Экономическая эффективность работы нефтегазодобывающего предприятия

курсовая работа

2. Краткая характеристика природных географо-геологических условий района работ. Производственная структура предприятия и характеристика его материальной базы. Динамика и общий анализ основных технико-экономических показателей предприятия.

Типы пород-коллекторов

Типы пород-коллекторов могут быть рассмотрены на примере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. За последние пятнадцать лет здесь открыты такие месторождения нефти и газа, как Усинское, Возейское, Вуктыльское, Лаявожское, Ванейвисское, Василковское, Кумжинское, Харьягинское, Ярейюское, группа месторождений вала Сорокина (Варандейское, Торавейское и т. д.) и другие, которые позволили принципиально по-новому оценить ресурсы этого еще мало освоенного региона.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, расположенная на северо-востоке европейской части России, приурочена к Печорской эпибайкальской платформенной синеклизе и северной части Новоземельско-Предуральского краевого прогиба.

Площадь перспективных на нефть и газ земель составляет почти 400 тыс.км2. В структурном плане провинции выделяются Таманская гряда, Ижма-Печорская впадина, Печоро-Колвинскийавлакоген (в составе Печоро-Колвинского и Колвинского мегавалов, Шапкина-Юрьяхинского и Лайского валов и разделяющих их депрессий), Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинскйй авлакоген (в составе мегавалов и валов Сорокина, Гамбурцева, Сарембой-Няртейягинского и разделяющих их Морейюской и Верхнеадзьвинской депрессий) и впадины краевого прогиба: Верхнеепечорская, Большесынинская, Косью-Роговская, и Коротаихинская.На востоке провинция ограничена Уральским кряжем и Новоземельско-Пайхойской грядой.

В разрезе осадочного, чехла провинции, мощность которого закономерно увеличивается с запада на восток от первых, десятков метров на Тимане до 5--7 км на Печорской плите и до 8--15 км во впадинах краевого прогиба, выделяются восемь нефтегазоносных комплексов, характеризующихся наличием всех встречающихся в практике нефтегазопоисковых работ типов пород-коллекторов: ордовикский, преимущественно терригенный, силурийско-нижнедевонскнй карбонатный, среднедевонско-нижнефранский терригенный, верхнедевонско-турнейский карбонатный, турнейско-нижне-средневизейский терригенный, внзейско-нижне-пермский карбонатный и пермско-триасовый и юрско-меловой терригенные.

Промышленная нефтеносность установлена в весьма широком стратиграфическом диапазоне: от ордовикско-нижнесилурийских до верхнетриасовых отложений включительно. Залежи нефти и газа открыты в интервале глубин 1500-5700м.

Основными нефтегазоносными комплексами являются средне-девонско-нижнефранский и визейско-нижнепермский. Это объясняется благоприятным, соотношением пластов-коллекторов и перекрывающих их покрышек (кыновско-саргаевской и артинско-кунгурской). Роль других комплексов в настоящее время возрастает в связи с постановкой на них специальных поисковых работ.

Карбонатные коллекторы нефти и газа

Продуктивные карбонатные пласты-колекторы в Тимано-Печорской провинции имеют очень широкое распространение и слагают силурийско-нижнедевонский, в ерхнедевонско-турнейскийи визейско-нижнепермский нефтегазоносные комплексы. По мощности это наиболее крупные комплексы, которые приобретают по мере их изучения все большее значение. Наименее изучен силурийско-нижнедевонский комплекс, залегающий на глубинах 3500-5000м. Комплекс особенно перспективен в районах отсутствия среднедевонских отложений, где под глинистой кыновско-саргаевской покрышкой залегают карбонаты нижнего девона или силура. Кроме того, продуктивные горизонты имеются и внутри силурийских карбонатов под локальными покрышками.

