Структура аппарата управления ОДАО «Нижневартовскнефть» на начало 1998 года представлена на рисунке 4. 1. - Генеральный директор; 2. - Главный инженер - заместитель генерального директора с отделами – производственно-технический отдел по добыче (ПТО); технический от-дел и производственно-технический отдел по поддержанию пластового давления (ПТО по ППД); отдел главного механика и производственно-технический отдел по подготовке и перекачке нефти и газа ( ПТО по ППН); отдел главного энергетика и производственно-технический отдел по подземному и капитальному ремонту скважин (ПТО по ПКРС); отдел техники безопасности; отдел автоматизированных систем управления (АСУ). 3. - Заместитель генерального директора по материально-техническому обеспечению с отделами - административно-хозяйственный отдел (АХО) и транспортный отдел; 4. - Заместитель генерального директора по экономике с отделами – плано-во- экономический отдел (ПЭО); отдел труда и заработной платы (ОТиЗ), отдел цен и договоров, отдел ценных бумаг, отдел кадров, отдел социального развития, юридическая служба. 5. - Главный бухгалтер с отделом - бухгалтерия. 6. - Заместитель генерального директора по капитальному строительству с отделами - отдел комплектации и производственный отдел обустройства месторождений (ПООМ). 7. - Главный геолог - заместитель генерального директора с отделами – от- дел разработки и геологический отдел.
Открытое Дочернее Акционерное Общество «Нижневартовск-нефть» включает в себя: - промышленную группу (основное производство) – 22 цеха; - непромышленную группу (вспомогательное производство); - два управления.
Промышленная группа включает в себя : цех материально-техни- ческого обслуживания (ЦМТО); ремонтно-строительный цех (РСЦ); цех на-учно- исследовательских и производственных работ (ЦНИПР); пять цехов по добыче нефти и газа (ЦДНГ-1 - ЦДНГ-5); два цеха по поддержанию пластового давления (ЦППД-1 - ЦППД-2); два цеха подземного ремонта скважин (ЦПРС-1 - ЦПРС-2); прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО); цех технического обслуживания и ремонта трубо-проводов (ЦТОРТ); цех теплоснабжения (ЦТС); цех подземного ремонта газлифтных скважин (ЦПРГС); четыре цеха по подготовке и перекачки неф-ти и газа (ЦППН-1 - ЦППН-4); база производственного обслуживания средств автоматизации (БПО СА); цех промышленного строительства и маркшейдерских работ (ЦПСиМР); Центральную инженерно-технологическую службу (ЦИТС).
Вспомогательное производство включает в себя: центр по дошколь- ному и начальному школьному образованию (Детский сад N 73); тепличное хозяйство; санаторий-профилакторий «Самотлор»; медико-санитарную часть.
В структуре ОДАО «Нижневартовскнефть» существуют также два управления: - управление по эксплуатации электрических сетей и электрооборудования (УЭЭС и ЭО); - управление технологического транспорта (УТТ).
ЦИТС - центральная инженерно - техническая служба является органом оперативного управления основным производством, обеспечивающим выполнение производственных планов добычи нефти и газа с соблюдением установленной технологии. Высокообразованные специалисты этой службы обеспечивают ритмичную работу основного производства, через получение регулярных сводок от ЦППН, ЦППД, ЦДНГ осуществляется оперативный контроль за соблюдением техноло-гической цепочки и в случае необходимости принимаются меры по предупреждению и устранению хода производственных процессов в добычи нефти и газа, привлечению к ликвидации их вспомогательных подразделений и служб ДОАО.
ЦДНГ- цеха по добыче нефти и газа - это главное звено в тех-нологической цепочке, обеспечивающее выполнение суточных, месячных и годовых заданий по добыче нефти и газа с соблюдение установ- ленных технологических режимов. Правильное внедрение утвержденных технологических схем и проектов разработки месторождений, постоян-ное совершенствование систем разработки на эксплуатируемых место- рождениях, изыскание путей дальнейшей интенсификации разработки позволяет геологам увеличить дебит малодебитных скважин. Проведе-ние геологической службой этих цехов анализов состояния эксплуата- ционного фонда нефтяных и газовых скважин, осуществление меропри-ятий по сокращению бездействующего и простаивающего фонда сква-жин, а также по повышению производительности действующих скважин позволяет своевременно принять решение. Тесная работа с цехом по научно- исследовательским и производственным работам позволяет, гля-дя вперед на несколько лет, принять решение и осуществлять проведе-ние промыслово-гидродинамических и геофизических исследований в эксплуатационных скважинах.
ЦППН - цех по подготовке и перекачке нефти занимается под-готовкой нефти, т.е. сначала отделением нефти от жидкости, поступаю-щей из скважин ЦДНГ. Затем очищением нефти , отделением газа, ко-торый идет на внутреннее потребление, часть сгорает в факелах, а часть по га-зопроводу поступает на ГПЗ. Подготовленная нефть с соб-людением всех технологических схем перекачивается на центральный товарный парк и отсюда идет в нефтепроводное управление по трубо-проводам на реализацию.
ЦППД - цех по поддержанию пластового давления является свя-зующим звеном между ЦППН и ЦДНГ. Главной задачей его является организация работ по закачке в пласт жидкости от ЦППН для под- держания пластового давления в скважине через кустовые насосные станции.
ЦПРС - цех подземного ремонта скважин входит в состав це- хов, выполняющих вспомогательные функции. Главной его задачей яв- ляется поддержание в работоспособном состоянии фонда скважин через проведение ремонтных работ глубинонасосного оборудования на глуби-не 2000-2400 метров.
ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудова- ния занимается обеспечением бесперебойной работой нефтепромысло-вого оборудования - ШГН,ЭЦН, газлифтного, осуществляя наземный ре-монт, а также выполняет планово- предупредительный ремонт эксплуа-тационного оборудования, выполняет текущий ремонт запорной нефте-проводной арматуры, полностью обеспечивает объекты ДОАО токарны-ми металлоизделиями.
ЦТОРТ - цех технического обслуживания и ремонта трубопрово- дов организует обеспечение надежной и безаварийной эксплуатации нефтесборных коллекторов, напорных водоводов и запорной арматуры на всех объектах ДОАО, а также занимается ликвидацией последствий аварий на нефтепроводах.
ЦТС - цех теплоснабжения обеспечивает бесперебойное снабже- ние объектов основного и вспомогательного производства теплом, па-ром, технической и питьевой водой из артезианских скважин.
ЦНИПР- цех научно- исследовательских и производственных ра- бот осуществляет: - научно-исследовательские и производственные работы по совершенст- вованию технологии добычи нефти ; - комплекс гидродинамических исследований; - контроль за энергетическим состоянием залежей; - контроль за обводненностью добываемой продукции ; - контроль за обводненностью товарной продукции; - контроль за качеством закачиваемых вод, внедрение современных ме- тодов нефтеотдачи пластов; - определение загазованности воздушной среды на объектах; - оптимизацию режимов работы насосного фонда скважин, выдачу на-учно- обоснованных рекомендаций по борьбе с солями и по увеличе-нию межремонтного периода работы насосных установок.
БПО”СА”- база производственного обслуживания средств авто- матизации занимается обеспечением надежной работы средств и сис-тем комплексной автоматизации производственных процессов нефтедо-бычи и предоставление достоверной информации для управления про-изводством.
УЭЭСиЭ - управление по эксплуатации электрических сетей и электрооборудования занимается эксплуатацией и ремонтом электри-ческих сетей и электрооборудования нефтепромыслов, цехов и других подразделений ДОАО “Нижневартовскнефть”.
УТТ- управление технологического транспорта занимается обес- печением специальным, технологическим и обычным транспортом неф- тепромыслов, цехов и других подразделений ДОАО “Нижневартовск-нефть”.
Структура цехов, служб, управлений представлена на рисунке 5.
2.1.5 Основные показатели финансово-хозяйственной деятельности предприятия.
В 1997 году из скважин ДОАО добыто 7283,6 тысяч тонн нефти. Процент выполнения плана по добыче составил 102,5%.
По состоянию на 1 января 1998 года на балансе числится 4725 скважин. В течении года принято на баланс 51 скважина, введено 23 нефтяных и 28 нагнетательных скважин.
С целью поддержания пластового давления закачено в пласт 80872 тяс.м3 воды.
Подготовлено нефти 7473 тыс.тн. нефти, сдано 7429,6 тыс.тн., в т.ч. 0 и1 групп качества 98,2 %.
Внешнее электроснабжение осуществлялось с 17 подстанций энергосистемы “Тюменьэнерго”, общий расход электроэнергии за год 1074890 тыс. кв.ч. Удельная норма расхода энергии на 1 тонну соста- вила 128,93 тыс.квт.час/тн.
На 1 января 1998 года численность ОДАО «Нижневартовскнефть» составила 4693 человека, в том числе в основном производстве занято 2546 человек, во вспомогательном производстве - 295 человек, численность Уп- равления по эксплуатации электрических сетей и электрооборудования - 516 человек, Управления технологического транспорта - 1336 человек.
По сравнению с 1996 годом численность ДОАО увеличилась на 200 человек. Численность промышлено- производственного персонала возросла на 113 человек, непромышленного персонала увеличилась на 5 человек.
За 1997 год выплачено 295874 млн.рублей. Оплата труда работ-ников ППП ДОАО соответственно 175940 млн.руб., и работников НПП - 14220 млн.рублей. Среднемесячная заработная плата одного работника составила 5251 тыс.руб.
Удельный расход численности увеличился с 0,993 чел/скв. в 1996 году до 1,255 в 1997 году.
В течении года освоено 416444 млн. руб. капитальных вложе- ний, введено 592670 млн. руб.
Себестоимость 1 тонны составила 352 тыс.руб., при плановой себестоимость 1 тонны 356 тыс. руб. Цена реализации 387 тыс. руб. за тонну.
Затраты на 1 рубль товарной продукции составили 89,88 коп., при запланированных 83,09 коп.
Реализовано продукции 3032612 млн. руб., при плане 3202163 млн. руб. Балансовая прибыль исчисляемая по отгрузке составляет 264721 млн.руб.
Основные технико- экономические показатели ДОАО «Нижневар- товскнефть» представлены в таблице 1.
|Т| | | | | | | | |а| | | | | | | | |б| | | | | | | | |л| | | | | | | | |и| | | | | | | | |ц| | | | | | | | |а| | | | | | | | |1| | | | | | | | |-| | | | | | | | |О| | | | | | | | |с| | | | | | | | |н| | | | | | | | |о| | | | | | | | |в| | | | | | | | |н| | | | | | | | |ы| | | | | | | | |е| | | | | | | | |т| | | | | | | | |е| | | | | | | | |х| | | | | | | | |н| | | | | | | | |и| | | | | | | | |к| | | | | | | | |о| | | | | | | | |-| | | | | | | | |э| | | | | | | | |к| | | | | | | | |о| | | | | | | | |н| | | | | | | | |о| | | | | | | | |м| | | | | | | | |и| | | | | | | | |ч| | | | | | | | |е| | | | | | | | |с| | | | | | | | |к| | | | | | | | |и| | | | | | | | |е| | | | | | | | |п| | | | | | | | |о| | | | | | | | |к| | | | | | | | |а| | | | | | | | |з| | | | | | | | |а| | | | | | | | |т| | | | | | | | |е| | | | | | | | |л| | | | | | | | |и| | | | | | | | | | | | | | | | | |Д| | | | | | | | |О| | | | | | | | |А| | | | | | | | |О| | | | | | | | |"| | | | | | | | |Н| | | | | | | | |и| | | | | | | | |ж| | | | | | | | |н| | | | | | | | |е| | | | | | | | |в| | | | | | | | |а| | | | | | | | |р| | | | | | | | |т| | | | | | | | |о| | | | | | | | |в| | | | | | | | |с| | | | | | | | |к| | | | | | | | |н| | | | | | | | |е| | | | | | | | |ф| | | | | | | | |т| | | | | | | | |ь| | | | | | | | |"| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |Г О Д | | | | | | | | |Ы | | | | | | Показатели |Ед.изм|1993 |1994 |1995 |1996 |1997 | | | |. | | | | | | | | | | | | | | | | | Производство | | | | | | | |1|Добыча нефти |т.тн |9805 |8774,8|7866,3 |7496,1 |7283,6 | |2|Добыча газа |млн.м3|1221,5 |990,8 |826,6 |670,3 |438,0 | | |естественного | | | | | | | |3|Ввод нефтяных скважин в| | | | | | | | |эксплуатацию |скв. |153 |87 |62 |39 |23 | |4|Ввод нагнетательных |скв. |21 |9 |17 |46 |28 | | |скважин | | | | | | | |5|Скважино-месяцы отрабо-| | | | | | | | |танные |скв/ме|28651,4|28002,|28279 |27841,9|22895,5| | | |с | |4 | | | | |6|Средний дебит на | | | | | | | | |отрабо- | | | | | | | | |танный скважино-месяц |тн/скв|342,2 |313,4 |278,2 |269,2 |318,1 | |7|Коэффициент эксплуатации| | | | | | | | |скважин |коэф. |0,932 |0,93 |0,929 |0,932 |0,927 | |8|Закачка воды в |млн.м3|109,9 |100,1 |96,2 |91,7 |80,9 | | |пласт(задан) | | | | | | | |9|Сдача нефти |т.тн |9654,6 |8513,5|7287,3 |6973,9 |6636,5 | |1|Валовая прдукция |млн.ру|260003 |946517|1853716|2286972|2838364| |0| |б | | | | | | |1|Товарная прдукция |млн.ру|228311 |484226|2026834|2823865|2883943| |1| |б | | | | | | |1|Реализованная прдукция |млн.ру|167514,|456270|2018181|2715067|3089654| |2| |б |2 | | | | | | | Труд | | | | | | | |1|Численность -всего |чел. |4446 |4540 |4919 |4493 |4693 | | | |чел. |2378 |2335 |2400 |2723 |2546 | | |-ППП | | | | | | | |2|Выработка на 1 | | | | | | | | |работающего | | | | | | | | |ППП |тн. |4123 |3758 |3078 |2872 |2740 | | |Выработка на 1 | | | | | | | | |работающего | | | | | | | | |ППП |тыс.ру|109337 |406645|772382 |939980 |1114833| | | |б | | | | | | |3|Удельный расход | | | | | | | | |численно- | | | | | | | | |сти ППП на | | | | | | | | |средне-действу- | | | | | | | | |ющий фонд |чел/ск|0,941 |0,943 |0,959 |0,993 |1,255 | | | |в | | | | | | |4|Средне-месячная | | | |46,5 | | | | |зарабоная | | | | | | | | |плата-всего |тыс.ру|340,1 |1005 |2229 |3529 |5251 | | | |б | | | | | | |5|Средне-месячная | | | | | | | | |зарабоная | | | | | | | | |ППП |тыс.ру|371,7 |1078 |2408 |3760 |5578 | | | |б | | | | | | | |Себестоимость и прибыль | | | | | | | |1|Полная себестоимость | | | | | | | | |товар- | | | | | | | | |ной продукции |млн.ру|218088 |462739|1374203|2120954|2592148| | | |б | | | | | | | |в том числе нефти |млн.ру|211244 |439296|1320456|2079135|2394456| | | |б | | | | | | |2|Себестоимость 1 т | | | | | | | | |товарной | | | | | | | | | нефти |руб |21752 |52710 |180332 |306862 |352346 | |3|Балансовая прибыль |млн.ру|10027 |865 |258655 |104984 |113095 | | | |б | | | | | | |4|Фондоотдача | | | | | | | | |(выпуск реализованной | | | | | | | | |про- | | | | | | | | |дукции на 1000 руб | | | | | | | | |основ- | | | | | | | | |ных фондов) |т.руб |0 |0,4 |0,4 |0,4 |0,4 | |5|Рентабельность (общая) |% |4,6 |0,2 |14,3 |4 |8,7 | |6|Затраты на 1 рубль | | | | | | | | |товарной | | | | | | | | |продукции |коп |95,52 |95,56 |86,4 |94,04 |89,88 | | |Капитальное | | | | | | | | |строительство | | | | | | | |1|Объем капитальных |млн.ру|62389,2|116890|399973 |691073 |416444 | | |вложений |б | | | | | | |2|Ввод основных | | | | | | | | |производст- | | | | | | | | |венных фондов |млн.ру|43328,8|46670,|325934 |663624 |592670 | | | |б | |2 | | | | | | | | | | | | |
2.2 Оценка условий получения прибыли ДОАО
«Нижневартовскнефть»
2.2.1 Определение условий безубыточной работы предприятия.
Как известно, что даже располагая хорошей производственной ба- зой и производя высококачественную продукцию, предприятие может не получить желаемую величину прибыли из-за недостаточно эффективной организации работы коммерческой и финансовой служб. И действительно, неумение создать своего потребителя, найти высокоэффективные каналы сбыта и т.д. приводит предприятие к недополучению прибыли. Еще боль-шее влияние на обеспечение условий получения желаемой прибыли оказы-вает уровень организации финансовой работы на предприятии. От правиль-ности определения движения финансовых потоков, сбалансированности до-ходов и расходов, соответствия движения финансовых потоков планам про-изводства и реализации продукции в значительной степени зависит получе-ние прибыли.
Исходной посылкой в решении вышеназванных задач является оп- ределение безубыточной работы, после создания которых можно говорить о получнии прибыли. Иными словами, это есть не что иное, как определение запаса финансовой устойчивости (зоны безопасности). С этой целью все затраты предприятия делятся на две группы в зависимости от объема про- изводства и реализации продукции: переменные и постоянные.
Деление затрат на постоянные и переменные и использование пока- зателя маржинального дохода (постоянные затраты + прибыль) позволяет рассчитать порог рентабельности, то есть сумму выручки, которая необхо-дима для того, чтобы покрыть все постоянные расходы предприятия. При-были при этом не будет, но не будет и убытка. Рентабельность при такой выручке будет равна нулю.
Рассчитывается порог ренабельности (ПР) отношением суммы пос- тоянных затрат в составе себестоимости реализованной продукции к доле маржинального дохода в выручке:
ПР = ПЗ / МД , где ПЗ – сумма постоянных затрат, МД – доля маржинального дохода.
Зная порог рентабельности, нетрудно подсчитать запас финансовой устойчивости (ЗФУ):
ЗФУ = (ВР – ПР) / ВР *100, где ВР – выручка от реализации.
Расчет порога рентабельности и запаса финансовой устойчивости ДОАО “Нижневартовскнефть” представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Расчет порога ренабельности и запаса финансовой устойчивости
|Показатель |Ед.изм|1996 год |1997 год | | |. | | | |1.Выручка от реализации продукции |тыс.ру|2715067289 |3089654406 | | |б. | | | |2.Прибыль от реализации |тыс.ру|176301653 |264721032 | | |б. | | | |3.Себестоимость реализованной |тыс.ру|2538765636 |2824933374 | |продукции |б. | | | |4.Сумма переменных затрат |тыс.ру|1256380720 |1299609213 | | |б. | | | |5.Сумма постоянных затрат |тыс.ру|1282384916 |1525324161 | | |б. | | | |6.Сумма маржинального дохода |тыс.ру|1458686569 |1790045193 | | |б. | | | |7.Доля маржинального дохода в |% |53,73 |57,94 | |выручке | | | | |8.Порог рентабельности |тыс.ру|2386915333 |2632740521 | | |б. | | | |9.Запас финансовой устойчивости |тыс.ру|328151956 |456913885 | | |б. | | | | |% |12 |15 |
Как видно из расчетов произведенных в таблице 15, за 1996 год нужно было реализовать продукции на сумму 2386915333 тыс.руб., чтобы покрыть все затраты. При такой выручке рентабельност равна нулю. Фак- тически выручка составила 2715067289 тыс.руб., что выше порога рента- бельности на 328151956 тыс.руб., или на 12%. Это и есть запас финансовой устойчивости. За 1997 год запас финансовой устойчивости увеличился до 15% за счет существенного роста рентабельности продаж. Но все же запас финансовой устойчивости продолжает оставаться на сравнительно низком уровне, так как уже при падении выручки всего на 15% рентабельность бу-дет равна нулю. При еще большем падении выручки предприятие станет убыточным.
Наглядно зависимость этих показателей и определение запаса финансовой устойчивости показано на рисунке 6 (за 1996 год) и рисунке 7 (за 1997 год).
Страницы: 1, 2, 3, 4
