Антошкина А.В. Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности нефтегазовых предприятий

Подождите немного. Документ загружается.

,qК)СС(Q

бб

чдф

чдфС

⋅⋅−=

,qС)КК(Q

ба

чдф

эК

⋅⋅−=

,КС)qq(Q

чдф

ба

⋅⋅−=

где ΔQ

, ΔQ

– изменение объема добычи нефти за счет изме-

нения скважино-месяцев, коэффициента эксплуатации и дебитов сква-

жин, числившихся по действующему фонду соответственно, т;

чдф

, С

чдф

– фонд времени действующих скважин в анализируе-

мом и базисном периодах соответственно, скв-мес.;

, К

– коэффициент эксплуатации скважин в анализируемом и

базисном периодах соответственно, доли единицы;

, q

– среднемесячный дебит в анализируемом и базисном перио-

дах соответственно, т/скв-мес.

Общее изменение объемов добычи за анализируемый период равно

сумме пофакторных изменений:

.QQQQ

qKCобщ

++=

Факторы, обусловившие увеличение дебита скважин, можно вы-

явить при анализе организационно-технического уровня предприятия.

Причины изменения объема работы и коэффициента эксплуатации оп-

ределяют при анализе движения фонда скважин и баланса времени их

работы.

Помимо анализа выполнения производственной программы в це-

лом по предприятию, необходимо провести его по категориям скважин.

В производственной

программе добывающего предприятия значи-

тельное место занимает попутный нефтяной газ, объем его добычи зави-

сит от объема добываемой нефти Q

(т), газового фактора У

(м

/т) и ко-

эффициента использования нефтяного газа (утилизации) К

(доли еди-

ницы). Влияние этих факторов определяют по формулам:

,КУ)QQ(Q

⋅⋅−=

,УQ)КК(Q

⋅⋅−=

,КQ)УУ(Q

⋅⋅−=

где индексами «а» и «б» обозначены значения показателей анали-

зируемого и базисного периодов соответственно.

Общее изменение объемов добычи попутного нефтяного газа за

анализируемый период равно сумме пофакторных изменений:

.QQQQ

общ

ΔΔΔΔ

++=

Пример 2. Проведем анализ производственной программы нефтега-

зодобывающего предприятия по данным табл. 6.2: дадим оценку вы-

полнения плана добычи нефти по основным показателям, рассмотрим

их изменение по сравнению с предшествующим периодом.

Таблица 6.2

Данные для анализа производственной программы

нефтегазодобывающего предприятия

Показатели

За предшест-

вующий год

За отчетный год

Абсолютный прирост по

сравнению

Темп роста,%, по сравне-

нию

по плану фактически с планом

с предшест-

вующим

годом

с планом

с предшест-

вующим

годом

Валовая добыча

нефти, тыс. тонн

14 451,9 16 046,4

16 099,2

52,8 1 647,3 100,3 111,4

Объем валовой

продукции, тыс.

руб.

158 970,9 176 510,4

177 091,2

580,8 18 120,3 100,3 111,4

Объем работ в

эксплуатации,

скв.-мес.

12 170 13 300 13 000 300 830 97,7 106,8

Среднемесячный

дебит, т/скв.-мес.

эксплуатации

1 250 1 270 1 290 20 40 101,5 103,2

Коэффициент

эксплуатации

0,95 0,95 0,96 0,01 0,01 101,0 101,0

В анализируемом предприятии план добычи нефти выполнен,

сверх плана добыто 52,8 тыс. т. По сравнению с предшествующим го-

дом валовая добыча нефти увеличена на 1 647,3 тыс. т (11,4%), а объем

валовой продукции – на 18 120,3 тыс. руб. (11,4%).

Среднемесячный дебит в нашем примере превысил плановый на 20

т/скв.-мес. отработанный, а за предшествующий год – на 40 т/скв

.-мес.

отработанный. План по объему работ недовыполнен на 300 скважино-

месяцев, а по сравнению с предшествующим годом объем работ увели-

чился на 830 скважино-месяцев (6,8%). Коэффициент эксплуатации в

отчетном году увеличен с 0,95 до 0,96 по сравнению с планом и пред-

шествующим годом.

Количественное влияние отдельных факторов на изменение добы-

чи нефти по сравнению с планом или базисным периодом определяют

методом цепных подстановок по формулам

В нашем примере увеличение добычи нефти по сравнению с пла-

ном обусловлено:

ростом дебита скважин на:

= (1290 – 1270) · 13000 · 0,96 = 249,6 тыс. т

и увеличением коэффициента эксплуатации на:

= (0,96 – 0,95) · 13000 · 1270 = 165,1 тыс. т.