На Поморском месторождении продуктивен риф сирачойского возраста. В фаменских карбонатах платформенной части провинции кроме рифовых массивов прослеживаются также и регионально выдержанные пласты (Ф1, Ф2, Ф3, Ф4, Ф5) пористо-каверзных пород мощностью до 10--50 м. Они сложны обломочными, органогенно-детритовыми, водорослевыми известняками. Их пористость достигает 10--20%, проницаемость 0,01--0,2 мкм2. Основной тип коллекторов поровый и кавернозно-поровый. Залежи нефти в этих пластах открыты на Западно-Тэбукском, Пашнинском, Усинском, Возейском и других месторождениях.

Основные запасы нефти и газа в карбонатных коллекторах провинции выявлены в визейско-нижнепермском нефтегазоносном комплексе. К ним приурочена большая часть запасов нефти и газа севера провинции. Это в основном объясняется наличием регионально выдержанной артинско-кунгурской карбонатно-глинистой покрышкой. В этом комплексе открыты такие месторождения нефти и газа, как Вуктыльское, Усинское, Возейское, Василковское, Ванейвисское, Кумжинское, Лаявожское, Ярейюское, Южно-Хыльчуюское, Варандейское, Торавейское и др. Типы коллекторов комплекса могут быть рассмотрены на примере Ванейвисского и Усинского месторождений.

Ванейвисское газоконденсатно-нефтяное месторождение расположено в центральной части Шапкина-Юрьяхинского вала и приурочено к брахиантиклинальной складке размерами (4--5)Х21,5 км и амплитудой 250 м. На месторождении в интервале глубин 2100--2400 м в известняках верхне-среднекаменноугольного возраста разведана газоконденсатно-нефтяная залежь массивного типа. Высота газовой части залежи 250 м, нефтяной 15--30 м.

В разрезе залежи выделяются пять выдержанных по площади и гидродинамических связанных пластов-коллекторов пористо-кавернозных известняков, разделенных уплотненными карбонатами. Мощность их составляет от 6--15 м (верхний пласт I) до 90--125 м (пласт IV).

Отношение эффективной мощности профильной части разреза, изменяется от 47 % в своде структуры до 20 % на крыльях. Эффективная мощность отдельных прослоев колеблется от 0,4 до 40 м.

Коллекторские свойства пород разнообразны, что является отображением их литологического состава и условий формирования. Пористость колеблется от граничных значений, принятых расчетным путем равными 8 % для газонасыщенных и 10 % для нефтенасыщенных пластов, до 31,4%; среднее значение пористости составляет 18,6%. Проницаемость достигает 0,2--1,63 мкм2 при среднем значении 0,04 мкм2. Граничные значения проницаемости составляют для газонасыщенных коллекторов 0,1•10-3 мкм2 и для нефтенасыщенных -- 1•10-3 мкм2. В целом продуктивный разрезе сложен пористо-проницаемыми карбонатными породами, в незначительной степени доломитизированными, трещиноватыми и кавернозными.

Комплексное изучение коллекторов было проведено детально сотрудниками ВНИГРИ М. X. Булач, Л. П. Гмид и С. К. Стетюха, которые выделили пять структурно-генетических типов известняков: органогенные, органогенно-детритовые, шламовые, обломочные и тонкозернистые. Очень редко встречаются доломиты. Наиболее распространены органогенные и органогенно-детритовые известняки, которые в основном и слагают пористо-проницаемые разности пород. Низкопоровые коллекторы приурочены к сильно сцементированным шламовым, тонкозернистым, реже органогенно-детритовым известнякам.

На формирование пустотного пространства известняков оказали влияние как первичные структурные особенности осадков (состав органических остатков, их форма и размеры, вид и количество цемента), так и дальнейшие эпигенетические преобразования, среди которых значительная роль принадлежала процессам выщелачивания, развитию трещиноватости, реже перекристаллизации и диагенетической доломитизации. Органогенные известняки образование которых связано прибрежными мелководными условиями, присутствуют в своде структуры, что свидетельствует о ее формировании в это время и биогермном развитии будущей ловушки, нефти и газа. На более глубоководных участках шельфа шире представлены органогенно-детритовые, шламовые и другие разности известняков.

Органогенные известняки по составу породообразующих органических остатков подразделяются на криноидно-фораминиферо-водорослевые, криноидно-водорослевые с мшанковым детритом и водорослевым с редкими криноидеями, фораминиферами, остракодами мшанок и брахиопод.

Содержание органических остатков составляет 85--95 %, размер их колеблется от 0,3 до 1--1,5 мм. Известняки светло-серые, серые, массивные, пористо-кавернозные. В высокопористых известняках примесь нерастворимого (глинисто-алевролитового) материала незначитёльна (до 2-З %.). Цемент крустификационного и порового типа, сложен мелкозернистым (0,02--0,4 мм) кальцитом. Емкостью пород являются первичные поры седиментационного происхождения, вторичные поры выщелачивания, чаще унаследованные по первичным. Размер пор 0,1--1 мм, встречаются каверны размером 5--7 мм. Распределены поры равномерно и располагаются между органическими остатками, внутри них и реже по трещинам.

Форма пор округлая, удлиненная, щелевидная плотность пород 2-- 2,14 г/см3. Органогенно-детритовые известняки массивные, неясно слоистые, светло-серого и серого цвета. Породообразующими компонентами являются органические остатки, (водоросли, криноидеи, остракоды, фораминиферы, пелециподы, брахиоподы) и их обломки, присутствующие примерно в равных количествах.

Органогенно-детритовые известняки по размеру обломков разделяются на мелко-, средне- и крупнозернистые. Цементирующее вещество здесь составляет 15--35% и представлено тонко-, мелко-, средне- и даже крупнозернистым кальцитом, иногда доломитом.. Тип цемента базальный, поровый, регенерационный.

Содержание нерастворимого остатка от 1,37 до 3,9%. Встречаются стилолиты; размер пор от 0,01--0,05 до 1 мм. По генезису они также подразделяются на первичные и вторичные.

Известняки в разной степени доломитизированы (5--25 %). Доломит вторичный. Пористость коллекторов достигает 22,6 %, проницаемость до 0,347 мкм2. Шламовые известняки серые, прослоями массивные или слоистые, иногда слабоалевритистые (5-8 %), глинистые (5-10 %).

Основная масса породы представлена мелкими (до 0,1 мм) обломками, органических остатков; в небольшом количестве (3-12 %) присутствуют целые, органические остатки. Цемент кальцитовый и кальцито-доломитовый. Встречается пирит в рассеянном состоянии и в виде скоплений. Пористость таких известняков невысокая (до 10%), проницаемость (0,01--0,1) 10-3 мкм2.

Тонкозернистые известняки серые, массивные или неясно слоистые как правило, глинистые (8--10%), доломитизированные (5-8 %), слабоалевритистые (2--3%), пиритизированные (5-- 10 %), содержат органогенные обломки и шлам (до 15--35 %) криноидей, мшанок, фораминифер, радиолярий, сложенных кальцитом. Размер обломков 0,1--0,4 мм. Доломит мелкозернистый, рассеянный. Развиты стилолиты с плотностью 36--42 г/м. Открытая пористость известняков достигает 10--15 %, проницаемость их, как правило, невысока -- (0,01--0,5)10-3 мкм2.

Обломочные известняки серые, массивные, сложены тонкозернистыми и водорослевыми известняками. Обломки пород составляют 70--80% и имеют размеры от 0,2 до 2мм. Цемент кальцитовый, мелко- и среднезернистый. Встречаются обломочный и аутигенный кварц, пирит, горизонтальные стилолиты шириной 0,015-0,05мм. Пористость пород невысока -- 3--7 %, проницаемость - 1•10-3 мкм2. Большую роль в емкостно-фильтрационной характеристике известняков Ванейвисского месторождения имеют количество и вид цемента пород, развитие трещиноватости. Так, в отдельных образцах при повышении количества цемента в органогенных известняках от 15 до 35 % значение пористости снижается от 15,8 до 4,12%. Несколько снижается пористость при увеличении доломитизации, окремнении, сульфатизации пород.

Широкое распространение имеет трещиноватость пород. Развиты открытые и заполненные кальцитом и битумом трещины, прямолинейные и извилистые, короткие (до 1мм) и протяженные. Ширина эффективных трещин составляет 0,01--0,025 мм. Ориентировка трещин различная: горизонтальная, вертикальная, наклонная под углами 10--70°. Наибольшая трещиноватость наблюдается на крыльях структуры. Плотность открытых трещин достигает 11--98 г/м.

Трещинная емкость невелика -- 0,05--0,065 %, трещинная же проницаемость достигает (1,2--11,4)10-3 мкм2. Трещинная емкостно-фильтрационная характеристика не оказывает существенного влияния на улучшение коллекторских свойств высокопористых и высокопроницаемых известняков. Однако она очень важна для низкопоровых типов коллекторов, которые без трещинной пористости и особенно проницаемости не могут отдавать содержащиеся в них нефть и газ. Кроме того они обеспечивают гидродинамическую связь по всей толще.

Таким образом, в продуктивном разрезе Ванейвисского месторождения можно выделить коллекторы порового, кавернозно-порoвогo, порово-трещинного и трещинно-порового и других типов.

Поровые и кавернозно-поровые типы развиты в органогенных и органогенно-детритовых известняках. Большое разнообразие коллекторских свойств обеспечивает различную продуктивную характеристику опробуемых в скважинах объектов. В большинстве случаев в результате преимущественного развития высокопорово-проницаемых разностей пород дебиты газа составляют 250-- 1000 тыс. м3/сут при депрессиях на пласты 0,3--9 МПа и нефти 110--135 т/сут при депрессиях на пласты 1,8--5,0 МПа. Максимальные дебиты газа достигают 1,5--2 млн. м3/сут и нефти 150-- 200 т/сут; продуктивность составляет 0,4--1,1 т/(сут•МПа).

Однако при испытании низкопористых разностей известняков дебиты газа иногда составляли всего лишь 10--40 тыс. м3/сут. В двух скважинах притоки нефти были получены лишь по подъему уровня.

На Усинском нефтяном месторождении залежь значительных размеров приурочена к высокопористо-проницаемым карбонатам пермско-каменноугольного возраста. Эффективная мощность нефтенасыщенных пластов в своде массивной залежи достигает 120 м, глубина залегания 1106-1409 м.

Коллекторами являются органогенные, органогенно-детритовые, тонкозернистые известняки, имеющие различные пористость и проницаемость, часто рыхлые, высокопористые, кавернозные, а также доломиты мелко- и среднезернистые. Пористость отдельных проанализированных образцов составляет 28--35 % (при этом пористость части образцов нельзя определить из-за их большой рыхлости) при нижнем пределе 10 %, проницаемость до 1,8 мкм2 при среднем значении около 0,02 мкм2 и граничном 0,001 мкм2.

По керну рыхлые породы составляют около 20 % даже при низком выносе керна (20 %).

Гидродинамические расчеты проведенные руководством С. В. Семукова, показали, что при вязкости нефти данной залежи (0,305 Па•с в пластовых условиях) проницаемость пластов должна составлять 3--35,8 мкм2.

Высокая проницаемость обеспечивается большой кавернозностью пород, что является следствием вывода их на поверхность в предверхнепермское время. Это подтверждается частыми провалами бурового инструмента при вскрытии пород и полными поглощениями промывочной жидкости, особенно в сводовых скважинах.

Коллекторские свойства обеспечиваются как первичными, так и вторичными порами. При микроскопическом исследовании шлифов отмечено наличие в известняках и доломитах пустот выщелачивания каверн, а также пор диагенетической доломитизации.

