Аналіз ефективності ремонтного обслуговування в НГВУ "Долинанафтогаз". Аналіз основних техніко - економічних показників розробки НГВУ
Аналіз будемо проводити на основі показників взятих з підприємства НГВУ «Долинанафтогаз» за попередні роки (2004р.,2005р. та 2006р.) Основні економічні та технологічні показники розробки зображено в таблицях 3.1 та таблиці 3.2 відповідно.
Таблиця 3.1 – Основні економічні показники розробки родовищ НГВУ "Долинанафтогаз"
№ п/п | Назва показника | один. виміру | 2004 | 2005 | 2006
1 | Реалізація продукції | тис.грн. | 104684 | 222836 | 250001
2 | Виробництво продукції в натуральному вигляді | т | 310717 | 311446 | 300001
3 | Середньоспискова чисельність працівників управління - всього | чол. | 1980 | 2030 | 2001
4 | Балансовий прибуток | тис.грн. | 59191 | 140217 | 200001
5 | Середньорічна вартість основних фондів | тис.грн. | 519582 | 553481 | 560001
6 | Собівартість продукції | тис.грн. | 47571,4 | 64541 | 69501
7 | Продуктивність праці | грн/чол | 52,9 | 109,8 | 125,0
Таблиця 3.2 - Основні технологічні показники розробки родовищ НГВУ "Долинанафтогаз"
№ п/п | Назва показника | один. виміру | 2004 | 2005 | 2006
1 | Видобуток нафтового газу | тис.мі | 72445 | 78859 | 75901
2 | Видобуток природного газу | тис.мі | 7182 | 6061 | 6521
3 | Продуктивність праці | т/чол | 157,1 | 153,6 | 150,1
4 | Видобуток нафти | тис.т | 463 | 452 | 439
5 | Газовий фактор | мі/т | 463 | 519 | 492
6 | Кількість свердловин | шт. | 388 | 396 | 393
7 | Обводненість | % | 67,6 | 69,5 | 72,2
№ п/п | Назва показника | 2004
знач. | 2005 | 2006
Знач. | Тр,% | Тпр,% | Знач. | Тр, % | Тпр,%
л | б | л | б | л | б
1 | Видобуток нафтового газу , | 72445 | 78853 | 6408 | 108,9 | 8,9 | 75901 | -2952 | 3456 | 96,26 | 104,77 | -3,74 | 4,77
2 | Видобуток природного газу, | 7182 | 6062 | -1120 | 84,4 | -15,6 | 6521 | 459 | -661 | 107,6 | 90,79 | 7,6 | -9,21
3 | Продуктивність праці, | 157,1 | 153,6 | -3,5 | 98 | -2 | 150,1 | -3,5 | -7 | 97,7 | 95,5 | -2,3 | -4,5
4 | Видобуток нафти, тис.т | 463 | 452 | -11 | 97,6 | -2,4 | 439 | -13 | -24 | 97,12 | 94,8 | -2,88 | -5,2
5 | Газовий фактор, | 463 | 519 | 56 | 112,1 | 12,1 | 492 | -27 | 29 | 94,8 | 106,26 | -5,2 | 6,26
6 | Кількість свердловин, шт | 388 | 396 | 8 | 102,06 | 2,06 | 393 | -3 | 5 | 99,24 | 101,3 | -0,76 | 1,3
7 | Обводненість, % | 67,6 | 69,5 | 1,9 | 102,8 | 2,8 | 72,2 | 2,7 | 4,6 | 103,88 | 106,8 | 3,88 | 6,8
Таблиця 3.3 – Динаміка основних техніко-економічних показників розробки родовищ НГВУ "Долинанафтогаз"
Продовження таблиці 3.3 .
№ п/п | Назва показника | 2004
знач. | 2005 | 2006
Знач. | Тр,% | Тпр,% | Знач. | Тр, % | Тпр,%
л | б | л | б | л | б
1 | Реалізація продукції, тис.грн. | 104684 | 222836 | 118152 | 212,9 | 112,9 | 250001 | 27165 | 145317 | 112,19 | 238,8 | 12,19 | 138,8
2 | Виробництво проду-кції в натуральному вигляді, т | 310717 | 311446 | 729 | 100,2 | 0,2 | 300001 | -11445 | -10716 | 96,3 | 96,55 | -3,7 | -3,45
3 | Середньоспискова чисельність працівників упарав.,чол. | 1980 | 2030 | 50 | 102,5 | 2,5 | 2001 | -29 | 21 | 98,6 | 101,06 | -1,4 | 1,06
4 | Балансовий прибуток, тис.грн. | 59191 | 140217 | 81026 | 236,9 | 136,9 | 200001 | 59784 | 140810 | 142,6 | 337,9 | 42,6 | 237,9
5 | Середньорічна вартість основних фондів, тис грн. | 519581 | 553481 | 33900 | 106,5 | 6,5 | 560001 | 6520 | 40420 | 101,17 | 107,8 | 1,17 | 7,8
6 | Собівартість продукції, тис.грн. | 47571,4 | 64541 | 16969,6 | 135,67 | 35,67 | 69501 | 4960 | 21929,6 | 107,68 | 146,1 | 7,68 | 46,1
7 | Продуктивність праці, грн/чол | 52,9 | 109,8 | 56,9 | 207,56 | 107,56 | 125,0 | 15,2 | 72,1 | 113,84 | 236,3 | 13,84 | 136,3
Рисунок 3.1 – Графічна інтерпретація динаміки основних технічних показників
Рисунок 3.2 – Графічна інтерпретація динаміки основних економічних показників
Всі родовища, які експлуатує НГВУ "Долинанафтогаз" знаходяться практично на четвертій стадії розробки. Протягом четвертої стадії обводне-ність продукції висока і повільно зростає; різкіше, ніж на третій стадії, змен-шується діючий фонд свердловин через обводнення. Фонд свердловин становить приблизно 40...70% максимального, іноді знижується до 10%. На четвертій стадії доводиться вирішувати дещо суперечливі задачі: збільшення темпів видобування рідини і зменшення