Пути повышения эффективности производства

Э = П/К,  (1.9)

По вновь строящимся цехам, предприятиям и отдельным мероприятиям показатель эффективности (Эп) определяется как отношение планируемой прибыли к капитальным. вложениям (сметной стоимости):

Эп = (Ц - С) / К, (1.10)

где К - полная стоимость строящегося объекта

     Ц - годовой выпуск продукции в оптовых ценах предприятия

      С - издержки производства годового выпуска продукции после полного осуществления строительства и освоения введенных мощностей .

При  сопоставлении вариантов хозяйственных и технических решений, размещения предприятий и их комплексов, строительства новых или реконструкция старых предприятий и т.п. рассчитывается сравнительная экономическая эффективность затрат.

Если один из сравниваемых вариантов для своей реализации требует меньше капитальных вложений и одновременно обеспечивает более низкую себестоимость, то при прочих равных условиях он признается экономически более выгодным. В этом случае достигается двойной эффект: экономия от снижения себестоимости (текущих затрат) и экономия на капитальных вложениях. Однако нередко повышение производительности труда, снижение себестоимости, эксплуатационных затрат достигается ценой дополнительных капитальных вложений. В этих случаях оптимальный вариант выбирается на основе расчетов срока окупаемости (Т) или коэффициента сравнительной эффективности дополнительных капитальных вложений (Е) и их сопоставления с нормативными значениями:

Т = (К2-К1)/(С1-С2) Тн   (1.11)

или    Е = (С1-С2)/(К2-К1)Ен, (1.12)

при К2К1 и С1С2, где К1, К2 – капитальные вложения по вариантам;

С1, С2 – себестоимость продукции или работ по вариантам;

Тн - нормативный срок окупаемости, 

Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений.

При ТТн или ЕЕн оптимальным признается вариант, требующий дополнительных капитальных вложений (более капиталоемкий), и, наоборот, при ТТн или ЕЕн – менее капиталоемкий.

На практике для отбора оптимального варианта (особенно, когда сопоставляется более двух вариантов) применяется формула приведенных затрат – преобразованное выражение формулы отбора оптимального варианта по сроку окупаемости или коэффициенту сравнительной эффективности дополнительных капиталовложений. Критерием оптимального варианта в этом случае служит минимум приведенных затрат, которые представляют собой совокупную величину текущих и единовременных затрат, приведенных к одинаковой размерности, и определяются по формуле:  

Зпi = Сi + Ен х Кi  min ,(1.13)

где Зпi - приведенные затраты по данному варианту ,

Ci - текущие затраты по тому же варианту, 

Кi - кап. вложения по каждому варианту,

Ен- нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

Анализ показателей экономической эффективности позволяет сделать вывод, что в экономической практике существует множество подходов к оценке.

2. Оценка экономической эффективности производственного управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть»

2.1. РУП ПО «Белоруснефть» как субъект хозяйствования РБ

Производственное Управление нефтепромыслового и бурового сервиса «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» создано в 1966 году, входит в состав концерна "Белнефтехим". Оно осуществляет поиск, разведку и разработку нефтяных месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного нефтяного газа.

Началом промышленной добычи нефти в Республике Беларусь является 1965 год, когда было открыто Речицкое нефтяное месторождение. Из недр Белорусского Полесья уже добыто более 114 миллионов тонн нефти, пройден путь от массового открытия месторождений, их освоения и достижения максимальных отборов до закономерного падения добычи

РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» ведет буровые работы в Белоруссии с 1966 года. В 1973 – 1977годах осуществлялось бурение скважин в Калининградской области, а с 1978 по 1994 – на территории Западной Сибири.

За время ведения буровых работ на территории Беларуси пробурено более 5 миллионов метров горных пород и закончено строительством свыше 1 500 скважин. Бурение осуществлялось двумя подразделениями: Речицким управлением разведочного бурения (РУРБ) и Светлогорским управлением буровых работ (СУБР).

На территории Калининградской области было пробурено 66 900 метров и сдано в эксплуатацию 29 скважин.

