Совершенствование экономических методов управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия тема диссертации по экономике, полный текст автореферата
Автореферат
| Ученая степень | кандидат экономических наук |
| Автор | Алексеева, Вера Александровна |
| Место защиты | Москва |
| Год | 2004 |
| Шифр ВАК РФ | 08.00.05 |
Диссертация
Автореферат диссертации по теме "Совершенствование экономических методов управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия"
На правах рукописи
АЛЕКСЕЕВА ВЕРА АЛЕКСАНДРОВНА
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННО-РЕСУРСНЫМ ПОТЕНЦИАЛОМ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ
Специальность 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями и комплексами промышленности)
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук
Москва - 2004
Работа выпонена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина.
Научный руководитель:
кандидат экономических наук, доцент Н.Н. Победоносцева
Официальные оппоненты:
доктор экономических наук, профессор Гужновский Лев Петрович
кандидат экономических наук, доцент Епифанова Надежда Платоновна
Ведущая организация: ЗАО Сибнефтепроект
Зашита состоится "Д.Ч " ^уЬуЛ^ 2004 года в часов
на заседании диссертационного совета Д.212.200.13 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина. Адрес: 117917,1(11-1. Москва, Ленинский проспект, 65.
Отзывы на диссертацию и автореферат, заверенные печатью, просим направлять в двух экземплярах по указанному адресу.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.
Автореферат разослан УЪ Щд^аД^Ь 2004 г.
Ученый секретарь диссертационного совета,
доктор экономических наук, Зубарева В.Д. профессор
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность исследовании.. Для нефтегазодобывающих предприятий, которые функционируют на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, приоритетное значение имеет обеспечение наиболее эффективной и поной выработки освоенных запасов углеводородов, т.к. экстенсивные способы развития обычно практически поностью использованы.
В настоящее время, чтобы повысить. рентабельность своей деятельности, большинство российских нефтегазовых компаний вырабатывает механизмы стратегического и оперативного планирования. Однако стремление получить прибыль в краткосрочной перспективе и отсутствие достаточных финансовых средств на проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ) часто приводило к тому, что нефтедобывающие предприятия останавливали большое число малодебитных и высокообводненных скважин, которые приносили небольшую прибыль. При этом не учитывалось влияние этих скважин на процесс разработки месторождения в целом, и часто не проводилась адекватная экономическая оценка влияния остановки отдельных скважин на экономические показатели предприятия. Как показала практика эксплуатации целого ряда нефтяных месторождений остановка нерентабельных скважин не такой уж безобидный и безопасный, процесс, т.к. отключение сравнительно низкодебитных скважин ощутимо увеличивает средние дебиты нефти только в начальный период, а затем сопровождается резким ростом обводненности скважин и приводит в итоге к значительным экономическим потерям и сокращению конечной нефтеотдачи.
В этой связи особую актуальность приобретают исследования, направленные на совершенствование методов управления производственно-ресурсным потенциалом (ПРП) нефтегазодобывающего предприятия, которые позволяют получить максимальную прибыль за счет выбора наиболее рациональных вариантов проведение геолого-технических мероприятий.
Цель диссертации: разработать методы, обеспечивающие эффективное управление производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающих предприятий, функционирующих на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки.
Достижение указанной цели потребовало решения следующих основных задач:
- анализ производственно-ресурсного потенциала нефтедобывающего предприятия и существующих методов управления им;
РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА СПете| 09 100,
- разработка системы экономических методов оптимизации операционной и инвестиционной деятельности нефтегазодобывающего предприятия;
- разработка системы управления производственно -ресурсным потенциалом нефтедобывающего предприятия, функционирующего на месторождении, находящемся на поздней стадии разработки;
- проведение апробации и оценка эффективности предложенных методов на примере деятельности конкретного нефтегазодобывающего предприятия.
Объектом исследования является производственно-ресурсный потенциал добывающих предприятий, осуществляющих разработку месторождений углеводородов, а также экономические методы управления им.
Теоретические и методологические основы исследования. При выпонении данной диссертации автор опирася на достигнутые ранее отечественными и зарубежными исследователями научные результаты в области управления производственно-ресурсным потенциалом и оценки эффективности инвестиционных проектов, ряд документов нормативного и рекомендательного характера, существующие в Российской Федерации законодательные положения в области недропользования, инвестиций и инвестиционного проектирования. В рамках выпоняемого исследования применяются методы системного анализа, экономического анализа, проектного инвестиционного анализа и теории разработки нефтяных и газовых месторождений.
Научная новизна и основные результаты. исследований. Диссертационная работа представляет собой научное обобщение опыта экономической оценки принимаемых управленческих решений, разработку методических аспектов экономической оценки эффективности ГТМ, а также экономического механизма для принятия решений при выборе альтернативных вариантов развития производственно-ресурсного потенциала нефтедобывающего предприятия. .
Разработаны новые методы решения задачи управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия:
- метод экономической оценки геолого-технических мероприятий, позволяющий учитывать фактор обводненности продукции и способ эксплуатации скважин;
- метод анализа рентабельности действующего фонда скважин с целью выявления убыточных скважин и их остановки.
Получены новые научные результаты:
- проведена классификация затрат нефтегазодобывающего предприятия на постоянные, переменные и высвобождаемые в случае вывода скважин из эксплуатации, а также разработаны принципы расчета высвобождаемых средств по статьям, зависящим от объема добычи нефти, жидкости и действующего фонда скважин;
- определены критерии для оценки работы действующего фонда скважин. Показано, что для анализа эффективности функционирования действующего фонда скважин целесообразно использовать показатель вклада на покрытие постоянных затрат;
- выявлены основные факторы, которые дожны учитываться при оценке эффективности ГТМ, и показана целесообразность проведения оценки эффективности ГТМ по каждой скважине индивидуально;
- показана возможность повышения эффективности освоения месторождений углеводородов, находящихся на поздней стадии разработки, за счет использования экономических методов управления производственно-ресурсным потенциалом.
Практическая значимость результатов исследований. Предложенные методы предназначены для практического использования на нефтедобывающих предприятиях и позволяют решать следующие задачи: выбор оптимального комплекса ГТМ и подбор скважин для их проведения; оперативное выявление скважин, подлежащих остановке; составление догосрочных прогнозов развития ПРП; формирование годовых производственных программ и технико-экономических обоснований разработки нефтяных месторождений, а также проведение анализа существующего фонда скважин.
Результаты диссертации были использованы при подготовке Методики оценки эффективности ГТМ на действующем и бездействующем фонде скважин с учетом способа эксплуатации и фактора обводненности продукции и Методики оценки эффективности высокообводненных скважин с учетом способа эксплуатации и фактора обводненности продукции, которые применяются в практической деятельности одного из предприятий ОАО Тюменская нефтяная компания.
Апробация результатов исследований. Основные результаты, полученные в диссертации, были доложены на 4-й научно -технической конференции Актуальные проблемы состояния и
развития нефтегазового комплекса России (2001 г.), на IV окружной конференции молодых специалистов предприятий ХМАО (2003 г.), на научных семинарах в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина (20012003 гг.) и других научно-исследовательских и проектных организациях.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ.
Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы. Общий объем работы 129 страниц машинописного текста, в том числе 14 таблиц и 11 рисунков. Список литературы включает 97 наименований.
Приложения к диссертации, содержащие необходимые исходные данные, материалы, результаты моделирования и расчеты, представлены на 45 стр.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ,
В:первой главе Особенности производственно-ресурсного потенциала нефтегазодобывающего предприятия рассмотрена структура производственно-ресурсного потенциала нефтегазодобывающего предприятия и проведена его оценка.
В настоящее время понятие потенциал широко используется в научной литературе для обозначения средств, имеющихся в наличии и могущих быть использованными для достижения определенной цели, решения какой-либо задачи, а также возможностей отдельного лица, общества, государства в какой-либо области. Производственный потенциал есть совокупность ресурсов, которыми располагает предприятие, которые определяют его возможности по выпуску продукции.
Особенность нефтегазодобывающего производства заключается в том, что оно направлено на извлечение углеводородного сырья из недр. Поэтому устойчивое функционирование и перспективы развития добывающих предприятий в значительной степени определяются его ресурсным потенциалом.
Производственно-ресурсный потенциал нефтегазодобывающего предприятия включает запасы нефти и газа, основные производственные фонды, промышленно-производственный персонал, технологии, энергию и информацию.
Анализ и оценку ПРП добывающего предприятия проведем на примере одного из предприятий ОАО Тюменская нефтяная
компания, осуществляющего разработку Самотлорского месторождения. Это предприятие является типичным для отрасли.
На рассматриваемом месторождении структура запасов представлена на 85% низкорентабельными запасами: низкопроницаемые колектора, подгазовые зоны, водонефтяные зоны, пласты с малой тощиной. Перспективы дальнейшего нарашивания уровня добычи нефти и воспонения ресурсной базы связываются с объектами, которые характеризуются значительными глубинами залегания, низкими фильтрационно-емкостными свойствами и являются низкорентабельными.