Невыполнение плана по объему работ в эксплуатации сократило

прирост добычи на:

= (13000 – 13300) · 1270 · 0,95 = -361,9 тыс. т.

В нашем примере прирост добычи нефти в анализируемом году по

сравнению с базисным произошел в результате увеличения среднеме-

сячного дебита скважин на (1290 – 1250) · 13000 · 0,96 = 499,2 тыс. т,

роста скважино-месяцев на (13000 – 12170) · 1250 · 0,95 = 985,6 тыс. т и

улучшения коэффициента эксплуатации на (0,96 – 0,95) · 13000 · 1250 =

162,5 тыс. т.

Таким образом, анализ

показал, что наряду с успехами в работе

нефтедобывающего предприятия, которые заключались в увеличении

дебита скважин и повышении коэффициента эксплуатации, были и не-

достатки, которые выразились в уменьшении объема работ.

Контрольные вопросы и задания

1. Какие аналитические задачи решаются при анализе объема про-

изводства и реализации продукции?

2. Приведите основные группы показателей, характеризующих

объем выпускаемой продукции.

3. Какие приемы и методы применяются в анализе выпуска и реа-

лизации продукции?

4. В чем заключаются особенности анализа производственной про-

граммы на буровых предприятиях?

5. Расскажите об особенностях анализа производственной

про-

граммы на предприятиях нефтегазодобычи.

6. Определить пофакторное и общее изменение объема проходки

бурового предприятия, если плановый и фактический объемы проходки

составляют соответственно 40000 и 42400 м, плановая и фактическая

коммерческая скорости бурения – соответственно 1400 и 1450 м/ст.-мес.

7. Определить пофакторное и общее изменение объема проходки

бурового предприятия и процент выполнения планового задания, если

плановый и фактический объемы проходки составляют соответственно

50000 и 48500 м. Плановое календарное время бурения 23,8 ст.-мес.,

фактическое – 24,3 ст.-мес.

8. Определить пофакторное и общее изменение объема проходки

бурового предприятия в отчетном году по сравнению с предшествую-

щим годом при следующих исходных данных:

Показатели

Предшествующий

год

Отчетный год

план факт

Объем проходки, м 130 000 133 366 136 732

Коммерческая скорость бурения, м/ст.-мес. 1 730 1 770 1 810

Календарное время бурения, ст-мес. 75,1 75,3 75,5

9. Определить пофакторное и общее изменение объема проходки

бурового предприятия по годам по сравнению с базисным годом при

следующих исходных данных:

Показатели

Год

1-й ба-

зисный

2-й 3-й 4-й 5-й

Объем проходки, тыс. м 150,0 140,0 153,0 160,0 165,0

Коммерческая скорость бурения, м/ст-мес. 1 950 1 900 1 940 1 950 1 955

Календарное время бурения, ст.-мес. 76,9 73,7 78,9 82,0 84,4

10. Определить пофакторное и общее изменение объемов добычи

нефти нефтегазодобывающего предприятия при неизменном коэффици-

енте эксплуатации (0,956), если исходные данные следующие:

Показатели Плановые Фактические

Объем добычи нефти, тыс. т 968,352 970,087

Средний дебит, т/скв.-мес. 920 915

Объем работ в эксплуатации, скважино- месяцы, числя-

щиеся по действующему фонду

1 101 1 109

11. Определить пофакторное и общее изменение объемов добычи

нефти нефтегазодобывающего предприятия при следующих исходных

данных:

Показатели Плановые Фактические

Средний дебит, т/скв.-мес. 1 235 1 238

Скважино-месяцы

эксплуатации 3 848 3 868

числящиеся по действующему фонду 3 937 3 950

12. Определить пофакторное и общее изменение объемов добычи

нефти в НГДП по сравнению с предшествующим годом и плановым за-

данием при следующих исходных данных:

Показатели

Предшествующий

год

Отчетный год

плановые

фактические

Объем добычи нефти, тыс. т 754,6 740,0 743,5

Средний дебит, т/скв. -мес. 835,0 830,0 830,0

Скважино-месяцы, числящиеся по дей-

ствующему фонду

941,4 923,9 926,4

Коэффициент эксплуатации 0,960 0,965 0,967

13. Определить пофакторное и общее изменение объемов добычи

нефтяного газа в НГДП при следующих исходных данных:

