На всі родовища, що знаходяться в промисловій розробці отримано від Держнаглядохоронпраці Акти гірничих відводів.

За темпом відбору нафти від її залишкових запасів родовища характеризується, як позитвними (Стрільбицьке – 12,01%, Східницьке – 7,48%, Бориславське – 7,12%, Старосамбірське – 2,47%), так і негативними тенденціями

(Південно-Стинавське – 0,03%, Мельничинське, Стинавське – 0,2%).

Фонд діючих свердловин за способами видобутку нафти розділяється на: фонтанний – 2,5% (15 св.), насосний (штангово і електродіафрагменного способу) – 72,1% (459 св.), желонковий – 25,4% (162 св.).

У родовищах завершальної стадії розробки нафтовилучення досягають уже проектних. Проте у надрах ще залишиться значна кількість вуглеводнів (55-85% геологічних запасів нафти), що завдяки термобаричним процесам запасами нафти. Тому актуальним постає питаннядо розробки родовищ на довготривалій завершальній стадії, що характеризується складною структурою фонду свердловин, їх облаштуванням, урбанізацією населених територій гірничих проходять перерозподіл, як у певних зонах покладу, так і через вертикальну міграцію у інші поклади і призведе до негативних екологічних наслідків. Серед родовищ України Бориславське – найбільше за залишковими загальними відводів, їх техногенним перевантаженням і екологічними негараздами, а відтак безкінечним прогресом співіснування жителів міста і нафтогазовидобувного виробництва.

Найважливішим завданням сьогодення є затвердження державними центральними органами статусу для Бориславського родовища як родовища з важковидобувними, виснаженими та дотаційними запасами нафти.

Для забезпечення видобутку нафти і газу в системі нафтогазо-видобувного управління функціонують такі структурні підрозділи:

Ш цех видобутку нафти і газу;

Ш цех підтримання пластового тиску;

Ш цех ( дільниця ) підготовки і перекачування нафти;

Ш газовий цех;

Ш цех підземного і капітального ремонту свердловин;

Ш цех (дільниця) контрольно-вимірювальних приладів і автоматизації виробництва;

Ш прокатно-ремонтний цех (дільниця) експлуатаційного обладнання;

Ш прокатно-ремонтний цех (дільниця) електрообладнання і електрозабезпечення;

Ш прокатно-ремонтний цех електрозаглибних установок;

Ш цех пароводопостачання (паропостачання);

Ш база матеріально-технічного забезпечення;

Ш цех технологічного транспорту;

Ш науково-дослідна лабораторія (цех науково-дослідних і виробничих робіт);

Ш інші виробничі структурні підрозділи, які можуть бути утворені в зв’язку з виробничою необхідністю.

1.3 Аналіз основних техніко-економічних показників

Для характеристики діяльності підприємства використовуємо такі показники: видобуток нафти, видобуток газу,поставка нафти, здача газу, собівартість товарної продукції, собівартість 12 т. нафти, собівартість 1000 м3 газу, середньомісячна заробітня плата, чисельність працюючих.

Табл. 1.1 Техніко-економічні показники

№ п/п | показники | Одиниця виміру | січень-грудень 2004 року (факт) | січень-грудень 2005 року (факт) | січень-грудень 2006 року (факт)

1 | видобуток нафти | тис.тн | 101,4 | 100,714 | 100,133

2 | видобуток газу | млн.м3 | 38,64 | 41,479 | 42,888

3 | поставка нафти | т.т | 97,914 | 98,384 | 98,308

4 | здача газу | млн.м3 | 31,276 | 35,635 | 37,965

5 | собівартість товарної продукції | тис.грн. | 43483 | 56519 | 72597

6 | собівартість1 т. нафти | грн. | 393,4 | 456,94 | 575,05

7 | собівартість 1000 м3 газу | грн. | 277,95 | 338,23 | 427,24

8 | середньомісячна з/п | грн. | 1210 | 1606,9 | 1759,6

9 | чисельність працюючих | чол. | 1600 | 1549 | 1568

Основнимим техніко-економічними показниками по НГВУ “Бориславнафтогаз” є видобуток нафти і газу. Аналізуючи діяльність підприємства (за порівняльний беремо 2004 рік) можна зробити такі висновки:

Ш з кожним роком видобуток нафти знижується у зв”язку з тим, що родовища є з виснаженими і важкодобувними запасами;

Ш ріст видобутку газу пояснюється газовим фактором ;

Ш поставка нафти на НПЗ залишається практично незмінною (здійснюється поставка залишків нафти попередніх періодів);

Ш здача газу залежить прямопропорційно від його видобутку, а також збільшення здачі газу залежить від фактичних норм втрат;

Ш ріст собівартості товарної продукції, собівартості 1 тони нафти і 1 тис.м3 газу пояснюється ростом заробітньої плати, збільшенням тарифів на електроенергію, теплоенергію, паливо, збільшенням цін на матеріали тощо;

Ш підвищення заробітньої плати пов”язаний зі змінами в законодавсті

Ш (підвищенням мінімальної заробінтої плати), а також згідно колективної угоди;

Ш зменшення чисельності працюючих пов”язане з тим, що до серпня місяця 2004 року в НГВУ “Бориславнафтогаз” входило Бориславське газопереробне виробництво (тепер ДГПЗ).

Проаналізувавши основні техніко-економічні показники можна зробити такі висновки: видобуток нафти щороку зменшується, в 2004 році він становив 101.4 тис. т., а в 2006 році зменшився до 100.33 тис. т. а видобуток газу щороку навпаки збільшувався з 38.64 до 42,89 млн.м3. Поставка нафти збільшувалась з 2004 року до 2005 року, а в 2006 році залишилась майже стабільною. Здача газу порівняно з 2004 роком в 2005 значно зросла з 31,28 до 35,63 млн.м3 , а в 2006 році становила 37,97 млн.м3. Собівартість товарної продукції значно зростала протягом всіх трьох років від 43483 до 72597 тис. грн. аналогічно, що і собівартість 1 тонни нафти зростала від 393,4 до 575,05 грн.. Собівартість 1000 м3 газу теж зростав протягом трьох років: в 2004 році він становив 277,95 грн. , а в 2006 році склав 427,24 грн.. Середньомісячна заробітна плата значно зросла в 2004 році вона становила 1210 грн. і зросла в 2006 році до 1759,6 грн.. чизельність працюючих протягом 2004-2005 років зменшилась від 1600 до 1568 чол., а в 2005 році підросла до 1568 чол. Причини таких