В целом в разрезе пермокарбона Усинского месторождения можно выделить поровый, порово-кавернозный, порово-кавернозно-трещинный и даже карстовый типы коллекторов, при этом наряду с высокопористыми породами в разрезе присутствуют и низкопоровые, трещинные коллекторы, которые также обеспечивают притоки нефти.

Наилучшими коллекторскими свойствами, как и в других районах провинции, обладают карбонаты среднекаменноугольного возраста. Высокие емкостно-фильтрационные свойства карбонатов обеспечивают довольно большие притоки даже тяжелых вязких нефтей. Скважины, как правило, дают до 10--20 т/сут нефти. Глубинные наносы обеспечивают дебиты нефти до 40 т/сут, депрессии на пласт при этом составляют всего 0,15 МПа (например, скв. 11 при дебите 17 т/сут).

Поровые, порово-кавернозные и сложные карбонатные коллекторы широко представлены в отложениях пермокарбона на месторождениях вала Сорокина.

Структура предприятия

Структура предприятия - это состав и соотношение его внутренних звеньев: цехов, отделов, служб, лабораторий, составляющих единый хозяйственный объект. Она определяется следующими факторами:

- размерами предприятия;

- отраслью производства;

- уровнем технологии и специализации производства.

Какой-либо устойчивой стандартной структуры нет, она постоянно корректируется под воздействием производственно-экономической конъюнктуры, НТП, социально-экономических процессов. Но каждая структура предприятия имеет два основных блока производственных подразделений. Первый: основное производство; второй: вспомогательное.

Рисунок 1. Производственная структура НГДУ

ЦИТС - центральная инженерно-технологическая служба, РИТС - районная инженерно-технологическая служба.

Исходные данные

Вариант № - 1

Таблица 1 - Данные для расчета

N

п/п

Показатели

Базисный год

Отчетный год

по плану

фактический

1

Эксплуатационный фонд скважин - всего

848

856

860

в т.ч. фонтанные

67

80

87

насосные

781

776

773

2

Средний дебит, т/скв-мес в т. ч. насосные

956

960

975

в т. ч. насосные

765

773

780

3

Простои скважин в среднем в течение года, сут.

10

9

11

4

Удельная численность обслуживания одной скважины, чел/скв.

2,30

2,20

2,25

5

Производственная себестоимость 1 тонны нефти, руб.

4650

4800

4870

6

Цена реализации 1 тонны нефти, руб.

9000

9300

9500

Тарифная ставка рабочего Й разряда принимается в расчет:

- базисный год =8200руб.

- отчетный год = 9000 руб.

3 Анализ трудоёмкости добычи нефти

3.1 Определяем объём добычи нефти

Qн. = , где (1)

q - средний дебит скважины, т/скв. - мес.;

СЧ.Д. - объём работ в эксплуатации, скв. - мес.;

КЭ - коэффициент эксплуатации скважин.

Коэффициент эксплуатации скважин равен отношению времени работы скважин к календарному времени действующего фонда:

,где (2)

tЭ - время, в течении которого скважины эксплуатировались;

tЧ.Д. - время, в течении которого скважины действующего фонда числились в эксплуатации.

Таблица 2 - Результаты расчета коэффициента эксплуатации скважин

базисный год

по плану

фактически

Простой, скв., сут.

10

9

11

Кэ

Объём работ в эксплуатации определяется в скважино-месяцах. Один скважино-месяц - это время работы одной скважины за один условный месяц (30 дней или 720 часов). Количество скважино-месяцев определяется делением часов (дней) работы и остановок на 720 (30).

С=12•N, где (3)

N - число скважин.

Таблица 3 - Результаты расчета объема работ в эксплуатации (скв.-мес.)

скв.-мес.

базисный год

по плану

фактически

Объем работ в эксплуатации

12*848=10176

12*856=10272

12*860=10320

Объем добычи нефти :

Qбаз=12•Nб•qб•Кэ б=12·848·956·0,973 = 9461728 т

Qпл=12·Nпл·qпл·Кэ пл=12·56·960·0,975 = 9617969 т

Qф=12·Nф·qф·Кэ.ф=12·860·975·0,970 = 9758762 т

3.2 Объём добычи нефти в стоимостном выражении определяется умножением себестоимости одной тонны (в руб.) на объём добычи.