Белорусские буровики принимали активное участие в освоении крупнейших месторождений Западной Сибири: Самотлорского, Вахского, Пограничного, Поточного, Вынгапуровского, Вынгаяхинского, Бахиловского. Силами трех управлений буровых работ объединения было пробурено более 13,5 миллионов метров и сдано заказчикам 5 050 скважины. Максимальный объем проходки за год составил 1 471 000 метров (1989 г.), максимальная проходка на бригаду в год – 100 тысяч метров. Наибольшее количество работающих буровых бригад – 35.

На 1.01.2007г. бурение скважин на территории Беларуси осуществляли 10 буровых бригад Светлогорского управления буровых работ (СУБР). Постоянный поиск глубоко залегающих перспективных горизонтов в Беларуси обусловил и непрерывный рост значений средних глубин скважин. В 1967 году они составляли для разведочных скважин 3 030 метров, эксплуатационных – 2 590 метров. В настоящее время средняя глубина скважин, законченных строительством, составляет соответственно 4 100 и 3 250 метров. В активе белорусских буровиков строительство восьми скважин с глубиной от 4 900 до 5 300 метров.

Предприятие оснащено современным оборудованием, инструментом и технологиями:

- телеметрическими системами, позволяющими управлять искривлением скважин глубиной до 5 000 метров, с отходом забоя до 1 600 метров;

- программным обеспечением ведущих зарубежных фирм, с помощью которых осуществляется проектирование профилей стволов наклонно-направленных скважин, а также мониторинг за исполнением траектории стволов скважин;

- буровыми установками типа ЗД-76, ЗД-86, оснащенными высокоэффективными 3-х или 4-х ступенчатыми системами очистки буровых растворов фирмы "Derrick";

-технологиями и оборудованием, способным проводить каротажные работы в горизонтальных скважинах и скважинах с углом наклона более 60 градусов;

- технологиями проводки скважин на оптимальных режимах бурения с применением современных долот как шарошечных, так и с вооружением типа РDС;

- технологиями восстановления скважин путем бурения вторых стволов;

- технологиями вскрытия проницаемых и слабосцементированных пород с использованием кольматирующих устройств;

- технологиями безамбарного бурения и утилизации отходов.

Максимальный уровень годовой добычи нефти в РУП "Производственное объединение "Белоруснефть", достигнутый в 1975 году, составил 7 953 600 тонн. Основной объем добычи получен из наиболее крупных месторождений: Речицкого, Осташковичского, Вишанского, Тишковского, Южно-Осташковичского.

С 1976 года добыча нефти снижается, и в 1997 году достигает уровня в 1 822 000 тонн. Определяющим фактором падения стало ухудшение структуры запасов нефти, поскольку основные месторождения вступили в заключительную стадию разработки. Восполнение ресурсной базы осуществлялось, главным образом, за счет открытия небольших залежей с трудно извлекаемыми запасами. Начиная с 1997 года, процесс падения добычи нефти приостановлен, с последующей ее стабилизацией в 1999-2007 годах на уровне около 1 800 000 тонн.

Стабилизация добычи нефти достигнута за счет:

- широкого внедрения геолого-технических мероприятий по действующему фонду (водоизоляционные работы, интенсификация притока, бурение горизонтальных стволов, гидроразрыв пласта, соляно-кислотный разрыв, оптимизация работы насосного оборудования);

- ввода в разработку залежей, находящихся в консервации, где особое место занимает организация круглогодичной разработки залежей с высоковязкой нефтью;

-наращивания фонда скважин за счет реанимации ранее ликвидированных скважин путем зарезки вторых стволов;

-применения прогрессивного оборудования в области добычи;

- переоснащения геофизических предприятий и, как следствие, получения хороших притоков по ряду разведочных скважин;

- организации и активизации системы поддержания пластового давления на небольших залежах с низкопроницаемыми коллекторами и применением малогабаритных кустовых насосных станций (МКНС).

