Разработка производственной программы нефтедобывающего предприятия на примере ОАО «РИТЭК

В таблице 1 представлены  самые крупные месторождения, принадлежащие ОАО «РИТЭК», удельный вес которых в общей доле добываемых  полезных ископаемых компании наиболее велик. Невооруженным взглядом можно заметить, что все представленные месторождения нефтяные, это объясняется спецификой деятельности компании ОАО «РИТЭК». Стоит отметить, что сведения о размерах запасов по месторождениям в соответствии с внутренними документами, действующими в компании, составляют коммерческую тайну, поэтому не представляется возможным проанализировать такой важный показатель как  % извлечения запасов по месторождениям.[8]

Текущие геологические запасы категорий по месторождениям, стоящим на государственном балансе, составляют по нефти 1 587, 8 млн. тонн, по природному газу 2,992 млрд. . Ресурсы углеводородного сырья по Компании составляют около 1 474, 4 млн. тонн по нефти, 4 млн. тонн по конденсату и 24 млрд. по газу. Таким образом, текущие геологические запасы и ресурсы углеводородного сырья ОАО «РИТЭК» составляют 3 093,2 млн. тонн. Стоит отметить, что доказанные запасы и ресурсы нефти расположены в Западной Сибири и Республике Татарстан (см. рисунок 3).[9]

В 2009 году  ОАО «РИТЭК» вело работы по строительству, реконструкции и модернизации скважин на 14 нефтяных месторождениях и 7 лицензионных участках.

В Ханты-Мансийском Округе автономном округе – Югре: на Сергинском, Большом, Ольховском, Восточно –Перевальном, Западно-Котухтинском месторождениях; на Средне –Назымском, Апрельском и Галяновском лицензионных участках.

В Ямало – Ненецком автономном округе на Сандибинском и Средне-Хулымском нефтяных месторождениях и на Лензитском лицензионном участке.

В Европейской части России на Енорусскинском, Мельниковском, Черемуховском, Мензелинском, Черемуховском, Киязлинском , Луговом месторождениях.

В 2009 году буровыми подрядчиками  закончено и передано на баланс Компании 94 скважины, из них 62 добывающих, кроме того, 11 специальных скважин, проведена реконструкция 21 скважины. При этом проходка составила 135 068 метров.

Инвестиции компании в 2009 году на строительство и модернизацию эксплуатационных скважин составили 2 342,9 млн. рублей, из них капитальные вложения в строительство эксплуатационных скважин составляет 1 743, 5 млн. рублей, в реконструкцию и модернизацию скважин – 243,5 млн. рублей, в строительство разведочных скважин 355,9 млн. рублей. В целом, стоит признать, что Компания проводит дальновидную политику, инвестируя средства в капитальное строительство, демонстрируя намерение получать высокие нормы прибыли в долгосрочной перспективе, жертвуя частью возможной прибыли сегодня.

Глава 2. Анализ основных технико-экономических показателей операционной деятельности ОАО «РИТЭК» за 2005-2009 гг.

2.1 Динамика добычи нефти ОАО «РИТЭК» за 2005-2009 гг.

В 2009 году добыча нефти в ОАО «РИТЭК» осуществлялась силами пяти нефтегазодобывающих управлений: НГДУ «РИТЭКнефть», НГДУ «РИТЭКНадымнефть», НПУ «РИТЭКБелоярскнефть», НГДУ «ТатРИТЭКнефть» и НГДУ «РИТЭКХанты-Мансийск-нефть». По итогам 2009 года добыча нефти по Компании составила 2 927, 8 тыс. тонн, что на 41,1 тыс. тонн превышает плановый показатель (см. Рисунок 4).

Важным направлением деятельности ОАО «РИТЭК» является использование попутного нефтяного газа (ПНГ). Для успешного решения проблемы доведения уровня использования ПНГ до 95% к 2012 году разработана Программа утилизации попутного нефтяного газа на 2009-2011 годы.  Затраты на реализацию этой программы составляют 1 370 млн. рублей.

