Анализ себестоимости и пути ее снижения в газовой промышленности

3) Расходы на оплату труда  производственных рабочих.

4) Отчисления в социальные фонды.

5) Амортизация скважин.

6) Расходы по сбору и транспортировке  газа.

7) Расходы по технологической  подготовке природного газа.

8) Расходы     на     содержание     и     эксплуатацию     скважин     и оборудования.

9) Отчисления на воспроизводство  минерально  — сырьевой базы.

10) Платежи за право пользования  недрами.

11) Цеховые расходы.

12) Общепромысловые расходы.

13) Прочие производственные расходы.

14) Коммерческие расходы.

Большинство      калькуляционных      статей      расходов

расходов, связанных либо с непосредственным осуществлением определенного производственного процесса, либо с организацией и управлением производством и реализацией продукции. Подобная группировка даёт возможность проводить технико-экономический анализ факторов, влияющих на уровень себестоимости продукции, по конкретным участкам производства, А на основе этого анализа выявляются резервы снижения себестоимости.

Следует отметить, что для выявления природы затрат и путей снижения себестоимости продукции, ещё статьи расходов группируют по следующим признакам:

•   по способу отнесения их на себестоимость продукции (прямые и косвенные);

•   в зависимости от характера их изменения при изменении объема участию в производственном процессе (основные и накладные);

•   по составу (одноэлементные и комплексные).

По каждой статье отражаем экономию или перерасход, а так же по каждой статье находим причины экономии или перерасхода.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Анализ динамики себестоимости.

 

Для     более     полной     характеристики     деятельности

Медвежинского газопромыслового управления приведем динамику показателей себестоимости добычи природного газа за три последних года. Объектами анализа являются следующие показатели:

*   себестоимость товарной  продукции;

*   себестоимость 1000 mj газа;

*    затраты на рубль  товарной продукции.

За период с 1997 года по 1999 год себестоимость увеличилась с 645969 тысяч рублей до 1041250 тысяч рублей, динамика показателей приведена в таблице № 1.

                                                                                           Таблица № 1.

Динамика себестоимости добычи газа Медвежинского ГПУ.

 

Показатели	1997г.	1998г.	1999г.
Себестоимость, тыс. руб.	645969	708808	1041250
Себестоимость 1 тыс м3 газа, руб.	16,07	17,12	27,11
Затраты     на     1     руб     товарной  продукции, коп	45,29	42,8	41,9

 

Сведения таблицы показывают, что за анализируемый период    себестоимость       товарной       продукции       постоянно увеличивается. В 1999 году по сравнению с 1998 годом на 332311 тысяч рублей, что составляет 46,9 процента, а по сравнению с 1997 годом на 61,17 процентов.

Анализируя себестоимость 1000 m газа, следует отметить, что она возросла в 1999 году по сравнению с предыдущим годом с 17,12 до 27,11 рублей. Увеличение составляет 58,4 процента. А по сравнению с 1997 годом себестоимость 1000 м3 газа увеличилась на 11,04 рубля.

Затраты на один рубль товарной продукции в 1997 году составили 45,29 копеек, в 1998 году - 42,8 копеек, а в 1999 году уже 41,9 копеек. Снижение произошло за весь период на 7,45 процентов.

Как  видно  из  таблицы  №   1.   себестоимость  добычи природного газа за анализируемый период растет.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Резервы снижения себестоимости  добычи природного газа Медвежинского  месторождения.

 

Как известно Медвежинское газопромысловое месторождение находиться на завершающей стадии разработки, следовательно, организационно - технические мероприятия по снижению себестоимости добычи газа не дают ощутимого экономического эффекта, а лишь придерживают достигнутый уровень себестоимости. Основную экономию по затратам на производство можно получить за счёт совершенствования технологии, которая обеспечивает прирост добычи природного газа и как правило приводит к снижению издержек производства, а следовательно к существенному снижению себестоимости.

Рассмотрим одно из мероприятий, способствующее снижению затрат.

Мероприятие   по   внедрению   технологии   изоляций   притока пластовой воды и крепления призабойной зоны скважин.

На данном этапе разработки газового месторождения "Медвежье" почти 90 процентов капитальных ремонтов скважин проводится по причине ухудшения состояния призабойной зоны скважин. Под ухудшением понимается вынос на поверхность вместе с природным газом песка и пластовых вод.

В настоящее время работы с целью изоляции выноса пластовой воды и песка производились по следующей технологии. Приготавливается расчётное количество раствора, закачивается под давлением в пласт с установкой цементного моста в нижнем интервале перфорации. После чего производится срезка верхнего слоя цементного моста, В связи с тем, что пластовое давление на месторождении "Медвежье1' в настоящее время снизилось и составляет 2,4 МПа, во время срезки происходит поглощение цементного раствора в пласт, а также его размывание. В результате некачественно изолируется приток пластовой воды. “ Голова” цементного моста, как правило , оказывается ниже планируемой. Поэтому возникает необходимое вторичное проведение цементажа скважины. Что ведёт к дополнительным затратам.

Сейчас вводится новая технология изоляции притока пластовой воды. Технология позволяет за счёт установки цементного моста по всему интервалу перфорации крепить призабойную зону скважины, уменьшить или ликвидировать вынос песка, закачивая цементный раствор в закаленные каверны. При этом исключается необходимость повторного цементажа с целью установки цементного моста в эксплутационной колонне скважины, что приводит к сокращению времени ремонта скважин, уменьшению расхода тампонажного цемента.

Далее в расчётах за базу сравнения принимаются технико -экономические показатели добычи газа при использовании традиционной технологии изоляции притока воды с повторным цементажом.

Экономическая эффективность от внедрения новой технологии изоляции пластовой воды и крепления призабойной зоны проявляется;

-    в снижении эксплутационных  затрат на добычу газа в  результате сокращения расходов  на ремонт скважин;

-    в экономии на условно-постоянной  части эксплутационных затрат  за счёт увеличения объёма  добычи газа, вследствие сокращения  времени проведения ремонта.

Внедрение новой технологии будет произведено на 9 скважинах месторождения "Медвежье". Исходные данные для расчёта приведены в таблице № 2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                 Таблица № 2.

Исходные данные для расчёта экономического эффекта от внедрения новой технологии изоляции притока пластовой воды и крепления призабойной скважины .

Наименование показателей	Базовый Вариант	Внедряемый вариант
1 . Объём внедрения (п), скв. 2. Объём товарного газа (A1, A2), млн.м3 3. Объём добычи за счёт  внедрения            мероприятия (dА), млн.м3                                                                                                                                                                       . Эксплутационные затраты  на  добычу природного  газа (31, 32 ), всего, тыс руб., в том числе   -    Условно-постоянные ( Зп1, Зп2 )     -    Условно-переменные (Зпep1, Зпер2 )      5. Себестоимость 1 тыс. мЗ  газа (C1,C2),                     рублей.                                     6. Сокращение продолжительности      ремонта 1 скважины (t), бр/час 7. Стоимость 1 бр/час (Ср), тыс  руб.	-- 38411,4   --     1041250 637245   404005 27,11   --        3,8	9 38685,1   274,7     1042863,33 635979,6   406883,73 26,96   37     3,8

 

 

 

Объём дополнительной добычи по всем скважинам, на которых будет внедряться технология, рассчитывает геологический отдел.

  Данные по эксплутационным  затратам и объём товарного  газа даны в отчёте предприятия. Процентное соотношение условно - постоянных и условно - переменных затрат составляет: 61,2 % к 38,8 % соответственно.

   В расчётном варианте  объём товарного газа увеличивается  на объём добычи за счёт  внедрения мероприятия.

На сколько произошло сокращение продолжительности ремонта 1 скважины и стоимость одного бригадо - часа - эти данные расчитывает экономист цеха подземного капитального ремонта скважин. Экономия эксплутационных затрат на добычу природного газа, за счёт сокращения времени проведения ремонта скважин, в результате внедрения новой технологии по внедряемому варианту рассчитывается по формуле:

 

                            Эрем= Ср * T * П

 

и равен:       Эрем = 3,8 * 37* 9 = 1265,4 тысяч рублей.

 

Далее рассчитаем изменение условно — переменных и условно - постоянных затрат внедряемого варианта.

Условно - переменная часть эксплутационных затрат на добычу газа изменяется пропорционально изменению объема добычи газа. Следовательно по внедряемому варианту переменная часть затрат будет больше, чем в базовом и составит :

 

                       Зпер2 = 3пер1 *А2 / A1

 

  Зпер2=404005*38685,1/38411,4 = 406883,73 тысяч  рублей 

Условно - постоянная часть эксплутационных затрат по внедряемому варианту меньше, чем по базовому на сумму экономии,   за   счёт   сокращения   продолжительности   ремонта  одной скважины, то есть

 

         3 п 2 = 3 п 1 - Эрем = 637245 - 1265,4 = 635979,6 тысяч рублей

 

Эксплутационные   затраты   по   расчётному   варианту равны сумме условно-постоянных и условно-переменных затрат и равны:

 

         3 2 = 3 п 2 + 3 пер 2 = 635979,6 + 406883,73 = 1042863,33 тыс. руб.

 

Себестоимость добычи 1000 метров кубических газа по расчётному варианту составит.

 

         С = 3 2 / А 2 =1042863,33 / 38685,1 = 26,96 рублей.

 

Экономия на условно - постоянной части эксплутационных затрат, за счёт роста объёма производства (3q) определяется по формуле:

 

                       Э q = 3 п 2 * (А2 -Ai)/Ai = 3n2*K пр,

 

где Зп2 - годовая сумма условно - постоянной части эксплутационных затрат, тыс. руб

К пр - коэффициент прироста продукции, который в свою очередь определяется по формуле

                                         К пр = dА / Ai

 

Экономия постоянных затрат за счёт увеличения объёма добычи составляет:

 

Эq= 635979,6 * (274,7/38411,4) = 4548,22 тыс. руб.

Годовой экономический эффект (Э) рассчитывается по формуле:

 

              Э = ( СИЗМ1 - СИЗМ2 ) - Е * (КИЗМ2  - КИЗМ1 ),

 

где СИЗМ1, СИЗМ2 - себестоимость годового объёма продукции (работ) по изменяющимся статьям затрат по базовому и внедряемому вариантам в расчётном году, тысяч рублей.

КИЗМ1, КИЗМ2 - изменяющиеся направления капитальных вложений в производство продукции (работ) по базовому и внедряемому вариантам на годовой объём производства в расчётном голу, тысяч рублей.

 

Е      -      нормативный      коэффициент      эффективности

капитальных вложений (0,15).

 

Сумма, экономии эксплутационных затрат, за счёт сокращения времени проведения ремонта скважин, и экономии на условно - постоянной части эксплуатационных затрат, за счёт роста объёма производства, даст разницу между себестоимостями годового объёма продукции по изменяющимся статьям затрат. А так как капитальные вложения в внедряемом варианте к в базовом одинаковы то их разница равна нулю. Следовательно, формула приобрела следующий вид: