Планирование себестоимости продукции на нефтегазодобывающем предприятии

Факторы, влияющие на себестоимость продукции, можно классифицировать по нескольким признакам.

1. По  содержанию выделяют технические  и технологические факторы. К  техническим можно отнести, например, внедрение новой прогрессивной  техники, механизация и автоматизация  производства, научно-технические достижения, улучшение использования основных  фондов, техническая и энергетическая вооруженность труда. К технологическим – изменение ассортимента продукции; продолжительность производственного цикла; улучшение использования и применение новых видов сырья и материалов, применение экономичных заменителей и полное использование отходов в производстве; совершенствование технологии продукции, снижение ее материалоемкости и трудоемкости.

2. По  времени возникновения выделяют  планируемые и внезапные факторы. Предприятие может планировать  следующие мероприятия – ввод  и освоение новых цехов; подготовка  и освоение новых видов продукции  и новых технологических процессов; оптимальное размещение отдельных  видов продукции по предприятию. К внезапным (не планируемым) факторам  относятся производственные потери; изменение состава и качества  сырья; изменение природных условий; отклонения от установленных  норм выработки продукции и другие.

3. По  месту возникновения факторы  делятся на внешние (независящие  от предприятия) и внутренние (зависящие  от предприятия). На себестоимость  продукции независимо от предприятия  может повлиять экономическая  обстановка в стране, инфляция; природно-климатические  условия; технический и технологический  прогресс; изменение налогового  законодательства и другие факторы. К внутренним можно отнести  производственную структуру предприятия; структуру управления; уровень концентрации  и специализации производства; продолжительность производственного цикла.

4. По  назначению выделяют основные  и второстепенные факторы. Данная  группа факторов зависит от  специализации предприятия. Если  рассматривать материалоемкое производство, например, мясоперерабатывающее предприятие, то к основным можно отнести  следующие факторы: цены на материальные  ресурсы и расход сырья и  других материалов; техническая  вооруженность труда; технологический  уровень производства; норма выработки  продукции; номенклатура и ассортимент  продукции; организация производства  и труда. В меньшей степени  на себестоимость продукции повлияет  структура управления; природно-климатические  условия; заработная плата производственных  рабочих.

 

 

 

 

 

II Планирование себестоимости добычи нефти

 

2.1 Классификация калькуляционных статей затрат на добычу нефти

Планирование, учет и калькулирование себестоимости добычи нефти осуществляется в разрезе следующих статей:

- расходы на энергию по извлечению нефти;

- расходы по искусственному воздействию на пласт;

- основная заработная плата производственных рабочих;

- дополнительная заработная плата производственных рабочих;

- отчисления на социальные нужды;

- амортизация скважин;

- расходы по сбору и транспортировке нефти;

- расходы по сбору и транспортировке газа;

- расходы по технологической подготовке нефти;

- расходы на подготовку и освоение производства;

- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;

- цеховые расходы;

- общепроизводственные расходы;

- прочие производственные расходы, включая отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и платежи за недра;

- коммерческие расходы.

 

2.2 Планирование калькуляции себестоимости добычи нефти 

В статью «Расходы на энергию по извлечению нефти» включаются энергетические затраты по механизированному (глубинными насосами, электроцентробежными погружными насосами), компрессорному и бескомпрессорному газлифтному способам извлечения нефти, состоящие из стоимости:

- электроэнергии, расходуемой на приведение в движение станков-качалок, групповых приводов, электроцентробежных погружных насосов;

- сжатого воздуха и газа, потребляемого при компрессорном способе извлечения нефти;

- газа природного, используемого при бескомпрессорном газлифтном способе извлечения нефти.

Затраты по статье определяются исходя из потребляемого количества электроэнергии, сжатого воздуха и газа и стоимости их единицы.

При планировании расходов на энергию по извлечению нефти используются действующие нормы удельного расхода на 1 т добычи жидкости: электроэнергии в кВт*ч, сжатого воздуха и газа в м .

Плановая и фактическая стоимость 1 кВт*ч электроэнергии, потребляемой для двигательных целей, определяется в смете затрат прокатно-ремонтного цеха электрооборудования и энергоснабжения, а также по данным учета фактических расходов этого производства.

Затраты на энергию по извлечению нефти на поверхность рассчитываются по формуле:

,          (10.1)

где – норма расхода электроэнергии на добычу 1 т жидкости, кВт*ч/т.;

      – объем добычи нефти, т.; 

      – цена 1 кВт*ч электроэнергии, руб.;

      – установленная мощность, кВт.;

      – плата за 1 кВт установленной мощности;

      – реактивная электроэнергия, квар.*ч.;

      – цена 1 квар.*ч.;

      – реактивная мощность, квар.;

      – цена 1 квара реактивной мощности, руб.

Затраты по статье полностью относятся на себестоимость добычи нефти.

В статью «Расходы по искусственному воздействию на пласт» включаются затраты, связанные с проведением работ по поддержанию пластового давления (работы по законтурному, внутриконторному, очаговому, площадному  заводнению) и повышению нефтеотдачи пластов (работы по закачке ПАВ и пара, термическому воздействию на пласт).

Эти затраты планируются по цеху ППД. Они включают затраты на энергию, стоимость воздуха и газа, амортизацию нагнетательных скважин и других основных фондов цеха ППД, основную и дополнительную заработную плату, отчисления на социальные нужды, цеховые расходы.

Затраты относятся на себестоимость добычи нефти.

В статью «Основная заработная плата производственных рабочих» и «Дополнительная заработная плата производственных рабочих» включается основная и дополнительная заработная плата операторов по добыче нефти и газа, находящихся в ведении цехов по добыче нефти и газа, занятых на работах по обслуживанию скважин и групповых замерных установок.

Эти затраты относятся на себестоимость добычи нефти и газа пропорционально количеству скважино-месяцев, числившихся по действующим нефтяным и газовым скважинам.

В статью «Амортизация скважин» включаются амортизационные отчисления на полное восстановление, производимые по действующим нормам амортизации от стоимости нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных и контрольных скважин.

Особенности расчета амортизации по нефтяным и газовым скважинам:

1) начисление  амортизации на полное восстановление  производится по установленным  нормам амортизации по нефтяным  скважинам в течение 15 лет (6,7%), по  газовым скважинам – 12 лет (8,2%) независимо  от фактического срока их службы;

1. не производятся амортизационные отчисления по нефтяным и газовым скважинам, временно законсервированным в установленном порядке, в течение всего времени консервации до ввода этих скважин в эксплуатацию;
2. по ликвидированным скважинам амортизационные отчисления производятся до полного погашения их первоначальной стоимости, то есть до исчисления 15-тилетнего или 12-тилетнего срока начисления амортизации.

Расчет суммы амортизационных отчислений производится по трем группам скважин: по новым скважинам, вводимым в эксплуатацию в планируемом году; по переходящим с прошлого года скважинам, срок амортизации которых истекает в планируемом году; по скважинам, срок амортизации которых не истекает в планируемом году.

Амортизационные отчисления по нефтяным скважинам относятся на себестоимость добычи нефти, по газовым – на себестоимость добычи газа.

В статью «Расходы по сбору и транспортировке нефти» включаются:

1. затраты, связанные со сбором, перекачкой и хранением нефти, состоящие из расходов по содержанию и эксплуатации:

- сети нефтепроводов (выкидных линий, сборных коллекторов и др.) от устья нефтяных скважин до емкостей товарного парка НГДУ, конденсатопроводов;

- насосных станций (пунктов);

- нефтеемкостей, земерных групповых  установок, мерников, булитов и др.

- ловушечных устройств для улавливания нефти.

2. Стоимость потерь нефти в пределах установленных норм при добыче и хранении в товарных емкостях, а также при перекачке по нефтепроводам, выходящих из товарных нефтяных емкостей.

Затраты по статье относятся на себестоимость нефти.

В статью «Расходы по сбору и транспортировке газа» включаются расходы по сбору, сепарации (отделению газа от нефти) и транспортировке газа, состоящие из затрат по содержанию и эксплуатации:

- сети газопроводов (выкидных линий от устья газовых скважин, сборных коллекторов, шлейфов, магистральных газопроводов);

- сепараторных установок, групповых газовых установок, дожимных компрессорных станций, насосных станций и другого технологического оборудования.

Затраты по статье относятся на себестоимость добычи попутного и природного газа пропорционально их валовой добыче.

В статью «Расходы по технологической подготовке нефти» включаются:

- стоимость реагентов, используемых в технологическом процессе подготовки нефти;

- затраты по содержанию и эксплуатации технологических установок (термохимических, комплексной подготовки нефти) и другого технологического оборудования, используемого при подготовке и стабилизации нефти;

- стоимость технологических потерь нефти при ее подготовке в пределах нормативов.

Затраты по статье относятся на себестоимость добычи нефти.

В статью «Расходы на подготовку и освоение производства» включаются затраты на подготовительные работы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих предприятий на вновь вводимых в разработку площадях.

Расходы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих предприятий, планируются в смете затрат на производство и учитываются в составе расходов будущих периодов. Величина этих расходов определяется сметой с необходимыми расчетами к ней, которая утверждается предприятием.

К расходам, включаемым в указанную смету, относятся:

- амортизация скважин при отсутствии оформления их консервации;

- амортизация прочих основных фондов производственного назначения;

- фонд оплаты труда и отчисления на социальные нужды;

- общепроизводственные расходы.

Погашение указанных расходов производится в срок до 12 месяцев с момента начала добычи нефти и газа

Расходы на подготовку и освоение производства относятся на себестоимость добычи нефти и природного газа пропорционально их валовой добыче. Включаются в себестоимость добычи нефти и природного газа по норме погашения, установленной на 1 т их валовой добычи, исходя из общей суммы расходов, длительности их погашения и планового объема добычи продукции в этом периоде.

В статью «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» включаются затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией наземного и подземного оборудования нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных и контрольных скважин, а также ремонтом указанных скважин.

На указанную статью относятся:

1. стоимость штанговых насосов как при первоначальной установке, так и при их смене;
2. затраты по подъему и спуску в скважины насосно-компрессорных труб, насосных штаг и электропогружных центробежных насосов;
3. затраты на ремонт подземного оборудования: смена и ремонт штанговых насосов, электропогружных центробежных насосов, плунжеров и их частей, устранение обрыва или разворота насосно-компрессорных труб и насосных штанг и так далее;
4. расходы по ремонту наземного оборудования: станков-качалок, групповых приводов, фонтанной и компрессорной арматуры, электромоторов, автотрансформаторов и станций управления электропогружных центробежных насосов, вышек, мачт, эстакад морских, оборудования автоматики и телемеханизации;
5. стоимость материалов, необходимых для ухода за оборудованием и содержания его в рабочем состоянии: переводников и муфт трубных и штанговых, манометров, запасных частей к средствам автоматики и телемеханизации, установка которых производится непосредственно в местах эксплуатации оборудовании, смазочных материалов;
6. амортизационные отчисления от стоимости наземного и подземного оборудования: насосно-компрессорных труб, насосных штанг, электропогружных центробежных насосов, станков-качалок, фонтанной и компрессорной арматуры, групповых приводов, электромоторов, вышек, мачт, мерников при скважинах, эстакад морских и другого оборудования;
7. расходы, связанные с капитальным ремонтом и консервацией скважин, числящихся в составе основных фондов, производимые согласно действующей инструкции по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных и специальных скважин при их ликвидации или консервации, утвержденной в установленном порядке;
8. расходы по работам, связанным с изменением погружения штанговых насосов, электропогружных центробежных насосов и лифтовых труб, с устранением песчаных  и парафинистых пробок, промывкой забоя скважин, их перфорированием, свабированием, тартанием и другим работам, выполняемым в процессе текущего подземного ремонта скважин.