Анализ и оценка финансово-экономической деятельности ОАО «Сургутнефтегаз»

метки: Работа, Бурение, Якутия, Затрата, Проходка, Сибирь, Скважина, Западный

ОАО «Сургутнефтегаз» — одно из крупнейших предприятий нефтяной отрасли России, основными направлениями которого являются:

• разведка и добыча углеводородного сырья;
• переработка газа и производство электроэнергии;
• производство и маркетинг нефтепродуктов, товарного газа, продуктов газопереработки;
• выработка продуктов нефтехимии.

Геология и геологоразведка — в сфере первоочередного внимания крупнейших компаний топливно-энергетического комплекса. На сегодняшний день ОАО «Сургутнефтегаз» уделяет приоритетное внимание укреплению сырьевой базы. Для решения задач своей ресурсной политики компания ежегодно осуществляет масштабные геологоразведочные работы, применяя передовые методы поиска и разведки запасов углеводородного сырья. В этой связи для координации геологоразведочных работ и увеличения объемов поисково-разведочного бурения было создано Управление поисково-разведочных работ.

Целью производственной практики является закрепление знаний по дисциплинам, прочитанным на соответствующих курсах обучения, необходимых в практической деятельности экономиста по направлению «Экономика».

Информационную базу отчета составляют данные Управления поисково-разведочных работ (УПРР), собранные и проанализированные в процессе производственной практики.

ГЛАВА I. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ПРЕДПРИЯТИИ

Полное официальное наименование — Управление поисково-разведочных работ; является структурным подразделением градообразующего предприятия ОАО «Сургутнефтегаз». Сокращённое наименование — УПРР ОАО «СНГ» (или УПРР ОАО «Сургутнефтегаз»).

Местонахождение: 628400, Тюменская область, г. Сургут, ул. Энтузиастов, 35.

Управление поисково-разведочных работ было создано в мае 1995 года на основании приказа ОАО «Сургутнефтегаз» № 291 от 10 апреля 1995 года (см. Приложение №1) на правах структурной единицы с местонахождением в городе Сургуте.

УПРР в своей деятельности руководствуется Положением, Уставом и другими нормативными документами ОАО «Сургутнефтегаз» (далее по тексту Общество), законодательными актами Российской Федерации и субъектов РФ (в том числе нормативными актами органов исполнительной власти Российской Федерации и субъектов РФ), органов местного самоуправления и заключенными договорами.

Взаимоотношения УПРР и Общества строятся на основе административного подчинения в соответствии с настоящим Положением и Уставом Общества. УПРР является составной частью Общества.

Технико-экономическое обоснование инвестиционных проектов геологоразведочных ...

... Предприятия, как правило, финансируют геологоразведочные работы за счёт собственных источников финансирования. Перед ними всегда возникает ... Сейсморазведочные работы, пог. км. 500 1600 600 700 1400 500 700 Количество вводимых поисково-разведочных скважин, ... экономическими показателями. Цели и задачи курсовой работы В результате выполнения курсовой работы необходимо получить представление об основных ...

Акты органов управления Общества являются обязательными для руководства и персонала УПРР. УПРР создано на неопределенный срок. Структура УПРР определяется Обществом. УПРР не является юридическим лицом и выступает в гражданском обороте от имени, по поручению и под ответственность Общества. Руководитель УПРР действует в пределах и на основании положения об УПРР, а также генеральной доверенности, выдаваемой Обществом. Юридические действия УПРР создают права и обязанности для Общества.

В соответствии со спецификой расчетов структурного подразделения Общество может предоставить право работы УПРР через расчетный счет, открытый для УПРР. УПРР имеет печать со своим наименованием и наименованием Общества, а также угловой штамп и фирменные бланки с указанием своей принадлежности Обществу. УПРР вправе от имени Общества предъявлять и рассматривать претензии, предъявлять иски и участвовать в арбитражном, гражданском и уголовном судопроизводстве, исполнительном производстве по спорам, возникающим при участии УПРР в порядке, предусмотренном действующим законодательством РФ и обществом. УПРР обладает закрепленным имуществом, принадлежащим Обществу, и имеет отдельный бухгалтерский баланс с незаконченным финансовым результатом.

Задачей УПРР является выполнение объемов по поисково-разведочному бурению и испытанию скважин с целью поиска и разведки нефти и газа, для обеспечения воспроизводства сырьевой базы ОАО «Сургутнефтегаз».

Источником финансирования выполнения объема работ являются собственные средства ОАО «Сургутнефтегаз».

ОАО «СНГ» имеет в своем активе семь нефтегазодобывающих управлений (НГДУ), которые являются основными заказчиками поисково-разведочных работ: «Сургутнефть» (год образования — 1964), «Федоровскнефть» (1977), «Лянторнефть» (1979), «Быстринскнефть» (1984), «Комсомольскнефть» (1987), «Нижнесортымскнефть» (1988), «Талаканнефть» (2006).

ГЛАВА II. ГЕОГРАФО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Ресурсная база Компании сегодня представлена более чем 150 лицензиями на право пользования недрами, включая лицензии на геологическое изучение, поиск и оценку месторождений, разведку и добычу углеводородного сырья. Рассмотрим основные лицензионные участки, на территориях которых УПРР осуществляет свою деятельность. Данные представим в таблице №1.

Таблица №1

Перечень лицензионных участков

НГДУ	Лицензионный участок
«Сургутнефть»	Зап-Эргинский, Тончинский, В-Сургутский, Южно-Ютымский, С-Ютымский, Чапровский, Салымский-4 и др.
«Быстринскнефть»	Новобыстринский, Рогожниковский-1 ПУ, Рогожниковский-2 ПУ, Рогожниковский-3 ПУ, Рогожниковский и др.
«Федоровскнефть»	Федоровский и др.
«Комсомольскнефть»	Конитлорский ЛУ, Русскинской, Савуйский ЛУ и др.
«Лянторнефть»	Зап-Камынский, Ларкинский, Ляминский 24, Сыньеганский, Ю-Галяновский, Ю.Мытаяхинский, Ляминский 25, Ю.Ляминский, Ю.Камынский, З-Карпаманский и др.
«Нижнесортымскнефть»	Тянский, Ляминский-8, С-Лабатьюганский, Нижнесортымский, Ай-Пимский, Камынский, Сурьеганский, Ватлорский, Овлихлорский, Ляминский-11, Ляминский-12, Ляминский-10, Лунгорский, Юильский-12, Сургутский-1, Сургутский-2, Верхне-Семиеганский, Эжно-Соимлорский, В.Мытаяхинский, Жумажановский и др.
«Талаканнефть»	Верхнепеледуйский, Пеледуйский, Кедровый, Хоронохский ПУ, Центральный блок Талаканского НГКМ и др.

Рассмотрим основные географические особенности месторождений Западной Сибири на примере Федоровского (НГДУ «Федоровскнефть»), Рогожниковского (НГДУ «Быстринскнефть») месторождений и Якутии на примере Талаканского месторождения (НГДУ «Талаканнефть»).

Данные представим в таблице №2.

Проанализировав данные с таблицы №1 и №2, можно сделать вывод, что УПРР ОАО «СНГ» проводит свою деятельность в основном в Западной и Восточной Сибири. Большая часть лицензионных участков ОАО «Сургутнефтегаз» располагается на территории Западной Сибири. С каждым годом растет количество лицензий, полученных на право пользования недрами в Восточной Сибири.

Климат в районе работ резко континентальный. Основные черты климата — холодная зима, жаркое непродолжительное лето, короткая весна и осень, резкие колебания температуры в течение года, месяца и даже суток, что создает неблагоприятные условия для поиска и разведки, но компания делает большой вклад в создание мощной инфраструктуры, что облегчает работу, жизнь и быт сотрудников.

Рельеф местности по всем участкам проводимых работ разнообразный — от низменного плоского до всхолмленного лесистого. Равнинный характер местности в районах Западной Сибири, недостаточный сток атмосферных осадков обусловили наличие заболоченных участков.

Таблица №2

Характеристика месторождений Западной Сибири и Якутии

Месторождение	Географическое и административное местоположение	Рельеф местности	Климат
Федоровское месторождение	Находится в ХМАО в 40 км к Северо-Востоку от г. Сургут; расположено на водораздельном пространстве рек Пим и Тромъган.	Характеризуется низменным плоским рельефом с многочисленными озерами и большой заболоченностью. Более обширные дренируемые территории вдоль рек и у приозерных понижений имеют плоский рельеф и сложены в основном песками. Система речных долин мало развита: встречаются лишь небольшие реки и ручьи, окруженные заболоченными лесами.	Климат резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым непродолжительным летом и короткой весной и осенью. Наиболее высокая температура летом достигает +30оС. Зимой температура падает до -50оС. Количество осадков достигает 400 мм в год. Максимальное количество осадков приходится на май-август.
Рогожниковское месторождение	Находится на территории Ханты-Мансийского и Октябрьского районов Ханты-Мансийского АО. Расположено в пределах поискового лицензионного участка Рогожниковский (блок 1).	Рельеф местности, где расположено месторождение, всхолмленный, лесистый, изрезанный ручьями. Дорожная сеть представлена многочисленными зимниками и грейдированными лесовозными дорогами.	Климат резко континентальный, температура летом в июле до плюс 30°С, зимой — в январе до минус 45°С. Зима длится около 200 дней в году. Летний период непродолжительный и жаркий.
Талаканское месторождение	Расположено на юго-западе республики Саха, в среднем течении реки Лена, в 300 км от города Киренска (Иркутская область)	Рельеф района разнообразный: равнинная местность с хвойной и лиственной древесиной, горные массивы.	Климат резко континентальный, с суровой продолжительной зимой и коротким жарким летом. Весна и лето засушливые. Среднемесячная температура воздуха в годовом ходе изменяется от -29.8є в январе до +17.6є в июле.

ГЛАВА III. СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ

3.1 Уставный капитал ОАО «Сургутнефтегаз»

ОАО «Сургутнефтегаз» является одной из самых закрытых компаний в нефтяной отрасли: до сих пор точно не объявлен прямой расклад долей акционеров.

Уставный капитал ОАО «СНГ» составляет 43 млрд 427 млн 992 тыс. 940 руб. и разделен на 35 млрд 725 млн 994 тыс. 705 обыкновенных и 7 млрд 701 млн 998 тыс. 235 привилегированных акций номинальной стоимостью 1 руб. 91,9% акций компании значится в графе «прочие акционеры», а 8,1% — принадлежат негосударственному пенсионному фонду «Сургутнефтегаз».

По неофициальным данным, контроль над «СНГ» находится в руках менеджмента, который осуществляет его через пакеты акций в дочерних предприятиях. Совет директоров не имеет реальных рычагов управления компанией, в течение многих лет деятельностью «Сургутнефтегаза» руководит ее генеральный директор Владимир Богданов, а также его ближайшее окружение.

Структура уставного капитала по категориям акций:

Обыкновенные акции:

• общий объем (руб.): 35 725 994 705;
• доля в уставном капитале: 82,26%

Привилегированные акции:

• общий объем (руб.): 7 701 998 235;
• доля в уставном капитале: 17,73%

По данным реестра акционеров на 31.03.2014 количество акционеров ОАО «Сургутнефтегаз»: 34006.

3.2 Характеристика основных структурных подразделений

ОАО «Сургутнефтегаз»

На сегодняшний день на предприятии создан первый в России полный цикл производства, переработки газа, выработки на его основе собственной электроэнергии, получения готового продукта и сырья для нефтехимии. 59 структурных подразделений предприятия осуществляют весь комплекс работ по разведке и разработке месторождений, по строительству производственных объектов и трубопроводов, по обеспечению экологической безопасности производства и по автоматизации производственных процессов.

Одним из значимых конкурентных преимуществ предприятия является наличие в его составе мощных сервисных подразделений, которые обеспечивают высокую эффективность внедрения передовых технологий нефтегазодобычи.

Рассмотрим основные структурные подразделения ОАО «СНГ» и рассмотрим их функции. Представим данные в таблице №3.

Таблица №3

Основные структурные подразделения ОАО «Сургутнефтегаз»

Подразделение	Кол-во	Основные сведения
Научно-исследовательский проектный институт «СургутНИПИнефть»	1	Выполняет все виды работ в области геологии, бурения, разработки месторождений, решает задачи по созданию постоянно действующих моделей месторождений, по внедрению техники и технологий строительства скважин, методов повышения нефтеотдачи и проектированию объектов обустройства.
Управление поисково-разведочных работ	1	По объемам поисково-разведочного бурения занимает первое место в России, выполняет свыше 30% всех геологоразведочных работ в стране.
Управление буровых работ	3	Структурные подразделения в составе управления по бурению ОАО «Сургутнефтегаз» обеспечивают около трех млн. м проходки в год — это составляет до 40% объемов эксплуатационного бурения в России.
Управление повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин	2	Предприятия, работающих в этом направлении, обеспечивают как традиционные виды капитальных ремонтов скважин (Федоровское УПНП и КРС), так и операции с применением передовых технологий — операции по гидроразрыву пластов, операции с установками «непрерывная труба» (Сургутское УПНП и КРС). Предприятия производят до 3000 капитальных ремонтов скважин в год.
Трест «Сургутнефтегеофизика»	1	Крупнейшее промысловое геофизическое предприятие России. Выполняет все виды промыслово-геофизических и геолого-технических исследований на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз».
Строительные тресты	5	Строительные тресты, входящие в состав ОАО «Сургутнефтегаз», осуществляют весь комплекс строительно-монтажных работ — от отсыпки оснований дорог и кустовых площадок до строительства зданий, трубопроводов, очистных сооружений. Имея на вооружении самую современную строительную технику, тресты обеспечивают ввод новых объектов в оптимальные сроки с высоким качеством исполнения.
Транспортные управления	13	В состав ОАО «Сургутнефтегаз» входят транспортные предприятия, которые обеспечивают транспортировку всего необходимого для технологических процессов оборудования, расходных материалов, техники; осуществляют доставку персонала к рабочим местам, а также полностью обеспечивают ремонт спецтехники и автотранспорта. Сегодня на вооружении транспортников ОАО «Сургутнефтегаз» более 21 тысячи единиц спецтехники и автомобилей разного назначения.
Предприятия машиностроения и ремонта техники	4	Крупные базы производственного обслуживания, по существу являющиеся заводами, выполняют полный комплекс работ по прокату и ремонту бурового и нефтепромыслового оборудования, электропогружных установок, нефтепромысловой техники и навесного оборудования, по ремонту и наладке энергетического оборудования.
Управление по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин	1	Уникальное, не имеющее аналогов в России предприятие, осуществляющее весь комплекс работ, связанных с подготовкой скважин, вырезанием «окон» и бурением горизонтальных стволов скважин. Деятельность предприятия позволяет не только вернуть в эксплуатацию скважины, которые по ряду геолого-технических проблем не могли быть введены в эксплуатацию, но и существенно прирастить добычу нефти.

3.3 Организационная и производственная структура УПРР ОАО «СНГ»

К настоящему времени структура Управления поисково-разведочных работ состоит из аппарата управления, двух Комплексных экспедиций глубокого разведочного бурения и Службы по организации автомобильных и авиационных перевозок. Организационная структура УПРР представлена в Приложении №2.

Из приложения видно, что предприятие характеризуется стандартной функциональной структурой организации производства с линейным типом полномочий, которые передаются непосредственно от начальника к подчиненному. Такая организационная структура характеризуется развитой иерархией управления, четким разделением труда, а также стимулирует деловую и профессиональную активность, уменьшает дублирование усилий и потребление материальных ресурсов в различных направлениях деятельности института.

Во главе УПРР стоит начальник управления, имеющий заместителей: зам. по производственным вопросам (первый заместитель), зам. по общим вопросам, заместители по социальным и экономическим вопросам, главный инженер и главный бухгалтер. Непосредственно начальнику управления подчиняются также секретариат, административно-хозяйственный отдел, отдел кадров, инженер-программист и юрисконсульт. Заместители отвечают за работу подразделений и отделов согласно их направлению. Все заместители работают в УПРР много лет, как правило, начинали с низов — помощниками бурильщика, стропальщиками и т.д.

В состав УПРР входят две комплексные экспедиции глубокого разведочного бурения (КЭГРБ): Талаканского (Витимского) участка и Лянторского участка, в которые входят одиннадцать бригад бурения и десять бригад испытания, а также службы по организации автомобильных и авиационных перевозок.

В каждую экспедицию входят:

• БПО с цехами,
• РИТС бурения (в первой две РИТС, во второй одна РИТС),
• РИТС испытания (по одной в каждой экспедиции),
• Участок пусконаладочных работ.

Основной костяк предприятия — бригады бурения. Буровая бригада осуществляет непосредственную прокладку нефтяной скважины, ее бурение согласно заданным параметрам. Буровая бригада состоит из четырех вахт, работающих посменно (скользящий график).

Руководит бригадой буровой мастер. Также в бригаду входит помощник мастера и два инженера — технолога.

Каждая вахта состоит из бурильщика, первого помбура (он же второй бурильщик), второго и третьего помбуров, слесаря и электрика. Пробуренную скважину после цементирования колонны передают бригадам испытания, которые устанавливают на устье скважины насосно-компрессорное оборудование. Состав бригады испытания аналогичен составу буровой бригады, однако ее численный состав меньше.

Бригады бурения и испытания относятся к структурам районных инженерно-технологических служб (РИТС).

К РИТС относится также пуско-наладочная бригада, отлаживающая процесс бурения на вновь смонтированных буровых установках.

Цели и задачи коллектива БПО определяются очень четко и лаконично — обеспечение беспрерывного процесса работы основного производства и внедрение нового технологического оборудования.

В состав БПО входят четыре цеха:

• Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦ БО) занимается ремонтом бурового оборудования на базе. В цехе установлены мощные токарные станки, работают отличные специалисты. Восстанавливают практически любую деталь.

— Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения — устанавливает на буровой специальное оборудование, подключает к питанию буровые установки и жилые вагончики, устраняет неполадки в энергоснабжении, специалисты КИПиА проводят телефонные линии.

• Цех пароводоснабжения — к нему относятся 23 котельных, расположенных на кустовых площадках.

— Цех труб и турбобуров — занимается обеспечением бригад трубами, при переезде также и перевозкой труб на новую кустовую площадку. В цех входит бурплощадка — в ее обязанностях своевременная доставка на буровые технической оснастки, переводников и химреагентов.

В структуру УПРР входит также вертодром с нахождением в городе Лянторе, который обслуживает весь комплекс работ по строительству скважин, включая подрядные предприятия, участвующие в цикле строительства скважин.

ГЛАВА IV. ОСОБЕННОСТИ ВЕДЕНИЯ РАБОТ

4.1 Сервисная модель ОАО «Сургутнефтегаз»

Вполне жизнеспособной оказывается модель, при которой нефтегазовая компания осуществляет лишь управление деятельностью сторонних сервисных фирм. Использование такой модели подразумевает наличие гибкого, конкурентоспособного, эффективного, мощного сервисного рынка. Кроме того, наличие значительного числа мелких и средних компаний — владельцев лицензий — также внесло важный вклад в формирование спроса на сервисные услуги. Российские нефтегазовые компании, сформированные на базе советской нефтегазовой промышленности, интегрируют в себе весь операционный цикл нефтедобычи, включая и традиционные для западной модели функции сервисных услуг. Формирование независимого сервисного рынка происходило двумя путями — на основе расширения деятельности нескольких крупных сервисных компаний и выделения сервисного бизнеса крупных вертикально-интегрированных нефтяных компаний.

И сегодня в российском нефтегазовом секторе соседствуют две модели организации сервисных услуг:

• 1 МОДЕЛЬ — развитие собственного сервиса нефтяных и газовых компаний;
• 2 МОДЕЛЬ — избавление от собственных сервисных подразделений как непрофильных, и привлечение сторонних компаний.

ОАО «Сургутнефтегаз» придерживается первой модели организации сервиса. Во-первых, в России до настоящего времени нет полноценного сервисного рынка. Во-вторых, многочисленные российские сервисные компании, как правило, — региональные, не обладают активами и средствами, необходимыми для развития новых технологий, приобретения передовой техники и проведения собственных научных разработок. В-третьих, стоимость услуг, предоставляемых зарубежными сервисными компаниями, достаточно высока, что значительно снижает эффективность нефтедобычи.

Благодаря не только своим ноу-хау, но и выбранной модели организации сервиса, «Сургутнефтегаз» дает новую жизнь практически уже «закрытым» скважинам. За счет новейших, в том числе и уникальных собственных технологий, ОАО «Сургутнефтегаз» повышает эффективность эксплуатации действующих месторождений и вводит в действие недоступные при обычных условиях запасы углеводородов.

4.2 Основная деятельность УПРР

Строительство поисково-разведочных скважин ведется в соответствии с программой геологоразведочных работ, которая разрабатывается на базе результатов анализа материалов, проводимых институтом компании — «СургутНИПИнефть», тематическими подразделениями и научными организациями, работающими на подрядной основе.

В процессе строительства скважин используются передовые технологии, обеспечивающие наибольшую изученность вскрываемого разреза:

• максимальный вынос керна,
• минимальный скин-эффект,
• однозначность выделения перспективных, продуктивных горизонтов, оценка их продуктивности и т.д.

В целях получения более точных параметров пласта, необходимых для подсчета запасов углеводородов, применяется:

• отбор изолированного керна,
• вскрытие продуктивного пласта на биополимерных промывочных жидкостях, исключающих техногенные изменения фильтрационно-емкостных свойств.

В низкопродуктивных залежах с целью увеличения дебитов проводится интенсификация притока, включающая в себя большой спектр вторичных воздействий на пласт, вплоть до гидравлического разрыва пласта с большими объемами проппанта, закачиваемого в пласт.

Строительство поисково-разведочных скважин ведется строго в соответствии с природоохранными нормами и требованиями. Используются экологически малоопасные по отношению к окружающей среде буровые растворы на нейтральной основе, применяются различные методы утилизации буровых шламов, вплоть до их полной очистки и использования в качестве грунта.

Стоит отметить, что стоимость одного метра проходки по компании «Сургутнефтегаз» в эксплуатационном бурении в настоящее время более чем в два раза ниже по сравнению с другими нефтяными компаниями.

Эта заслуга по праву принадлежит УПРР ОАО «СНГ» и другим структурным подразделениям «Сургутнефтегаза», что помогают осуществлять весь комплекс необходимых работ.

ГЛАВА V. ЭКОНОМИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

5.1 Выполнение производственной программы УПРР

В 2013 году УПРР вело работы на лицензионных участках в 5 административных районах Ханты-Мансийского автономного округа (Сургутском, Ханты-Мансийском, Октябрьском, Белоярском, Кондинском), в Ямало-Ненецком автономном округе (Надымский район), в Тюменской области (Уватский район), в республике Саха (Якутия) в Ленском районе.

За год при плане 277280 м пробурено 280189 м (101,0%), в т.ч.:

• в Западной Сибири — 228862 метра при плане 226130 метров (101,2%),
• в Якутии — 51327 метров при плане 51150 метров (100,3%).

Разведочное бурение — 141368 м при плане 140950 м (100,3%), в т.ч.:

• в Западной Сибири — 122197 м при плане 121800 м (100,3%),
• в Якутии — 19171 м при плане 19150 м (100,1%).

Эксплуатационное бурение — 138821 м при плане 136330 м (101,8%), в т.ч.:

• в Западной Сибири — 106665 м при плане 104330 м (102,2%),
• в Якутии — 32156 м при плане 32000 м (100,5%).

Закончены бурением 112 скважин, в т.ч.:

• 51 — разведочная и поисковая при плане 55 (92,7%),
• 61 — эксплуатационная при плане 48 (127,1%).

Испытано 232 объекта при плане 226 (102,7%), в т.ч.:

• 230 объектов разведочных скважин при плане 226 (101,8%),
• 2 объекта доразведки в эксплуатационных скважинах.

Освоено 49 скважин эксплуатационного бурения при плане 54 (90,7%) бригадами УПРР и 11 скважин бригадами КРС, кроме того, закончено испытаниями 113 объектов с ИП в процессе бурения.

Закончено строительством 125 скважин, в т.ч.:

• 65 разведочных скважин при плане 57 (114,0%),
• 60 эксплуатационных скважин при плане 54 (111,1%).

Сдано НГДУ 127 скважин:

• 67 разведочных скважин,
• 60 эксплуатационных скважин при плане 54 скважины (111,1%).

Фонд скважин, переходящих на 2014 год:

Всего скважин — 38, в т.ч.:

• В бурении — 10,
• В испытании — 7,
• В ожидании испытания — 7,
• В консервации (ожидание ГРП) — 1,
• В ожидании бурения — 13.

Из общего числа законченных строительством разведочных скважин: поисковых — 25 скважин, разведочных — 40 скважин.

Закончено строительство эксплуатационных скважин — 60, в т.ч.:

• Добывающих — 36 скважин,
• Нагнетательных — 18 скважин,
• Водозаборных — 4 скважины,
• Газовых — 2 скважины.

Закончена монтажом 61 буровая установка, кроме того 60 передвижек. Построено разведочных площадок — 69, кустовых (эксплуатационных) — 9, рекультивировано 38 площадок, сдано земель — 639,408 Га земли. Организован предзавоз на 37 точек, в т.ч. в Якутии — 7.

Получен прирост запасов нефти:

• По геологическим данным — 86,929 млн. т
• По извлекаемым запасам — 18,884 млн. т

5.1.1 Бурение

За год буровыми бригадами пробурено 141368 м разведочных скважин, в т.ч. в Западной Сибири — 122197 м, Якутии — 19171 м и 138821 м эксплуатационных скважин, в т.ч. в Западной Сибир и 106665 м, в Якутии — 32156 м. Средняя глубина скважин разведочного бурения составляет 2852 м, в т.ч. в Западной Сибири — 3131 м, в Якутии — 1837 м; в эксплуатационном бурении — 2352 м, в т.ч. в Западной Сибири — 2845 м, в Якутии — 1478 м.

Проходка с отбором керна составила 10275,39 м, линейный вынос керна 9147,06 м, или 89, 0%.

В процессе бурения испытано пластоиспытателем (в открытом стволе) 113 объектов.

Из общего объема разведочного бурения, проходка по типам БУ и конструкциям:

• ДЭП-2900 сложная конструкция — 22101 м,
• ДЭП-2900 простая конструкция — 68501 м,
• Итого ДЭП — 90602 м
• ЭУК-3000 — 9923 м,
• ЭУК с трансформатором — 40843 м,
• Итого ЭУК — 50766 м.

Из общего объема разведочного бурения проходка по целям бурения:

• Разведочное бурение — 82919 м,
• Поисковое бурение — 58449 м.

В 2013 году пробурено 138821 м эксплуатационных скважин, в т.ч.:

• Нагнетательные — 52656 м,
• Водозаборные — 4910 м,
• Газовые — 2867 м,
• Добывающие — 78388 м, в т.ч.

ь Наклонно-направленные — 53334 м,

ь Горизонтальные — 25054 м.

Проходка на одну бригаду бурения за год по УПРР составила 20157 м. Среднегодовое количество буровых бригад — 13,9.

Технико-экономические показатели по разведочному бурению в целом по УПРР:

• Выработка на бригаду — 15366 м,
• Проходка на долото — 301,4 м,
• Механическая скорость — 6,49 м/час,
• Коммерческая скорость — 1506 м/ст.мес.

По эксплуатационному бурению:

• Выработка на бригаду — 29536 м,
• Проходка на долото — 525,8 м,
• Механическая скорость — 8,37 м/час,
• Коммерческая скорость — 2571 м/ст.мес.

Технико-экономические показатели в Западной Сибири по разведочному бурению:

• Выработка на бригаду — 19093 м,
• Проходка на долото — 362,6 м,
• Механическая скорость — 9,87 м/час,
• Коммерческая скорость — 1909 м/ст.мес.

По эксплуатационному бурению:

• Выработка на бригаду — 53333 м,
• Проходка на долото — 846,6 м,
• Механическая скорость — 24 м/час,
• Коммерческая скорость — 4618 м/ст.мес.

Технико-экономические показатели в Якутии по разведочному бурению:

• Выработка на бригаду — 6847 м,
• Проходка на долото — 145,2 м,
• Механическая скорость — 2,04 м/час,
• Коммерческая скорость — 641 м/ст.мес.

По эксплуатационному бурению:

• Выработка на бригаду — 11910 м,
• Проходка на долото — 233,0 м,
• Механическая скорость — 2,6 м/час,
• Коммерческая скорость — 1041 м/ст.мес.

Качественные показатели по изучению недр:

• Обеспечен высокий процент выноса керна — 89%.
• Обеспечен полный комплекс геофизических исследований.

Общее календарное время бурения по УПРР за 2013 год составляет 106453 часа. Доля времени работ, непосредственно связанных с проходкой, — 53%, в т.ч. в Западной Сибири — 49%, в Якутии — 58,7%.

На ремонтные работы затрачено 6,4% календарного времени бурения, в т.ч. в Западной Сибири — 7, 8% (фонд буровых установок — 55, из них в эксплуатации до 10 лет — 18 шт.; свыше 10 лет — 14; свыше 15 лет — 23), в Якутии — 4,4% (фонд буровых установок — 18, из них 12 — в эксплуатации до 2-х лет, 6 — до 5-ти лет).

Потери от брака составили 682 часа, что привело к потере проходки — 2332,6 м. Подробное использование баланса календарного времени бурения представим в таблице №4.

Таблица №4

Баланс календарного времени бурения по УПРР за 2013 г.

	2013 г.	% к итогу	В т.ч.
			Западная Сибирь	% к итогу	Якутия	% к итогу
Работа по проходке	56402	53,0	30705	49,0	25697	58,7
В т.ч. мехбурение	385346				21522
СПО	15839				3641
расширка	579				189
наращивание	1638				345
Крепление	12459	11,7	6210	9,9	6249	14,3
ПВР	29257	27,5	20043	32,0	9214	21,1
Ремонтные работы	6811	6,4	48594	7,8	1917	4,4
Осложнения	674	0,6	—	—	674	1,5
Брак	682	0,6	682	0,6	—	—
Простои	168	0,2	168	0,3	—	—
У календарного времени	106453	100,0	62702	100,0	43751	100,0

5.1.2 Испытание

За год закончено строительством 125 скважин, в т.ч. 65 разведочных скважин при плане 57 скважин и 60 эксплуатационных. Испытано 232 объекта (из них 230 объектов разведочных скважин, 2 объекта доразведки эксплуатационных скважин) при плане 225 объектов. На одну законченную строительством разведочную скважину приходится 4,3 объекта.

При испытании объектов применялись такие методы интенсификации притока как:

• СКО — 63 шт.,
• ГРП — 18 шт.

Испытано с буровой установки ДЭП 67 объектов, А-50 и А-60 — 165 объектов. Количество площадей в разведке — 11, в доразведке — 13.

Освоено 60 скважин эксплуатационного бурения (в т.ч. 49 скважин бригадами УПРР т 11 скважин КРС).

Сдано НГДУ 60 скважин при плане 54. Среднегодовое число бригад испытания (освоения) — 11,8. Производительность труда на одну бригаду испытания (освоения) составила 23,8 объекта.

В целом работа бригад испытания является эффективной. Все поставленные геологические задачи выполнены.

Общее календарное время испытания (освоения) по УПРР за 2013 год составляет 92065 часов. Доля времени работ, непосредственно связанных с испытанием, — 98,6%. Непроизводительные затраты времени составили 1,4%, в т.ч. брак — 0,9%. Подробное использование баланса календарного времени испытания представим в таблице №5.

Таблица №5

Баланс календарного времени испытания по УПРР за 2013 г.

	2013 г.	% к итогу	В т.ч.
			Западная Сибирь	% к итогу	Якутия	% к итогу
Испытание (освоение) — всего	90792	98,6	64853	98,6	25939	98,7
В т.ч. время испытания	89555	97,3	63753	96,9	25802	98,2
Ремонтные работы	1237	1,3	1100	1,7	137	0,5
Непроизводительные затраты	1273	1,4	937	1,4	336	1,3
В т.ч. брак	792	0,9	792	1,2	—	—
простои внутрисменные	481	0,5	145	0,2	336	1,3
У календарного времени	92065	100,0	65790	100,0	26275	100,0

5.2 Анализ технико-экономических показателей по УПРР

Как правило, в итоговую систему основных технико-экономических показателей включают как исходные показатели, образующие ее основу, так и производные от них характеристики, наиболее значимые для общей оценки технико-экономического состояния предприятия.

Таблица №6

Выполнение основных технико-экономических показателей по УПРР в динамике за 2011- 2013 гг.

№	Наименование показателя	Ед. изм.	Фактические данные	Отклонение
			2011 г.	2012 г.	2013 г.	(2013 г. -2011 г.)	(2013 г. -2012 г.)
						Абс.	%	Абс.	%
1	Сдача скважин НГДУ, в т.ч.:	скв.	132	126	127	-5	96,2	1	100,8
	разведка	скв.	53	49	67	14	126,4	18	136,7
	эксплуатация	скв.	79	77	60	-19	75,9	-17	77,9
2	Проходка, в т.ч.:	тыс.м	377,603	357,286	280,189	-97,414	74,2	-77,097	78,4
	разведка	тыс.м	155,821	150,402	141,368	-14,453	90,7	-9,034	94
	эксплуатация	тыс.м	221,782	206,884	138,821	-82,961	62,6	-68,063	67,1
	Проходка Зап. Сибирь, в т.ч.:	тыс.м	367,335	340,044	228,862	-138,473	62,3	-111,182	67,3
	разведка	тыс.м	150,744	143,468	122,197	-28,547	81,1	-21,271	85,2
	эксплуатация	тыс.м	216,591	196,576	106,665	-109,926	49,2	-89,911	54,3
	Проходка Якутия, в т.ч.:	тыс.м	10,268	17,242	51,327	41,059	499,9	34,085	297,7
	разведка	тыс.м	5,077	6,934	19,171	14,094	377,6	12,237	276,5
	эксплуатация	тыс.м	5,191	10,308	32,156	26,965	619,5	21,848	312
3	Коммерческая скорость	м/ст.мес	3269	2824	1894	-1375	57,9	-930	67,1
	разведка	м/ст.мес	2094	1868	1506	-588	71,9	-362	80,6
	эксплуатация	м/ст.мес	5396	4497	2571	-2825	47,6	-1926	57,2
	Коммерческая скорость Зап. Сибирь, в т.ч.:	м/ст.мес	3539	3157	2628	-911	74,3	-529	83,2
	разведка	м/ст.мес	2237	2067	1909	-328	85,3	-158	92,4
	эксплуатация	м/ст.мес	5950	5133	4618	-1332	77,6	-515	90
	Коммерческая скорость Зап. Сибирь, в т.ч.:	м/ст.мес	878	917	844	-34	96,1	-73	92
	разведка	м/ст.мес	725	625	641	-84	88,4	16	102,6
	эксплуатация	м/ст.мес	1104	1339	1041	-63	94,3	-298	77,7
4	Механическая скорость	м/час	16,44	12,31	7,31	-9,13	44,5	-5	59,4
	разведка	м/час	11,04	8,69	6,49	-4,55	58,8	-2,2	74,7
	эксплуатация	м/час	25,05	17,64	8,37	-16,68	33,4	-9,27	47,5
	Механическая скорость Зап. Сибирь, в т.ч.:	м/час	18,50	14,92	13,60	-4,9	73,5	-1,32	91,2
	разведка	м/час	12,22	10,13	9,87	-2,35	80,8	-0,26	97,4
	эксплуатация	м/час	28,84	22,78	24	-4,84	83,2	1,22	105,4
	Механическая скорость Якутия, в т.ч.:	м/час	3,29	2,77	2,38	-0,91	72,3	-0,39	85,9
	разведка	м/час	2,90	2,21	2,04	-0,86	70,3	-0,17	92,3
	эксплуатация	м/час	3,90	3,33	2,6	-1,3	66,7	-0,73	78,1
5	Кол-во буровых бригад	бр.	11	11,9	13,9	2,9	126,4	2	116,8
	разведка	бр.	7,4	7,9	9,2	1,8	124,3	1,3	116,5
	эксплуатация	бр.	3,6	4	4,7	1,1	130,6	0,7	117,5
	Кол-во буровых бригад Зап. Сибирь, в т.ч.:	бр.	10	10,1	8,4	-1,6	84	-1,7	83,2
	разведка	бр.	6,8	6,8	6,4	-0,4	94,1	-0,4	94,1
	эксплуатация	бр.	3,2	3,3	2	-1,2	62,5	-1,3	60,6
	Кол-во буровых бригад Якутия, в т.ч.:	бр.	1	1,8	5,5	4,5	550	3,7	305,6
	разведка	бр.	0,6	1,1	2,8	2,2	466,7	1,7	254,5
	эксплуатация	бр.	0,4	0,7	2,7	2,3	675	2	385,7
6	Кол-во бригад испытания	бр.	10	11,5	11,8	1,8	118	0,3	102,6
	разведка	бр.	7,5	9,4	9,9	2,4	132	0,5	105,3
	эксплуатация (осв.)	бр.	2,5	2,1	1,9	-0,6	76	-0,2	90,5
	Кол-во бригад испытания Зап. Сибирь, в т.ч.:	бр.	9,7	9,8	8,4	-1,3	86,6	-1,4	85,7
	разведка	бр.	7,2	7,8	7,4	0,2	102,8	-0,4	94,9
	эксплуатация (осв.)	бр.	2,5	2	1	-1,5	40	-1	50
	Кол-во бригад испытания Якутия, в т.ч.:	бр.	0,3	1,7	3,4	3,1	1133,3	1,7	200
	разведка	бр.	0,3	1,6	2,5	2,2	833,3	0,9	156,3
	эксплуатация (осв.)	бр.	0,1	0,1	0,9	0,8	900	0,8	900
7	Производительность труда
	а) на 1 работающего Зап. Сибирь	м/чел	319,98	299,07	234,97	-85,01	73,4	-64,1	78,6
	а) на 1 работающего Якутия	м/чел	95,96	92,70	104,32	8,36	108,7	11,62	112,5
	б) на 1 рабочего Зап. Сибирь	м/чел	449,1	420,3	330,25	-118,85	73,5	-90,05	78,6
	б) на 1 рабочего Якутия	м/чел	131,6	118,91	129,61	-1,99	98,5	10,7	109
	в) на 1 бур. бригаду Зап. Сибирь	м/бр	36734	33668	27245	-9489	74,2	-6423	80,9
	в) на 1 бур. бригаду Якутия	м/бр	10268	9579	9332	-936	90,9	-247	97,4
	г) на 1 бр. испытания (освоения)	объект	29,2	26,5	24,7	-4,5	84,6	-1,8	93,2
8	Средняя глубина	м	2793	2869	2580	-213	92,4	-289	89,9
	разведка	м	2905	2975	2852	-53	98,2	-123	95,7
	эксплуатация	м	2720	2798	2352	-368	86,5	-446	84,1
	Средняя глубина Якутия, в т.ч.:	м	2843	2939	2990	147	105,2	51	101,7
	разведка	м	2976	3029	3131	155	105,2	102	103,4
	эксплуатация	м	2758	2876	2845	87	103,2	-31	98,9
	Средняя глубина Зап. Сибирь, в т.ч.:	м	1711	1479	1598	-113	93,4	119	108,
	разведка	м	1692	1721	1837	145	108,6	116	106,7
	эксплуатация	м	1730	1738	1478	-252	85,4	-260	85
9	Численность, в т.ч.:	чел.	1255	1323	1466	211	116,8	143	110,8
	рабочих	чел.	896	954	1082	186	120,8	128	113,4
	Численность Зап. Сибирь, в т.ч.:	чел.	1148	1137	974	-174	84,8	-163	85,7
	рабочих	чел.	818	809	693	-125	84,7	-116	85,7
	Численность Якутия, в т.ч.:	чел.	107	186	492	385	459,8	306	264,5
	рабочих	чел.	78	145	396	318	507,7	251	273,1
10	ФОТ (Зап. Сибирь)	т.р.	434037,9	524840,1	598227	164189,1	137,8	73386,9	114
	Выплаты соц. хар. Зап. Сибирь	т.р.	9308,9	10447,4	9772	463,1	105	-675,4	93,5
	Средняя з/п Зап. Сибирь	руб.	31507	38467,9	51183	19676	162,4	12715,1	133,1
11	ФОТ (Якутия)	т.р.	56495	134940,9	437102	380607	773,7	302161,1	323,9
	Выплаты соц. хар. Якутия	т.р.	1420,3	1834,8	2714,3	1294	191,1	879,5	147,9
	Средняя з/п Якутия	руб.	44000	60457,4	74035	30035	168,3	13577,6	122,5
12	Объем выполненных кап.вложений	руб.	4724870	6221826	8319827	3594957	176,1	2098001	133,7
13	Объем выполненных кап.вложений собственный	руб.	3408764	4885247	6704228	3295464	196,7	1818981	137,2
14	Себестоимость 1 м проходки по сметной и фактической стоимости (с подрядчиками)	руб.	13349	17414	29694	16345	222,5	12280	170,5

Итоговая система основных технико-экономических показателей построена по логической схеме: от производственно-технического потенциала, который у предприятия имеется в наличии, тех материальных, трудовых и финансовых ресурсов, которые были вовлечены в хозяйственный оборот, к тем конечным результатам, прежде всего финансовым, которые в итоге этим предприятием были получены.

Рассмотрим основные технико-экономические показатели УПРР ОАО «СНГ» в динамике за 3 года — 2011, 2012, 2013 гг. Представим данные в таблице №6.

Как видно из таблицы №6, наблюдается рост количества сданных разведочных скважин НГДУ (на 36,7%).

При этом снижается количество сданных эксплуатационных скважин (на 22,1%).

