Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Формирование механизма управления устойчивым развитием нефтяных компаний: На примере ОАО «Сургутнефтегаз»

Диссертация: Формирование механизма управления устойчивым развитием нефтяных компаний: На примере ОАО «Сургутнефтегаз»
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Перечисленные задачи управления устойчивым развитием компании невозможно решить без знания показателей затрат и результатов разведки, освоения и добычи, закономерностей их взаимосвязи и зависимости от природных свойств объектов добычи и новых технологий на всей ^ совокупности и на каждом из эксплуатируемых месторождений. Проблема заключается в трудностях получения подобной информации в условиях… Читать ещё >

Содержание

  • Глава 1. Факторы и задачи управления устойчивым развитием нефтедобывающей компанией
    • 1. 1. Теоретические основы устойчивого развития производства в горнодобывающих отраслях
    • 1. 2. Основные тенденции развития нефтедобычи
  • А
    • 1. 3. Направления научно-производственного развития
    • 1. 4. Система показателей для управления устойчивым развитием производства в нефтяной компании
    • 1. 5. Выводы по главе 1
  • Глава 2. Формирование системы управления устойчивым развитием производства
    • 2. 1. Концепция устойчивого развития производства
    • 2. 2. Моделирование процесса устойчивого развития производства
      • 2. 2. 1. Производственные функции процесса нефтедобычи
      • 2. 2. 2. Функции устойчивой доходности для нефтяной компании и государства
    • 0. 2.3. Оптимизация производства на основе метода предельного анализа
      • 2. 3. 1. Классификация объектов нефтедобычи
      • 2. 3. 2. Управление устойчивым развитием нефтяных компаний на тактическом уровне
      • 2. 4. Выводы по главе 2
  • Глава 3. Методы оценки эффективности инновационно-инвестиционных проектов в нефтяной промышленности
    • 3. 1. Классификация методов оценки экономической эффективноети инновационно-инвестиционных проектов
    • 3. 2. Оценка экономической эффективности производства
  • ОАО «Сургутнефтегаз»
    • 3. 2. 1. Методы оценки экономической эффективности инвестиционных проектов
    • 3. 2. 2. Оптимальное (по времени и мощности) вовлечение месторождений в отработку для ОАО «Сургутнефтегаз»
    • 3. 3. Показатели экономической эффективности инновационноинвестиционных проектов при разработке нефтяных месторождений
    • 3. 3. 1. Статические показатели оценки экономической эффективности инновационно-инвестиционных проектов
    • 3. 3. 2. Динамические показатели оценки экономической эффективности инновационно-инвестиционных проектов
    • 3. 4. Выводы по Главе 3
  • Глава 4. Информационное обеспечение управления устойчивым развитием производства
    • 4. 1. Имущественно-технологический комплекс как объект системы учета
    • 4. 2. Организация учета затрат и результатов по однородным (типовым) условиям бурения скважин
    • 4. 3. Выводы по Главе 4

Формирование механизма управления устойчивым развитием нефтяных компаний: На примере ОАО «Сургутнефтегаз» (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность темы

исследования.

В достижении Россией устойчивого экономического роста в обозримом будущем остается значительной роль добывающих предприятий топливно-энергетического комплекса (ТЭК).

Эффективное устойчивое развитие крупной нефтедобывающей компании определяется стабильным и сбалансированным ростом производственно-экономических показателей при эксплуатации ооъектов, находящихся на различных этапах жизненного цикла, с различными природными свойствами и условиями извлечения добываемого сырья.

Для обеспечения стабильного и сбалансированного экономического роста необходимы своевременная подготовка и ввод объектов добычи взамен выбывающих, повышение эффективности производства на основе % новых технологий извлечения нефти с учетом прогноза изменения геолого-технических условий бурения и эксплуатации скважин.

Перечисленные задачи управления устойчивым развитием компании невозможно решить без знания показателей затрат и результатов разведки, освоения и добычи, закономерностей их взаимосвязи и зависимости от природных свойств объектов добычи и новых технологий на всей ^ совокупности и на каждом из эксплуатируемых месторождений. Проблема заключается в трудностях получения подобной информации в условиях принятого укрупненного статистического и бухгалтерского учета в компаниях, построении адекватных геолого-экономических моделей, необходимых для долгосрочного планирования устойчивого роста и разработки оптимальных производственных программ инновационного развития компании. Поэтому исследование и решение теоретических и практических задач формирования механизма управления устойчивым развитием представляется актуальной и значимой для теории и практики управления производством нефтедобывающей компании. Особенно это относится к крупным вертикально-интегрированным нефтяным компаниям, таким как ОАО «Сургутнефтегаз» и др.

Объектом исследования является производственная деятельность вертикально-интегрированных нефтяных компаний.

Предметом исследования являются экономические факторы и методы управления устойчивым развитием вертикально-интегрированных нефтяных компаний.

Целью диссертационной работы является формирование организационно-экономического механизма управления устойчивым развитием вертикально-интегрированной нефтяной компанией.

Для достижения цели поставлены и решены следующие задачи:

• исследование и разработка теоретических положений по структуре и задачам управления устойчивым развитием производства нефтяной компании;

• анализ условий и факторов развития производства нефтяных компаний (на примере ОАО «Сургутнефтегаз»);

• разработка системы показателей и критериев для управления устойчивым производством;

• разработка моделей и методов управления устойчивым развитием производства на стратегическом и тактическом уровнях;

• систематизация существующих и разработка предложений по оценке эффективности инновационно-инвестиционных проектов для повышения устойчивости в долговременном периоде;

• разработка методических основ и практических рекомендаций учета затрат и результатов по имущественно-технологическим комплексам.

Теоретической и методической основой работы является системный подход к обоснованию механизма устойчивого развития нефтяных компаний. В работе использовались экономико-математическое моделирование, методы анализа и синтеза, математической статистики, предельного анализа, финансового экономического анализа и др.

