|
Нефтепромысловое обустройство
9. Методические вопросы и практика перевода нефтедобывающих объединений и нефтепромысловых управлений на новую систему планирования и экономического стимулирования. М., ВНИИОЭНГ, 1968. 270 с.
Организация НГДУ с центральными и районными инженерно-технологическими службами (ЦИТС и РИТС) и базами производственного обслуживания вместо нефтепромысловых управлений (НПУ), промыслов и многочисленных организационно разобщенных мелких подсобно-вспомогательных цехов и служб обеспечила снижение трудовых затрат на обслуживание одной скважины действующего фонда и относительное сокращение численности работников.
В качестве основного фактора, влияющего на величину издержек производства, был принят средний дебит скважин. Л. А. Кашицкий [19] предложил формулу для учета влияния изменения дебитов на прибыль и рентабельность нефтепромысловых управлений через фиксированные платежи. Для определения фиксированных платежей по нефтедобывающим объединениям предлагалась методика их определения в зависимости от величины обшей прибыли [25].
Рентные платежи были установлены с 1 т реализованной нефти, с 1000 м3 природного и попутного газа. В 1967 г. они были установлены для нефтепромысловых управлений объединений Татнефть, Башнефть, Куйбышевнефть, Пермнефть, Ниж-неволжскнефть, Оренбургнефть, Грознефть, Ставропольнефте-газ, Краснодарнефтегаз, Туркменнефть и объединений Украинской ССР.
Для обеспечения рентабельности всех нефтепромысловых управлений в проекте цен был учтен уровень себестоимости на ближайшую перспективу (1970 г.), а по вновь осваиваемым районам и месторождениям (Западная Сибирь, Мангышлак) также уровень себестоимости добычи нефти и газа в период освоения.
Большой разрыв был в тарифных ставках рабочих основного производства и подсобно-обслуживающего хозяйства, что затрудняло комплектацию и рациональное использование кадров многих звеньев контор бурения, нефтепромысловых управлений и нефтеперерабатывающих заводов.
нефтепромысловых управлений с добычей нефти в несколько миллионов тонн, с сотнями и иногда тысячами скважин оплачивались наравне с работниками предприятий средней величины. Действовавшие схемы должностных окладов не всегда полно учитывали объем работ и ответственность руководящих и инженерно-технических работников. Оклады на сложных и на более простых работах были иногда почти одинаковы. Система премирования ИТР мало способствовала борьбе за снижение себестоимости продукции.
34. Методические вопросы и практика перевода нефтедобывающих объединений и нефтепромысловых управлений на новую систему планирования и экономического стимулирования. М., ВНИИОЭНГ. 1968, 271 с.
В управлениях обычно учитывается весь комплекс операций: оплата счетов нефтепромысловых управлений за нефть, затраты по перекачке в границах РУ, учет движения нефтетоваров и т. д.
19. Методические вопросы и практика перевода нефтедобывающих объединений и нефтепромысловых управлений на новую систему планирования и экономического стимулирования. М., ВНИИОЭНГ, 1968. 270 с.
Наличие контор бурения в составе нефтепромысловых управлений обусловливало их постоянные организационно-экономические и правовые связи. Преимущества такой организационной формы заключались в экономическом выигрыше от создания: единых вспомогательных и обслуживающих производств.
3) в нефтепромысловое обустройство.
где /Сн и Коб — капитальные вложения в бурение и нефтепромысловое обустройство на одну новую скважину,
3. Капитал ные вложения в нефтепромысловое обустройство,, приходящиеся на одну вновь введенную скважину, стоят на третьем месте по влиянию на удельные вложения. На их долю приходится от 11,7% по НГДУ с падающей добычей, до 18,8% по — НГДУ с растущей.
3 — капитальные вложения в эксплуатационное бурение и нефтепромысловое обустройство; Дф — абсолютный прирост добычи нефти; QH — добыча нефти из новых скважин.
К основным факторам, определяющим объемы капитальных вложений в добычу нефти, относятся: стоимость бурения одной эксплуатационной скважины, капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство, приходящиеся на одну эксплуатационную скважину, а также количество новых скважин, вводимых в эксплуатационную скважину.
одну новую скважину; Зп — капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство
2) капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство на одну эксплуатационную скважину;
II фактор — изменение удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство на одну новую эксплуатационную скважину А/пр ц:
Уровень удельных капитальных вложений в разработку нефтяных месторождений зависит от эффективности капитальных затрат в эксплуатационное бурение и нефтепромысловое обустройство.
После 1960 г. наметилась тенденция роста капиталоемкости добычи нефти в основном за счет значительного падения производительности старого фонда скважин, которое было вызвано начавшимся прогрессирующим обводнением скважин в Башкирской АССР, Куйбышевской области и Татарской АССР, основные месторождения: которых вступили или начинают вступать в позднюю стадию разработки. Падение добычи нефти по старому фонду скважин оказывает все возрастающее влияние на снижение эффективности капитальных вложений. Следует отметить также систематический рост стоимости эксплуатационных скважин, а в последнее десятилетие — удельных затрат на нефтепромысловое обустройство. Наряду с указанными факторами значительное влияние на удельные капитальные вложения в нефтедобывающей промышленности оказывает размещение отрасли (табл. 20).
Удельный вес капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство на протяжении всего периода был значительно выше, чем в эксплуатационное бурение.
Нормальным считается Нормальной хозяйственной Нормальное ограничение Нормального экономического Нормального распределения Нормальному распределению Наилучших проектных Нормально распределенных Нормативы эффективности Нормативы накладных Нормативы образования Нормативы отчислений Нормативы разработанные вывоз мусора снос зданий
|
|
|
|
Навигация
