 |
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция
Структура службы наклонно-направленного бурения
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 | |
| 1В | 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 |
Поиск по сайту: