклонно-направленного бурения

Читайте также:
  1. II. СТРУКТУРА отчетА по Практике по профилю специальности
  2. III. Организация несения службы участковым уполномоченным полиции
  3. III. СТРУКТУРА КУРСА
  4. III. Структура курсовой и ВКР
  5. IV Структура и стратегия фирмы, внутриотраслевая конкуренция
  6. LDPC коды: структура
  7. PR - службы и PR - агентства
  8. V. ИНФРАСТРУКТУРА
  9. XII. Особенности несения службы участковым уполномоченным полиции в сельском поселении
  10. XVI. Обязанности должностных лиц территориального органа МВД России по организации службы участковых уполномоченных полиции
  11. А.П. Цыганков. Современные политические режимы: структура, типология, динамика. (учебное пособие) Москва. Интерпракс, 1995.
  12. Административные действия в рамках государственной службы

Структура службы ННБ представляет собой иерархическую систему. (Приложение 2)

Начальник службы ННБ находится в непосредственном и функциональном подчинении главному инженеру. У начальника службы в подчинении находятся заместитель начальника службы ННБ по технологии, заместитель начальника службы ННБ по телеметрии, начальник цеха проката и ремонта ВЗД и ведущий инженер по учету и движению оборудования. У каждого из них в подчинении находятся инженеры различных категорий. (Приложение № 2)

Должностная инструкция инженера по проектированию скважин

Я работаю в службе наклонно-направленного бурения в должности инженера по бурению 2 категории, фактически выполняя функции инженера по проектированию скважин.

Характеристики должности инженера по проектированию скважин:

Структурное подразделение: Служба ННБ.

Подчинение должности(непосредственное, функциональное, методологическое): Заместитель начальника службы ННБ по технологии

На время отсутствия замещается: На период отсутствия инженера по проектированию скважин (болезнь, отпуск, командировка и т.п.) его должностные обязанности исполняет другой инженер по проектированию скважин, ведущий инженер по проектированию скважин, либо лицо, назначенное приказом в установленном порядке, которое несет ответственность за качественное, эффективное и своевременное выполнение возложенных на него обязанностей.

Требования к квалификации, профессиональным знаниям и умениям:

Опыт работы: не менее полугода.

Образование: Высшее или среднетехническое.

Дополнительное образование, владение иностранным языком: желательно.

Знания и навыки: технология наклонно-направленного бурения, действующие в отрасли и в компании стандарты, технические условия, регламенты, правила и нормы охраны труда.

Использование компьютера, программ, оргтехники: уверенный пользователь ПК; владение общим набором приложений MS Office; владение комплексом программного обеспечения Landmark

Должностные обязанности:

Специфические должностные обязанности (функции) инженера по проектированию скважин службы ННБ
3.1.1. Осуществляет проектирование профилей скважин, расчет моментов и нагрузок на все секции 3.1.2. Согласовывает программы на бурение скважин; 3.1.3. Производит детальное ознакомление полевых партий с программой на бурение; 3.1.4. Обеспечивает оперативный круглосуточный контроль проводки скважины, согласно утвержденного профиля при бурении. 3.1.5. При значительных отклонениях от утвержденного профиля, ставит в известность руководителей службы ННБ (начальника службы ННБ, заместителя начальника службы ННБ по технологии).
Стандартные обязанности инженера по проектированию скважин службы ННБ: Работник обязан: 3.2.1. Своевременно и качественно выполнять свои трудовые обязанности, требования настоящей инструкции и иные поручения непосредственного руководителя или иного уполномоченного лица; 3.2.2. Действовать в соответствии с принятой в Компании стратегией (политикой, принципами и т.п.); 3.2.3. Соблюдать Правила внутреннего трудового распорядка; 3.2.4. Поддерживать репутацию Компании; 3.2.5. Не разглашать информацию, полученную в ходе своей деятельности, в организации, лицам, неуполномоченным иметь доступ к такой информации, в том числе коммерческую или иную тайну; 3.2.6. Соблюдать положения корпоративных стандартов поведения, правил делового поведения, общепринятую деловую этику и культуру при выполнении работы, соблюдать нормы гигиены труда, поддерживать порядок на рабочем месте и в иных местах выполнения работы; 3.2.7. Соблюдать действующее законодательство Российской Федерации, отраслевые и иные правовые акты, нормы и требования охраны труда, пожарной безопасности, а также охраны окружающей среды, локальные нормативные акты, распоряжения, инструкции и иные документы организации, условия трудового договора и иных договоров (соглашений, контрактов), заключенных с Компанией.

Дополнительные требования:

Ненормированный рабочий день
Готовность к служебным командировкам    

 


 

3. Теоретические и методологические основы планирования затрат на бурение скважин

 

В условиях мировой конкуренции организаций нефтегазового сектора усиливается значимость управления в их вертикально-интегрированных структурах. Каждый участок управления является важным, поскольку генерирование информации происходит благодаря всем службам и подразделениям компаний, предприятиям, входящим в группы, их филиалам.

Специфика современного этапа развития экономики связана с необходимостью четкого соотношения текущего состояния производства и его перспектив. Стратегические ориентиры предприятий добывающих, транспортирующих и перерабатывающих нефть и газ рассматриваются государством в качестве приоритетных задач развития экономики в этом секторе. Выход на зарубежных потребителей, освоение новых рынок, повышение уровня добываемых ресурсов и реализуемой продукции, эффективность эксплуатации действующих скважин, их обслуживание и модернизация и другие задачи предопределяют содержание учетно-аналитической информации, необходимой для формирования бюджета затрат.