Для выработки остаточных запасов нефти на месторождении и вводимых в эксплуатацию новых залежей необходимы новые технологии, требующие значительно больших затрат финансовых и материально-технических ресурсов, чем при использовании традиционных систем разработки.
Обводненность добываемой нефти в ходе эксплуатации месторождения возросла с 0,1% до 94%. Средний дебит скважин действующего фонда по нефти в течение эксплуатации месторождения резко снизися с 788 т/сут до 8 т/сут. Средний. дебит скважин действующего фонда по жидкости в течение эксплуатации снизися с 788 т/сут до 145 т/сут.
Стремительное наращивание объемов буровых работ до 1986 г. сменилось на резкое снижение ввода новых скважин. Однако объемы бурения в течение 1990-1997 гг. оставались достаточно высокими. Ввод новых скважин составлял 300-400 скважин в год. При этом средний дебит новых скважин снизися с 30 т/сут. до 6-7 т/сут (рис. 1).
Негативные тенденции технологических показателей усугублялись экономическими обстоятельствами. Снижение производительности скважин и рост обводненности продукции негативно сказались на финансовых показателях работы предприятия. Эксплуатация скважин с дебитами 2-5 т/сут. была неприемлемой для нефтедобывающих предприятий в сложившихся экономических условиях. Дебиты новых скважин, начиная с 1994 г. лишь на 12 т/сут превышали минимальные рентабельные дебиты, что свидетельствовало о неэффективности инвестиций в бурение новых скважин. При этом неуклонно возрастала доля бездействующих скважин (до 42% в 1998 г.). Основной причиной роста бездействующих скважин являлось отсутствие средств на капитальный ремонт.
Когда практически все экстенсивные методы наращивания добычи нефти были исчерпаны, основным резервом прироста до-
бычи нефти стал ввод скважин в эксплуатацию из бездействия и оптимизация их работы.
В течение 1999-2003 гг. значительные средства были направлены на ввод скважин в эксплуатацию из бездействия (капитальный ремонт скважин (КРС), гидроразрыв пласта (ГРП), зарезка вторых стволов, применение методов повышения нефтеотдачи пласта). Действующий фонд нефтяных скважин за период с 1998 г. по 2002 г. вырос на 150 скважин и составил на начало 2003 г. 63% от эксплуатационного.
обмяк, продукции ДФ. Обтодмгммостъ продукции новых СКВ. й Ср. гут. кбит Нгфтк новой СКВ.
Рис. 1. Динамика обводненности и дебитов новых нефтяных
скважин
Основной прирост добычи нефти за 1999-2001 гг. был получен за счет ввода скважин в эксплуатацию из бездействия скважин и оптимизации их работы. Объемы бурения новых скважин были сокращены до минимума (24 скважины в 1999 г.). Хотя в настоящее время коэффициент использования скважин значительно ниже, чем на ранней стадии разработки месторождения, но в последние годы наметилась позитивная тенденция к росту. В 2001 г. коэффициент использования скважин составил 0,697. Это связано с вводом в эксплуатацию значительного количества скважин из бездействия.
В последнее время благодаря применению комплекса мер по экономическому обоснованию управленческих решений и регулярной оценке эффективности действующего фонда скважин происходит снижение затрат на добычу нефти (рис.2).
Таким образом, на основании исследования показателей использования производственно-ресурсного потенциала можно сделать вывод, что несовершенство экономического механизма управления фондом нефтяных скважин в 1980-1990 гг. привело к необоснованному выводу в бездействие значительной части фонда скважин и ухудшению финансовых и экономических показателей предприятия.
Рис. 2. Динамика себестоимости 1 тонны нефти и объёма добычи нефти в период с 1995 по 2002 гг.
Для преодоления негативных тенденций в работе предприятия требуется осуществление комплекса мероприятий, направленных на повышение эффективности использования производственно-ресурсного потенциала. Для выбора мероприятий, которые дают наибольший экономический эффект и дожны осуществляться в первую очередь, необходима разработка специальных методов оценки управленческих решений, учитывающих особенности функционирования нефтегазодобывающего предприятия.
Во второй главе Разработка экономического механизма управления производственно-ресурсным потенциалом рассматривается система экономических методов для оптимизации операционной и инвестиционной деятельности нефтегазодобывающего предприятия.
Разработка месторождения осуществляется в соответствии с проектом разработки и технико-экономическим обоснованием, которые составляются на догосрочную перспективу. Однако си-
туация на рынке быстро изменяется, поэтому требуются оперативные решения, обеспечивающие оптимизацию текущей деятельности нефтегазодобывающего предприятия. Для принятия таких решений была разработана система экономических методов, которая включает в себя следующее:
- составление догосрочного прогноза развития месторождения с учетом воспонения ресурсной базы;
- ежегодное экономическое обоснование производственной программы, обеспечивающей прирост добычи нефти и выбор оптимального комплекса геолого-технических мероприятий;
- систематический мониторинг реализации ГТМ с целью выявления существенных отклонений от запланированных финансовых показателей и своевременной остановки низкоэффективных мероприятий;
- подбор скважин для проведения ГТМ дожен осуществляться на основании экспресс-оценки экономической эффективности с использованием методики оценки эффективности ГТМ на действующем и бездействующем фонде скважин с учетом способа эксплуатации и фактора обводненности продукции;
- реализация системы бюджетирования по центрам ответственности;
- систематическое проведение анализа рентабельности действующего фонда скважин с использованием методики оценки эффективности высокообводненных скважин с учетом способа эксплуатации и фактора обводненности продукции с целью выявления убыточных скважин и их остановки;
- разработка мероприятий по оптимизации режимов работы убыточных скважин с целью повышения рентабельности до уровня экономически- целесообразной, эксплуатации.
После анализа причин бездействия скважин на основании геолого-технической информации и разработки геолого-технических мероприятий по выводу скважин из бездействия, проводится их ранжирование по экономической эффективности на основе проведенных технико-экономических обоснований.
В первую очередь тщательной экспертизе подвергаются все геолого-технические мероприятия, обеспечивающие прирост добычи нефти.
В идеальном случае необходимо проводить оценку эффективности ГТМ по каждой скважине, однако существующее ин-
формационное обеспечение не позволяет этого. Поэтому принятие решения о проведении ГТМ на конкретной скважине изначально осуществлялось на основании среднего предельного дебита для каждого вида ГТМ, но без учета затрат на проведение ГТМ по каждой конкретной скважине и эксплуатационных расходов, зависящих от способа эксплуатации, обводненности, межремонтного периода и т.п.
В результате анализа показателей выпоненных ГТМ после утверждения инвестиционного проекта по группам скважин выявлены экономические потери из-за отсутствия оценок по отдельным скважинам при подборе скважин для проведения ГТМ, например, для капитального ремонта скважин (КРС).
С целью снижения непроизводительных расходов разработаны методические рекомендации и математическая модель для экспресс-оценки экономической эффективности ГТМ в период формирования производственной программы, которая с позволяет повысить эффективность проводимых мероприятий за счет отклонения наименее эффективных скважин до начала реализации ГТМ. Учитывая, что оценка экономической эффективности требует специальных знаний, в предлагаемой методике разработана модель, позволяющая сделать экспресс-оценку эффективности ГТМ технологам самостоятельно. Предлагаемая модель позволяет рассчитать предельный рентабельный дебит, при котором целесообразно проводить ГТМ, а также определить максимально допустимые расходы на проведение ГТМ при прогнозном дебите нефти.
Подбор скважин для проведения ГТМ с применением предлагаемой методики позволил значительно повысить показатель успешности ГТМ - с 60% до 95%.
Методика оценки - ГТМ на действующем и бездействующем фонде скважин по способам эксплуатации
Цель данных рекомендаций - разработать подход для оперативной оценки экономической эффективности планируемых ГТМ.
1. Метод расчета предельного рентабельного дебита при проведении ГТМ на бездействующем фонде скважин, qH:
Э=(Ц, - Зуд.ж/(1-В/100) - Зуян),
где 3i - затраты на проведение мероприятия, 32 - постоянные затраты на обслуживание при эксплуатации скважины после
ГТМ, Э - коэффициент, учитывающий влияние экономических факторов, П - коэффициент, учитывающий влияние производственных факторов, ЦД - цена нефти, 3УЖ - удельные затраты, зависящие от объема жидкости, Зуд - удельные затраты, зависящие от объема нефти, В'Ч обводненность продукции (в %), КД -коэффициент, учитывающий естественное падение дебита скважин, К, - коэффициент эксплуатации скважин, Т - период эффективной работы скважин после проведения ГТМ.
На рис.3 приведены предельные рентабельные дебиты для проведения различных ГТМ.
Рис. 3. Предельные рентабельные дебиты для ГТМ
На рис.4 представлены предельные рентабельные дебиты эксплуатации скважин и предельные дебиты убыточных скважин.