Из отечественных ученых использованы труды: В. Ю. Алекперова, Г. Х. Баева, М. Х. Газеева, A.A. Герта, С. З. Жизнина, М. А. Комарова, А. Э. Конторовича, О. С. Краснова, Ю. С. Кудинова, В. Д. Лысенко, Н. Я. Медведева, В. И. Назарова, В. Д. Наливкина, В. П. Орлова, В. И. Подольского и др.

Из зарубежных авторов использованы работы И. Ансоффа, У.Дж. Баумоля, У. Д. Дункан, Е. Ергина, Ф. Ф. Крейга, А. Перродона, A.A. Томпсона, А. Дж. Стрикленда и др.

Информационной основой послужили статистические сборники Госкомстата, МПР России, данные ОАО «Сургутнефтегаза», а также опубликованные и фондовые материалы.

Научная новизна исследований заключается в следующем:

— обоснован механизм управления устойчивым развитием производства в нефтяной компании, включающий факторы и методы поддержания положительной динамики системы экономических показателей производства;

— предложен аналитический метод расчета предельных значений основных производственно-экономических показателей и критерий их оптимизации — равенство предельных затрат и предельного чистого дохода на единицу продукции;

— разработаны производственные функции и двухэтапная модель для поддержания на необходимом уровне производственно-экономических показателей нефтяной компании;

— обоснована необходимость многовариантной оценки эффективности инновационно-инвестиционных проектов за долговременный период по всем действующим и вновь вводимых месторождениям;

— разработаны научно-методические и практические рекомендации по выделению имущественно-технологических комплексов как объектов управления устойчивым развитием нефтяной компании.

Практическое значение работы заключается в: разработке механизма, позволяющего прогнозировать устойчивое развитие крупных нефтяных компаний, определять необходимый для этого объем инвестиций и способ и сроки распределения последних между объектами нефтедобычи. На защиту выносятся следующие научные положения:

1. Механизм управления устойчивым производственным раз-щ витием нефтяной компании включает прогноз, планирование и мониторинг факторов и экономических показателей производства и эффективности инновационно-инвестиционных проектов по объектам и этапам их жизненного цикла.

2. Устойчивым развитием производства управляют на страте-41 гическом и тактическом уровнях, при этом соответственно: прогнозируют скорости изменения и моменты выхода из зоны устойчивости производственно-экономических показателей, которые апроксимируются монотонно-неубывающей функцией устойчивостииз условия равенства предельных затрат и чистых доходов определяют объекты, время и величину экономического роста и границы эффективного применения новых технологий.

3. Для устойчивости производства в долговременном периоде на основе оптимального (по времени и мощности) вовлечения месторождений в отработку необходимо оценивать эффективность инновационно-инвестиционных проектов за весь прогнозируемый период по всем действующим и новым объектам.

4. Для обеспечения информацией задач управления устойчивым развитием необходимо выделять имущественно-технологические комплексы (ИТК) геологического объекта, технологии и связанными с ними имуществомдля обоснования и использования ИТК в качестве объектов управления реализуются, учитываются и анализируются затраты и результаты по типовым геолого-техническим условиям разведки, освоения и добычи.

Апробация диссертационной работы. Результаты и выводы, полученные в работе, апробированы на предприятии ОАО «Сургутнефтегаз», докладывались автором на научно-технических советах ОАО «Сургутнефтегаз», на научных конференциях в ВИЭМСе.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и приложений. Содержит 20 рисунков, 15 таблиц. В списке использованной литературы 72 наименования.

4.3. Выводы по Главе 4.

В условиях системы налогообложения стимулирующего разработку новых месторождений возникает необходимость организации раздельного учета имущественных объектов на новых месторождениях. Предложена система учета основных средств в виде ИТК имущественно-технологических комплексов. ИТК представляет собой — совокупность инвентарных объектов основных средств, объединенных в единый технологический процесс и предназначенных для выполнения функций (работ), необходимых для получения конечного результата (продукции, услуг и пр.) на однородном геологическом объекте нефтегазодобычи. Объекты ИТК могут включать в себя другие объекты, что позволяет вести иерархию имущества для различного уровня учета. Формирование ИТК производится с использованием данных бухгалтерского учета основных фондов по следующим признакам:

— Территориально-функциональному — выделение и учет ИТК по местоположению и другим характеристикам (цеха, гаражи, кусты скважин, дожимные насосные станции, кустовые насосные станции и другие) с учетом функционального (технологического) назначения. В случае нахождения зданий, сооружений и оборудования производственного и социального назначения на территории одной базы. Формирование объектов ИТК производится с учетом их функциональности (ИТК производственно назначения, ИТК столовая, ИТК общежитие и прочее).

— Функциональному (технологическому) — выделение и учет имущественно-технологических комплексов по их назначению. Сюда включается движимое имущество (оборудование, инвентарь и т. д.) в виде имущественных комплексов бригад буровых, вышкомонтажных и других.

Принятие Думой Ханты-Мансийского автономного округа закона о стимулировании ускоренного ввода в разработку нефтегазовых месторождений в пределах лицензионных участков недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа показало, что учет имущества по объектам ИТК позволяет получить ощутимый экономический эффект уже в настоящее время.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В соответствии с принципами устойчивого развития нефтяная компания должна обеспечивать стабильную добычу, максимально возможную полноту извлечения нефти из недр и соблюдение требований и нормативов по воздействию на окружающую среду.

Целью управления устойчивым развитием является достижение ^ компанией наибольшего возможного потенциала (прирост запасов, объем добычи, доход и др.) и наименее вредного воздействия на окружающую среду при прохождении всех этапов жизненного цикла месторождений.