Вынужденная и жесткая ценовая политика неизбежно заставит потребителей нефти и газа газа изменить свое рыночное поведение. Речь идет о технологическом перевооружении производства, оптимальном планировании расходов газа, соблюдении топливного режима. Это позволит уйти от неэффективных механизмов перекрестного субсидирования, повысить инвестиционные возможности предприятий.

В долгосрочной перспективе необходим поиск новых факторов повышения эффективности нефтегазовой отрасли. Решающим фактором роста будут выступать снижение издержек производства, увеличение рентабельности и аккумуляция финансовых ресурсов на этой основе.

В силу заметной тенденции увеличения доли постоянных накладных в общей структуре нефтегазодобывающих предприятий использование традиционных методик управления издержками (системы "Директ-костинг", "-кост" и др.) не достаточно корректно отражает характер затрат. Требуется разработка новых подходов к управлению издержками. Многими авторами обосновано, что наиболее эффективным направлением в управлении затратами в реальных условиях хозяйственной деятельности является грамотное формирование и контроль бюджета затрат. Актуальность исследования определила направленность курсовой работы.

Объектом исследования в данной работе является компания ООО «Восток». Предметом изучения в данной работе является формирование бюджета затрат на бурение скважин и добычи газа и нефти на примере компании ООО «Восток».

Целью работы является формирование бюджета затрат на бурение скважин и добычи газа и нефти и прогноз сбалансированности бюджетных средств и возможности решения производственных задач на примере компании ООО «Восток».

Задачи исследования:

- рассмотреть теоретические основы обоснования бюджетообразующих факторов;

- на основе проведенного анализа и теоретических исследований сформировать плановый бюджет компании и дать прогноз сбалансированности бюджетных средств и возможности решения производственных задач.

 

3.1 Оперативное планирование в добыче нефти и газа

План производства и реализации продукции нефтегазодобывающего предприятия включает следующие показатели: объема производства и реализации продукции; объема работ в эксплуатации; использования фонда скважин; производительности скважин.

Показатели объема производства и реализации продукции в натуральном выражении:

1. Добыча нефти (QН), планируемая и учитываемая в тоннах, отражает всю добытую из скважин за данный период времени нефти

2. Добыча газа (QГ), планируемая и учитываемая в тыс. м, представляет собой ту часть добытого газа из газонефтяных и газовых скважин, которая за данный период времени должна быть использована (утилизирована), поскольку остальная часть газа не используется и представляет собой неучтенные потери.

3. Добыча газоконденсата(QГК), планируемая и учитываемая в тоннах, характеризует весь добытый из скважин за данный период времени газоконденсат.

4. Валовая добыча нефти, газа и газоконденсата(QВ), планируемая и учитываемая в тоннах, представляет всю добычу за данный период времени нефти, используемого газа и газоконденсата.

Для приведения единицы измерения добычи газа к одному эквиваленту с нефтью объемное количество добычи газа пересчитывают в весовое количество условного газа. При этом за единицу измерения (1 т) принимают количество условного газа с теплотворной способностью 10000 кал/кг, эквивалентное 1 т нефти. Пересчет осуществляется при помощи переводного коэффициента (К), который рассчитывается в зависимости от качества газа по формуле

К = j*a*kд /kу, (1.1)

где j – относительная плотность добытого газа (при плотности воздуха, равной единице);

a – плотность воздуха, кг/м3, (а = 1,293);

kд – калорийность добытого газа, Дж/кг;

kу–калорийность условного газа, Дж/кг, (kу = 41800Дж/кг).

Количество газа в весовом измерении в тоннах рассчитывается по формуле:

QГ = QГ' *К, (1.2)

Где QГ' –количество планируемого и учитываемого газа, тыс. м. 3

Валовая добыча нефти, газа и газоконденсата (QВ):

QВ = QН+QГ+QГК (1.3)

5. Товарная добыча нефти, газа и газоконденсата (QТ), планируемая и учитываемая в тоннах, рассчитывается вычитанием из валовой добычи продукции и ее расхода на собственные производственные нужды предприятия, так называемого нетоварного расхода продукции (QРНТ), и потерь продукции (QПОТ).

Товарная добыча нефти, газа и газоконденсата (QТ):

QТ = QВ-QРНТ-QПОТ, (1.4)

QТ = QС+ QРТ, (1.5)

гдеQС–объем сдачи продукции в переработку, т;

QРТ–товарный расход продукции, сданной другим потребителям: управлениям буровых работ, жилищно-коммунальному хозяйству и другим потребителям, т;

QПОТ–потери продукции, т.

6. Реализация нефти, газа и конденсата (QР), планируемая и учитываемая в тоннах, рассчитывается на основе товарной добычи нефти, газа и конденсата с учетом изменения остатков запасов нефти на конец года (QКГ) против остатков на начало года (QНГ) в товарном парке нефтегазодобывающего предприятия и с учетом нефти в товарах отгруженных. Реализация нефти, газа и конденсата (QР):

QР = Q1+ Q2 + QТ + (QНГ - QКГ) - Q3, (1.6)

где Q1 –количество продукции, сданной потребителям на начало планируемого года, но неоплаченной ввиду ненаступления сроков оплаты, т;

Q2 –количество продукции, неоплаченной потребителем в установленные сроки, т;

Q3 –количество продукции, сданной потребителям на конец планируемого года, но подлежащей оплате в последующем году, т.

Кроме добычи нефти, газа и газоконденсата нефтегазодобывающие предприятия могут выполнять работы промышленного характера и производственные услуги, которые учитываются объемами продукции в стоимостном выражении.

Добыча нефти и газа зависит от фонда скважин, его движения и степени использования в плановом периоде.