Вдобавок, со снижением роста количества сданных в эксплуатацию скважин, количество пробуренных метров также снижается, т.е. проходка падает. Проходка в 2013 году составляет 280,189 тыс. м, в то время как в 2012 г. проходка была равна 357,286 тыс. м. Наряду с этим, «страдают» технические показатели в бурении. Так, коммерческая скорость сравнительно быстро падает — в 2013 г. она составляет 1894 м/ст. мес, а годом ранее показатель был равен 2824 м/ст. мес. Аналогичная ситуация состоит и с механической скоростью, что характеризует темп разрушения горной породы, — в 2013 г. наблюдается снижение на 40,6%.

Касаясь буровых бригад и бригад испытания, их количество возросло. Количество буровых бригад в 2012 и 2013 гг. составляет 11,9 и 13,9 соответственно, количество бригад испытания 11,5 и 11,8 соответственно. Рост количества бригад в основном связан с расширением района работ.

Оплате труда при анализе технико-экономических показателей отводится важное место. Оплата труда и ее размеры характеризуют общее состояние дел на предприятии, являются индикатором его финансового благополучия. Так, в 2012 г. ФОТ Западной Сибири составил 524840,1 т. руб., а спустя год вырос на 14% и составил 598227 т. руб. С ростом фонда оплаты труда выросли и средние заработные платы — к примеру, средняя з/п по Якутии поднялась на 22,5%.

Наряду с этим, страдает качество опробования скважин. Как видно из таблицы, себестоимость 1 м проходки выросла на 70,5% и на 2013 г. составляет 29694 руб. В данной ситуации мероприятия, направленные на снижение себестоимости разведочного и эксплуатационного бурения, являются жизненно необходимыми. Это позволит экономить средства не в ущерб задачам производства, а, напротив, даст новый толчок развитию технологического процесса в УПРР.

5.3 Затраты и себестоимость работ по УПРР

5.3.1 Себестоимость 1 метра проходки по УПРР

Стоимость 1 метра проходки в 2013г. в целом по УПРР увеличилась в сравнении с 2012 годом на 70,5 % и составила 29694 руб./метр, в том числе по подготовительным, вышкомонтажным работам и собственному объему УПРР. Рассмотрим структуру себестоимости метра проходки в УПРР за 2013 г. Представим данные в таблице №7.

Таблица №7

Структура себестоимости 1 метра проходки в УПРР

	2012 г.	2013 г.	Соотношение 2013г. к 2012г. на 1м проходки, %
	Всего тыс. руб.	На 1 метр, руб.	Уд. вес, %	Всего тыс. руб.	на 1 метр, руб.	Уд. вес, %
Проходка (м)	357286			280189
1.Кап. вложения — всего, в т.ч.	6221826	17414	100,0	8319827	29694	100,0	170,5
1.1.Подготовительные работы	783928	2194	12,6	989593	3532	11,9	161
1.2.Вышко-монтажные работы	552651	1547	8,9	626006	2234	7,5	144,4
1.3.УПРР-собственные затраты	4885247	13673	78,5	6704228	23928	80,6	175
в т.ч. авиа (с керосином)	771964	2161	12,4	1024837	3658	12,3	169,3

По итогам работы УПРР за 2013 г. фактические затраты по основному виду деятельности составили 8319327 тыс. руб., рост затрат по сравнению с 2012 г. составил 33,8%. По собственному объему стоимость метра проходки за 2013 г. — 23928 руб., рост к 2012 г. — 75%.

Структура себестоимости 1 метра проходки представлена на рисунке 1.

Рис.1. Структура себестоимости метра проходки УПРР, %

Оценив данные в таблице №7, можно сделать общие выводы по причинам удорожания себестоимости 1 м проходки:

1. Изменение структуры выполненного объема, эксплуатация снизилась на 32,9%, разведка лишь на 6%. Разведка, как правило, требует большего комплекса затрат.

2. Увеличение авиазатрат на 69,3%, недостаточно эффективное выполнения мероприятий и слаженности работ при производстве авиаперевозок.

3. Снижение технических показателей в бурении (коммерческой скорости, механической скорости, проходки на долото и др.)

4. Нечеткое выполнение мероприятий, направленных на снижение затрат.

Чтобы определить более подробные и точные причины удорожания себестоимости 1 метра проходки бурения, проделаем следующее:

1. Сравним объемы затрат на разведочное и эксплуатационное бурение, выясним себестоимость 1 м проходки разведочного и эксплуатационного бурения;

2. Проанализируем распределение статей затрат, по каждой статье затрат сделаем выводы.

Рассмотрим структуру себестоимости 1 м проходки в разведочном и эксплуатационном бурении, данные представим в таблицах №7.1 и №7.2.

Таблица №7.1.

Структура себестоимости 1 м проходки в разведочном бурении

	2012 г.	2013 г.	Соотношение 2013г. к 2012г. на 1м проходки, %
	Всего тыс. руб.	На 1 метр, руб.	Уд.вес, %	Всего тыс. руб.	На 1 метр, руб.	Уд.вес, %
Проходка (м)	150402			141368
1.Кап.вложения — всего, в т.ч.	4537861	30172	100	6137286	43414	100	143,9
1.1.Подготовительные работы	497725	3309	10,9	741384	5244	12	158,5
1.2.Вышко-монтажные работы	442934	2945	9,8	544285	3850	9	130,7
1.3.УПРР-собственные затраты	3597202	23917	79,3	4851617	34319	79	143,5
в т.ч. авиа (с керосином)	771964	5133	17	1024837	7249	16,7	141,2

Таблица №7.2.

Структура себестоимости 1 м проходки в эксплуатационном бурении

	2012 г.	2013 г.	Соотношение 2013г. к 2012г. на 1м проходки, %
	Всего тыс. руб.	На 1 метр, руб.	Уд.вес, %	Всего тыс. руб.	На 1 метр, руб.	Уд.вес, %
Проходка (м)	206884			138,821
1.Кап.вложения — всего, в т.ч.	1683965	8140	100	2182541	15722	100	193,1
1.1.Подготовительные работы	286203	1383	17	248209	1788	11,3	129,3
1.2.Вышко-монтажные работы	109717	530	6,5	81721	589	3,8	111,1
1.3.УПРР-собственные затраты	1288045	6226	76,5	1852611	13345	84,9	214,3
в т.ч. авиа (с керосином)	0	0	0	0	0	0	0

Исходя из таблиц №7.1 и №7.2, выявим причины удорожания разведочного и эксплуатационного бурения:

1) Рост себестоимости бурения на 1 м проходки связан со структурой распределения капиталовложений в разведочное (73,8%) и эксплуатационное бурение (26,2%).

Затраты на разведку повысили стоимость метра. Стоит отметить, что себестоимость 1 м проходки в разведочном бурении составляет 43414 руб., а в эксплуатационном бурении — 15722 руб.

1) Рост вышкомонтажных работ на метр проходки в разведочном бурении и эксплуатационном бурении в 2013 по сравнению с 2012 годом объясняется применением авиации при строительстве буровых в 2012 году (авиазатраты входят в собственный объем УПРР и соответственно снижают капиталовложения ВМУ), монтаж буровых в большом объеме в водоохранных зонах.

2) Рост собственных затрат связан с увеличением стоимости авиауслуг (необходимость в рейсе Сургут — Мирный, Мирный — Талакан) на 41,2%.

5.3.2 Анализ затрат на выполнение работ по УПРР

Для того чтобы определить, какие затраты могут быть сокращены, необходимо провести всесторонний анализ затрат предприятия. При этом стоит отметить, что анализ не всегда позволяет найти конкретное решение. Главная задача — выявить те статьи затрат, которые нехарактерны или составляют значительную часть всех издержек компании, и при этом менеджмент может ими управлять.

Проанализируем распределение статей затрат, данные представим в таблице №8.

Таблица №8

Распределение статей затрат

Статьи затрат	2012 г., тыс. руб.	На 1 м проходки, руб.	2013 г., тыс. руб.	На 1 м проходки, руб.	Соотношение 2013г. к 2012г. на 1м проходки, %
Материальные затраты	4687887	13105	6147035	21939	167,4
В т.ч. основные материалы	787264	2204	858115	3063	139
вспомогательные материалы	262853	736	246712	564	76,6
топливо	185000	518	187858	670	129,3
энергия	19594	55	51900	185	336,4
услуги произв. характера	3690231	10328	5049163	18021	174,5
Затраты на оплату труда	744256	2083	845880	3021	145
Отчисления в соц. фонды	129325	362	129640	463	128
Амортизация	434873	1217	566440	2023	166,2
Прочие затраты	250151	700	429731	1534	219,1
Всего	6240492	17466	8371348	29877	171,1
В т.ч. затраты на бурение	6221826	17414	8319827	29694	170,5

Рассмотрим основные причины увеличения затрат на 1 метр проходки:

1. Статья «Материальные затраты» в структуре стоимости метра проходки составляет 75%, рост к уровню 2012 г. — 31,1%.

а) По основным материалам повышение на 39% обусловлено ростом цен:

• По химреагенам — на 14,3%
• Трубе обсадной — на 18,3%.
• Долотам — на 35,1%, а также увеличением удельного расхода долот на метр проходки, в связи с ростом выполненного объема работ в Якутии.

б) По вспомогательным материалам затраты на метр снижены на 23,4% в связи с внедрением в программу норм расхода материалов.

в) По топливу рост составил 29,3%.

Увеличился удельный расход на метр проходки в связи с низкими температурами воздуха в январе-феврале 2013 г. в Западной Сибири, увеличением количества бригад бурения — 13,9 бригады в 2013 г., 11,9 бригад в 2012 г. (в том числе в Якутии 5,5 бр. в 2013г. и 1,8 бр. в 2012 г.).

По авиакеросину цены выросли на 4,1%, рост удельного расхода на метр проходки объясняется увеличением количества летних часов на 34,8% из-за:

• количества перевозок бригадного хозяйства и расстояния перевозок;
• использования подрядчиками вертолетной техники для перевозки бригадного хозяйства;
• закрытия подбазовой площади (Ай-Пим), что увеличило расстояние подачи полетов.

г) По электроэнергии рост на 236,4% из-за увеличения использования потребляемой энергии в связи с низким температурным режимом в январе-феврале 2013 г.

д) По услугам производственного характера рост затрат на метр проходки составил 74,5%. По подготовительным работам увеличилось количество построенных площадок с 72 в 2012 г. до 78 в 2013 г. (в т.ч. в разведке за 2012 г. — 50 площадок, в 2013 г. — 69).

По Вышкомонтажному управлению выросло количество монтажей — в 2012 г. — 55, в 2013 г. — 61.

По Управлению повышения нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин затраты выросли на 15% из-за увеличения количества проведенных ГРП на 24,5% и росте на 63,4% средней стоимости 1 операции (удаленность мест проведения ГРП, переданные отклонения).

Произошло увеличение затрат по прокату оборудования на 32,3% из-за роста стоимости 1 суток проката на 35,6% (переданные отклонения).

Транспортные услуги повысились на 48,0%, т.к. увеличилась средняя стоимость машино-часа на 22,1% (переданные отклонения).

По авиауслугам — кроме увеличения количества летних часов, в 2013 г. было повышение тарифов летнего часа в среднем по ЮтЭйр на 21%.

2. По статье «Затраты на оплату труда» рост на метр проходки к уровню 2012 г. составил 45%. В течение 2013 г. дважды увеличивались тарифные ставки и оклады (с января — в 1,2; с октября — в 1,18 раза), численность в 2013 г. выросла на 10,8.

3. По статье «Отчисления в соц. фонды» рост на 28% из-за увеличения затрат на оплату труда.

4. По статье «Амортизация» увеличение на 66,2%, увеличение в абсолютном выражении составило — 131567 руб.

5. По статье «Прочие расходы» рост на метр проходки на 119,1%. Услуги по доставке вахт выросли на 69,9% из-за увеличения общей численности на 10,8%, в т.ч. бригад основного производства.

Услуги сторожевой и пожарной охраны — рост на 29,0%, вследствие увеличения тарифов на охранные услуги и количество постов.

Услуги по информационно-вычислительному обслуживанию выросли на 45,9%, т.к. произошел рост численности и количество пользователей программных продуктов, находящихся на обслуживании АСУ.

5.3.3 Пути снижения себестоимости 1 м проходки по УПРР

Проблемы снижения производственных затрат на предприятии, поиска путей их решения являются сложными вопросами современной экономики предприятия. Самым главным путем снижения издержек на предприятии является, прежде всего, составление плана мероприятий, направленных на управление затратами. Ведь, если мы будем четко знать на что мы тратим, мы сможем лучше контролировать издержки предприятия. Рассмотрим, как УПРР выполняло план по снижению затрат в 2013 г., данные представим в таблице №9 .

Таблица №9

Выполнение плана мероприятий по снижению затрат по УПРР

Наименование мероприятия	Ед.изм.	План	Факт
		Объем внедрения	Снижение затрат (тыс.руб)	Объем внедрения	Снижение затрат (тыс.руб)
Испытание скважин с применением УГИС	объект	9	3993	3	1330
Использование ГЗД	перевозка	4	255	4	345
Оснащение бригад центрифугой ОГШ-501-У	перевозка	10	1586	11	1570
Оснащение бригад ДЭС 630 фирмы «Камминс»	перевозка	9	592	12	960
Передача авиатопливозаправщиков		0	545	0	0
Использование трансформаторных подстанций при строительстве скважин с БУ 3000 ЭУК	скв.	9	65459	9	62938
Использование алмазных долот БИТ214,3 М5, в т.ч.:	шт.	12	22518	13	25942
экономия за счет снижения времени			18230		19709
экономия за счет сокращения закупок материалов		12	4288	13	6233
Использование бурголовок 212,7/80	шт.	10	18269	10	30088
экономия за счет снижения времени			13205		22897
экономия за счет сокращения закупок материалов		10	5064	10	7191
ВСЕГО ПО 1 ГРУППЕ			103865		109749
В т.ч. по статьям:
Статья «Материалы»			9352		13424
Статья «Электроэнергия»			0		0
Статья «Топливо»			1013		1017
Статья «Услуги производственного характера»			48468		53212
Статья «Капитальный ремонт»			0		0
Статья «Заработная плата»