2. Метод расчета предельных расходов на проведение ГТМ на бездействующем фонде скважин при заданном дебите нефти, 3]:
3, = яД*Э*П -
Расчеты показывают, что затраты на проведение капитального ремонта скважин с дебитом 5,2 т/сут изменяются в зависимости от способа эксплуатации от 2,27 мн руб. до 2,53 мн руб.
Данный метод целесообразно использовать при принятии решений о проведении сложных аварийных капитальных ремонтов скважин, т.к. стоимость этих видов ГТМ высока.
Рис. 4. Предельные дебиты экономически целесообразной эксплуатации скважин
Методика оценки экономической эффективности действующего фонда скважин по способам эксплуатации с учетом фактора обводненности продукции.
Предлагаемая методика экспресс-оценки позволяет повысить эффективность производства нефти за счет остановки скважин, у которых себестоимость добычи нефти превысила предел экономически целесообразной эксплуатации.
Критерии экономической эффективности эксплуатации скважин:
Себестоимость добычи нефти по скважине:
С=(Зуд.ж/(1-В/100)*Чн+ Зуд.н Чн+Зсоп,л)/ЯД,
где Зуд.ж - удельные затраты на 1 т добываемой жидкости конкретым способом эксплуатации, 3УН - удельные затраты на 1 т добываемой нефти конкретным способом эксплуатации, qM Ч суточный дебит нефти скважины, Эо^ - средние постоянные затраты на 1 скважину действующего фонда в сутки.
Рентабельность добычи нефти:
Пр = (Доход Ч Себестоимость)/Себестоимость..
Вклад на покрытие постоянных затрат:
Вп = Доход - Высвобождаемые средства.
Предельный дебит эксплуатации скважин (предельный рентабельный дебит), показывающий при каком минимальном дебите эксплуатация скважины приносит прибыль, рассчитывается по формуле
дн = Высвобождаемые средства/(Цена Ч Удельные переменные затраты (от нефти и жидкости)).
Высвобождаемые средства - расходы, которые имеют место при эксплуатации скважины и исчезают при ее остановке в связи с переводом в бездействие, в т.ч.:
- переменные затраты на подъем нефти (энергия, химреагенты, налоги, зависящие от объема добычи нефти);
- переменные эксплуатационные расходы для поддержания скважины в действующем фонде (текущий ремонт скважин, услуги баз производственного обслуживания по ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ), электроцентробежных насосов (УЭЦН), штанговых глубинных насосов (ШГН), расходы на замену изношенного оборудования). Эти расходы определяются в соответствии с разработанной классификацией.
Интерпретация результатов анализа показателей эффективности функционирования действующего фонда скважин следующая: если вклад на покрытие постоянных затрат отрицателен, то рекомендуется отключить скважину, т.к. доходы не покрывают расходы на эксплуатацию данной скважины, следовательно, предприятие несет убытки от ее работы.
Дебит, соответствующий нулевым уровням маржинального дохода и вклада на покрытие постоянных затрат, называется предельным дебитом убыточных скважин. Он показывает, при каком дебите эксплуатация скважины будет экономически нецелесообразна.
Анализ эффективности действующего фонда скважин рекомендуется проводить 1 раз в квартал, а также при значительном изменении цен на нефть, налогов и других факторов.
Последовательность проведения анализа эффективности функционирования действующего фонда скважин:
1. Расчет плановой калькуляции себестоимости добычи нефти по способам эксплуатации.
2. Распределение затрат на условно-переменные, условно-постоянные и высвобождаемые по статьям калькуляции.
3. Расчет критериев экономической эффективности всех скважин действующего фонда (по каждой скважине).
4. Группировка скважин по эффективности на:
- рентабельные (Пр > 0);
- условно-рентабельные (Пр < 0, Вп > 0);
- убыточные (Пр < 0, Вп < 0).
5. Анализ фактических и предельных рентабельных дебитов скважин.
6. Разработка мероприятий по оптимизации режимов работы скважин и проведению ГТМ, обеспечивающих рентабельную эксплуатацию скважин.
7. Расчет поных высвобождаемых средств от остановки скважин.
8. Расчет снижения добычи нефти от остановки скважин.
9. Расчет экономической выгоды от остановки скважин.
10. Принятие решения об остановке скважин.
Расчет себестоимости нефти в зависимости от обводненности приобретает особое значение при разработке месторождений на поздней стадии. На основании анализа рентабельности добычи нефти по каждой скважине разрабатываются мероприятия по оптимизации режима работы скважины и принимаются меры по отключению убыточных скважин.
Оптимизация действующего фонда в зависимости от обводненности позволяет значительно сократить затраты на добычу нефти, т.к. остановка высокообводненных скважин с низким дебитом нефти приводит к росту прибыли предприятия.
Благодаря использованию методов экономической оценки появляется возможность выбора оптимальной производственной программы из многочисленных вариантов.
Например, на основании расчетов установлено, что проведение 28 гидроразрывов пласта (ГРП) является более эффективным, чем эксплуатация 84 высокообводненных условно-рентабельных скважин (рис.5). На основании проведенного анализа рекомендуется проведение 28 ГРП, обеспечивающих чистый дисконтированный доход (ЧДЦ) 5996тыс. дол.
У предприятия, работающего в условиях рыночной экономики, часто возникают ситуации, связанные с колебаниями объема производства и продаж, что влечет за собой изменение загрузки производственных мощностей, а это в свою очередь, существенно влияет на себестоимость продукции и, следовательно, на финансовые результаты. Кроме того, в нефтяной промышленности на себестоимость оказывают существенное влияние рыночные факторы (цены на нефть, услуги и ресурсы).
Поэтому для планирования деятельности и принятия оперативных решений необходимо выявить зависимость себестоимо-
сти продукции от объема производства. Для этого была проведена классификация затрат нефтегазодобывающего предприятия на постоянные, переменные и высвобождаемые в случае вывода скважин из эксплуатации.
Рис. 5. ЧДД проведения 28 ГРП и эксплуатации 84 условно-рентабельных высокообводненных скважин
В результате изучения изменения затрат на производство в течение ряда лет были выявлены 4 основных фактора, оказывающих наиболее существенное влияние на себестоимость продукции:
- объем добываемой жидкости;
- объем добываемой продукции (нефти и газа);
- действующий фонд скважин;
- эксплуатационный фонд скважин.
К постоянным относятся такие затраты, величина которых не меняется с изменением основного фактора, влияющего на изменение той или иной статьи расходов.
Под переменными понимают затраты, величина которых меняется с изменением основного фактора, влияющего на изменение той или иной статьи расходов.
Важным аспектом классификации затрат на постоянные и переменные является проблема условности такого разделения. Ответ на вопрос, считать данные затраты переменными или постоянными, зависит от двух основных факторов: длительности периода, рассматриваемого для принятия решения; делимости производственных факторов.
В догосрочном периоде времени все затраты становятся переменными. Кроме того, характер поведения расходов зависит от
соответствующей ситуации. Например, в случае, когда ставится вопрос о ликвидации предприятия, то практически все затраты становятся переменными.
Другая причина возникновения постоянных расходов - это неделимость производственных факторов. Следствием ее является то, что многие затраты изменяются не непрерывно с изменением загрузки оборудования или объемов производства, а скачкообразно, ступенчато. Подобные затраты постоянны в определенных интервалах загрузки мощностей или объемов производства. Если увеличение в объеме производства достигает некоторых пороговых значений, затраты резко повышаются, а затем снова остаются неизменными для определенного интервала. Такие затраты называют скачкообразными. На нефтедобывающих предприятиях скачкообразный характер имеют такие виды расходов, как расходы на электроэнергию компрессорных станций газлифтного комплекса и системы поддержания пластового давления. В некоторых ситуациях незначительное увеличение объема комприми-рования газа может повлечь за собой значительные расходы на электроэнергию. В связи с запуском допонительного компрессора значительно увеличивается плата за заявленную мощность, хотя загрузка компрессора будет при этом не поная. В дальнейшем увеличение потребления компримированного газа не повлечет за собой роста расходов на электроэнергию до тех пор, пока не произойдет поная загрузка мощности компрессора и не появится необходимость в запуске нового компрессора. Аналогично меняются затраты на закачку воды в пласт.
На основе анализа данных о затратах добывающих предприятий в данной работе была разработана классификация затрат нефтегазодобывающего предприятия на постоянные, переменные и высвобождаемые, в случае вывода скважин в консервацию, бездействие, а также разработаны принципы для расчета высвобождаемых средств по статьям, зависящим.от объема;добычи нефти, жидкости и действующего фонда скважин.
В третьей главе Разработка системы управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия рассматриваются вопросы развития производственно-ресурсного потенциала на основе внедрения системы управления инвестиционными программами предприятия, а также проведен анализ эффективности принимаемых решений.
В вертикально интегрированных нефтегазовых компаниях большое внимание дожно уделяться контролю над затратами отдельных предприятий и подразделений. Для этого была разра-
ботана система бюджетирования, которая решает следующие задачи:
- повышение прозрачности формирования затрат и доходов и управления ими на уровне бюджетных единиц;
- разграничение функций бюджетной и бухгатерской отчетности для повышения качества управленческой информации, а также обеспечение сопоставимости бюджетной и бухгатерской отчетности;
- делегирование бюджетной ответственности на уровень руководителей подразделений, управленческие решения которых формируют основную часть производственных и общехозяйственных затрат, а также выручки предприятия;
- разграничение ответственности между бюджетными единицами в интересах максимально эффективного управления производственными и общехозяйственными затратами, а также выручкой;
- обеспечение управления предприятием посредством системы ключевых технико-экономических показателей эффективности (КПЭ);
- обеспечение на основе КПЭ механизма.стимулирова-ния специалистов и руководителей среднего звена, направленного на повышение эффективности работы компании.
Реализация стратегии развития производственно-ресурсного потенциала требует осуществления различных инвестиционных программ. Выбор наиболее выгодной политики предприятия в области управления производственно-ресурсным потенциалом дожен основываться на адекватных оценках экономической эффективности инвестиций в различные направления воспроизводства запасов и производственной деятельности. Далее представлен порядок осуществления инвестиционной деятельности в нефтяной компании, который позволяет выбирать из имеющихся проектов совокупность таких, реализация которых приведет к достижению максимальной экономической эффективности при соблюдении существующих бюджетных ограничений:
1. Формирование и утверждение единых методик оценки проектов. Департамент инвестиций разрабатывает методики оценки инвестиционных проектов и формы отчетности о ходе их реализации, обязательные для применения всеми участниками инвестиционного процесса, и выносит их на рассмотрение и утверждение комитетом по стратегическому планированию и инвестициям.
Комитет по стратегическому планированию и инвестициям утверждает представленные методики, формы отчетности и прогнозные экономические параметры для расчетов.
2. Разработка идей и подготовка инвестиционных предложений. Инициатором идеи о реализации инвестиций может быть любой сотрудник предприятия.
3. Разработка проекта. Инициатор идеи разрабатывает на ее основе технический проект самостоятельно или с помощью соответствующих подразделений предприятия (группы поддержки, профильные департаменты).
Руководитель проекта при содействии группы поддержки с привлечением специалистов соответствующих структурных подразделений проводит оценку экономической эффективности проекта в соответствии с утвержденными методиками (расчет системы КЭП - денежных потоков, ЧДД, ВНР, индексов доходности и сроков окупаемости) и завершает формулирование инвестиционных предложений по установленной форме, которые допонительно включают:
- календарный план работ со списком ответственных испонителей;
- расчет объемов финансирования;
- оценку рисков проекта.
4. Экспертиза инвестиционных проектов. Профильное подразделение проводит технико-экономическую экспертизу инвестиционного проекта и проверку на соответствие проекта стратегии компании. В случае положительного заключения, проект направляется на согласование в вышестоящу ю организацию.
К реализации допускаются только те инвестиционные проекты, которые соответствуют стратегическим приоритетам компании и имеют достаточно высокие значения финансовых показателей (ЧДЦ, ВНР, индексы доходности).
5. При недостаточности информации, содержащейся в инвестиционном проекте для его оценки, а также при наличии значительных замечаний проект возвращается руководителю проекта на доработку. После доработки проекта его повторное рассмотрение осуществляется в порядке, установленном для оценки инвестиционных проектов. Значительность замечаний определяется их влиянием на финансовые КПЭ проекта.
6. При несоответствии проекта стратегии компании или утвержденной системе предельных значений КПЭ проект отклоняется. Повторное рассмотрение данного проекта осуществляется в общем порядке, установленном для оценки инвестиционных проектов.
После рассмотрения всех инвестиционных проектов и программ проводится их ранжирование по индексу доходности инвестиций с целью выявления наиболее эффективных мероприятий для реализации в текущем году (рис.6).
Рис. 6. Ранжирование ГТМ по индексу доходности инвестиций
Таким образом, реализация вышеперечисленных. расчетно-аналитических и организационных процедур позволяет сформировать оптимальный инвестиционный портфель инвестиционных проектов, направленных на обеспечение прироста добычи нефти.
Не менее важными для повышения эффективности использования ПРП являются реализация и мониторинг инвестиционных проектов.
Дата начала реализации проекта утверждается вышестоящей организацией.
Руководитель проекта ежемесячно в соответствии с утвержденными формами отчетности предоставляет информацию о фактических значениях ключевых показателей эффективности проекта в разрезе модулей и в целом по проекту руководителю контролирующего подразделения.
К представляемой отчетной информации о реализации проекта руководитель проекта прилагает пояснительную записку с анализом причин существенных отклонений фактических показа-
телей от запланированных и предложениями по преодолению имеющихся отклонений. Если отклонения от утвержденных КПЭ, составляют более 20%, то требуется проведение детального анализа причин отклонений и формулирование предложений по их устранению.
На основе представленных отчетов руководитель предприятия принимает решение о продожении реализации проекта, увеличении объемов его финансирования, приостановке или прекращении.
Значительные изменения в проекте дожны согласовываться с вышестоящим органом управления компании по представлению руководителя проекта.
Мониторинг инвестиционных проектов осуществляется до наступления момента окупаемости проекта, который рассчитывается на основе дисконтированного денежного потока. В дальнейшем контроль за реализацией проекта осуществляется в рамках процедуры текущей оценки эффективности функционирования ПРП предприятия.
Применение разработанного порядка управления финансовыми ресурсами обеспечивает контроль за их рациональным использованием. Следует отметить, что данный: метод позволяет осуществлять сплошную экономическую оценку всех решений, направленных на увеличение добычи нефти.
Благодаря использованию разработанных методов оценки эффективности геолого-технических мероприятий < существенно снизились объемы инвестиций для обеспечения приростов добычи нефти (табл.1).
Таблица 1
Показатели эффективности инвестиционного портфеля предприятия за 2001 - 2003 гг.
Показатель 2001 год 2002 год 2003 год
Прирост добычи нефти, тыс.т 2770,3 5806,7 6602,9
Сумма инвестиций, тыс. дол. 332814 253127 299188
Индекс доходности, ед. 2,09 2,48 3,43
На основе данных добывающих предприятий ОАО Тюменская нефтяная компания, осуществляющих разработку Само-тлорского месторождения, за 2002 г. был проведен анализ эффективности принимаемых решений на примере капитальных ремонтов скважин (КРС).
Рассмотрим три вида КРС: КР-2 - ликвидация негерметичности, КР-3 - ликвидация аварий, КР-4 - возврат и приобщения. За рассматриваемый период было выпонено 241 ремонт в СНГДУ-1 и 195 ремонтов в СНГДУ-2.
В течение 3 лет из отремонтированных скважин будет добыто 2,79 мн т нефти. Чистый доход от реализации продукции составит 3,6 мн руб. (рентабельность 27 %).
Расходы на проведение ГТМ составили 1110 мн руб., в т.ч. СНГДУ-1 - 566 мн руб., СНГДУ-2 - 544 мн руб.
Средний расход на проведение одного ГТМ составил:
по СНГДУ-1 - 2,35 мн руб.,
по СНГДУ-2 - 2,79 мн руб.
В результате проведенного анализа установлено, что по 25 скважинам не получен технологический эффект, вследствие чего получены убытки на сумму 44,8 мн руб.
На 48 скважинах после проведения КРС получен дебит нефти, не покрывающий затраты на проведение ремонта и эксплуатационные расходы. Убытки по этим скважинам составили 90,4 мн руб. Основные причины убытков при проведении КРС - высокая продожительность ремонтов и низкие дебиты скважин.
Наименее эффективными видами КРС являются:
- в СНГДУ-1 Ч КР-3 - доля неэффективных скважин
11%, КР-4 - доля неэффективных скважин составляет 16%;
- в СНГДУ-2 - КР-2 - доля неэффективных скважин 37%, КР-3 - доля неэффективных скважин составляет 28%.
Убытки от проведения КРС на 73 скважинах составили 135,2 мн руб.
В результате проведенного анализа рассчитаны предельные рентабельные дебиты, обеспечивающие утвержденный срок окупаемости КРС (табл.2).
Следует отметить, что значительное количество скважин имеет срок окупаемости ниже утвержденного в инвестиционных проектах: в СНГДУ-1 - 128 скважин (или 53%); в СНГДУ-2 - 109 скважин (или 56 %).
На основании проведенного анализа можно сделать вывод, что позитивные результаты по инвестиционным проектам в целом по СНГДУ достигнуты за счет высоких дебитов на 46% скважин.
Анализ удельных расходов наглядно показывает зависимость роста себестоимости от эффективности КРС. Удельные затраты
по неэффективным ремонтам в 3-5 раз превышают уровень эффективных скважин (табл.3).
Таблица 2
Показатель СНГДУ-1 СНГДУ-2
Фактический дебит Предельный рентабельный дебит Фактический дебит Предельный рентабельный дебит
КР-2 - ликвидация негерметичности 8,70 4,67 6,1 5,7
КР-3 - ликвидация аварий 7,87 8,22 6,0 5,4
КР-4 - возврат и приобщения 10,03 12,40 8,3 13,6
Таблица 3
Показатель СНГДУ-1 СНГДУ-2
Расходы всего, мн руб. дол./ барр. Расходы всего, мн руб. дол./ барр.