Для достижения целей управления устойчивым развитием необходимо иметь долгосрочный прогноз и план работы компании по показателям, отражающим факторы, условия и результаты освоения и добычи с % учетом изменения показателей по этапам жизненного цикла всех объектов добычи.

Анализ основных общеотраслевых тенденций нефтедобычи и факторов научно-производственного развития в нефтяной компании «Сургутнефтегаз» позволил выделить критические проблемы, решение которых обеспечивает устойчивую добычу с помощью обоснованного во вре-" <|1 мени и затратам по объектам увеличения объемов бурения и введения новых технологий.

Разработана система производственно-экономических показателей для прогноза, планирования и управления устойчивым развитием производства в нефтяной компании.

Сформулирована концепция эффективного устойчивого развития нефтедобывающей компании как стабильный и сбалансированный рост производственно-экономических показателей при эксплуатации объектов, находящихся на различных этапах жизненного цикла, с различными природными свойствами и условиями извлечения добываемого сырья при экономически целесообразной обеспеченности разведанными запасами и устойчивом росте бюджетных отчислений.

Проведено моделирование процесса устойчивого развития производства, построены производственные функции и функции устойчивого развития для основных производственно-экономических показателей: добычи, затрат и чистого дохода предприятия для 24 действующих месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» по прогнозным данным для каждого из объектов нефтедобычи в период с 2000 по 2015 годы.

Показано, что начиная с 2006 г. может проявиться отрицательная динамика показателей устойчивого развития нефтяной компании, в качестве которых рассматриваются как показатели добычи и чистого дохода, так и скорости их изменения во времени, то есть их первые производные. Полученные производственные функции позволяют компенсировать негативную динамику показателей устойчивости и определяют необходимые для этого объемы капиталовложений.

Построены производственные функции и функции устойчивого развития для общего чистого дохода и дохода государства (объема отчислений в бюджеты всех уровней). Анализ динамики показателей устойчивого развития общего чистого дохода подтвердил полученные выше результаты о негативной динамике, начиная с 2006 г. Для дохода государства наибольший пик отрицательной динамики согласно расчетам пришелся на 2012 год, то есть временной лаг между моментами возникновения отрицательной динамики устойчивого развития производства и отчислений в бюджет составляет примерно 5 лет, хотя меньшие по амплитуде отрицательные эффекты будут отмечены к 2007 году.

Проведена классификация объектов нефтедобычи ОАО «Сургутнефтегаз» на четыре группы по двум классифицирующим признакам: типу продуктивности разрабатываемых залежей и объему нефтедобычи с целью получения приемлемой точности зависимостей средних и предельных показателей затрат и чистого дохода от добычи для каждого класса. К каждой из четырех групп объектов нефтедобычи применена процедура предельного анализа. Для этого был разработан специальный аналитический метод расчета предельных показателей по аналитическим выражениям для соответствующих средних показателей в функции добычи нефти. ^ С помощью этого метода для каждой из четырех групп объектов нефтедобычи с приемлемой точностью построены зависимости средних и предельных показателей затрат и чистого дохода на единицу добычи. В качестве чистого дохода в соответствие с сформулированной концепцией устойчивого развития использован доход государства. В этом случае оптимизация производства осуществляется как в интересах инвестора (по colt поставлению предельных и средних затрат), так и государства (по сопоставлению предельных и средних доходов государства).

Результаты предельного анализа являются основой для построения альтернативных к рассматриваемому инвестиционных проектов, моделирующих денежные потоки от производственной, инвестиционной и финансовой деятельности компании. Эти проекты могут быть проранжиро-ваны и отдельные из них отобраны для финансирования по результатам оценки их экономической эффективности.

Приведены и классифицированы методы и показатели экономической оценки инновационно-инвестиционных проектов.

Дана оценка экономической эффективности производства ОАО «Сургутнефтегаз».

Даны рекомендации по оптимальному вовлечению новых месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» в отработку с целью устранения негативных тенденций развития производства компании, выявленных с помощью метода построения функции ее устойчивого развития.

Показано, что наибольший прирост добычи и чистого дохода за счет ввода новых месторождений приурочен к 2006 году, то есть к году нарушения позитивной динамики развития производства компании.

Показано, что ввод новых месторождений в отработку не полностью устраняет негативную динамику развития компании, хотя и сглаживает ситуацию.

Сформулирована экономико-математическая модель оптимизации производства компании с целевой функцией максимизации добычи при условии равенства предельных затрат и чистых доходов и ограничениях по параметрам МСБ и принятой в проекте технологии нефтедобычи.

Предложен метод решения модели устойчивого развития компании, учитывающий интересы инвестора и государства, основанный на правиле верхней левой клетки распределительных задач линейного программирования.

В условиях системы налогообложения стимулирующего разработку новых месторождений возникает необходимость организации раздельного учета имущественных объектов на новых месторождениях. Предложена система учета основных средств в виде ИТК имущественно-технологических комплексов. ИТК представляет собой — совокупность инвентарных объектов основных средств, объединенных в единый технологический процесс и предназначенных для выполнения функций (работ), необходимых для получения конечного результата (продукции, услуг и пр.) на однородном геологическом объекте нефтегазодобычи. Объекты ИТК могут включать в себя другие объекты, что позволяет вести иерархию имущества для различного уровня учета. Формирование ИТК производится с использованием данных бухгалтерского учета основных фондов по следующим признакам:

— Территориально-функциональному — выделение и учет ИТК по местоположению и другим характеристикам (цеха, гаражи, кусты скважин, дожимные насосные станции, кустовые насосные станции и другие) с учетом функционального (технологического) назначения. В случае нахождения зданий, сооружений и оборудования производственного и социального назначения на территории одной базы. Формирование объектов ИТК производится с учетом их функциональности (ИТК производственно назначения, ИТК столовая, ИТК общежитие и прочее).

— Функциональному (технологическому) — выделение и учет имущественно-технологических комплексов по их назначению. Сюда включается движимое имущество (оборудование, инвентарь и т. д.) в виде имущественных комплексов бригад буровых, вышкомонтажных и других.

Принятие Думой Ханты-Мансийского автономного округа закона о стимулировании ускоренного ввода в разработку нефтегазовых месторождений в пределах лицензионных участков недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа показало, что учет имущества по объектам ИТК позволяет получить ощутимый экономический эффект уже в настоящее время.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России. Методология формирования и реализация. Москва, АУТОПАН, 1996.
  2. Д. Сценарий для инвестора: Опыт создания системы оценки коммерческой эффективности инвестиционных проектов нефтяной компании.// Нефть России, — 2000, — № 1, — С. 48−49.
  3. A.C. Экономика разведки, добычи и переработки полезных ископаемых (геоэкономика). Москва, Недра. 1991.
  4. Т. А Уроки приватизации в нефтегазовом секторе России. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. № 6, 1999, с 18 24.
  5. Г. Х. Индикаторы устойчивого развития процессов недропользования (методология формирования и перечень показателей). IV международная конференция «Новые идеи в науках о земле». Тезисы докладов. Москва, 1999 г.
  6. Г. Х. Макроэкономические проблемы минерально-сырьевого комплекса России на переходе к устойчивому развитию. Международная конференция «Экологическая безопасность на пороге XXI века». Тезисы докладов. Санкт-Петербург, 1999 г.
  7. Г. Х. Макроэкономические и межотраслевые аспекты стратегии рационального недропользования в условиях устойчивого развития. М., ВИЭМС, 1988 г., рукописная.
  8. Г. Х. Разработка методик расчета индикаторов устойчивого развития в сфере недропользования. М., ВИЭМС, 2001 г., рукописная.
  9. A.A. Оценки качественных параметров экономического роста. Ж. «Экономика и математические методы», т.27, вып. 2, 1991 г.
  10. У. Экономическая теория и исследование операций. М., Прогресс, 1965.
  11. Бернстайн Л. А Анализ бухгалтерской отчетности. Москва: Финансы и статистика, 1996.
  12. Бизнес в ресурсодобывающих отраслях. Справочник. М., Недра, 2001 г.
  13. Г. Шмидт С. Экономический анализ инвестиционных проектов. Москва: ЮНИТИ, 1997.
  14. Богданов С. Д. Применение экономико-математических моделей для анализа определяющих критериев при формировании стратегии организации сырьевой базы
  15. Российской Федерации (РФ) на период 20.25 лет. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.
  16. С.Д. Сравнительные исследования экономической и коммерческойоценки проектов освоения месторождений на ранней стадии работ. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений: НТЖ, — 2000. № 7, — С. 20−23.
  17. С.Д., Халимов Э. М. Метод оптимизации баланса доходности нефтяныхпроектов для государства и потенциальных инвесторов // Геология нефти и газа, 1998.-N2.-c.2−5.
  18. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений: НТЖ 1999 — № 8,-С. 33−37.
  19. Ван Хорн Д. К. Основы управления финансами. Москва: Финансы и статистика, 1996.
  20. A.A. Операционный аудит-анализ . Москва. Перспектива, 1996.
  21. П.Л., Лившиц В Н., Орлова Е. Р., Смоляк С. А. «Оценка эффективностиинвестиционных проектов». Москва.: Дело, 1998.
  22. В.Е., Плужников Б. И., Красильникова Т. Б. Вопросы нефтяного законодательства и стимулирование добычи нефти в зарубежных странах. Москва., Всероссийский НИИ организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности. 1994.
  23. A.A. Экономическое обоснование эффективности управленческих решений внефтегазовом комплексе. Автореферат диссертации на соискание ученой степенидоктора экономических наук. Новосибирск, 2000, 36 с.
  24. Е.З. Прогнозно-аналитическое исследование по формированию приоритетов технологического и технического развития нефтяной промышленности. Москва: НИИ ПП 1996.
  25. JI.A. Некоторые вопросы экономического стимулирования инвестиций в освоение нефтегазовых ресурсов. // Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса.-1995.-1.-е.16−1.
  26. A.A., Струкова Е. Б. Экономические методы управления природопользованием. М., Наука, 1993.
  27. В.А., Зыков В В., Шеломенцев В. В. Об инновационной программе Тюменской области. // Нефть и газ /Известия вузов, — 1999, — № 2, — С. 112−119.
  28. Государственная стратегия устойчивого развития Российской Федерации. Проект, Москва, 1997 г.
  29. В.И. и др. Управления инновациями основа деятельности АО РИТЭК. // Нефть, газ и бизнес. — 1999, — № 1−2, — С.22−29.