По состоянию на 1 января 2007 года в разработке находилось 44 месторождения, из которых наиболее крупные уже вступили в заключительную стадию и имеют высокую обводненность продукции. Эксплуатационный фонд составил 575 скважин, из них фонтанных - 28, эксплуатирующихся механизированным способом - 547. Нагнетательный фонд - 218 скважин. Эксплуатация механизированного фонда скважин осложнена рядом факторов, а именно: изменением свойств нефти от газоконденсатных до битуминозных, большими глубинами подвесок насосного оборудования (УЭЦН до 3000 метров, УШГН до 2600 метров), повышенным газовым фактором (до 400 куб.м/т), повышенным содержанием АСПО и солей в добываемой продукции. Все это заставляет вести постоянный поиск новых технологий и техники для добычи нефти, направленных на повышение надежности работы как глубинного, так и наземного оборудования. Реализация с 1997 года программы по повышению наработки на отказ подземного оборудования по скважинам механизированного фонда позволила достичь к концу 2006 года наработки на отказ по УШГН 1250 суток, по УЭНЦ - 1313.

С 1997 года реализуется программа телемеханизации объектов нефтедобычи. Контроль и управление нефтяными скважинами, оборудованными штанговыми глубинными насосами (ШГН), осуществляется системой телемеханики на базе контроллеров System 60. С ее помощью по месту расположения скважины и дистанционно по каналам транкинговой радиосвязи контролируются параметры работы глубинно-насосного и наземного оборудования, регистрируются динамограмма работы насоса, другие технические параметры, по которым автоматически осуществляется диагностика вычисления производительности скважины, потребляемая мощность, а также обеспечивается защита при отклонении от заданного режима.

Система обеспечивает:

- оптимизацию режима работы периодического фонда скважин и раннее обнаружение отклонений от заданного режима по каждой скважине, что снижает потери нефти при добыче;

- снижение транспортных расходов при обслуживании;

- экономию электроэнергии; - уменьшение простоев скважин;

- повышение надежности работы оборудования.

Контроль и управление скважин, оборудованных УЭЦН, осуществляется с помощью системы телеметрии, в состав которой входят: система контроля скважинная "СКАД-2002-СКС", которая фиксирует основные параметры работы погружного оборудования (давление на приеме ЭЦН, температуру откачиваемой жидкости, температуру статорных обмоток двигателя, пиковую вибрацию и т.д.) и контроллер "Moscad", посредством которого информация по радиоканалу передается на центральный диспетчерский пункт. Система позволяет в режиме реального времени дистанционно контролировать параметры работы УЭЦН, а также обеспечивать автоматическую защиту установки при отклонении от заданных режимов работы.

Ведется разработка "интеллектуальной скважины" на базе станции управления с частотным преобразователем, предполагающей эксплуатацию в полностью автономном режиме.

Основные объекты нефтедобычи также оснащены современными системами телеметрии, что позволило значительно сократить затраты на их обслуживание, оперативно реагировать на аварийные ситуации, повысить качество учета добываемой продукции.

Деятельность предприятия, связанная с добычей нефти и газа, бурением и капитальным ремонтом скважин, ремонтом бурового оборудования, осуществляется с использованием около 1 800 единиц специальной технологической и автотракторной техники, которая концентрируется в пяти управлениях.

2.2. Определение обобщающих и дифференцированных показателей эффективности производства Производственного Управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть»

Для оценки и анализа экономической эффективности производства применяются  дифференцированные и обобщающие показатели эффективности.

К числу дифференцированных показателей общей экономической эффективности производства Производственного Управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» можно отнести следующие показатели использования производственных ресурсов:

- трудовые  ресурсы: темпы роста производительности труда, доля прироста продукции за счет повышения производительности труда, экономия численности работников, зарплатоемкость продукции, трудоемкость продукции, относительная экономия трудовых ресурсов и фонда заработной платы;

- основные фонды: фондоемкость продукции (фондоотдача), относительная экономия основных производственных фондов;

- оборотные фонды: оборотная фондоемкость продукции (оборотная фондоотдача), относительная экономия оборотных фондов, материалоемкость продукции (материалоотдача), относительная экономия материальных ресурсов (затрат) и так далее;

- инвестиции: капиталоемкость продукции (капиталоотдача), относительная экономия инвестиций.

К числу обобщающих показателей Производственного Управления «Нефтебурсервис» РУП ПО «Белоруснефть» общей экономической эффективности производства относятся:

-величина и темпы роста объема продаж, дохода, прибыли;

- величина и темпы изменения затрат на 1 рубль товарной продукции;

- рентабельность продукции, производства, оборота, собственного и заемного капитала;

- рентабельность инвестиций, в том числе капитальных вложений;

- срок окупаемости инвестиций;