КР-2 - ликвидация негерметичности 501 4,13 206 6,0
эффективные 481 4,01 156 5,0
неэффективные 20 14,93 50 17,6
КР-3 - ликвидация аварий 763 4,19 649 5,4
эффективные 712 3,97 527 4,6
неэффективные 51 18,5 122 18,9
КР-4 - возврат и приобщения > 301 3,63 414 4,5
эффективные 262 3,26 377 4,2
неэффективные 39 14,99 37 18,1
В работе была проведена оценка экономической эффективности остановки нефтяных скважин. В 2002 г. бизнес-планом СНГДУ предусмотрена остановка 294 высокообводненных нефтяных скважин. Фактически остановлено 185 высокообводненных скважин. Средний дебит остановленных скважин - 1 т/сут.
Доходы от реализации нефти в 2002 г. сократились на 103,5 мн руб., при плане 242 мн руб. При этом расходы снизились на
167,6 мн руб. Выгода от остановки скважин составила 64,2 мн руб. Себестоимость подъема (без амортизации) по остановленным скважинам - 10,9 дол./бар. Дальнейшая эксплуатация этих скважин приведет к росту удельных затрат на добычу нефти. Однако было остановлено 44 условно-рентабельных скважин, которые покрывали свои переменные затраты и часть постоянных. Это повлекло перераспределение постоянных затрат на действующий фонд скважин и повысило себестоимость добычи на оставшихся в действии скважинах.
На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что в целом остановка 185 высокообводненных скважин экономически целесообразна. Эксплуатация этих скважин требует значительных затрат и приведет с росту удельных расходов на подъем нефти. Однако останавливать необходимо только убыточные скважины, а условно-рентабельные дожны работать.
ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ
1. Анализ показателей использования производственно-ресурсного потенциала показал, что устойчивое функционирование нефтегазодобывающих предприятий, эксплуатирующих месторождения в поздних стадиях разработки, возможно только при эффективном управлении фондом нефтяных скважин, основанном на учете влияния отдельных скважин на процесс разработки месторождения в целом и на экономические показатели предприятия.
2. Для выбора мероприятий, которые дают наибольший результат и дожны осуществляться в первую очередь, предлагается разработанная система экономических методов оптимизации операционной и инвестиционной деятельности нефтегазодобывающего предприятия, включающая новые методы решения задачи управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия:
- метод экономической оценки геолого-технических мероприятий, позволяющий учитывать фактор обводненности продукции и способ эксплуатации скважин;
- метод анализа рентабельности действующего фонда скважин с целью выявления убыточных скважин и их остановки.
3. Проведена классификация затрат нефтегазодобывающего предприятия на постоянные, переменные и высвобождаемые в случае вывода скважин из эксплуатации, а также разработаны принципы для расчета высвобождаемых средств по статьям, за-
висящим от объема добычи нефти, жидкости и действующего фонда скважин.
4. Определены критерии оценки рентабельности работы действующего фонда скважин. Показано, что для анализа эффективности функционирования действующего фонда скважин целесообразно использовать показатель вклада на покрытие постоянных затрат, который представляет собой разность между доходами от продажи продукции и высвобождаемыми средствами в случае остановки скважины. Если вклад на покрытие постоянных затрат становится отрицательным, то рекомендуется отключить скважину, т.к. доходы не покрывают расходы на эксплуатацию данной скважины.
5. Выявлены основные факторы, которые дожны учитываться при оценке эффективности ГТМ. Показана целесообразность проведения оценки эффективности ГТМ по каждой скважине индивидуально с учетом конкретных затрат на проведение ГТМ, эксплуатационных расходов, зависящих от способа эксплуатации, обводненности, межремонтного периода и других факторов.
6. Разработана система управления производственно-ресурсным потенциалом нефтедобывающего предприятия, функционирующего на месторождении в поздней стадии разработки, которая позволяет осуществлять эффективный контроль за затратами отдельных подразделений и предприятий в рамках вертикально интегрированной компании. Показано, что в основе этой системы дожен быть заложен принцип делегирования бюджетной ответственности на уровень руководителей подразделений, управленческие решения которых формируют основную часть производственных и общехозяйственных затрат, а также выручки предприятия.
7. Эффективность предложенных методов управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия подтвердилась при решении таких практических задач как выбор оптимального комплекса ГТМ и подбор скважин для его проведения, оперативное выявление скважин, подлежащих остановке. Разработанные методики были использованы в практической деятельности одного из предприятий ОАО Тюменская нефтяная компания, что свидетельствует о практической полезности, значимости, а также целесообразности внедрения результатов исследования на предприятиях нефтегазовой промышленности.
Список публикаций по теме диссертации
1. Экономические методы управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия.-М.: Нефть и газ, 2004.- 50 с.
2. Управление производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия// Нефть, газ и бизнес -2004.- №6.
3. Методика распределения затрат в соответствии со статьями калькуляции себестоимости добычи нефти и газа по месторождениям, различным способам эксплуатации, добывающим; скважинам, пластам и залежам.- Нижневартовск: Нижневартоск-НИПИнефть, 1998.- 36 с. (в соавторстве, лично - 20 с.)
4. Методика расчета технико-экономических показателей добычи нефти по месторождениям, пластам, способам эксплуатации, скважинам.- Нижневартовск: НижневартоскНИПИнефть, 1998.- 31 с. (в соавторстве, лично - 20 с.)
5.Внедрение методики оценки эффективности действующего фонда скважин по СНГДУ-2 ОАО СНГ/ Доклад на IV окружной конференции молодых специалистов предприятий ХМАО.-Когалым: 2003.-10 с. (в соавторстве, лично - 7 с.)
6. Организационно-методическое обеспечение инвестиционной стратегии предприятия/ Тезисы доклада на 4-й научно -технической конференции Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. - М: РГУ нефти и газа, 2001.- 1 стр. (в соавторстве, лично - 0,5 с.)
Алексеева Вера Александровна
АВТОРЕФЕРАТ
Подписано в печать 02.09.2004 г. Сдано в производство 03.09.2004 г.
Формат 60x90 1/16. Бум. множит. Усл. печ.л. 1,5 Уч.-изд. л. 1,5. Тираж 100 экз._Зак.№ _
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский просп., 65
Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Алексеева, Вера Александровна
ВВЕДЕНИЕ.
1. ОСОБЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВЕННО-РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ.
1.1. Роль производственно-ресурсного потенциала в деятельности нефтегазодобывающего предприятия
1.2. Оценка состояния и использования ресурсного потенциала
1.3. Оценка состояния производственного потенциала нефтедобывающего предприятия
1.4. Оценка использования производственного потенциала нефтедобывающего предприятия
2. РАЗРАБОТКА ЭКОНОМИЧЕСКОГО МЕХАНИЗМА УПРАВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННО-РЕСУРСНЫМ ПОТЕНЦИАЛОМ.
2.1. Комплекс экономических методов для оптимизации инвестиционной деятельности предприятия
2.2. Методика оценки ГТМ на действующем и бездействующем фонде скважин по способам эксплуатации
2.3. Методика оценки экономической эффективности действующего фонда скважин по способам эксплуатации с учетом фактора обводненности продукции.
2.4. Методические принципы деления затрат на условно-постоянные и условно-переменные, высвобождаемые затраты в связи с остановкой высокообводненных скважин
3. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННО-^ РЕСУРСНЫМ ПОТЕНЦИАЛОМ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО
ПРЕДПРИЯТИЯ.
3.1. Статическая и динамическая характеристика затрат
3.2. Организация инвестиционного прогнозирования
3.3. Исследование эффективности принимаемых управленческих решений
Диссертация: введение по экономике, на тему "Совершенствование экономических методов управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия"
Актуальность исследований. Для нефтегазодобывающих предприятий, которые функционируют на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, приоритетное значение имеет обеспечение наиболее эффективной и поной выработки освоенных запасов углеводородов, т.к. экстенсивные способы развития обычно практически поностью использованы.
В настоящее время, чтобы повысить рентабельность своей деятельности, большинство российских нефтегазовых компаний вырабатывает механизмы стратегического и оперативного планирования. Однако стремление получить прибыль в краткосрочной перспективе и отсутствие достаточных финансовых средств на проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ) часто приводило к тому, что нефтедобывающие предприятия останавливали большое число малодебитных и высокообводненных скважин, которые приносили небольшую прибыль. При этом не учитывалось влияние этих скважин на процесс разработки месторождения в целом, и часто не проводилась адекватная экономическая оценка влияния остановки отдельных скважин на экономические показатели предприятия. Как показала практика эксплуатации целого ряда нефтяных месторождений остановка нерентабельных скважин не такой уж безобидный и безопасный процесс, т.к. отключение сравнительно низкодебитных скважин ощутимо увеличивает средние дебиты нефти только в начальный период, а затем сопровождается резким ростом обводненности скважин и приводит в итоге к значительным экономическим потерям и сокращению конечной нефтеотдачи.