План добычи природного газа (Qгt+1) предусматривает максимально возможную его добычу из старых скважин, перешедших с прошлых лет (Qгсt+1), из старых скважин, вводимых из бездействия (Qгбt+1), и из новых скважин Qгнt+1:

Qгt+1 = Qгсt+1+Qгбt+1+Qгнt+1. (1.7)

Добыча газа из старых скважин, перешедших с прошлых лет, в планируемом году гсt 1 Q + определяется по формуле:

Qгсt+1 = Qгрсt+1*kгt+1, (1.8)

Где рQгсt+1 –ожидаемая расчетная добыча газа из старых переходящих скважин, тыс. м 3;

kгt+1 –коэффициент изменения добычи газа из старых скважин, отражающей колебание добычи в связи с изменением пластовых давлений и отбора газа из пласта, влияние мероприятий по интенсификации добычи газа.

Расчетная добыча газа из старых скважин, переходящих с прошлого года:

Qгрсt+1 = Qгсt *Nгt *qгt *kэt+1*365, (1.11)

Где Qгсt– добыча газа из старых (переходящих) скважин в году, предшествующем планируемому, тыс. м 3;

Nгt–число газовых скважин, введенных в году, предшествующем планируемому;

qгt– среднесуточный дебит одной новой скважины в году, предшествующем планируемому, тыс. м 3 /сут.;

kэt+1 –коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин, введенных в предшествующем году.

Добыча газа из скважин, вводимых из бездействия, определяется на основе данных о числе скважин (Nбt+1), среднесуточном дебите (qбt+1) и количестве дней работы в году (mбt+1):

Qгбt+1 = Nбt+1* qбt+1*mбt+1. (1.12)

Добыча газа из новых скважин (QГHt+1) в планируемом году:

Qгнt+1 = Nнt+1*Днt+1*Тнt+1, (1.13)

где Nнt+1 –число новых скважин, подлежащих вводу в эксплуатацию в планируемом периоде (в первую очередь из освоения с прошлых лет, консервации из разведочного бурения);

Днt+1-среднесуточный дебит одной новой скважины, соответствующий геологическим условиям разработки газовых месторождений (по проектам разработки газовых месторождений), тыс. м 3 /сут.;

Тнt+1 –среднее число дней эксплуатации одной новой скважины в год ввода ее в действие с учетом нормативного срока освоения.

Исходными данными для планирования добычи газового конденсата являются: удельное потенциальное содержание конденсата в добываемом газе при текущем пластовом давлении (г/м 3), удельный отбор конденсата из газа (г/м 3), степень отбора конденсата от потенциального содержания (%), добыча газа из газоконденсатных залежей.

Ресурс газоконденсата:

Qкрt+1 = Qгt+1*Gкрt+1/1000, (1.14)

где Gкрt+1–потенциальное содержание (ресурс) газоконденсата в 1м3 газа, г.

Плановый объем добычи газоконденсата:

Qкгt+1 = Qгt+1*Gкуt+1/1000, (1.15)

где Gкуt+1–удельный отбор газоконденсата из газа, г/м3.

 

 

3.2 Показатели производственной программы буровой организации

Производственная программа буровой организации включает расчет следующих показателей:

1) объема производства и реализации продукции;

2) темпов бурения скважин;

3) темпов строительства скважин;

4) использования производственной мощности.

Показатели объема производства в натуральном выражении по буровым организациям, осуществляющим разведочное бурение:

- число законченных строительством разведочных скважин на нефть и газ;

- объем глубокого разведочного бурения на нефть и газ, тыс. м;

- прирост разведанных запасов нефти (млн т) и газа (млрд м 3) категорий А + В + С1 и отдельно А + В;

- объемы подготовки ресурсов нефти и газа категории СЗ (в млн т и млрд м 3) с выделением по методам разведки (геофизическим, струк-турным бурением, комплексом);

- подготовка к глубокому разведочному бурению нефтегазовых структур, км 2;

- объем геофизических работ (профилей, км);

- инженерно-геологическая съемка в различных масштабах, км 2;

- число законченных разведочных скважин на термальные воды.

Показатели объема производства в натуральном выражении по буровым организациям, осуществляющим эксплуатационное бурение:

- число эксплуатационных скважин, законченных строительством, с выделением скважин, пробуренных на нефть;

- объем эксплуатационного бурения в метрах проходки с выделением проходки на нефть;

- количество скважино-суток пребывания новых скважин у заказчика;

- расчетная добыча нефти из новых скважин у заказчика.

Основной натуральный показатель продукции буровых предприятий – число скважин, законченных строительством и готовых к реализации заказчику.

Количество скважино-суток пребывания новых скважин у заказчика рассчитывается по формуле:

C =ΣTi, (1.16)

где Ti – календарная продолжительность пребывания у заказчика i-той новой скважины, введенной из бурения, сут..

Расчетная добыча нефти из новых скважин у заказчика рассчитывается поформуле:

Qр =Σqi*Ti*kэ, (1.17)

где qi – среднесуточный дебит новой скважины, вводимой из бурения, т/сут.;

kэ – коэффициент эксплуатации новых cкважин.

Показатели расчетной добычи нефти из новых скважин и количество скважино-суток пребывания новых скважин у заказчика характеризуют эффекту заказчика.

Показатели объема производства и реализации продукции в стоимостном выражении:

1. Сметная стоимость буровых работ (в сметной оценке) – это лимит капитальных вложений на строительство скважин, рассчитанный по действующим проектно-сметным нормам и нормативам. На величину сметной стоимости строительства скважины заключаются договоры с нефтегазодобывающими предприятиями. Суммарная сметная стоимость строительства скважин определяет объем капитальных вложений бурового предприятия. Планируется общий объем буровых работ в сметной оценке и объем буровых работ в сметной оценке по скважинам, законченным строительством.

2. Реализованная продукция бурового предприятия складывается из сметной стоимости сданных заказчику скважин, из стоимости работ промышленного характера и стоимости производственных услуг, рассчитанных по расценкам, согласованным с потребителем.

На рисунке 1.1 приведен состав цикла строительства скважины.

Рис. 1.1 Состав полного цикла строительства скважины

 

Основная цель производственной программы бурового предприятия заключается в научном обосновании объема буровых работ с целью обеспечения прироста запасов нефти и газа и создания новых производственных нефтегазодобывающих мощностей.

При планировании объема разведочного бурения исходят из необходимости обеспечения ежегодного прироста запасов с целью восполнения извлекаемых в течение года нефти и газа и увеличения разведанных нефтяных и газовых ресурсов для дальнейшего устойчивого развития нефтяной компании.

Объем разведочного бурения (Ht+1) планируется на основе необходимого для развития нефтяной компании прироста запасов нефти и газа (Зt+1) и удельной эффективности бурения (Эt+1), выраженной в приросте запасов нефти и газа соответствующих категорий в расчете на 1м проходки, по месторождениям:

Н =З / Э (1.18)

Удельная эффективность 1 м разведочного бурения принимается в тоннах по нефти и в тыс. м 3 по газу.

Число добывающих нефтяных и газовых скважин (Nэt+1), которое необходимо в течение года ввести в эксплуатацию из бурения в нефтяной компании,определяют по формуле:

(1.19)

где Qпл.t+1 – плановый годовой объем добычи нефти, определяемый на основедоговоров с потребителями, тыс. т;

Qct+1 – плановый годовой объем добычи нефти из старых скважин, тыс. т;

qнt+1 – среднесуточный дебит новой скважины, т/сут.;

mt+1 – среднее время эксплуатации новой скважины в течение планируемого года, сут.

Геологическая служба нефтегазодобывающих предприятий в соответствии с проектом разработки месторождений устанавливает по отдельным площадям на определенные пласты и горизонты число скважино-точек, подлежащих бурению в планируемом году, с указанием плановых сроков очередностиввода в бурение скважин и ввода скважин из бурения в эксплуатацию.

Плановый объем буровых работ в метрах проходки (Ht+1) определяетсякак сумма объемов эксплуатационного (Hэt+1) и разведочного (Hрt+1) бурения:

Ht+1 = Hэt+1+Hpt+1, (1.20)

Ht+1 = Vэкt+1*12,17*Yэt+1+Vркt+1*12,17*Ypt+1, (1.21)

где Vэкt+1,Vркt+1 – плановые коммерческие скорости соответственно в эксплуатационном и разведочном бурении, м/ст. мес.;

Yэt+1,Ypt+1 – плановое число установок, находящихся соответственно в эксплуатационном и разведочном бурении.

 

3.3 Планирование себестоимости добычи нефти и газа

 

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.

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

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

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

- газа природного, используемого при бескомпрессорном газлифтномспособе извлечения нефти.

Затраты по статье определяются исходя из потребляемого количестваэлектроэнергии, 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.куб.

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

В статью «Расходы по искусственному воздействию на пласт» включаются затраты, связанные с проведением работ по поддержанию пластового давления (работы по законтурному, внутриконторному, очаговому, площадномузаводнению) 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 другихосновных 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» включаетсяосновная 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 действующимнормамамортизации от стоимости нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных иконтрольных скважин.

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.

2) 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.

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.

Затраты прокатно-ремонтного цеха электропогружных установок относятся на себестоимость добычи нефти.

В статью «Общепроизводственные расходы» включаются затраты, связанные с управлением предприятием и организацией производства в целом: фонд оплаты труда персонала управления с отчислением в фонды (пенсионный Юf1,медицинского и социального страхования), расходы на командировки и подъемные при перемещении работников, на служебные расходы и содержание легкового транспорта, конторские, типографские, почтово-телеграфные и телефонные расходы, амортизация, содержание и ремонт зданий, сооружений и инвентаря общепроизводственного назначения, затраты на содержание, капитальный и текущий ремонт общепромысловых дорог и амортизационные отчисления на их реновацию, расходы на организованный набор рабочей силы, на подготовку кадров, плата за экологию, расходы на охрану предприятия и другие расходы общепроизводственного характера.

В статью «Прочие производственные расходы» включаются оплата нефти, полученной от буровых и геолого-разведочных организаций, а также платежи и налоги, возмещаемые в себестоимости добычи нефти.

Планирование и учет цеховых расходов осуществляется по каждому цеху в отдельности без выделения планово-учетных подразделений.


 

Планирование затрат на бурение скважин на примере холдинга ЗАО «Русь-Ойл»

 

4.1 Общая характеристика компании и организация бюджетирования

 

ООО «Восток»- это сервисная компания, которая входит в холдинг ЗАО «Русь-Ойл», в сферу деятельности которой входят: нефтегазовые операции - разведка и производство, нефтепереработка и нефтехимия, инженерно-техническое обслуживание - геофизическая разведка, бурение скважин, каротаж и ГТИ скважин, работа в скважине; строительство нефтяных объектов - наземное строительство нефтегазовых месторождений, строительство установок нефтепереработки и нефтехимии; коммерческие банки. Рассмотрим тему данного раздела на примере холдинга ЗАО «Русь Ойл».

ЗАО «Русь-Ойл» представляет собой многопрофильную энергетическую компанию, интегрирующую нефтегазовые инвестиционные операции, сервис по инженерным технологиям, строительство нефтяных проектов и финансовые услуги.

В связи со сложностью процессов консолидации в корпорации, связанной как с масштабами корпорации, так и с неоднородностью деятельности и необходимостью проведения длительных подготовительных мероприятий бюджет корпорации и ее организаций формируется методом свода (без элиминирования внутрикорпоративных оборотов).

В целях подготовки к последующему формированию консолидированного бюджета корпорации и ее организаций формируются функциональные планы по внутрикорпоративным оборотам. Данные планы внедрены в целях отработки методологии планирования внутрихолдинговых и межхолдинговых операций.

Одновременно с формированием сводных бюджетов холдингов формируются основные консолидированные показатели бюджетов холдингов в составе показателей: консолидированная выручка, консолидированная прибыль от продаж, консолидированная чистая прибыль, консолидированные чистые активы, валюта консолидированного баланса.

Департамент планирования компании формирует проект перечня организаций, участвующих в бюджетном процессе на очередной плановый год. Корпорация устанавливает общий порядок и общую методологию функционирования единой системы бюджетирования компании и ее организаций, включающие в т.ч. бюджетные предпосылки и бюджетные ориентиры, общий план-график бюджетного процесса по формированию бюджета корпорации и ее организаций.

Дополнительно разрабатывают нормативно-методологические документы, бюджетные предпосылки и бюджетные ориентиры, регламентирующие бюджетный процесс с учетом отраслевой специфики и задач управления, не противоречащие нормативно-методологическим документам, бюджетным предпосылкам и бюджетным ориентирам корпорации.

Согласование и утверждение бюджетов организаций и сводных бюджетов осуществляется в соответствии с требованиями действующего законодательства и иных нормативных документов корпорации и организаций корпорации в части проведения процедур корпоративного управления.

В целях формирования бюджета все организации корпорации, участвующие в бюджетном процессе, формируют обязательный набор унифицированных бюджетных форм, одинаковых для всех организаций.

Бюджет организации состоит из следующих унифицированных форм:

Финансовые бюджеты:

— Бюджет доходов и расходов (БДР);

— Бюджет движения денежных средств (БДДС);

— Прогнозный (плановый) баланс (ПБ);

Функциональные бюджеты:

— План по дивидендам/ отчислениям;

— План по выручке;

— План по прибыли (по видам продукции/работ/услуг);

— План по инвестициям;

— План по НИОКР;

— План по источникам финансирования инвестиционной деятельности;

— План финансирования организационных мероприятий по реализации Программы инновационного развития;

— План по внешнему финансированию;

— План по закупкам ТЭР;

— План по персоналу;

— План по логистике;

— План по страхованию;

— План по расходам на инженерно-технические средства охраны (ИТСО);

— План по дополнительному пенсионному обеспечению;

— План по спонсорству и благотворительности.

Для осуществления контроля над расходованием ресурсов на предприятии используется метод места возникновения затрат. В зависимости от их роли в осуществляемых газотранспортным предприятием видах деятельности выделяются следующие виды мест возникновения затрат (МВЗ) (рисунок 2.1).

 

Компания ЗАО «Русь-Ойл»
Администрация
Производственное подразделение
Вспомогательное подразделение
Обслуживающее подразделение
Производственные МВЗ
Производственные МВЗ
Вспомогательные МВЗ
Вспомогательные МВЗ
Общехозяйственные МВЗ
Общепроизводственные МВЗ
Общепроизводственные МВЗ
Вспомогательные МВЗ
Коммерческие МВЗ
Коммерческие МВЗ
Обслуживающие прочие МВЗ
Общехозяйственные МВЗ
Обслуживающие прочие МВЗ
Обслуживающие прочие МВЗ
Общехозяйственные МВЗ
Обслуживающие прочие МВЗ

 

 


Рис.2.1. Обобщенная структура МВЗ Компании ЗАО «Русь-Ойл»

 

 

Совокупные затраты вспомогательных МВЗ
Совокупные затраты общепроизводственных МВЗ
Совокупные затраты производственных МВЗ
Совокупные затраты общехозяйственных МВЗ
Себестоимость услуг

 


Рис.2.2. Схема формирования себестоимости услуг Компании ЗАО «Русь-Ойл»

Существующая схема калькулирования себестоимости услуг по добыче и транспортировке газа представлена на рисунке 2.2.

Полная себестоимость услуг по добыче и транспортировке газа состоит из производственной себестоимости и распределенных общехозяйственных расходов. Производственную себестоимость услуг по добыче газа составляют затраты производственных МВЗ, а также относящиеся на них затраты вспомогательных и общепроизводственных МВЗ (рисунок 2.3).

Совокупные затраты вспомогательных МВЗ
Совокупные затраты общепроизводственных МВЗ
Прямые производственные затраты
Затраты вспомогательных производств
Обще-производственные расходы
Общехозяйственные расходы
Производственная себестоимость газа
Полная производственная себестоимость газа

 


Рис.2.3. Структура себестоимости добычи и реализации газа

4.2 Оценка выполнения плана и основных показателей деятельности компании

 

Рассмотрим основные показатели добычи газа и газового конденсата Компании ЗАО «Русь-Ойл» (таблица 2.1).

Таблица 2.1

Основные производственные показатели Компании ЗАО «Русь-Ойл» за 2014 год

Наименование показателей Ед.изм. 2013 год 2014 год Изменения, в абс.
план отчет к плану к 2013 г
               
  Добыча газа            
валовая млн.м.куб. 104 306,23 101 718,70 102 085,97 367,27 -2 220,26
товарная млн.м.куб. 102 421,50 99 508,60 100 166,04 657,44 -2 255,46
  Добыча нестабильного конденсата            
валовая тыс.тн 1 417,60 1 411,23 1 435,85 24,62 18,25
товарная тыс.тн 1 354,04 1 353,05 1 370,35 17,30 16,31
  Переработка нестабильного конденсата - всего тыс.тн 132,96 120,00 136,14 16,14 3,18
в т.ч. возврат с УПМТ тыс.тн 69,41 61,82 70,64 8,82 1,24
  Продукты переработки (по видам)            
стабильный конденсат (товарный) тыс.тн 11,24 8,40 9,60 1,20 -1,64
дизельное топливо тыс.тн 14,90 12,96 12,77 -0,20 -2,13
  Среднесписочная численность персонала чел. 1 803 1 813 1 807 -6  
  Среднемесячная заработная плата одного работника р. 104 687 113 395 114 447 1 052 9 760
  Себестоимость произведенной продукции            
газа р. / тыс.м.куб. 530,42   577,61 577,61 47,19
газового конденсата р./тн. 1 738,81   1 366,68 1 366,68 -372,13
                 

 

По данным таблицы 2.1 в 2014 году происходит снижение валовой добычи газа на 2,13% в сравнении с 2013 годом, а также снижение на 2,2% товарного уровня добычи газа. Также отметим отрицательную тенденцию роста себестоимости добычи газа на 8,9% в 2014 году по сравнению с уровнем 2013 года, что безусловно отрицательно сказалось на эффективности деятельности в целом предприятия ЗАО «Русь-Ойл».

Производительность труда за исследуемый период снизилась на 2,35% и составила в 2014 году 56,49 млн.м.куб./чел. (в 2013 году уровень производительности труда составлял 57,85 млн.м.куб./чел.).

Увеличилась оплата неотработанного времени, в том числе по следующим статьям заработной платы:

- направление на повышение квалификации с отрывом от работы в 2,9 раза, за счет увеличения количества работников, направленных на курсы повышения квалификации в 2014 году в сравнении с прошлым годом на 24 человека и продолжительности курсов на 318 дней;

- гособязанности на 33,3% (в том числе по руководителям, специалистам и служащим в 3,3 раза, в связи с предоставлением дополнительных дней отдыха в связи со сдачей крови и ее компонентов – на 12 дней больше чем в 2013 году и на 1 день – присутствие в суде в качестве истца);

- оплата времени в пути на 15,3%, в связи с увеличением дней в пути по метеоусловиям и за счет направления рабочих газовых промыслов Управления Компании ЗАО «Русь-Ойл» по маршрутным листам для выполнения производственных (октябрь – декабрь 2014 г).

Среднемесячная выработка на 1 работника за отчетный период снизилась на 2,3% в связи с ограничением отбора газа в газотранспортную систему и снижением плановых заданий добычи газа (таблица 2.2).

Таблица 2.2

Анализ динамики выработки

Наименование показателя 2013 год 2014 год Относительное изменение, %
         
  Валовая добыча газа, млн.м.куб. 104 306,20 102 086,00 97,87
  Среднесписочная численность работников, чел. 1 803,00 1 807,00 100,22
  Среднемесячная выработка одного работника, млн.м.куб. 4,82 4,71 97,72

 

Для того, чтобы оценить степень влияния того или иного фактора на увеличение себестоимости газа в Компании «РУСЬ-ОЙЛ» необходимо провести анализ использования всех ресурсов на предприятии.

Расход газа на собственные нужды по Компании ЗАО «Русь-Ойл» не превышал доведенные нормативы. Удельный расход газа на собственные нужды составил 22,51 м.куб. / тыс.м.куб.

Газового конденсата добыто 1 435 845 тонн при плане 1 411 230 тонн. Выполнение плана составило 101,74%. Дополнительно сверх плана добыто 24 615 тонн газового конденсата (таблица 2.3).

Таблица 2.3

Выполнение плана по добыче и использованию газа в Компании ЗАО «Русь-Ойл» в 2014 году

Показатели Ед.изм. План Факт Абс. изм.
         
Валовая добыча газа млн.м.куб. 101 718,70 102 085,97 367,27
Собственные нужды млн.м.куб. 2 210,10 1 919,92 -290,18
Товарная добыча газа млн.м.куб. 99 508,60 100 166,04 657,44

 

Для того, чтобы выявить непроизводительные затраты в целом общества проведем анализ использования бюджетных средств добычи газа и газового конденсата Компании «Русь-ойл», представленный в таблице 2.4

Таблица 2.4

Динамика затрат Компании «РУСЬ-ОЙЛ» в 2013 - 2014 гг.

Статья затрат 2013 год 2014 год Абс. изменение, тыс.р. Темп прироста, %
           
  Материалы и энергия 1 683 675 1 448 424 -235 251 -13,97
  Оплата труда и страховые взносы 2 602 043 2 843 203 241 160 9,27
  Амортизация и лизинг 357 143 375 517 18 374 5,14
  Аренда основных средств 18 316 343 19 205 030 888 688 4,85
  Налоги и иные обязательные платежи 15 816 340 15 557 147 -259 193 -1,64
  Капитальный ремонт (подрядный способ) 3 622 452 4 506 208 883 756 24,40
  Прочие затраты 2 755 104 3 486 947 731 842 26,56
  Услуги филиалов и подразделений корпорации 5 867 352 6 276 504 409 152 6,97
Итого затрат 51 020 453 53 645 336 2 624 883 5,14

 

Расходы за 2014 год составили 53 645,3 млн.р. (100,1% от плана) и увеличились по сравнению с аналогичным периодом2013 года на 2 624,9 млн.р. или на 5%. Полный бюджет затрат представлен в Приложении 3.