  30. В.И., Галустянц В. А., Виницкий М М. Роль инновационных процессов в стабилизации нефтяной промышленности России. //Нефть, газ и бизнес 2000 — № 2, — С. 20 — 24.
  31. С., Макроэкономическое планирование: новые подходы. Ж. «Экономист» 11,1996 г.
  32. A.A., Гусев И. Г. Об экономическом механизме экологически устойчивого развития. Ж. «Экономика и математические методы», т. 32, вып.2, 1996 г.
  33. В.А. Нефть и приоритеты энергетической политики. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 1994, № 3, с. 4−10.
  34. JI.B. Анализ бухгалтерской отчетности. Москва: Финансы и статистика, 1998.
  35. В.Ф., Максимов А. К. Методы оценки экономической эффективности до-разработки нефтяных и газонефтяных месторождений // Нефть, газ и бизнес.-2000,-№ 2 .-С. 59−63.
  36. Д. Добыча. Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть. Москва, ДеНово, 1999.
  37. С.З. Энергетическая дипломатия. //США. Канада. Экономика. Политика. Культура. № 2, 2000, с. 72−85.
  38. Л., Горстко А. Оптимальные решения в экономике. Наука, М. 1972 г.
  39. А., Шишарин Ю. Оценка стоимости нефтегазодобывающей компании. :Экономико-математические методы анализа // Мир связи .-1999 № 8 .- С.64−69.
  40. A.B., Шишорин Ю Р. Информационные технологии и особенности финансово-экономического анализа крупных инвестиционных проектов в нефтяной промышленности //Нефтяное хозяйство. -1998. -№ 8. -август, -с. 72−77.
  41. А. Инновационные стратегии в нефтяных компаниях. Проблема выбора и реализации. // Нефть России, — 1999, — № 8, — С. 58- 60.
  42. A.B., Латыш P.P. Оценка экономической эффективности геолого-технических мероприятий как основа бизнес-планирования на нефтедобывающем предприятии. // Нефтепромысловое дело: НТЖ, — 1999.-№ 12,-С.41−44.
  43. М.А., Белов Ю. П. Реализация права собственности государства на недра через изъятие природной ренты.Москва, // Вопросы экономики, № 8, 2000, с. 7183.
  44. М.А., Белов Ю. П., Монастырных О С. Рентное налогообложение в недропользовании, — // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. № 3, 1998.
  45. М.А., Белов Ю. П., Монастырных О С. и др. Ранжирование и выбор инвестиционных проектов методами теории статистических решений. М., ЗАО «Геоинформмарк», 2000.
  46. О.С. Формирование стратегии подготовки и освоения минерально-сырьевой базы нефтегазодобывающей промышленности. Новосибирск: Сибирское соглашение, 2000.
  47. Ю.С. Экономические проблемы развития топливно-энергетического комплекса Российской Федерации. Ч. I-П. М., Изд. НУМЦ Минприроды, 1996.
  48. Математика и кибернетика в экономике. «Экономика» М., 1975 г.
  49. Н. Я. Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвле-каемыми запасами нефти. Москва.: ВНИИОЭНГ, 1997.
  50. Н.Я. Проблемы разработки крупных газонефтяных залежей и пути их решения. М, ВНИИОЭНГ, 1995.
  51. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). Официальное издание. Москва., Экономика, 2000.
  52. B.C. Экономико-математические методы и модели. М. 1962 г.
  53. Нестандартный «Сургутнефтегаз». «Нефтегазовая вертикаль», № 10 (35), 1999, с. 58−66.
  54. В.П. Минеральные ресурсы и геологическая служба России в годы экономических реформ (1991 1999). Геоинформмарк, Москва., 1999.
  55. Основные положения Программы развития Минерально-сырьевой базы Российской Федерации на 2001−2005 годы. Москва, 2000.
  56. Основные положения Энергетической стратегии на период до 2020 года (Вторая редакция). Прил. к обществ.-дел. журн. «Энергетическая политика», — М.:ГУ ИЭС, 2000.
  57. В.В. и Ковалев В В. Как читать баланс. Москва: Финансы и статистика, 1998.
  58. И.А. Экономические исследования по обоснованию удельных затрат для оценки вариантов разработки месторождений в условиях рынка // НЭЖ. Экономика и управление нефтегазовой промышленности.-1998.-N3−4.-с. 13−18.
  59. Е.В. Концепция экологически устойчивого развития применительно к макроэкономическому уровню. Ж. «Экономика и математические методы», Т.31,вып.3, 1995 г.
  60. Ю.А. Экономика разведки и оценки недр. Москва, Недра, 1989.
  61. Сургутнефтегаз на рубеже веков. «Нефтегазовая вертикаль», № 5 (Специальный выпуск), 1999.
  62. Л. Д. Дума В., Табаков В. Методические основы расчета коммерческой эффективности внедрения информационно-управляющих систем на предприятиях нефтегазового комплекса. // Нефтяное хозяйство. 1999. — № 11.
  63. Э. Техника финансового анализа. Москва: ЮНИТИ, 1997.
  64. Р.Н., Барнес С.Б Планирование инвестиций. Москва: Дело, 1994.
  65. Е.П. Бюджет и финансы нефтегазовых компаний. Москва: ДеНово, 2000.
  66. У., Александер Г., Бэйли Дж. Инвестиции. Москва: Инфра-М, 1997.
  67. O.A. Экономический рост при непостоянных издержках добычи природных ресурсов. Ж. «Экономика и математические методы», т.31, вып. 4, 1995 г.
  68. Эффективный экономический рост: теория практика. Чечелева Т В., Ивлева Г. Ю, Козлова В. А. и др. М.: ФА, 2001 г. 328 с.
  69. В.А. Экспресс-оценка экономической эффективности методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи. // Нефтяное хозяйство. 2000, — № 8. -С. 19−20.
  70. Mining Journal, 2002, Job 339, № 8702, рр 181, 182- № 8696 рр 78, 79- August sup-• plement «Mining Centres of the World», p 30, 32, 33.2500,2 000,01500,1 000,0500,00,01. НИЗ 2105,49 млн. т-27о, 7млн. т, 12,9%-:-1280,5 млн. т, 26,3%
  71. Структура извлекаемых запасов нефти категории АВС1 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз"по состоянию на 1.01.2000 г.
  72. Неразрабатываемые (15 месторождений) низкопродуктивные (70 объектов) 58 579 2.8 0.0 0.0 58 579.0 5.8 0.0
  73. Показатели 1999 2000 2001 2002 2003 2004
  74. Ввод новых добывавших сквахин всего, шт. 699 668 752 779 817 7866. в том числе из эксплуатационного бурения, шт. 639 520 696 716 765 7547. то хе из разведочного бурения, шт. 3 11 5 8 6 58. то хе переводом с других объектов, шт. 57 37 51 55 46 27
  75. Среднесуточный дебит нефти новой сквахины, т/сут. 17.3 18.4 18.2 17.7 17.5 17 4
  76. Среднее число дней работы новой сквахины. дни 157 160 161 161 159 159
  77. Средняя глубина новой сквахины, м 2605 2574 2583 2588 2603 2625
  78. Эксплуатационное бурение, всего, тыс. м 1808.5 1996.9 2053.6 2163.7 2293.6 2322 813. в том числе добывающих сквахин, тыс. м 1176.1 1376.6 1439.1 1558.7 1680.2 1689 514. то хе вспомогательных и специальных сквахин, тыс м 632.4 620.6 614.4 604.9 613.5 633 3
  79. Расчетное время работы новых перешедших сквахин, дни 346 345 345 342 340 340
  80. Изменение добычи нефти из перешедших сквахин, тыс. т -1202. -2886. -3780. -4339. -4513. -4649.
  81. Процент изменения добычи нефти из перешедших сквахин, % -3.3 -7.2 -9.2 -10.3 -10.6 -10.8
  82. Мощность новых сквахин, тыс. т 23. Выбытие добываощих сквахин всего, шт. 4457.4 4487.6 4998.0 5037.9 5212.7 4978.9380 317 468 493 477 46 724 в том числе под закачку, шт. 188 155 232 244 212 199
  83. Фонд добывающих сквахин на конец года, шт. 14 860 15 212 15 520 15 849 16 218 1 656 326. в том числе нагнетательных в отработке, шт. 840 835 739 620 533 4 54
  84. Действующий на конец года фонд добывавших сквахин. шт. 28. Перевод сквахин на механизированную добычу, шт. 13 419 14 022 14 291 14 599 14 958 15 314 560 801 835 847 863 80 929."онд механизированных сквахин, шт. 14 494 15 000 15 388 15 768 16 180 16 548
  85. Ввод нагнетательных сквахин, шт. 248 217 331 355 324 323
  86. Выбытие нагнетательных сквахин, шт. 9 19 52 76 83 79
  87. Фонд нагнетательных сквахин на конец года, шт. 5182 5382 5661 5940 6184 643 033. то хе действующий на конец года, шт. 4546 4897 5178 5450 5694 5934
  88. Фонд пробуренных резервных сквахин на конец года. шт. — - - -
  89. Средний дебит по хидкости действующей сквахины, т/сут. 52.8 54.5 54.1 53.6 53 0 52.236. то хе перешедших сквахин, т/сут. 53.3 55.1 54.8 54.4 53.7 52.937. то хе новых сквахин, т/сут. 31.0 29.5 27.3 25.9 24.7 24.6
  90. Средний дебит по нефти действующей сквахины. т/сут. В. О 8.2 8.2 8.2 8.1 8.039. то хе перешедших сквахин, т/сут. 7.8 7.9 7.9 7.9 7.9 7 8
  91. Газовый фактор, нмЗ/т 308.7 276.7 262.1 250.8 242.0 232.1
  92. Добыча хидкости с начала разработки, тыс. т ЗЗБ8еЗ 3628е3 3892е3 4154еЗ 4417еЗ 4679еЗ
  93. Добыча нефти с начала разработки, тыс. т 1094еЗ ПЗЗеЗ 1172еЗ 1212еЗ 1252еЗ 1293еЗ
  94. Коэффициент нефтеиэвлечения, X 16.542 17.132 17.732 18.338 18.947 19.558
  95. Отбор от утверхденных извлекаемых запасов. X 51.465 53.299 55.166 57.051 58.946 60.848
  96. Темп отбора от утверхденных извлекаемых запасов, X 1.768 1.835 1.867 1.884 1.895 1.90 355. то хе от текущих утверхденных извлекаемых запасов, X 3.505 3.780 3.998 4.203 4.413 4.634
  97. Закачка воды, тыс. мЗ 336 472 358 135 359 656 358 501 356 052 35 443 957. то хе газа, млн. мЗ — - - - •
  98. Закачка воды с начала разработки, тыс. мЗ 4984еЗ 5343е3 5702еЗ 6061еЗ 6417еЗ 6771еЗ59. го хе газа, млн. мЗ — - - -
  99. Компенсация отбора текущая, X 110.2 114.4 114.3 114.5 114.3 114.561. то хе с начала разработки, X 115.9 115.8 115.6 115.6 115.5 115.4
  100. Добыча газа всего, млн. мЗ 11 599 10 790 10 397 10 041 9745.1 9381 0
  101. Добыча газа с начала разработки, млн. мЗ 188 206 198 996 209 393 219 433 229 179 238 559
  102. Добыча нефтяного газа, млн. мЗ 2291.7 2347.3 2359.9 2351.9 2352.2 2344.9
  103. Добыча нефтяного газа с начала разработки, млн. мЗ 71 728 74 075 76 436 78 787 81 140 83 485
  104. Добыча свободного газа. млн. мЗ 9307.3 8442.5 8037.5 7688.8 7392.9 7036.1
