3. Теоретические и методологические основы планирования затрат на бурение скважин

В условиях мировой конкуренции организаций нефтегазового сектора усиливается значимость управления в их вертикально-интегрированных структурах. Каждый участок управления является важным, поскольку генерирование информации происходит благодаря всем службам и подразделениям компаний, предприятиям, входящим в группы, их филиалам.

Специфика современного этапа развития экономики связана с необходимостью четкого соотношения текущего состояния производства и его перспектив. Стратегические ориентиры предприятий добывающих, транспортирующих и перерабатывающих нефть и газ рассматриваются государством в качестве приоритетных задач развития экономики в этом секторе. Выход на зарубежных потребителей, освоение новых рынок, повышение уровня добываемых ресурсов и реализуемой продукции, эффективность эксплуатации действующих скважин, их обслуживание и модернизация и другие задачи предопределяют содержание учетно-аналитической информации, необходимой для формирования бюджета затрат.

Вынужденная и жесткая ценовая политика неизбежно заставит потребителей нефти и газа газа изменить свое рыночное поведение. Речь идет о технологическом перевооружении производства, оптимальном планировании расходов газа, соблюдении топливного режима. Это позволит уйти от неэффективных механизмов перекрестного субсидирования, повысить инвестиционные возможности предприятий.

В долгосрочной перспективе необходим поиск новых факторов повышения эффективности нефтегазовой отрасли. Решающим фактором роста будут выступать снижение издержек производства, увеличение рентабельности и аккумуляция финансовых ресурсов на этой основе.

В силу заметной тенденции увеличения доли постоянных накладных в общей структуре нефтегазодобывающих предприятий использование традиционных методик управления издержками (системы "Директ-костинг", "-кост" и др.) не достаточно корректно отражает характер затрат. Требуется разработка новых подходов к управлению издержками. Многими авторами обосновано, что наиболее эффективным направлением в управлении затратами в реальных условиях хозяйственной деятельности является грамотное формирование и контроль бюджета затрат. Актуальность исследования определила направленность курсовой работы.

Объектом исследования в данной работе является компания ООО «Восток». Предметом изучения в данной работе является формирование бюджета затрат на бурение скважин и добычи газа и нефти на примере компании ООО «Восток».

Целью работы является формирование бюджета затрат на бурение скважин и добычи газа и нефти и прогноз сбалансированности бюджетных средств и возможности решения производственных задач на примере компании ООО «Восток».

Задачи исследования:

- рассмотреть теоретические основы обоснования бюджетообразующих факторов;

- на основе проведенного анализа и теоретических исследований сформировать плановый бюджет компании и дать прогноз сбалансированности бюджетных средств и возможности решения производственных задач.

3.1 Оперативное планирование в добыче нефти и газа

План производства и реализации продукции нефтегазодобывающего предприятия включает следующие показатели: объема производства и реализации продукции; объема работ в эксплуатации; использования фонда скважин; производительности скважин.

Показатели объема производства и реализации продукции в натуральном выражении:

1. Добыча нефти ( QН ), планируемая и учитываемая в тоннах, отражает всю добытую из скважин за данный период времени нефти

2. Добыча газа ( QГ ), планируемая и учитываемая в тыс. м, представляет собой ту часть добытого газа из газонефтяных и газовых скважин, которая за данный период времени должна быть использована (утилизирована), поскольку остальная часть газа не используется и представляет собой неучтенные потери.

3. Добыча газоконденсата( QГК ), планируемая и учитываемая в тоннах, характеризует весь добытый из скважин за данный период времени газоконденсат.

4. Валовая добыча нефти, газа и газоконденсата( QВ ), планируемая и учитываемая в тоннах, представляет всю добычу за данный период времени нефти, используемого газа и газоконденсата.

Для приведения единицы измерения добычи газа к одному эквиваленту с нефтью объемное количество добычи газа пересчитывают в весовое количество условного газа. При этом за единицу измерения (1 т) принимают количество условного газа с теплотворной способностью 10000 кал/кг, эквивалентное 1 т нефти. Пересчет осуществляется при помощи переводного коэффициента ( К ), который рассчитывается в зависимости от качества газа по формуле

К = j*a*kд /kу , (1.1)

где j – относительная плотность добытого газа (при плотности воздуха, равной единице);

a – плотность воздуха, кг/м3, (а = 1,293);

kд – калорийность добытого газа, Дж/кг;

kу–калорийность условного газа, Дж/кг, ( kу = 41800Дж/кг).

Количество газа в весовом измерении в тоннах рассчитывается по формуле:

QГ = QГ' *К, (1.2)

Где QГ' –количество планируемого и учитываемого газа, тыс. м. 3

Валовая добыча нефти, газа и газоконденсата (QВ):

QВ = QН+QГ+QГК (1.3)

5. Товарная добыча нефти, газа и газоконденсата (QТ ), планируемая и учитываемая в тоннах, рассчитывается вычитанием из валовой добычи продукции и ее расхода на собственные производственные нужды предприятия, так называемого нетоварного расхода продукции (QРНТ ), и потерь продукции (QПОТ ).

Товарная добыча нефти, газа и газоконденсата (QТ ):

QТ = QВ-QРНТ-QПОТ , (1.4)

QТ = QС+ QРТ , (1.5)

гдеQС–объем сдачи продукции в переработку, т;

QРТ–товарный расход продукции, сданной другим потребителям: управлениям буровых работ, жилищно-коммунальному хозяйству и другим потребителям, т;

QПОТ–потери продукции, т.

6. Реализация нефти, газа и конденсата ( QР ), планируемая и учитываемая в тоннах, рассчитывается на основе товарной добычи нефти, газа и конденсата с учетом изменения остатков запасов нефти на конец года (QКГ) против остатков на начало года ( QНГ ) в товарном парке нефтегазодобывающего предприятия и с учетом нефти в товарах отгруженных. Реализация нефти, газа и конденсата ( QР ):

QР = Q1+ Q2 + QТ + (QНГ - QКГ ) - Q3 , (1.6)

где Q1 –количество продукции, сданной потребителям на начало планируемого года, но неоплаченной ввиду ненаступления сроков оплаты, т;

Q2 –количество продукции, неоплаченной потребителем в установленные сроки, т;

Q3 –количество продукции, сданной потребителям на конец планируемого года, но подлежащей оплате в последующем году, т.

Кроме добычи нефти, газа и газоконденсата нефтегазодобывающие предприятия могут выполнять работы промышленного характера и производственные услуги, которые учитываются объемами продукции в стоимостном выражении.

Добыча нефти и газа зависит от фонда скважин, его движения и степени использования в плановом периоде.

План добычи природного газа (Qгt+1) предусматривает максимально возможную его добычу из старых скважин, перешедших с прошлых лет (Qгсt+1), из старых скважин, вводимых из бездействия (Qгбt+1 ), и из новых скважин Qгнt+1:

Qгt+1 = Qгсt+1+Qгбt+1+Qгнt+1 . (1.7)

Добыча газа из старых скважин, перешедших с прошлых лет, в планируемом году гсt 1 Q + определяется по формуле:

Qгсt+1 = Qгрсt+1*kгt+1, (1.8)

Где рQгсt+1 –ожидаемая расчетная добыча газа из старых переходящих скважин, тыс. м 3 ;

kгt+1 –коэффициент изменения добычи газа из старых скважин, отражающей колебание добычи в связи с изменением пластовых давлений и отбора газа из пласта, влияние мероприятий по интенсификации добычи газа.

Расчетная добыча газа из старых скважин, переходящих с прошлого года:

Qгрсt+1 = Qгсt *Nгt *qгt *kэt+1*365 , (1.11)

Где Qгсt– добыча газа из старых (переходящих) скважин в году, предшествующем планируемому, тыс. м 3 ;

Nгt–число газовых скважин, введенных в году, предшествующем планируемому;

qгt– среднесуточный дебит одной новой скважины в году, предшествующем планируемому, тыс. м 3 /сут.;

kэt+1 –коэффициент эксплуатации в планируемом году новых скважин, введенных в предшествующем году.

Добыча газа из скважин, вводимых из бездействия, определяется на основе данных о числе скважин (Nбt+1 ), среднесуточном дебите (qбt+1 ) и количестве дней работы в году (mбt+1 ):

Qгбt+1 = Nбt+1* qбt+1*mбt+1. (1.12)

Добыча газа из новых скважин (QГHt+1) в планируемом году:

Qгнt+1 = Nнt+1*Днt+1*Тнt+1 , (1.13)

где Nнt+1 –число новых скважин, подлежащих вводу в эксплуатацию в планируемом периоде (в первую очередь из освоения с прошлых лет, консервации из разведочного бурения);

Днt+1-среднесуточный дебит одной новой скважины, соответствующий геологическим условиям разработки газовых месторождений (по проектам разработки газовых месторождений), тыс. м 3 /сут.;

Тнt+1 –среднее число дней эксплуатации одной новой скважины в год ввода ее в действие с учетом нормативного срока освоения.

Исходными данными для планирования добычи газового конденсата являются: удельное потенциальное содержание конденсата в добываемом газе при текущем пластовом давлении (г/м 3 ), удельный отбор конденсата из газа (г/м 3 ), степень отбора конденсата от потенциального содержания (%), добыча газа из газоконденсатных залежей.

Ресурс газоконденсата:

Qкрt+1 = Qгt+1*Gкрt+1/1000 , (1.14)

где Gкрt+1–потенциальное содержание (ресурс) газоконденсата в 1м3 газа, г.

Плановый объем добычи газоконденсата:

Qкгt+1 = Qгt+1*Gкуt+1/1000, (1.15)

где Gкуt+1–удельный отбор газоконденсата из газа, г/м3 .