В 2009 году добыча попутного нефтяного газа составила 171,6 млн. . Использование нефтяного попутного газа в нефтедобывающих предприятиях ОАО «РИТЭК» составило 91,4 млн.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин по состоянию на 01.01.2010 составил 769 скважин. В 2009 году было введено 78 новых скважин. Средний дебит по новым скважинам составил 15,2 т/сутки при плане 14,4 т/сутки.

Корпоративным трейдером и оператором по сбыту и транспортировке нефти, добываемой ОАО «РИТЭК» является дочернее предприятие  ЗАО «РИТЭКТрейдинг», которое постоянно ведет работу по повышению эффективности и устойчивости системы реализации нефти в условиях различной конъюнктуры на рынке сырой нефти.

В 2009 году было реализовано 2, 9 млн. тонн нефти ОАО «РИТЭК». Экспорт составил 1,2 млн. тонн (42% от общей сдачи нефти), из которых по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» было отгружено 941 тыс. тонн, в т.ч. в Дальнее Зарубежье – 761,0 тыс. тонн, в Ближнее Зарубежье – 180 тыс. тонн нефти. Основными направлениями экспорта нефти по системе магистральных нефтепроводов являлись Венгрия, Польша, порт Приморск и Республика Беларусь.

Научно-исследовательские, опытно – конструкторские и опытно-промышленные работы также являются важной составной частью инновационной деятельности ОАО «РИТЭК». В рамках плана НИОКР в 2009 году продолжалась реализация приоритетной инновационной программы Компании «Создание технико-технологического комплекса для промышленного освоения трудноизвлекаемых и остаточных запасов на месторождениях ОАО «РИТЭК» методом водогазового воздействия».[10]

2.2 Динамика основных технико –экономических показателей ОАО «РИТЭК» за 2005-2009 гг.

На сегодняшний день у ОАО «РИТЭК» создан достаточный потенциал для дальнейшего стабильного развития. Используемые технологии позволяют обеспечивать эффективную разработку сложных залежей, являющихся нерентабельными при использовании стандартных методов разработки и технологий нефтедобычи.

Основные технико-экономические показатели деятельности ОАО «РИТЭК» за 2005-2009 гг. представлены в таблице 2. В более наглядном виде информация о динамике представленных в таблице 2 показателей представлена на рисунке 5. Отдельно, на рисунке 6, представлена динамика чистой прибыли ОАО «РИТЭК» за период с 2005-2009 гг.

Как видно, из таблицы 2 и представленных рисунков 5 и 6, чистая прибыль ОАО «РИТЭК» за период с 2005 по 2009 гг. упала на 45,4% или же на 1,347 млрд. руб в абсолютном выражении. Стоит отметить, что за рассматриваемый период росла как выручка предприятия, за  2005-2009 гг.,

Таблица 2. Основные технико-экономические показатели ОАО «РИТЭК» за 2005-2009 гг.[11], тыс. руб

она выросла на 7,144 млрд. руб., так и себестоимость продукции выросла за этот период на внушительные 64,29% по сравнению с 2005 г. Существенный рост этих показателей  с 2005-2009 гг. объясняется с ростом добычи нефти ОАО «РИТЭК». Но надо признать, что рост выручки не поспевал за ростом себестоимости продукции в рассматриваемом периоде. Если в период с 2005-2007 гг. чистая прибыль, рассчитанная как разность между выручкой и себестоимостью,  варьировалась в диапазоне между 2,5-3 млрд. руб., то в 2008 г. чистая прибыль равнялась  всего 129,4 млн. руб. Объясняется такое резкое снижение чистой прибыли в 2008 году с наступлением финансового кризиса. Резкое снижение темпов экономического роста ведущих стран мира привело к снижению спроса на энергоресурсы, что в итоге еще и привело к снижению цен на нефть. В итоге нефтяные предприятия, в том числе и ОАО «РИТЭК», лишились большого объема денежных поступлений от продажи нефти. По мере выхода  экономик ведущих стран из кризиса, можно с достаточной долей уверенности предположить, что  спрос на энергоресурсы вырастет и прибыли нефтяных предприятий возрастут. Это в полной мере подтверждает 2009 год. Чистая прибыль в этом году составила приблизительно 1,62 млрд. руб.

