Главная › Новости

Планирование производства и реализации продукции

Опубликовано: 06.09.2018

планирования производства и реализации продукции реферат

Научное обоснование объемов производства и реализации продукции нефтегазодобывающих предприятий ведут в соответствующих разделах перспективных и текущих (годовых) планов с использованием системы натуральных и стоимостных показателей. Исходными данными разработки этого раздела годового плана (техпромфинплана) служат задания перспективного плана предприятия на соответствующий год, проекты разработки месторождений, оперативные плановые задания министерств, план ввода и использования производственных мощностей, а также мероприятий по повышению эффективности производства, результаты анализа деятельности предприятия и его подразделений в предшествующий период.

Природа образования затрат, необходимых для производства и реализации продукции. Урок 24

При планировании производства и реализации продукции применяют систему показателей. Одни из них выступают в качестве измерителей объема производства и реализации, другие характеризуют фонд скважин, его движение в течение планового периода, время работы и простоев скважин, их производительность и т. д.

Анализ и результат производства на предприятии

Один из важнейших показателей этого раздела плана — объем реализуемой продукции — характеризует итоги работы предприятия по сбыту его продукции. Реализованной считается продукция, оплаченная покупателем. К ней относятся товарная нефть, природный и нефтяной газ, нестабильный бензин, работы и услуги промышленного характера, выполняемые для сторонних организаций и предприятий, а также для своего капиталь-ного строительства и ремонта, бурения и непромышленных нужд. Реализованную продукцию определяют по действующим оптовым ценам (на нефть, газ и газоконденсат), а работы и услуги — по отпускным ценам, согласованным с потребителями. Подавляющая часть реализованной продукции (90—97%) в нефтегазодобыче приходится на нефть, газ и газоконденсат.

Планирование объема производства и реализации продукции в отрасли ведут в натуральном и денежном выражениях.

К натуральным показателям относятся количества:

а) нефти — Qn, t;

б) газоконденсата — QrH, т;

в) газа (нефтяного и природного)—Qr, тыс. м3.

Добыча нефти, газа и газоконденсата подразделяется на валовую и товарную.

Валовая добыча, т, QB включает всю добычу нефти QH, газа Qr и газоконденсата QrH. Причем объем газа пересчитывают в тонны Qr умножением объемного измерения Qr на величину переводного коэффициента Кт

где у — относительная плотность добытого газа (при плотности воздуха, равной единице); а — плотность воздуха, кг/м3; R — калорийность добытого газа, Дж/кг; R' — калорийность условного газа, Дж/кг.

Валовая добыча нефти, газа и газоконденсата QB включает товарную добычу QT и нетоварный расход РНт, т. е. расход на собственные нужды предприятия.

Товарная добыча QT представляет собой разницу между валовой добычей и нетоварным расходом (Qt = Qb—Рнт) и предназначена для реализации сторонним потребителям — в переработку на НПЗ — Qn, жилищно-коммунальным конторам; буровым и другим предприятиям Рт. Последние могут использовать нефть, газ и газоконденсат как топливо и для других целей.

На годовой объем товарной продукции влияет изменение остатков (запасов) нефти, газа и газоконденсата в хранилищах от Зн в начале года до Зк — в конце. Поэтому в товарной добыче отражаются объем сдачи продукции в переработку Qn, товарный  расход на другие цели Рт и изменение запасов, т. е.

Помимо добычи нефти, газа и газоконденсата, нефтегазодобывающие предприятия могут выполнять другие работы и услуги как для своих, так и для сторонних потребителей. Это должно отражаться в показателях объема производства и реализации продукции.

К работам промышленного характера относятся ремонт оборудования, капитальное строительство, изготовление запасных частей и т. д., а к производственным услугам — готовая продукция вспомогательных цехов (вода, электрическая и тепловая энергия и др.).

Характер и номенклатура 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:

а) товарная продукция, включающая товарную добычу нефти, газа и газоконденсата в денежной оценке (по действующим ценам предприятия), и стоимость работ и услуг, оказанных предприятием на сторону и своему капитальному строительству и капитальному ремонту основных фондов;

Объем работ по капитальному строительству в стоимостном выражении определяют по сметам, а услуг — по расценкам, согласованным с потребителями

б) валовая продукция представляет собой сумму валовой добычи нефти, газа и газоконденсата в денежной оценке (в неизменных ценах) и стоимость работ и услуг, оказанных предприятием на сторону и собственному капитальному строительству и капитальному ремонту основных фондов.

Добыча нефти и газа зависит прежде всего от числа (фонда) скважин на конец отчетного периода (т. е. начало планового), его изменения и степени его использования в плановом периоде. Техпромфинплан составляется на год с распределением показателей по кварталам. На начало этих отрезков времени и дается характеристика фонда скважин.

Основная часть скважин составляет эксплуатационный фонд, который включает действующие и бездействующие скважины (рис. 11). К действующему фонду относятся скважины, которые хотя бы несколько часов работали и давали продукцию в последнем месяце отчетного года (кв!ртала). Действующий фонд включает две группы скважин: дающие нефть и газ (продукцию) и остановленные в последнем месяце отчетного года (квартала).

По принятой методике скважины, дававшие нефть, остановленные и вновь возвращенные в работу в том же или в следующем месяце, на конец обоих месяцев числятся в действующем фонде. Если, например, скважина давала нефть 1 января, а со 2 января по 25 февраля простояла в ремонте и снова пущена в работу, то на конец января и февраля такая скважина числится в действующем фонде, хотя она и простояла в ремонте 45 сут.

К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца; такие скважины могут быть остановлены в текущем году или с прошлых лет.

Скважины эксплуатационного фонда подразделяются на старые, т. е. зачисленные в этот фонд до начала, и новые, зачисленные в эксплуатационный фонд в течение отчетного года (квартала).

Старые действующие скважины, кроме того, делятся на переходящие и восстанавливаемые. К первой группе относятся такие скважины, которые в предшествующем отчетному периоду месяце работали (хотя бы несколько часов) и давали продукцию. Ко второй группе относятся скважины, вводимые из бездействия в течение отчетного периода.

Для планирования и анализа использования эксплуатационного фонда скважин во времени применяют два показателя: коэффициент использования скважин и коэффициент эксплуатации. При этом время работы и простоя скважин планируют и учитывают в скважино-часах, скважино-сутках и скважино-месяцах.

Скважино-месяц — это условная единица измерения времени работы и простоев скважин, равная 720 скв-ч или 30 скв-сут. Различают скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному и действующему фондам скважин, и скважино-месяцы эксплуатации (отработанные).

 

Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду скважин Сч. э, характеризуют суммарное календарное время, в течение которого скважины числились в эксплуатационном фонде (в действии и бездействии).

Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин Сч. д характеризуют суммарный календарный фонд времени действующих скважин.

Скважино-месяцы эксплуатации (отработанные) Ср 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.

Коэффициент использования скважин Си представляет собой отношение суммарного времени работы всех скважин, выраженного в скважино-часах 4V, скваж^но-сутках Др или скважино-месяцах Ср к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах (Чк.э, Дк. э, ь ч . э):

Коэффициент  эксплуатации скважин Кэ показывает отношение суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-часах Чр, скважино-сутках ДР или скважино-месяцах Ср, к суммарному календарному времени действующего фонда скважин, выраженному в тех же единицах (Чк.д, Дк.д, С ч . д ):

Коэффициент  эксплуатации, характеризующий степень использования во времени наиболее активной части фонда скважин, имеет важнейшее значение при планировании и анализе результатов работы предприятия.

Интенсивность отбора нефти характеризуют дебиты скважин. Различают среднесуточные и среднемесячные, причем последние определяют по отношению к скважино-месяцам отработанным и скважино-месяцам, числившимся по действующему фонду скважин.

Среднесуточный дебит скважин (одной или группы)—это среднее количество нефти qCTr, добытое за сутки непрерывной работы скважины (скважин), определяется отношением общей добычи нефти QH, к числу скважино-суток Д-р, отработанных скважиной (или группой) за один и тот же период времени:

Дебит в тоннах на один скважино-месяц отработанный qc.p исчисляется отношением общей добычи нефти QH к числу отработанных скважино-месяцев СР за одно и то же время:

Дебит в тоннах на один скважино-месяц, числившийся по действующему фонду скважин qc. д, определяется отношением

Среднесуточный дебит и дебит на один скважино-месяц отработанный характеризуют производительность скважин в единицу рабочего времени, а дебит на скважино-месяц числившийся— добычу нефти из скважины действующего фонда в течение одного условного календарного месяца (30 сут).

Для чисто газовых скважин показатели экстенсивного их использования и дебиты определяют аналогично. Дебиты скважин измеряют в тысячах кубических метров в сутки, в скважино-месяц отработанный или числившийся.

Для нефтегазодобычи характерно постепенное истощение месторождений с постепенным падением пластовых давлений и дебита скважин.

С нефтью обычно добывается нефтяной газ. Потенциальное количество газа, извлекаемого попутно с нефтью, характеризуется газовым фактором Qr, представляющим собой количество кубических метров нефтяного газа, извлекаемого с 1 т нефти. В нашей стране в последние годы открыт ряд газоконден-сатных месторождений, которые дают не только газ, но и газоконденсат. Ресурсы газоконденсата определяют на основе газо-конденсатного фактора Gr. K, который показывает количество конденсата (г), приходящегося на 1 м3 газа.