В этой связи особую актуальность приобретают исследования, направленные на совершенствование методов управления производственно-ресурсным потенциалом (ПРП) нефтегазодобывающего предприятия, которые позволяют получить максимальную прибыль за счет выбора наиболее рациональных вариантов проведение геолого-технических мероприятий.
Цель диссертации: разработать методы, обеспечивающие эффективное управление производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающих предприятий, функционирующих на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки.
Достижение указанной цели потребовало решения следующих основных задач:
- анализ производственно-ресурсного потенциала нефтедобывающего предприятия и существующих методов управления им;
- разработка системы экономических методов оптимизации операционной и инвестиционной деятельности нефтегазодобывающего предприятия;
- разработка системы управления производственно-ресурсным потенциалом нефтедобывающего предприятия, функционирующего на месторождении, находящемся на поздней стадии разработки;
- проведение апробации и оценка эффективности предложенных методов на примере деятельности конкретного нефтегазодобывающего предприятия.
Объектом исследования является производственно-ресурсный потенциал добывающих предприятий, осуществляющих разработку месторождений углеводородов, а также экономические методы управления им.
Теоретические и методологические основы исследования. При выпонении данной диссертации- автор опирася на достигнутые ранее отечественными и зарубежными исследователями научные результаты в области управления производственно-ресурсным потенциалом и оценки эффективности инвестиционных проектов, ряд документов нормативного и рекомендательного характера, существующие в Российской Федерации законодательные положения в области недропользования, инвестиций и инвестиционного проектирования. В рамках выпоняемого исследования применяются методы системного анализа, экономического анализа, проектного инвестиционного анализа и теории разработки нефтяных и газовых месторождений.
Научная новизна и основные результаты исследований. Диссертационная работа представляет собой научное обобщение опыта экономической оценки принимаемых управленческих решений, разработку методических аспектов экономической оценки эффективности ГТМ, а также экономического механизма для принятия решений при выборе альтернативных вариантов развития производственно-ресурсного потенциала нефтедобывающего предприятия .
Разработаны новые методы решения задачи управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия:
- метод экономической оценки геолого-технических мероприятий, позволяющий учитывать фактор обводненности продукции и способ эксплуатации скважин;
- метод анализа рентабельности действующего фонда скважин с целью выявления убыточных скважин и их остановки.
Получены новые научные результаты:
- проведена классификация затрат нефтегазодобывающего предприятия на постоянные, переменные и высвобождаемые в случае вывода скважин из эксплуатации, а также разработаны принципы расчета высвобождаемых средств по статьям, зависящим от объема добычи нефти, жидкости и действующего фонда скважин;
- определены критерии для оценки работы действующего фонда скважин. Показано, что для анализа эффективности функционирования действующего фонда скважин целесообразно использовать показатель вклада на покрытие постоянных затрат;
- выявлены основные факторы, которые дожны учитываться при оценке эффективности ГТМ, и показана целесообразность проведения оценки эффективности ГТМ по каждой скважине индивидуально; - показана возможность повышения эффективности освоения месторождений углеводородов, находящихся: на поздней стадии, разработки, за счет использования экономических методов управления производственно-ресурсным потенциалом. Практическая значимость результатов исследований. Предложенные методы предназначены для практического использования на нефтедобывающих предприятиях и позволяют решать следующие задачи: выбор оптимального комплекса ГТМ и подбор скважин для их проведения;, оперативное выявление скважин, подлежащих остановке; составление догосрочных прогнозов развития ПРП; формирование годовых производственных программ и технико-экономических обоснований разработки нефтяных месторождений, а также проведение анализа существующего фонда скважин.
Результаты диссертации были использованы при подготовке Методики оценки эффективности ГТМ на действующем и бездействующем фонде скважин с учетом способа эксплуатации и фактора обводненности продукции и Методики оценки эффективности высокообводненных скважин с учетом способа эксплуатации и фактора обводненности продукции, которые применяются в практической деятельности одного из предприятий ОАО Тюменская нефтяная компания.
Апробация результатов исследований. Основные результаты, полученные в диссертации, были доложены на 4-й научно-технической конференции Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России (2001 г.)/ на IV окружной конференции молодых специалистов предприятий ХМАО (2003 г.), на научных семинарах в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина (2001-2003 гг.) и других научно-исследовательских и проектных организациях .
Публикации. По теме диссертации опубликовано б печатных работ.
Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Алексеева, Вера Александровна
ВЫВОДЫ и ПРЕДЛОЖЕНИЯ
1. Анализ показателей использования производственно-ресурсного потенциала показал, что устойчивое функционирование нефтегазодобывающих предприятий, эксплуатирующих месторождения в поздних стадиях разработки, возможно только при эффективном управлении фондом нефтяных скважин, основанном на учете влияния отдельных скважин на процесс разработки месторождения в целом и на экономические показатели предприятия.
2. Для выбора мероприятий, которые дают наибольший результат и дожны осуществляться^ в первую очередь, предлагается разработанная система экономических методов оптимизации операционной и инвестиционной деятельности нефтегазодобывающего предприятия, включающая новые методы решения задачи управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия: метод экономической оценки геолого-технических мероприятий, позволяющий учитывать фактор обводненности продукции и способ эксплуатации скважин;
- метод анализа рентабельности действующего фонда скважин с целью выявления убыточных скважин и их остановки.
3. Проведена классификация затрат нефтегазодобывающего предприятия на постоянные, переменные и высвобождаемые Х в случае вывода скважин из эксплуатации, а также разработаны принципы, для. расчета высвобождаемых средств по статьям, зависящим от объема добычи нефти, жидкости и действующего фонда скважин.
4. Определены критерии оценки рентабельности работы действующего фонда скважин. Показано, что для анализа эффективности функционирования действующего фонда скважин целесообразно использовать показатель вклада на покрытие постоянных затрат, который представляет собой разность между доходами от продажи продукции и высвобождаемыми средствами в случае остановки скважины. Если вклад на покрытие постоянных затрат становится отрицательным, то рекомендуется отключить скважину, т.к. доходы не покрывают расходы на эксплуатацию данной скважины.
5. Выявлены основные факторы, которые дожны учитываться при оценке эффективности ГТМ. Показана целесообразность проведения оценки эффективности ГТМ по каждой скважине индивидуально с учетом конкретных затрат на проведение ГТМ, эксплуатационных расходов, зависящих от способа эксплуатации, обводненности, межремонтного периода и других факторов.
6. Разработана система управления производственно-ресурсным потенциалом нефтедобывающего предприятия, функционирующего на месторождении в поздней стадии разработки, которая позволяет осуществлять эффективный контроль за затратами отдельных подразделений и предприятий в рамках вертикально интегрированной компании. Показано, что в основе этой системы дожен быть заложен принцип делегирования бюджетной ответственности на уровень руководителей подразделений, управленческие решения которых формируют основную часть производственных и общехозяйственных затрат, а также выручки предприятия.
7. Эффективность предложенных методов управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия подтвердилась при решении таких практических задач как выбор оптимального комплекса ГТМ и подбор скважин для его проведения, оперативное выявление скважин, подлежащих остановке. Разработанные методики были использованы в практической деятельности одного из предприятий ОАО Тюменская нефтяная компания, что свидетельствует о практической полезности, значимости, а также целесообразности внедрения результатов исследования на предприятиях нефтегазовой промышленности.
Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Алексеева, Вера Александровна, Москва
1. Авдеенко В.И. Котлов В.А. Производственный потенциал промышленного предприятия.-М.: Экономика, 1995.208 с.
2. Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России. М.: АУТОПАН, 1996. - 294 е., ил.
3. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д. и др. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. М.: НУМЦ Минприроды России, 1997.
4. Андреев А.Ф., Зубарева В.Д., Курпитко В.Г., Сарки-сов A.C. Оценка рисков нефтегазовых проектов. М. : Нефть и газ, 2002. - 212 е., ил.
5. Б.Андреев А.Ф.Актуальные проблемы управления// Газовая промышленность.- 2003.- №4
6. Антонян Б. Г. Учетно-аналитическое обеспечение управления затратами нефтяной компании: Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. экон. наук: 08.00.12.- Саратов, 2002.- 21 с.
7. Анчишкин А.И, Прогнозирование роста экономики.- М.: Экономика, 1996.- 98 с.
8. Архипов В.М. Проектирование производственного потенциала объединений (теоретические аспекты).- JI.: Изд. ГУ, 1994.- С.75-89.
9. Бадовский H.A., Бронзов A.C., и др., Обеспечение качества и рентабельности скважин в комплексе их создания и применения// Нефтяное хозяйство.- 1998.-№ 5.
10. Базиев В.Ф. Об эффективности изоляционных работ вскважинах, эксплуатирующих совместно несколько пластов// Нефтяное хозяйство.- 1997.- №7.
11. Байбаков Н.К., Байков Н.К., Басниев и др. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности России. М.: ИГиРГИ, 1995. - 448 е., ил.
12. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно технические аспекты. Энергетическая безопасность (Нефтяной комплекс России). -М.: МФГ-Знание, 2000. 432 с.
13. Беренс В., Хавранек П.М. Руководство по оценке эффективности инвестиций. М. : Интерэксперт, ИНФРА - М, 1995. - 528 е., ил.
14. Введение в теорию контролинга/ Окороков В. Р., Ветров A.A., Ветров А.Ал., Соколов Ю.А.- СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2000. -249 е., ил.
15. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика. М. : Дело, 2002.- 888 е., ил.
16. Воков И.М., Грачева М.В. Проектный анализ. М. : Банки и биржи: ЮНИТИ, 1998. - 421 е., ил.
17. Годовой отчет ОАО Нижневартовскнефтегаз, Само-тлорнефтегаз за 1969-2002 гг.
18. Головнин С.Д. Оценка результатов хозяйственной деятельности.- М., 1990. 172 с.
19. Гужновский Л.П. Экономика разработки нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1977.
20. Гужновский Л.П., Казаков С.Е. Планирование добычи нефти и подготовки запасов.- М. : Недра, 1989.- 188 с., ил.
21. Дайле А. Практика контролинга.- .: Финансы истатистика, 2001. -335 е., ил.
22. Джигиль А. И. Совершенствование управления затратами и результатами при нефтепереработке: Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. экон. наук: 08.00.05. -Бегород, 2001.- 23 с.
23. Дмитриев B.C. Организационно-экономические основы управления затратами в нефтегазовой промышленности: Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. экон. наук: 08.00.05.- СПб, 1998. -16 е., ил.
24. Дубров A.M., Лагоша Б.А., Хрусталев Е.Ю. Моделирование рисковых ситуаций в экономике и бизнесе./ Под ред. Б.А. Лагоши. М. : Финансы и статистика, 1999. 176 е., ил.
25. Емилов О.М., Миловидов К.Н., Чугунов Л.С., Ремизов В.В. Стратегия развития нефтегазовых компаний./ Под ред. Р.И. Вяхирева. М. : Наука, 1998. - 623 с.
26. Ермолович Л.Л. Анализ эффективности промышленного производства.-М.: Финансы и статистика, 1995
27. Закон Российской Федерации О внесении изменений и допонений в Закон РФ О недрах//Собрание Законодательств РФ.- 1995.
28. Закон Российской Федерации о недрах от 21.02.92 № 2395-1 (ред. От 10.02.99).
29. Закон Ханты Мансийского автономного округа О стимулировании ускоренного ввода в разработку месторождений нефти и газа на территории Ханты Мансийского автономного округа от 16.06.98г.
30. Зеленский М.С. Внедрение системы контролинга на предприятии.- СПб., 2000. -31 с.
31. Зубарева В.Д. Финансово-экономический анализ проектных решений в нефтегазовой промышленности. М.: Нефть и газ, 2000. - 367 е., ил.
32. Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа.- М. : 1994.
33. Иршинская Л.И. Оценка диверсификационных проектов нефтяной компании// Нефтяное хозяйство.- 2003.- №3
34. Иршинская Л.И. Повышение конкурентоспособности нефтяных компаний в результате совершенствования систем управления// Нефтяное хозяйство.- 2 003.- №9
35. Карнаухов М.Л. Критерии эффективности капитального ремонта скважин// Нефтяное хозяйство.- 1997.- № 12.
36. Катеева Р.И., Гараев Л.Г. Разработка экономической модели формирования эксплуатационных затрат по добыче нефти в ОАО Татнефть// Нефтяное .хозяйство.- 2004.- №1
37. Кнауп В. Контролинг как система повышения эффективности менеджмента.- М: РАГС, 1998. -119 е., ил.
38. Ковалев В.В. Введение в финансовый анализ М. : Финансы и статистика, 2001.
39. Контролинг в бизнесе: Метод, и практ. основы построения контролинга в организациях/ Карминский A.M., Оленев Н.И., Примак А.Г., Фалько С.Г.- М. : Финансы и статистика, 1998. -252 е., ил.
40. Контролинг как инструмент управления предприятием/ Ананькина Е.А., Данилочкин C.B., Данилочкина Н.Г. и др; Под ред.Н.Г.Данилочкиной.- М. : Аудит: ЮНИТИ, 1998. -279 е., ил.
41. Кот А.Д., Филиппов В.Е., Якименко A.A.Переход к корпоративной управленческой отчетности// Газоваяпромышленность.- 2003.- №11
42. Кочетков А, Носов И. Не думай об издержках свысока// Нефть и капитал.- 1996.- № 4.
43. Крассовский В.П. Экономический потенциал: резервы и отдача.- М.: Экономика, 1996
44. Кробейников Н.Ю., Терегулова Г.Р. Особенности экономической оценки проведения геолого-технических мероприятий// Нефтяное хозяйство.-2001.- № 4.
45. Курочкин Б.М. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах// Газовая промышленность.- 2003.- №12
46. Курушвиц JI. Инвестиционные расчеты С.-Пб.: Питер, 2001. - 432 е., ил.
47. Лабузнов П.П. Управление затратами в химической и нефтехимической промышленности России.- М.:, 2000.218 с.
48. Лаптев Н.В. Система оперативного контролинга на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности: Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. экон. наук: 08.00.05. -СПб., 2000. -19 е., ил.
49. Майер Э. Контролинг как система мышления и управления.- М. : Финансы и статистика, 1993.- 94 с., ил.
50. Маловецкий A.B. Управление затратами в условиях неопределенности на создание производственных объектов и инфраструктуры газовой промышленности,- Тюмень, 1999. -133с.: ил.
51. Манн Р., Майер Э. Контролинг для начинающих.-М. : Финансы и статистика, 1995.- 302 е., ил.
52. Массе П. Критерии и методы оптимального определени я капиталовложений. М. : Статистика, 1971. -503 с., ил.
53. Менеджмент организации. Румянцева 3.П., Саломатин H.A., Акбердин Р.З. и др. М. : ИНФРА-М, 1995. -432 е., ил.
54. Методика определения экономического предела эксплуатации добывающих скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1992.
55. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов.- М.: Экономика, 2000.
56. Методическое рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: Офиц. изд. (Вторая редакция) /В.В. Коссов, В.Н. Лившиц, Ф.Г. Шахназаров и др.- М.: Экономика, 2000. 421 с.
57. Милер М., Модильяни Ф. Сколько стоит фирма? Теорема ММ. М.: Дело, 1999. - 271 е., ил.
58. Моргунова Н.В., Филимонова Н.М., Моргунова Р. В. Система управления издержками на уровне, предприятия.- Владимир, 2003. -205 с.
59. Муратов A.C., Муратова H.H. Контролинг затрат на предприятии.- емерово: Кузбассвузиздат, 2001.- 24 с. : ил.
60. Муслимов Р.Х. Особенности разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики// Нефтяное хозяйство.- 1996.- № 11.
61. Натаров М.В., Иванов H.H. Контролинг и управленческий учет.- СПб: Изд-во С.-Петербург, гос. ун-та экономики и финансов, 1997.- 145 е., ил.
62. Осипов В.И. Информационное обеспечение управления издержками производства,- Саранск: Изд-во Мор-дов.ун-та, 2001. -156 е., ил.
63. Основы экономической деятельности предприятий нефтегазовой промышленности/ В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева,М.В. Маккавеев, С.А. Березина, P.A. Воробьева, З.Ф. Шпакова, Н.И. Епихова; Под ред. H.H. Победоносцевой. М.: Нефть и газ, 1998. - 204 с.
64. Паненко И.А. Определение величины инвестиций на строительство и реконструкцию основных производственных фондов предприятий нефтегазового комплекса., ОАО Роснефть-Краснодарнефтегаз// Нефтяное хозяйство. -1998ю- №1.
65. Перминов С.Б. Издержки адаптации в управлении производством. -М.:, 1997. -19 е.: ил.- (Препринт / Центральный экон.-мат.ин-т;WP/97/021.
66. Перчик А.И. Основы горного права. М. : Недра, 1996. - 298 е., ил.
67. Пономарева И.А. Экономические проблемы оценки промышленного освоения месторождений в условиях нефтяного рынка// Нефтяное хозяйство.- 1997.- № 11.
68. Регламент инвестиционной деятельности ОАО Тюменская нефтяная компания,- М.: 2001.
69. Руфанов А.П. Совершенствование управления издержками производства на нефтеперерабатывающих предприятиях: Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. экон. наук: 08.00.05.- Уфа, 2000.24 с.
70. Сафонов У.Н., , Повышение нефтеотдачи важнейшая задача научно-технического прогресса в добыче нефти// Нефтяное хозяйство.- 1997,- №7.
