книги / Организация и планирование производства

нефть-Снабжение» заняла первое место в номинации «Логистические услуги».

Опрос проводился при поддержке Комитета Совета Федерации по экономической политике в целях развития информационного обеспечения рынка, повышения его прозрачности и открытости, формирования списка эффективных поставщиков промышленной продукции и услуг для нефтегазового комплекса. Компания

ООО «Газпромнефть-Снабжение» создана в 2011 г. для решения задач качественного и эффективного обеспечения складской и транспортной логистики «Газпром нефти».

Перечень услуг компании включает:

•проектную логистику;

•разработку целевых логистических схем;

•поставки материально-технических ресурсов;

•грузоперевозки всеми видами транспорта;

•складскую логистику, таможенное оформление, предоставление складов временного хранения;

•аренду спецтехники;

•логистику в условиях Крайнего Севера, капитальное строительство;

•мультимодальные перевозки грузов.

Под мультимодальными перевозками грузов понимается транспортировка различных грузов, осуществляемая одной транспортной компанией с применением нескольких видов транспорта (автомобильный, железнодорожный, авиационный, морской) и т.д.

В настоящее время ООО «Газпромнефть-Снабжение ведет свою деятельность на всей территории Российской Федерации и за рубежом (рис. 6.6). Работают семь филиалов в Томской, Оренбургской, Омской, Мурманской, Тюменской областях, ХМАО-Югре и ЯНАО. Компания прошла сертификацию деятельности на соответствие трем международным стандартам качества ISO 9001:2008 «Система менеджмента качества», ISO 14001:2004 «Система экологического менеджмента», OHSAS 18001:2007 «Система менеджмента профессионального здоровья и безопасности» и СТО Газ-

пром 9001–2012.

Являясь оператором комплексных логистических услуг, «Газпромнефть-Снабжение» реализовало свои компетенции в организации береговой базы производственного обеспечения, в том числе для Приразломного и Долгинского.

151

Рис. 6.6. География деятельности ООО «ГазпромнефтьСнабжение»

Комплексная база обеспечения (КБО) в Мурманске предусматривает следующие опции:

•Создание комплексной береговой базы для технологического обеспечения и сервиса проектов, реализуемых на Арктическом шельфе, в том числе проектов «Долгинское» и «Приразломное».

•Применение современных технологий при проектировании

истроительстве базы.

•Комплексное обеспечение и комплектование генеральных

грузов.

•Создание единого диспетчерского центра по управлению судами снабжения.

На стадии принятия решения о создании КБО был проведен анализ лучших мировых практик с учетом пожеланий основных

заказчиков – «Газпромнефтьшельф» и «ГазпромнефтьСахалин» и прогнозной потребности компаний группы «Газпромнефть» для обеспечения шельфовых проектов. Кроме того, представители

ООО «ГазпромнефтьСнабжение» посетили подобные объекты за рубежом, которые входят в число лучших по эффективности.

152

В настоящий момент комплексная база обеспечения открывает заказчикам следующие возможности:

•услуги складской логистики;

•стивидорные услуги;

•консолидация / деконсолидация грузов;

•внешнеэкономическая деятельность (таможенное оформление);

•накопление судовых партий;

•грузоперевозки.

Запланировано расширение перечня услуг на диспетчерское сопровождение судов, производственные услуги (ремонт, сервис), закупки и международную доставку МТР, логистику персонала, комплексное управление цепочкой поставок.

Контрольные вопросы

1.Какие три основные группы составляют структуру матери- ально-технических ресурсов?

2.На какие группы делятся производственные ресурсы?

3.На какие части делятся технические ресурсы (основные производственные фонды)?

4.Какие существуют в настоящее время организационные формы поставки материально-технических ресурсов при сооружении и ремонте объектов систем трубопроводного транспорта?

5.Назовите основные формы и методы обеспечения ресурсами

иих специфику в нефтегазовом строительстве.

6.Какую роль играет приобъектная производственная база?

7.Что такое логистика?

8.В чем специфика логистики в системе организации матери- ально-технического обеспечения в нефтегазовом строительстве?

9. В чем выражается эффективность логистических систем

внефтегазовом строительстве?

10.Что такое «мультимодальные» перевозки грузов.

153

Глава 7. Технико-экономический анализ при сооружении и ремонте объектов систем трубопроводного транспорта

7.1. Основные задачи и методы технико-экономического анализа

Технико-экономический анализ позволяет выявить зависимость результатов производственно-хозяйственной деятельности предприятия от эксплуатационных, технических и организационных факторов, определить степень влияния каждого из них на выполнение плана, выявить имеющиеся резервы производства.

Основные задачи технико-экономического анализа:

1)определение степени выполнения плана по производственным, эксплуатационным и финансовым показателям работы предприятия в целом и каждого производственного подразделения в отдельности;

2)выявление причин и факторов, обусловливающих перевыполнение или недовыполнение установленных плановых заданий и плановых показателей работы;

3)выявление резервов производства и получение данных для разработки мероприятий по устранению причин невыполнения плановых заданий и ликвидации потерь в производстве;

4)определение эффективности внедрения разработанных мероприятий.

Производственные и финансовые показатели деятельности каждого предприятия зависят от множества различных факторов эксплуатационного, организационного и технического характера. Необходимо глубокое изучение простейших явлений и выявление на этой основе сущности сложных явлений, происходящих в производстве.

При анализе используется системный подход, предусматривающий разложение анализируемого процесса на простейшие элементы, глубокое их изучение, рассмотрение и сравнение вариантов.

Технико-экономический анализ сооружения и ремонта объектов систем трубопроводного транспорта должен охватывать весь

154

жизненный цикл строящегося объекта: проектирование – сооружение – эксплуатация и ремонт.

Системный, комплексный подход в динамике рыночных условий позволяет применять гибкую систему управления проектом.

Это значит своевременно выявить резервы повышения эффективности функционирования нефтегазовых объектов не только на стадии проектирования, но и в процессе сооружения, эксплуатации

иремонта.

7.2.Сравнение вариантов объектов систем трубопроводного

транспорта

Для сравнения вариантов объектов систем трубопроводного транспорта необходим расчет системы технико-экономических показателей. Они должны быть сопоставимы как по техническим параметрам, так и по функционально-стоимостным показателям.

Исходными данными для определения производительности является гидравлический расчет трубопровода.

При укрупненных расчетах суточная пропускная способность трубопровода или отдельного его участка определяется по формуле

q =	Qr	,	(7.1)
	365kr

где Qr – годовая плановая пропускная способность трубопровода или его участка; kr – коэффициент годовой неравномерности транспортировки углеводородов.

Для однониточных газопроводов, характер неравномерности потребителей которых неизвестен, принимают kr = 0,85. Для газо- проводов-отводов протяженностью более 50 км можно принимать kr = 0,75. При наличии подземных хранилищ по трассе kr = 0,9.

Капитальные вложения в трубопроводы на предпроектной стадии определяют на основе удельных показателей. Удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода в строительство линейной части устанавливаются по видам затрат: строительно-монтажные работы (СМР); стоимость оборудования и прочие затраты.

155

Для определения капитальных вложений в линейную часть трубопровода учитывается топографическая особенность местности с применением соответствующих коэффициентов.

Удельные капитальные вложения на строительство 1 км трубопровода на j-м участке трубопровода с учетом территориальных коэффициентов определяются следующим образом:

OK j = Ксмр ×kT	×Коб ×kT	×Кпр ×kT ,	(7.2)
1	2	3

где Ксмр, Коб, Кпр – нормативные удельные капитальные вложения (затраты) на строительно-монтажные работы, оборудование, прочие виды работ, тыс. руб/км; kТ1, kТ2, kТ3 – территориальные коэффициенты соответственно на стоимость СМР, оборудование и прочие затраты.

Капитальные вложения в линейную часть трубопровода составляют

Кл =∑mj=1∑i5=1 K j Lij ×kтпij ×k j ,

(7.3)

где kj – удельные капитальные вложения на сооружение 1 км трубопровода на j-м участке с учетом территориальных коэффициентов, тыс. руб./км; Lij – длина j-го участка трубопровода при i-х топографических условиях местности (принята равной 5); kтпij – коэффициент, учитывающий особенности i-х топографических условий местности на j-м участке трубопровода; kj – коэффициент, учитывающий отклонения нормативных условий на j-м участке трубопровода.

Капитальные вложения на сооружение компрессорных станций, проектируемых газопроводов определяются по формуле

Kкс =∑n= Kкцi + Kавоi + Kвлi + Kпстi , (7.4)

i 1

где Ккцi – капитальные вложения в сооружение непосредственно компрессорного цеха i-й компрессорной станции; Кавоi – капитальные вложения в сооружение аппарата воздушного охлаждения (АВО) газа i-й компрессорной станции; Квлi – капитальные вложения

156

в сооружение воздушных линий электропередачи i-й компрессорной станции; Кпстi – капитальные вложения в сооружение подстанции i-й компрессорной станции.

Годовую себестоимость перекачки газа Спг можно рассчитать по формуле

Спг = Эл + Экс,

(7.5)

где Эл – годовые эксплуатационные расходы по линейной части газопровода; Экс – годовые эксплуатационные расходы по компрессорным станциям.

Эксплуатационные расходы рассчитываются в соответствии с действующими Методическими рекомендациями по планированию, учету и калькулированию себестоимости транспорта газа, утвержденными заместителем министра топлива и энергетики РФ 20 декабря 1994 г.

Объем капитальных вложений на сооружение и ремонт нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и других объектов систем трубопроводного транспорта, а также годовые эксплуатационные расходы на их содержание следует определять по аналогичным ведомственным методикам ПАО «Транснефть», ПАО «Роснефть» и др.

Расчет эксплуатационных расходов выполняется по следующим элементам затрат:

–материалы;

–расход газа на собственные нужды;

–потери газа при транспортировке;

–электроэнергия покупная;

–расходы на оплату труда;

–отчисления на социальное страхование;

–амортизационные отчисления;

–прочие расходы.

Заработная плата производственного персонала проектируемого трубопровода определяется исходя из его численности.

Численность обслуживающего персонала определяется с учетом схемы управления и специфики работ, степени механизации

157

и автоматизации производства, необходимости круглосуточного обслуживания оборудования.

Отчисления на социальное страхование производятся по нормам в соответствии с действующим законодательством РФ в процентах от фактически начисленной заработной платы.

Заработная плата производственного персонала i-й компрессорной станции рассчитывается по формуле

Зксi = ЗудnдN1гпа ,

(7.6)

где Зуд – заработная плата производственного персонала с отчислениями на социальное страхование и затратами на охрану труда,

приходящаяся на на 1 кВт мощности ГПА; N1гпа – единичная мощность агрегатов; nд – количество действующих рабочих ГПА на i-й

компрессорной станции.

К заработной плате производственного персонала компрессорной станции добавляется заработная плата З с отчислениями на социальное страхование и затратами на охрану труда и технику безопасности.

Затраты на электроэнергию рассчитываются по двухставочному тарифу по каждой компрессорной станции.

Годовой расход газа определяется по формуле

Qкс =0,4×24×365×0,9nд ×N1гпа ,

(7.7)

где Qкс – годовой расход газа на компрессорной станции; 0,4 м3/кВт – удельный расход газа на 1 кВт мощности действующих газоперекачивающих агрегатов; 0,9 – коэффициент экстенсивного использования газопровода; nд – количество действующих газоперекачивающих агрегатов; N1гпа – мощность одного газоперекачивающего агрегата.

Стоимость газа на собственные нужды компрессорной станции определяется путем умножения соответствующих расходов газа на его цену.

Затраты на материалы определяются по формуле

Зм = Муд × nд × N1гпа,

(7.8)

158

где Муд – затраты на материалы, приходящиеся на 1 кВт мощности ГПА.

Амортизационные отчисления определяются в процентах от стоимости основных фондов в соответствии со сроком их полезного использования и действующим законодательством.

К эксплуатационным расходам по компрессорным станциям добавляются неучтенные и прочие расходы.

При сравнении вариантов можно использовать как абсолютные, так и удельные показатели себестоимости транспорта на 1000 м3 газа с учетом дисконтирования, приведения к определенному моменту времени.

Удельные показатели на 1000 м3 определяются делением полной годовой себестоимости Спг на количество транспортируемого газа.

Оценка эффективности инвестиционных проектов на стадии их технико-экономического обоснования при разработке бизнес-плана должна выполняться в соответствии с Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов утвержденными Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госстроем РФ от

21 июня 1999 г. № ВК 477.

При сооружении и ремонте объектов систем трубопроводного транспорта необходимо проводить технико-экономический анализ уже принятых (утвержденных) проектных решений в целях снижения издержек в процессе выполнения подрядных (субподрядных) и ремонтных работ.

Технико-экономический анализ при сооружении и ремонте объектов систем трубопроводного транспорта позволяет сделать дополнительную экспертизу проектно-сметной документации, выявить резервы снижения себестоимости и роста производительности труда непосредственно на строительной площадке.

Предлагаемые изменения (рационализаторские предложения) в проектно-сметной документации должны быть согласованы с заказчиком, проектировщиком, генеральным подрядчиком и, при не-

159

обходимости, со всеми заинтересованными сторонами и надзорными органами.

Технико-экономический анализ при сооружении и ремонте объектов систем трубопроводного транспорта необходим при разработке проекта производства работ (ППР), который, как правило, разрабатывается силами генерального подрядчика.

В проекте производства работ наряду с графическим материалом приводятся основные технико-экономические показатели по проекту (рис. 7.1).

Перечень некоторых основных технико-экономических показателей объектов систем трубопроводного транспорта представлен ниже.

	Трубопроводы			Нефтебазы		Автозаправочные
						станции (АЗС)
	Производительность			Грузооборот	и емкость	Грузооборот и емкость
	(пропускная		способ-	нефтебазы		АЗС, количество запра-
	ность) магистрали					вок
	Количество		реализуе-	Количество	продукции	Объем продаж в рублях
	мой продукции (объем			реализуемой	потребите-	(выручка)
	услуг)			лям
	Производительность			Производительность		Производительность
	труда			труда (выработка)		труда (выработка)
	Численность персонала			Численность персонала		Численность персонала
	Объем	капитальных		Объем	капитальных	Объем	капитальных
	вложений (инвестиций)			вложений (инвестиций)		вложений (инвестиций)
	Удельные капитальные			Удельные	капитальные	Удельные капитальные
	вложения на ед. изм.			вложения на ед. изм.		вложения на ед. изм.
	Себестоимость услуг			Эксплуатационные из-		Эксплуатационные из-
	по	транспортировке		держки перевалки и хра-		держки	реализации
	(эксплуатационные за-			нения нефтепродуктов		нефтепродуктов
	траты)
	Срок сооружения (ре-			Срок сооружения (ре-		Срок сооружения (ре-
	монта)			монта)		монта)
	160