Наиболее существенное увеличение произошло по следующим статьям затрат:

- капитальный ремонт (подрядный способ) – на 878,5 млн.р. или на 24,2%;

- затраты на оплату труда – на 207,9 млн.р. или 8,0% в связи с индексацией тарифных ставок и увеличением выплат социального характера;

- прочие затраты – на 750,6 млн.р. или на 27,4%, в связи с увеличением стоимости услуг сторонних организаций.

Таблица 2.5

Динамика структуры затрат Компании «РУСЬ-ОЙЛ» в 2013 - 2014 гг., в %

Статья затрат 2013 год 2014 год Абс. изменение, п.п.
         
  Материалы и энергия 3,3 2,7 -0,6
  Оплата труда и страховые взносы 5,1 5,3 0,2
  Амортизация и лизинг 0,7 0,7 0,0
  Аренда основных средств 35,9 35,8 -0,1
  Налоги и иные обязательные платежи 31,0 29,0 -2,0
  Капитальный ремонт (подрядный способ) 7,1 8,4 1,3
  Прочие затраты 5,4 6,5 1,1
  Услуги филиалов и подразделений общества 11,5 11,7 0,2

 

Изменение структуры затрат Компании «РУСЬ-ОЙЛ» в 2013 - 2014 гг. представлено на рисунке 2.1

Наибольший удельный вес в структуре затрат филиала Компании «РУСЬ-ОЙЛ» составляют:

- аренда основных средств - 35,8%;

- налоги и иные обязательные платежи – 29,0%;

- услуги филиалов и подразделений общества – 11,7%;

- капитальный ремонт – 8,4%;

- затраты на оплату труда и страховые взносы – 5,3%;

- материалы и энергия – 2,7%.

Удельный вес прочих затрат составляет 6,5%.

Рис.2.1. Изменение структуры затрат «РУСЬ-ОЙЛ» в 2013 - 2014 гг.

 

В 2014 году в структуре расходов существенных изменений не произошло. Незначительно снизился удельный вес налогов и иных обязательных платежей (на 2,0%) и материалов (на 0,6%) с соответствующим ростом удельного веса по капитальному ремонту и прочих затрат – на 1,3% и 1,1% соответственно. Таким образом, в газодобывающей промышленности следует прежде всего сокращать материальные затраты и затраты материалов на текущий и капитальный ремонт.

Сведения по расходу ДЭГа и метанола в Компании «РУСЬ-ОЙЛ»2014 году представлены ниже.

Таблица 2.6

Сведения по расходу ДЭГа в Компании «РУСЬ-ОЙЛ»2014 году

Показатели ДЭГ
     
  Фактический расход, тонн 750,093
  Расход по нормам отчетного периода, тонн 770,718
  Фактический удельный расход, г/1000 м.куб. 8,498
  Нормативный удельный расход, г/1000 м.куб. 8,732
  Экономия (перерасход) за отчетный период, тонн 20,625
  Количество обработанного газа, млн.м.куб. 88265,567
  Отношение количества обработанного газа к 2013 году 0,975
  Отношение фактического удельного расхода к 2013 году 0,969

 

Таблица 2.7

Сведения по расходу метанола в Компании «РУСЬ-ОЙЛ»2014 году

Показатели Сеноман Неоком Всего
         
  Фактический расход на технологические нужды, тонн 15 917,00 19 336,49 35 253,49
  Расход по нормам отчетного периода, тонн 14 870,63 21 672,40 36 543,03
  Фактический удельный расход, г/100 м.куб. 180,27 1 401,98 1 582,25
  Нормативный удельный расход, г/100 м.куб. 168,42 1 571,34 1 739,76
  Экономия (перерасход) за отчетный период, тонн -1 046,36 2 335,91 1 289,54
  Количество обработанного газа, млн.м.куб. 88 293,68 13 792,29 102 085,97
  Отношение количества обработанного газа к 2013 году 0,98 1,00 1,98
  Отношение фактического удельного расхода к 2013 году 1,23 1,01 2,24

 

Из-за увеличения объема добываемой воды на скважинах, низких температур окружающего воздуха в сочетании с сильным ветрами в 2014 году увеличилось отношение фактического удельного расхода метанола по сравнению с 2013 годом.

Перерасход метанола по сеноману возник в период низких температур воздуха в январе-марте и декабре 2014 года.

Кроме указанной выше причины, перерасход метанола связан со следующими основными причинами:

1. Постепенный переход работы шлейфов из режима гидратообразования в режим образования льда, предотвращение образования которого и ликвидация требует больше прокачек метанола, чем при борьбе с гидратами.

2. Увеличения по сравнению с прошлыми годами количества выносимой пластовой воды, что вызывает:

- образование пробкового режима газа на пониженных участках и еще большей потери давления;

- необходимость разбавления воды метанолом для предотвращения ее замерзания;

- в целом нестабильный режим работы шлейфов.

Помесячное списание материалов в течение 2014 года производилось неравномерно.

В первом полугодии 2014 года списано материалов на сумму 201 005,7 тыс.р. Во втором полугодии 2014 года списано материальных затрат на сумму 382 470,1 тыс.р.

Данный факт обусловлен следующими причинами:

- несоблюдением сроков и объемов поставки материалов в соответствии с годовой заявкой;

- увеличением списания материальных расходов в определенное время года (в период производства ППР во время остановок газовых промыслов; во время подготовки газовых промыслов и фонда скважин к зимнему периоду; увеличение списания метанола во время сильных морозов и т.д.).

Аналогичная ситуация со списанием по статье «материалы» (ДЭГ, метанол, прочие).

По итогам 2014 года экономия по данной статье в целом составила 87 084 тыс.р. (таблица 2.8)

Таблица 2.8

Анализ затрат по статье «материалы» (ДЭГ, метанол, прочие) по «РУСЬ-ОЙЛ» с учетом транспортных затрат, тыс.р.

Подразделение Расход материалов в 2014 году Отклонение фактических затрат
план факт
       
ГП-1 94 014,5 98 065,2 4 050,7
ГП-2 26 748,9 24 317,8 -2 431,1
ГП-3 37 547,3 39 953,9 2 406,6
ГП-4 84 810,4 75 741,7 -9 068,7
ГП-5 27 169,3 26 939,9 -229,4
ГП-6 40 939,4 34 375,1 -6 564,3
ГП-7 54 652,5 45 068,1 -9 584,4
ГП-9 114 777,2 118 848,0 4 070,8
ГП-1В 356 896,3 297 018,4 -59 877,9
ЛЭС 30 701,1 20 408,9 -10 292,2
АУП 5 231,0 5 666,9 435,9
Итого 873 487,9 786 403,9 -87 084,0

 

Удельные расходы смазочных масел по всем типам эксплуатируемых агрегатов не превышают нормативных.

Таблица 2.9

Оценка расхода топливного газа

№ ДКС Нормативная потребность топливного газа на год, млн.м.куб. Фактический расход топливного газа за год, млн.м.куб. Экономия (-) топливного газа за год, млн.м.куб. Фактический удельный расход, м.куб./ч Наработка, час.
           
  244,335 242,103 -2,232 4 649,746 52 068
  213,722 210,050 -3,672 4 686,524 44 820
  197,723 192,141 -5,582 4 129,666 46 527
  212,966 208,933 -4,033 4 859,585 42 994
  202,391 199,167 -3,224 4 203,254 47 384
  190,540 186,817 -3,723 5 279,255 35 387
  245,292 240,578 -4,714 4 243,522 56 693
90,835 89,798 -1,037 3 076,117 29 192
ИТОГО - 1 569,587 - 4 420,562 355 065

 

4.3 Расчет операционного бюджета затрат на 2016 год

 

Анализируя показатели производительности добычи газа по годам видим, что в 2013 году наблюдается наиболее высокий до 4,71 млн.м.куб. газа на 1 работника. Планируемая среднесписочная численность работников в 2016 году составит 1820 человек. Планируемый руководством объем валовой добычи газа составляет 102 866,40 млн.м.куб.Сведения о планируемых расходах газа на собственные нужды приведены в табл.2.10.

Таблица 2.10

Плана по добыче и использованию газа по «РУСЬ-ОЙЛ» в 2016 году

Показатели Ед.изм. 2014 год 2016 год Абс. изм.
Валовая добыча газа млн.м.куб. 102 085,97 102 866,40 780,43
Собственные нужды млн.м.куб. 1 919,92 1 934,60 14,68
Товарная добыча газа млн.м.куб. 100 166,04 100 931,80 765,76

 

Планируемый удельный расход газа на собственные нужды составляет 18,81 м.куб. / тыс.м.куб.

Таблица 2.11

Структура валовой добычи газа по «РУСЬ-ОЙЛ» в 2016 году

Наименование Ед.изм. 2014 год 2016 год Абс. изм.
Всего по «РУСЬ-ОЙЛ» млн.м.куб. 102 085,967 102 866,400 780,433
в том числе: млн.м.куб.      
- сеноман млн.м.куб. 88 293,679 88 775,182 481,503
- неоком млн.м.куб. 13 792,288 14 091,218 298,930

 

Планируемые показатели и фактические по расходу газа на собственные нужды Компании «РУСЬ-ОЙЛ» представлены в таблице 2.12.

Таблица 2.12

Расход газа на собственные нужды по «РУСЬ-ОЙЛ»Компания «РУСЬ-ОЙЛ» в 2016 году

Наименование Ед.изм. 2014 год 2016 год Абс. изм.
Всего по «РУСЬ-ОЙЛ» млн.м.куб. 1 919,923 1 934,601 14,678
в том числе: млн.м.куб.      
- сеноман млн.м.куб. 1 806,955 1 803,020 -3,935
- неоком млн.м.куб. 112,968 131,580 18,612

 

Таблица 2.13

Планируемые показатели добычи, переработки и поставки конденсата потребителям в 2016 году, в тоннах

№ п/п Показатели Ед.изм. 2014 год (факт) 2016 год (план) Абс. изм.
  Добыча конденсата «РУСЬ-ОЙЛ» тонн 1 435 845 1 440 130 4 285
  Переработка нестабильного конденсата тонн 136 143 136 549  
  Возврат с УПМТ тонн 70 643 68 275 -2 368
  Поставка конденсата «РУСЬ-ОЙЛ» тонн 1 370 345 1 396 926 26 581
  в том числе:        
  Возврат с УПМТ тонн 70 643 68 275 -2 368

 

Планируемые показатели по потребителям и информация о переработке нестабильного конденсата приведена в таблице 2.14.

Таблица 2.14

Планируемые показатели переработки конденсата, в тоннах

№ п/п Показатели Ед.изм. 2014 год (факт) 2016 год (план) Абс. изм.
  Переработка нестабильного конденсата тонн 136 143 136 549  
  Стабильный конденсат товарный тонн 9 598 10 093  
  Дизельное топливо тонн 12 765 14 512 1 747
  ОКСК тонн 45 675   -45 675
  ШФЛУ тонн 24 968   -24 968
  Всего возврат с УМПТ-1 тонн 70 643 68 275 -2 368

 


1 | 2 | 3 |

Поиск по сайту:



Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.061 сек.)