71. Смирнова T.JI. Управление издержками воспроизводства и тарифами на предприятиях электроэнергетики:
72. Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. экон. наук: 08.00.05.- Орел,. 2000.- 21 е.: ил.
73. Спирин B.C. Анализ экономического потенциала предприятия.- М. : Финансы и статистика, 1994. 295 с.
74. Стандарт предприятия № 39-5753484-089-99. Методика расчета технико-экономических показателей добычи нефти по месторождениям, поастам, способам эксплуатации и скважинам, ОАО Нижневартовскнефтегаз, НижневартовскНИПИнефть, 1999.
75. Сычев В.Б., Булаев Ю.В., Макаровский В.Л. Как решить проблему снижения энергоемкости и себестоимости производства// Газовая промышленность.- 2003.-N'10
76. Тахаутдинов Ш.Ф., Загиров М.М., Квон Г.М. Экономическая эффективность комплекса мероприятий, направленных на повышение эксплуатационной надежности и договечности нефтепромысловых объектов// Нефтяное хозяйство.- 1998.- №7.
77. Телегина Е.А. Инвестиционная деятельность корпорации в нефтегазовом комплексе: анализ и управление инвестициями в условиях формирующегося рынка. М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996. - 267 е., ил.
78. Телегина Е.А. Проектное финансирование нефтегазового комплекса в рыночной системе хозяйства: принципы, модели,, условия. М. : ИРЦ Газпром, 1994. -112 е., ил.
79. Терегулова Г.Р., Разработка методов оценки экономической эффективности иероприятий по повышению рентабельности работы добывающих скважин.- ООО ЮганскНИПИнефть, 1992.
80. Уланов В.Л. Нормирование производственных ресурсов как путь снижения издержек нефтяных компаний, НК Лукойл// Нефтяное хозяйство.-1998,- №1.
81. Управление инвестициями: В 2-х т./ Под ред. В.В. Шеремета. М.: Высшая школа, 1998. - 416 е., ил.
82. Уткин Э.А., Мырынюк И.В. Контролинг:, российская практика. -М.: Финансы и статистика, 1999.- 271 с.
83. Фалько С.Г., Носов В.М. Контролинг на предприятии. -М., 1995. -80 е., ил.
84. Фаттахов Б.З. О методике оптимизации разработки нефтяных месторождений, ТатНИПИнефть// Нефтяное хозяйство . -1994 . №7.
85. Финансовый менеджмент.- М. : Сагапа Согрога^оп-иЗА1Б-11РС, 1998.
86. Финансы предприятий нефтегазовой промышленности/ Зубарева В.Д., Золотникова Л.Г., Епифанова Н.П.,
87. Матвеев Ф.Р., Иваник В.В., Иванов А.В., Олещук Н.И., Отвагина JI.H., Саркисов А.С., Семеняка А.Н., Хрычев А.Н. М. : ГТА - Сервис, 2000. - 368 е., ил.
88. Фольмут Х.Й. Инструменты контролинга от А до Я.-М. : Финансы и статистика, 1998.- 287 с.
89. Фридман Дж., Ордуэй Ник. Анализ и оценка приносящей доход недвижимости. М. : Дело ТД, 1995. - 480 с., ил.
90. Хан Д. ПиК. Планирование и контроль: концепция контролинга.- М. : Финансы и статистика, 1997.7 99 е., ил.
91. Хуснулин JI.H., Шакиров М.Т. Экономическая оценка эффективности использования фонда нефтяных скважин. ВНИИЦ Нефтегаз технология// Нефтяное хозяйство.-1994.- № 2.
92. Шарифулин Ф.А. Основные элементы концепции восстановления добычи нефти на Самотлорском месторождении// Нефтяное хозяйство.- 1997.- № 10.
93. Шарп У.Ф., Александер Г.Дж., Бейли Дж.В. Инвестиции. М.: ИНФРА-М, 1998. - 1028 е., ил.
94. Шевченко Д.К. Проблемы эффективности использования потенциала.- Владивосток: Изд. Дальневост. унта, 1994
95. Brealey R.A., Myers S.C. Principles of Corporate Finance. N.Y.: McGraw-Hill, 1988. - 889 p., il.
96. Brigham E.F., Gapenski L.C. Intermediate Financial Management. Chicago: Dryden, 1990. - 923 p.
97. Manual for the Preparation of Industrial Feasibility Studies. Viena: UNIDO, 1991.
98. Основные публикации по теме диссертации
99. Экономические методы управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия.- М.: Нефть и газ, 2004.- 50 е., ил.
100. Управление производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобывающего предприятия// Нефть, газ и бизнес.- 2004.- № б.
101. Методика расчета технико-экономических показателей добычи нефти по месторождениям, пластам, способам эксплуатации, скважинам.- Нижневартовск: НижневартоскНИПИнефть, 1998,- 31 с. (в соавторстве, лично 20 с.)
102. Внедрение методики оценки эффективности действующего фонда скважин по СНГДУ-2 ОАО СНГ/ Доклад на IV окружной конференции молодых специалистов предприятий ХМАО.- Когалым: 2003.- 10 с. (в соавторстве, лично 7 с.)
103. Классификация затрат нефтегазодобывающего предприятия на постоянные, переменные ивысвобождаемые, в случае вывода высокообводненных скважин в консервацию, бездействие
104. N11/11 Наименование статен Основной фактор, влияющий на изменение затрат Сырье и осн. мат. Вспом. мат. Топливо Энергия ФОТ Соц. Страх. Амортизация Прочие расходы Налоги Принцип распределенияквт/ час нагрузка 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
105. Энергия, затраченная на извлечение нефти объем жидкости
106. ЭЦН, ШГНидр. объем жидкости- условно-постоянные - условно-переменные 1 1 - высвобождаемые 1 1 условно-переменные затраты
107. Основной фактор, влияющий на изменение затрат Й Вспом. мат. Энергия л м 0) и
108. N11/11 Наименование статей л5 К О о я о >4 о. 3 и Топливо квт/ час нагрузка ФОТ Соц. Страх. я я й о я Н а 0 1 3 X 3 а, и К V о а С Налоги Принцип распределения1 2 3 4 5 б 7 8 9 10 11 12 13 14
109. Ш-У Расходы на оплату труда производственных рабочих с от-числ. на соц. страх СДФ- условно-постоянные - условно-переменные 1 1 - высвобождаемые 0,1 0,1 к высвобождаемым относится 10% условно-переменных затрат
110. VI Амортизация скважин эксплуатационный фонд нефтяных и газовых скважин- условно-постоянные 1 - условно-переменные - высвобождаемые при консервации затраты являются высвобождаемыми
111. Основной фактор, влияющий на изменение затрат Й Вспом. мат. Энергия к 3 г
112. N11/11 Наименование статей м о о я и л & из и Топливо квт/ час нагрузка ФОТ Соц. Страх. 5 Я а м & 0 1 о x о й о. и к V о о, С Налоги Принцип распределения1 2 3 4 5 б 7 8 9 10 11 12 13 14
113. VII Расходы по сбору и транспортировке нефти объем жидкости- условно-постоянные 1 1 1 1 I 1 1 1 - условно-переменные - высвобождаемые
114. X Расходы и подготовку и освоение производства- условно-постоянные - условно-переменные - высвобождаемые
115. XI Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования
116. ЦПРС отраб. бр-часы по ремонту скв.- условно-постоянные 0,1 1 1 1 0,2 0,2 1 1 5% затрат на вспомогательные материалы, ФОТ ИТР с
117. Основной фактор, влияющий на изменение затрат 3 Вспом. мат. Энергия л Я п
118. НБпоРНЭО Сутки проката скважин оборудова иных эцн, шгн- условно-постоянные 0,5 46% от общей суммы затрат- условно-переменные 0,5 54% от общей суммы затрат- высвобождаемые 0,5 условно-переменные
119. Услуги УПНП и КРС (сервис) отраб. бр.-час по КРС- условно-постоянные - условно-переменные Х 1 все затраты условно-переменные с учетом затрат по БПО-поРТ- высвобождаемые высвобождаемых затрат нет
120. Услуги по добыче нефти нефть- условно-постоянные - условно-переменные 1
121. XIII Общепроизводственные расходы ФОТ производственных рабочих- условно-постоянные 1 1 1 1 1 1 1 1
122. XIV Прочие производственные расходы (налоги) объем товарной нефти- условно-постоянные налог на землю- условно-переменные 1 все налоги, кроме налога на землю- высвобождаемые 1 условно-переменные
123. XV Коммерческие расходы объем реализованной нефти-условно-постоянные - условно-переменные 1 - высвобождаемые 1 условно-переменные
Похожие диссертации
- Совершенствование экономического механизма природопользования при строительстве нефтегазопроводов
- Организационно-экономические основы управления сервисно-туристскими образованиями
- Повышение эффективности использования ресурсного потенциала нефтеперерабатывающего комплекса на основе современных методов управления
- Организационно-экономический механизм управления горнодобывающей промышленностью
- Экономические методы управления освоением нефтегазовых ресурсов в зарубежной нефтяной промышленности