  105. Добыча свободного газа с начала разработки, млн. мЗ 116 477 124 920 132 958 140 646 148 039 155 075
  106. Показатели 2005 2006 2007 2008 2009 2010
  107. Ввод новых добывавших сквахин всего, шт 744 667 601 572 539 4986. в том числе из эксплуатационного бурения, шт. 726 652 587 559 526 4857. то хе из разведочного бурения, шт. 1 3 1 — 8. то хе переводом с других объектов, шт. 17 12 13 13 13 13
  108. Среднесуточный дебит нефти новой сквахины. т/сут. 17.4 17.9 17.1 16.6 16.3 15.4
  109. Среднее число дней работы новой сквахины, дни 160 160 160 162 161 161
  110. Средняя глубина новой сквахины. м • 2646 2688 2717 2742 2764 2778
  111. Эксплуатационное бурение. всего, тыс. м 2219.8 2005.7 1812.1 1744.4 1675.5 1594.813. в том числе добывающих сквахин, тыс. м 1606.6 1458.7 1305.7 1272.2 1252.1 1187.614. то хе вспомогательных и специальных сквахин, тыс. м 613.1 547.1 506.4 472.3 423.5 407.3
  112. Расчетное время работы новых перешедших сквахин, дни 341 344 346 346 343 345
  113. Добыча нефти из новых сквахин предыдущего года, тыс. т 4692.5 4470.0 4139.0 3563.0 3238.4 3004.317. то хе из перешедших сквахин предыдущего года, тыс. т 38 243 38 232 37 980 37 387 36 340 35 148
  114. Расчетная добыча нефти из перешедших сквахин. тыс. т 42 935 42 703 42 119 40 950 39 578 3 815 219.0хидаемая добыча нефти из перешедших сквахин года, тыс. т 38 232 37 980 37 387 36 340 35 149 34 136
  115. Изменение добычи нефти из перешедших сквахин. тыс. т -4703. -4723. -4732. -4609. -4430. -4016.
  116. Процент изменения добычи нефти из перешедших сквахин, X -11.0 -11.1 -11.2 -11.3 -11.2 -10.5
  117. Мощность новых сквахин, тыс. т 23. Выбытие добывающих сквахин всего, шт. 4716.4 4356.8 3750.6 3420.6 3178.5 2765.3450 446 459 485 468 49 524. в том числе под закачку, шт. 157 149 132 126 95 89
  118. Фонд добывающих сквахин на конец года, шт. 16 879 17 123 17 284 17 390 17 479 1 749 826. в том числе нагнетательных в отработке, шт. 413 370 336 291 263 234
  119. Действующий на конец года фонд добывающих сквахин, шт. 28. Перевод сквахин на механизированную добычу, шт. 15 589 15 832 15 989 16 099 16 191 16 225 738 668 608 566 539 498
  120. Фонд механизированных сквахин, шт. 16 858 17 103 17 271 1 7371 1 7460 1 7479
  121. Ввод нагнетательных сквахин, шт. 274 255 229 227 188 177
  122. Выбытие нагнетательных сквахин, шт. 92 107 102 96 102 106
  123. Фонд нагнетательных сквахин на конец года, шт. 6613 6762 6890 7022 7108 718 033. то хе действующий на конец года, шт. 6112 6262 6385 6518 6606 6682
  124. Фонд пробуренных резервных сквахин на конец года. шт. — - - -
  125. Средний дебит по хидкости действующей сквахины, т/сут. 51.5 51.0 50.5 50.0 49.5 48.936. то хе перешедших сквахин, т/сут. 52.2 51.5 51.0 50.5 49.9 49.337. то хе новых сквахин, т/сут. 25.4 26.0 25.2 23.3 22.6 20.8
  126. Средний дебит по нефти действующей сквахины. т/сут. 7.9 7.7 7.4 7.2 6.9 6.639. то хе перешедших сквахин, т/сут. 7.7 7.5 7.3 7.0 6.7 6.5
  127. Газовый фактор, нмЗ/т 223.7 215.0 206.7 198.1 192.1 183 0
  128. Средняя приемистость сквахин по воде. мЗ/сут. 175.6 170.5 166.0 160.9 156.5 152.142. то хе по газу, тыс. мЗ/сут. — - - -
  129. Средняя обводненность продукции действующих сквахин, X 84.67 84.88 85.26 85.68 86.13 В6.4844. то хе перешедших сквахин, X 85.28 85.45 85.75 86.14 86.56 86.8745. то хе новых сквахин, X 31.69 31.11 32.08 28.62 28.11 26.29
  130. Добыча хидкости с начала разработки, тыс. т 4942еЗ 5206еЗ 5471еЗ 5735е3 5998еЗ 6260еЗ
  131. Добыча нефти с начала разработки, тыс. т 1ЗЗЗеЗ 1373е3 1412еЗ 1450еЗ 1487еЗ 1522еЗ
  132. Коэффициент нефтеизвлечения. X 20.168 20.772 21.362 21.935 22.488 23.023
  133. Отбор от утверхденных извлекаемых запасов. % 62.745 64.622 66.459 68.242 69.963 71.627
  134. Темп отбора от утверхденных изелекае^х запасов, X 1.897 1.877 1.837 1.783 1.721 1.66 455. то хе от текущих утверхденных извлекаемых запасов. У. 4.844 5.039 5.192 5.315 5.418 5.541
  135. Закачка воды, тыс. мЗ 353 664 353 326 351 985 348 918 345 320 34 006 957. то хе газа, млн. мЗ — - - -
  136. Закачка воды с начала разработки, тыс. мЗ 7125еЗ 7478еЗ 7830е3 8178еЗ 8524еЗ 8864еЗ59. то хе газа, млн. мЗ — - - -
  137. Компенсация отбора текущая, X 114.7 114.9 115.0 115.2 115.3 115.361. то хе с начала разработки, X 115.4 115.4 115.4 115.4 115.4 115.4
  138. Добыча газа всего, млн. мЗ 9014.0 8576.7 8066.0 7504.9 7020.8 6470.8
  139. Добыча газа с начала разработки, млн. мЗ 247 574 256 152 264 217 271 721 278 743 285 213
  140. Добыча нефтяного газа, млн. мЗ 2321.4 2279.2 2210.0 2128.9 2043.7 1968 0
  141. Добыча нефтяного газа с начала разработки, млн. мЗ 85 806 88 085 90 295 92 425 94 469 96 436
  142. Добыча свободного газа. млн. мЗ 6692.5 6297.5 5855.9 5376.1 4977.3 4502.7
  143. Добыча свободного газа с начала разработки. млн. мЗ 161 768 168 066 173 921 179 298 184 275 188 777
  144. Показатели 2011 2012 2013 2014 2015
  145. Ввод новых добывающих сквахин всего, шт. 6. в том числе из эксплуатационного бурения, шт. 452 365 318 284 245 442 355 309 276 2367. то хе из разведочного бурения, шт. 8. то хе переводом с других объектов, шт. 10 10 — 19 8 8
  146. Среднесуточный дебит нефти новой сквахины, т/сут. 14.4 14.3 13.6 12.8 12.7
  147. Среднее число дней работы новой сквахины. дни 162 165 174 176 175
  148. Средняя глубина новой сквахины. м 2795 2774 2804 2781 2734
  149. Эксплуатационное бурение. всего, тыс. м 1481.6 1232.5 1054.8 963.4 785.313. в том числе добывавших сквахин, тыс. м 1115.4 914.8 799.1 723.2 604,114. то хе вспомогательных и специальных сквахин. тыс. м 366.3 317.6 255 7 240.2 181.2
  150. Расчетное время работы новых перешедших сквахин, дни 342 340 337 333 333
  151. Добыча нефти из новых сквахин предыдущего года, тыс. т 2601.2 2193.2 1723.1 1409.4 1148.617. то хе из перешедших сквахин предыдущего года, тыс. т 34 136 32 880 31 495 30 005 28 468
  152. Расчетная добыча нефти из перешедших сквахин. тыс. т 36 737 35 073 33 218 31 414 2 961 619.0хидаемая добыча нефти из перешедших сквахин года, тыс. т 32 880 31 495 30 005 28 468 26 934
  153. Изменение добычи нефти из перешедших сквахин. тыс. т -3858. -3578. -3213. -2947. -2682.
  154. Процент изменения добычи нефти из перешедших сквахин, X -10.5 -10.2 -9.7 -9.4 -9.1
  155. Мощность новых сквахин, тыс. т 23. Выбытие добывающих сквахин всего, шт. 2349.6 1868.8 1539.7 1261.9 1094.5498 503 515 509 51 124. в том числе под закачку, шт. 83 55 48 31 17
  156. Фонд добывающих сквахин на конец года, шт. 17 466 17 343 17 156 16 936 1 667 526. в том числе нагнетательных в отработке, шт. 193 166 135 116 106
  157. Действующий на конец года фонд добывающих сквахин, шт. 2 В. Перевод сквахин на механизированную добычу, шт. 16 202 16 102 15 933 15 736 15 503 452 365 317 284 245
  158. Фонд механизированных сквахин. шт. 17 447 17 324 17 136 16 917 16 656
  159. Ввод нагнетательных сквахин, шт. 173 146 126 105 77
  160. Выбытие нагнетательных сквахин, шт. 101 122 165 178 166
  161. Фонд нагнетательных сквахин на конец года, шт. 7254 7280 7243 7173 708 533. то хе действующий на конец года. шт. 6759 6790 6760 6695 6615
  162. Фонд пробуренных резервных сквахин на конец года, шт. — - - -
  163. Средний дебит по хидкости действующей сквахины. т/сут. 48.1 47.4 46.6 45.7 44.936. то хе перешедших сквахин, т/сут. 48.6 47.7 46.9 46.0 45.237. то хе новых сквахин, т/сут. 17.7 16.8 15.7 14.8 14.9
  164. Средний дебит по нефти действующей сквахины, т/сут. 6.3 6.1 5.8 5.6 5.339. то хе перешедших сквахин, т/сут. 6.2 6.0 5.7 5.5 5.3
  165. Газовый фактор, нмЗ/т 175.2 166.7 160.5 154.2 147.5
  166. Средняя приемистость сквахин по воде, мЗ/сут. 147.0 141.9 137.4 133.0 129.542. то хе по газу, тыс. мЗ/сут. — - - -
  167. Средняя обводненность продукции действующих сквахин, X вб. вБ 87.22 87.54 87.83 88.1644. то хе перешедших сквахин, X 87.19 87.51 87.81 68.06 88.3645. то хе новых сквахин, X 18.72 15.18 13.25 13.37 14.73
  168. Добыча хидкости с начала разработки, тыс. т 6518еЗ 6772еЗ 7018еЗ 7257еЗ 7489еЗ
  169. Добыча нефти с начала разработки, тыс. т 1556еЗ 1588еЗ 1619еЗ 1648еЗ 1676еЗ
  170. Коэффициент нефтеизвлечения, X 23.536 24.026 24.491 24.931 25.347
  171. Отбор от утверхденных извлекав»" запасов, X 73.224 74.747 76.194 77.564 78.857
  172. Темп отбора от утверхденных извлекаемых запасов, % 1.597 1.523 1.448 1.370 1.29 355. то хе от текущих утверхденных извлекаешх запасов. X 5.629 5.687 5.732 5.754 5.765
  173. Закачка воды, тыс. мЗ 332 809 324 137 314 091 302 204 29 137 757. то хе газа, млн. мЗ — - - -
  174. Закачка воды с начала разработки, тыс. мЗ 9197еЗ 9522еЗ 9835е3 1014е4 1043е459. то хе газа, млн. мЗ — -
  175. Компенсация отбора текущая, X 115.3 115.3 115.3 115.2 115.161. то хе с начала разработки. X 115.3 115.4 115.3 115.4 115.3
  176. Добыча газа всего, млн. мЗ 5947.5 5393.6 4937.6 4487.6 4052.0
  177. Добыча газа с начала разработки, млн. мЗ 291 161 296 554 301 491 305 980 310 032
  178. Добыча нефтяного газа, млн. мЗ 1878.6 1784.6 1691.8 1595.0 1503.1
  179. Добыча нефтяного газа с начала разработки, млн. мЗ 98 314 100 099 101 791 103 387 104 889
  180. Добыча свободного газа, млн. мЗ 4068.8 3609.0 3245.6 2892.6 2549.0
  181. Добыча свободного газа с начала разработки, млн. мЗ 192 846 196 455 199 700 202 593 205 142
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?