Глава 3. Методика разработки производственной программы предприятия

Исходными данными для расчета плана производства и реализации продукции нефтедобывающего предприятия  служат проект разработки месторождений, спрос на нефть, производственные мощности на начало планового периода, план ввода и выбытия мощностей, а также мероприятий по улучшению использования производственных мощностей.

Производственная программа нефтедобывающего предприятия предусматривает:

      Планирование объемов добычи нефти и при наличии других компонентов ( например, гелия, серы и др.) в натуральном исчислении;

      Планирование объемов производства и реализации продукции в стоимостном выражении;

      Планирование объема работ в эксплуатации;

      Планирование показателей использования фонда скважин.[12]

Добыча нефти подразделяется на валовую и товарную.

Валовая добыча ( в тоннах) – вся добыча нефти . Валовая добыча включает товарную добычу и нетоварный расход , т.е расход на собственные нужды предприятия и потери.

Товарная добыча - разница между валовой добычей  и нетоварным расходом, предназначена она для реализации сторонним потребителям- в переработку на НПЗ, жилищно - коммунальным конторам, буровым и другим предприятиям. На экспорт, свободный рынок др.

Характер работ и услуг настолько разнообразны, что в натуральном выражении их трудно, а порой и невозможно учесть в объемах валовой и товарной продукции. Эту задачу позволяют решить следующие показатели, выраженные в денежном исчислении:

Товарная продукция – товарная добыча нефти  в денежной оценке (по действующим ценам предприятия) и стоимость работ и услуг, оказанных предприятием на сторону и своему капитальному строительству.

Валовая продукция – сумма валовой добычи нефти в денежной оценке (в неизменных ценах) и стоимость работ и услуг, оказанных предприятием на сторну и собственному капитальному строительству.

Реализуемая товарная продукция – товарная продукция, которая будет оплачена потребителем в планируемом году. Она включает продукцию отгруженную, но не оплаченную в предплановом году.

Объем работ в эксплуатации определяет фонд скважин предприятия, его изменение в планируемом периоде.

Основная часть скважин составляет эксплуатационный фонд, который включает действующие и бездействующие скважины. К действующему фонду относятся скважины, которые хотя бы несколько часов работали и давали продукцию в последнем месяце отчетного года (квартала). Действующий фонд включает две группы скважин: дающие нефть и остановленные в последнем месяце отчетного года (квартала). По принятой методике скважины, дававшие нефть, остановленные и вновь возвращенные в работу в предыдущем и последующем месяцах, на конец обоих месяцев числятся в действующем фонде.

К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца. Такие скважины могут быть остановлены в текущем году или переведены в нерабочее состояние за предыдущие годы.

Скважины эксплуатационного фонда подразделяются на старые (переходящие), т.е зачисленные в этот фонд до начала планового года, и новые, вводимые в эксплуатационный фонд в планируемом году.

Показатели объема работ измеряются скважино-месяцами.

Скважино-месяц- это условная единица измерения времени работы и простоев скважины, равная 720 скважино-часам или 30 скважино-суткам. Различают скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному и действующему  фондам скважин, и скважино – месяцы эксплуатации (отработанные).

Скважино –месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду скважин, характеризуют суммарное календарное время эксплуатационного фонда (в дейфствии и бездействии).

Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин () , характеризуют суммарный календарный фонд времени действующих скважин:

Скважино-месяцы эксплуатации (отработанные) () характеризуют суммарное время работы действующих скважин, т.е время, в течение которого скважины дают продукцию. Время накопления жидкости при периодической эксплуатации относится к рабочему времени.