- •Вопрос : Принципы рационального размещения производства (производственных сил)
- •Вопрос: Порядок расчета показателей прибыли/рентабельности в транспорте газа.
- •Вопрос: тэк. Особенности.
- •Вопрос: Классификация затрат на производство продукции.
- •По экономическому содержанию
- •Вопрос: Характеристика видов производственных запасов и пути их снижения.
- •Вопрос: Особенности расчета показателей прибыли/рентабельности в добыче.
- •Вопрос: особенности нефтяной и газовой промышленности.
- •Вопрос: Нематериальные активы (состав, способы амортизации).
- •Вопрос: Характеристика основных направлений нтп в магистральном транспорте газа.
- •Вопрос: Методы начисления амортизационных отчислений.
- •Вопрос: Современное состояние и перспективы развития тэк.
- •Вопрос: Особенности ценообразования в газовой промышленности.
- •Вопрос: Понятие технического прогресса и характеристика направлений в добыче
- •Вопрос: Состав оборотных средств в нефтяной и газовой промышленности.
- •16) Современное состояние и перспективы развития добычи газа.
- •17) Пути повышения эффективности капитального строительства в нефтегазовых отраслях.
- •18) Характеристика органов государственного управления тэк.
- •19) Пути улучшения использования оборотных средств в нефтяной и газовой промышленности.
- •20) Современное состояние и перспективы нефтепереработки.
- •21) Особенности структуры оборотных средств в нефтегазодобыче.
- •22) Характеристика способов ведения капитального строительства.
- •23) Характеристика хозяйственных субъектов, функционирующих в нефтяной отрасли.
- •24) Кругооборот оборотных средств и показатели использования оборотных средств.
- •25) Характеристика и перспектива развития винк.
- •26) Особенности структуры оборотных средств в магистральном транспорте газа.
- •27) Задачи, перспективы развития тэк.
- •28) Особенности структуры оборотных средств в строительстве скважин.
- •29) Тэк. Характеристика первого этапа его развития.
- •30) Порядок расчета основных показателей использования оф в нефтегазодобыче.
- •31) Современное состояние и перспективы добычи нефти.
- •32) Показатели, используемые для стоимостной оценки оф.
- •33) Цели и задачи капитального строительства в нефтегазовых отраслях.
- •35) Структура управления нефтяной промышленностью.
- •37) Тэк. Характеристика второго этапа.
- •38) Порядок расчета оф в нефтегазопереработке.
- •39) Современное состояние и перспективы развития магистрального транспорта газа
- •41) Понятие амортизации и методы начисления амортизационных отчислений.
- •43) Состав и структура оф в нефтяной и газовой промышленности.
- •44) Понятие элемента затрат и их состав.
- •46) Состав сырьевой базы газовой промышленности.
- •47) Пути улучшения использования оф в строительстве скважин.
- •48) Порядок расчета показателей использования оф в строительстве скважин.
30) Порядок расчета основных показателей использования оф в нефтегазодобыче.
Фо = Q/Фср.г.
Фе = 1/Фо
Фв = Q/n,
где Фср.г. – среднегодовая ст-ть осн. фондов
Q - продукция
n - численность промышленно-производственного персонала или всех работников предприятия Существует 2 формулы для расчета среднегодовой стоимости основных фондов:
Фср.г. = (Фн.г. + Фк.г.)/2
и Фср.г. = Фн.г. + ∑(Фввед.*Тн)/12 - ∑(Фвыб.*(12 - Тр))/12,
где Тр – время работы, считается с 1-го числа месяца введения (выбытия).
Особенности расчета фондоотдачи:
Добыча: фонды скважин
- Общий фонд скважин (все скважины, пробуренные на месторождении)
- Эксплуатационный (числятся с целью добычи)
- Действующие скважины (дающие продукцию)
- Фонд бездействующих скважин
- Фонд скважин, находящийся в консервации
Кэксп считается по действующему фонду скважин, которые давали продукцию, хотя бы 1 день в месяц.
Продукцией Q в добыче является добытая нефть (т) или газ (мЗ). Для расчета продукции в натуральном выражении берут общий объем добычи (валовая, товарная), для расчета в стоимостном выражении берут валовую, товарную или реализованную продукцию, т.е. умножить объем добычи на цену.
Коэффициенты использования основных фондов:
Коэф. интенсивного использования
Ки= Q факт/Qмакс, в добыче это дебиты фактический и расчетный (проектный).
Коэф. экстенсивного использования считается как Кэксплуатации и Киспользования скважин.
Кэксплуатации = Сэд/Скд, где Сэд по считается по скважинам действующего фонда скважин (скважиномесяцы); Скд календарные сважиномесяцы, по действ. фонду.
Кисп.скв-н = Сэд/Скэ , Скэ – добывающий фонд скважн.
31) Современное состояние и перспективы добычи нефти.
Максимум в 1987 году - 610-612 млн тонн
В дальнейшем добыча стала падать. Минимум в 1998 – 303 млн тонн.
После 98 года до 2005 добыча стала расти, но с 2005 года темпы стали снижаться.
2008 г = 490 млн тонн
2009 г = 494 млн тонн
2010 г = 505 млн тонн
2011 г = 510 млн тонн
В добыче есть ряд проблем:
- постоянное снижение продуктивности скважин (борьба – интенсивное бурение)
Но дебит снизился до 9 тонн в сутки, так как в структуре местор-ий всё больше старых
- в настоящее время простаивает очень большое кол-во скважин. Порядка 33 тыс скважин из 157 стоит. 3 года назад стояло 40 тыс. причины простоя – ожидание ремонта.
650-680 тыс ремонтов проводится ежегодно. Низкий межремонтный период. Проблема в оборудовании, а не в ремонтниках.
- скважины стали останавливать сознательно, так как добыча нефти стала нерентабельна.
Основной район добычи- основной район Зап.Сибирь- Тюмень (сказать месторождения)
Европейская часть – добыча снижается (3-5% в год).
Тимано-Печёрская нефтяная провинция. Нефть тяжёлая, но качественная. Активная зона для иностранного бизнеса. Объёмы добычи возрастут в Вост. Сибири, увеличится на Сахалине, камчатке, на шельфе.
Максимальный уровень добычи – 560 млн т.
В период перестройки – 30 млн т в год
Причины снижения объемов добычи:
1. внешние:
- снижение спроса на нефть
- снижение бюджетного финансирования
2. внутренние:
снижение продуктивности скважин. Можно компенсировать бурением новых скважин
- увеличение числа простаивающих скважин: 42-45 тыс скважин ежедневно (ожидание ремонта)
- низкое качество оборудования
- ежегодно проводится 650-680 тыс. ремонтов
- количество скважин в 2-3 раза меньше, чем количество ремонтов
- останавливаем скважины по причине нерентабельности
России необходимо порядка 400 млн т в год.
Районы:
- Западная Сибирь – 70% добычи
- Волго-Уральское – 25%
- Ямало-Печерская – 3-4%
- Северный Кавказ – 2,6-2,8%
- Восточная Сибирь и Дальний Восток – 0,6-0,8%
Месторождения:
- Самотлорское (ХМАО, 3200 млн.т)
- Ромашкинское (Татарстан, 2700 млн.т)
- Приобское (ХМАО, 2000 млн.т.)
- Лянторское (ХМАО, 2000 млн.т)
В 2010-2020 гг. будет добыто в общей сложности 5 млрд тонн нефти. При этом Минэнерго предполагает некоторое снижение налоговой нагрузки на нефтяные компании. Наращивание до 600 млн тонн в год возможно уже при существенных налоговых послаблениях, но в этом случае доходы бюджета снизятся на 44%.