Показатели Плановые Фактические

Объем добычи нефтяного газа, тыс. м

22960 23609

Объем добычи нефти, тыс. т 500,0 505,0

Газовый фактор, м

/т 56,0 55,0

Коэффициент утилизации нефтяного газа 0,82 0,85

14. Провести анализ движения фонда скважин и баланса времени

их работы, выявить причины изменения объема работы и коэффициента

эксплуатации, заполнить таблицу:

Показатели По плану

Фактиче-

ски

Эксплуатационный фонд скважин, скв. 1 108 1 083

Уменьшение числа скважин - 25

Введено из бурения, скв. 27 22

Остановлено для вывода в бездействие, скв. 16 27

Введено из бездействия, скв. 18 9

Календарный фонд времени, скв.-мес. 13 300 13 000

Время работы скважин, скв.-мес. 12 635 12 480

Время работы с учетом меньшего числа скважин (эффектив-

ный фонд времени), скв.-мес.

12 350 12 480

Сокращение времени бездействия скважин, скв.-мес. - 130

В том числе из-за меньшей продолжительности:

а) ремонтных работ - 90

б) аварийных работ - 40

Коэффициент эксплуатации

15. В таблице приведены данные о выполнении плана по добыче и

утилизации попутного газа. Дать количественную оценку влияния раз-

личных факторов на выполнение плана добычи газа (методом цепных

подстановок):

Показатели

За предшест-

вующий год

За отчетный год

Абсолютный прирост по

сравнению

Темп роста, %, по сравне-

нию

по плану

фактически

с планом

с предшест-

вующим

годом

с планом

с предшест-

вующим

годом

Валовая добыча нефти,

тыс. т

14 451,9 16 046,4

16 099,2

Газовый фактор, м

/т

40 42 42

Коэффициент утилиза-

ции

0,7 0,8 0,7

Валовая добыча по-

путного газа, тыс. м

404 653 539 159

473 316

16. Провести анализ изменения объемов добычи газа и конденсата

по сравнению с предшествующим и плановым периодами, проанализи-

ровать состояние фонда скважин и их использование во времени, вы-

явить причины изменения показателей объема работ по эксплуатации

скважин.

Анализ показателей работы скважин

Показатели

За предшест-

вующий период.

За отчетный период

Абсолютный прирост по

сравнению

Темп роста по сравне-

нию

по плану фактически с планом

с предше-

ствующим

периодом

с планом

с предше-

ствующим

периодом

Валовая добыча

газа, млн. м

40 574,8 42 973,5

41 870,5

Объем валовой

продукции, млн.

руб.

1 440,4 1 718,9 1 674,8

Объем работ по

эксплуатации

скважин, скв.-мес.

– отработанные 3 726,4 4 062,2 4 085,3

– числившиеся

по действующе-

му фонду сква-

жин

3 825,9 4 153,6 4 164,4

– числившиеся

по эксплуатаци-

онному фонду

скважин

5 757,5 5 865,8 5 650,3

Среднемесячный

дебит, 1000

/скв.–мес. отра-

бот.

10 888,47 10 578,87

10 249,06

Коэффициент экс-

плуатации, коэф.

0,974 0,978 0,981

Анализ состояния фонда скважин, скв.

Показатели

Предшествующий

период

Отчетный период

план факт

Эксплуатационный фонд скважин 490 495 485

в том числе:

– действующий фонд 327 352 359

– бездействующий фонд 163 143 126

из них:

– в освоении после капремонта 31 24 27

– в капитальном ремонте 70 60 55

– в ожидании капремонта 20 30 10

– в простое из–за отсутствия потребителя 20 15 18

– осваиваемые и ожидающие освоения

после бурения

7 4 1

– ожидающие разбуривания куста 5 3 0

– другие 10 7 15

Скважины, находящиеся в консервации 6 5 3

Скважины, находящиеся в ожидании

ликвидации

5 3 1

Прочие – – –

Общий фонд скважин 501 503 489

Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин

Показатели

Предшествующий

период

Отчетный период

план факт

Скважино-месяцы, числившиеся по экс-

плуатационному фонду скважин, скв.-мес.

5 757,5 5 865,8 5 650,3

Скважино-месяцы, числившиеся по дейст-

вующему фонду скважин, скв.-мес.

3 825,9 4 153,6 4 164,4

Скважино-месяцы эксплуатации, скв.-мес. 3 726,4 4 062,2 4 085,3

Простои, час. – всего 1 462 392 1 298 592

1 126 800

из них по причинам:

– капитальный ремонт 628 021 544 864 491 857

– освоение после капитального ремонта 278 124 217 946 241 457

– ожидание капремонта 179 435 272 432 89 429

– отсутствие потребителя 179 435 136 216 160 971

– по другим причинам 89 717 63 567 134 143

в том числе по действующему фонду

скважин, всего

71 640 65 808 56 952

из них:

– по технологическим причинам 25 074 19 742 22 781

– по организационным причинам 46 566 46 066 34 171

Коэффициент использования эксплуатаци-

онного фонда скважин, коэфф.

Коэффициент эксплуатации действующего

фонда скважин, коэфф.

Результаты анализа влияния факторов на объем добычи газа пред-

ставить в виде таблицы.

Результаты факторного анализа объемов добычи газа, м

Показатели

Изменение по сравнению с

предшествую-

щим периодом

планом

Общее изменение объема добычи в том числе за

счет изменения:

– скважино-месяцев, числившихся по действую-

щему фонду скважин

– коэффициента эксплуатации

– среднемесячного дебита

Тема 7. Анализ себестоимости продукции

7.1. Значение, задачи и источники анализа себестоимости продукции

Важным показателем, характеризующим работу предприятий, яв-

ляется себестоимость продукции, работ и услуг. От ее уровня зависят

финансовые результаты деятельности предприятий, темпы расширенно-

го воспроизводства, финансовое состояние субъектов хозяйствования.

Анализ себестоимости продукции, работ и услуг имеет очень важ-

ное значение.

Задачи анализа себестоимости продукции:

– выявление тенденций изменения себестоимости, выполнения

плана по его уровню;

– определение факторов снижения себестоимости и их влияния

на конечный результат;

– установление резервов и выработка корректирующих мер по

использованию возможностей снижения себестоимости продукции.

Объектами анализа себестоимости продукции являются следую-

щие показатели:

– полная себестоимость товарной продукции в целом и по эле-

ментам затрат;

– затраты на рубль продукции;

– себестоимость отдельных изделий;

– отдельные статьи затрат;

– затраты по центрам ответственности.

В основе анализа производственных затрат лежит их

классифика-

ция

по тому или иному признаку или нескольким признакам одновре-

менно. Классификацию затрат на производство по различным основа-

ниям представлена в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Классификация затрат на производство

Признак Затраты

Содержание затрат

Экономическое со-

держание

- смета затрат

- калькуляция

общий объем потребляемых ресурсов

- на определенный вид продукции

Степень участия в

производственном

процессе

- основные

- накладные

- на продажу

связаны с производственным процессом

- связаны с процессом управления

- связаны с реализацией продукции

Способ отнесения на

себестоимость

- прямые

- косвенные

связаны с изготовлением отдельных ви-

дов продукции, непосредственно включа-

ются в себестоимость

- связаны с производством нескольких ви-

дов продукции, включаются в себестои-

мость через их распределение

Окончание табл. 7.1

Признак Затраты

Содержание затрат

Состав затрат - простые

- комплексные

- состоят из одного экономического эле-

мента (сырье, материалы, з/пл)

- состоят из нескольких экономических

элементов (услуги вспомогательных про-

изводств)

Зависимость от объ-

ема производства

- условно-

переменные

- условно-

постоянные

- находятся в прямой зависимости от изме-

нения объемов производства

- находятся в незначительной степени или

совсем не зависят от объемов производства

Источники анализа себестоимости продукции: "Отчет о затратах

на производство и реализацию продукции (работ, услуг) предприятия

(организации)", плановые и отчетные калькуляции себестоимости про-

дукции, данные синтетического и аналитического учета затрат по ос-

новным и вспомогательным производствам и т.д.

Помимо перечисленных материалов, при характеристике резервов

используют результаты анализа предшествующих разделов, норматив-

ные материалы, характеризующие уровень

затрат, акты обследования и

проверок.

7.2. Анализ себестоимости строительства скважин

При планировании, учете и анализе деятельности буровых пред-

приятий пользуются понятиями: сметная и плановая стоимость выпол-

ненного объема работ и фактическая их себестоимость.

Особенность затрат на буровые работы заключается в их зависи-

мости от геолого-технических условий бурения. Последние специфич-

ны для каждой скважины, и их трудно детально предусмотреть при со

ставлении проектно-сметной документации. В силу этого сметную и

плановую стоимости буровых работ корректируют на выполненный

объем работ.

Поскольку в себестоимости буровых работ преобладают затраты

на проходку ствола скважины, их необходимо рассмотреть в первую

очередь. При анализе себестоимости строительства скважин важно рас-

смотреть структуру себестоимости всего объема работ и непосредст-

венно проходки ствола скважины.

Структура себестоимости – это удельный вес отдельных статей

затрат в общих расходах на бурение. Знание структуры себестоимости

позволяет выделить основные направления затрат и обосновать резервы

их снижения.