Qбаз = 9461728 · 4650 = 43997037 тыс.руб.= 43997 млн.руб.

Qпл = 9617969 ·4800 =46166252 тыс.руб=46166 млн.руб.

Qф = 9758762· 4870 = 47525169 тыс.руб=47525 млн.руб.

3.3 Численность промышленно-производственного персонала определяется умножением удельной численности обслуживания одной скважины (чел.) на эксплуатационный фонд скважин.

Таблица 4 - Результаты расчета ППП

базисный год

по плану

фактически

2,3·848 = 1950чел

2,2·856 = 1883 чел

2,25·860 = 1935 чел

3.4 Производительность труда оценивается в натуральном, стоимостном и трудовом показателях

- при натуральном методе:

, где (4)

Qн - суммарный объем добычи нефти, т;

Ч - численность работников, чел.

Таблица 5 - Результаты расчета производительности труда (тыс. т ? чел)

базисный год

по плану

фактически

9462 ? 1950 = 4,85

9618 ? 1883 = 5,11

9759 ? 1935 = 5,04

- при стоимостном методе:

, где (5)

- объем добычи нефти (газа), руб.

Таблица 6 - Результаты расчета производительности труда (млн. руб. ? чел)

базисный год

по плану

фактически

43997 ? 1950=22,56

46166? 1883=24,51

47525? 1935=24,56

- при трудовом методе:

, где (6)

- нормо-часы, трудовые затраты (чел ? часы ).

В данном проекте производительность труда по нормо-часам не рассматривается, так как оплата труда основных рабочих НГДУ - операторов по обслуживанию скважин повременная

3.5 Изменение трудового показателя производительности труда определяется отношением фактической трудоёмкости к базисной (плановой, нормативной)

, где (7)

T1 и Т0 - соответственно фактическая и плановая (или нормативная) трудоёмкость (чел/скв-мес. ).

Таблица 7 - Результаты расчета трудоемкости

период

N скв.

чел/скв

Кэ

трудоемкость, чел/скв-мес.

базисный год

848

2,3

0,973

12•848•2,3•0,973 = 22764

по плану

856

2,2

0,975

12•856•2,2•0,975 = 22041

фактически

860

2,25

0,970

12•860•2,25•0,970 = 22520

3.6 Изменение трудового показателя:

- к базисной ДПб= = 0,989= 98,9%

- к плановой ДПпл= = 1,022= 102,2%

Главным направлением роста производительности труда на нефтедобывающем предприятии является показатель сокращения трудовых затрат на обслуживание скважины, который определяется как удельная численность обслуживания одной скважины, чел/скв., которая составляет:

Нф=2,25 чел/скв. ; Нпл=2,2 чел/скв. ; Нбаз=2,3 чел/скв.

3.7 Производительность труда в нефтедобыче определяется отношением среднемесячного дебита скважины к удельным затратам труда на обслуживание одной скважины:

, где (8)

q - средний дебит , т/скв. - мес;

Ну.д. - удельные затраты труда на 1 скв.-мес. эксплуатации, чел-часов.

qф=975 т/скв - мес ; qпл=960 т/скв - мес ; qбаз=956 т/скв - мес.

Таблица 8 - производительность труда , т/чел

Базисный год

По плану

фактически

=416

=436

=433

Производительность труда на нефтегазодобывающем предприятии зависит в основном от двух факторов:

1) производительность скважин

2) удельной численности рабочих в обслуживании скважин, чел/скв.

Таблица 9 - Показатели производительности труда и трудоёмкости

N п/п

показатели

Ед. изм.

Базисный год

Отчетный год

Изменение,%

по плану

факт.

к плану

К баз-му

1

Объем добычи нефти

тыс.т.

9461,73

9617,97

9758,76

101,5

103,1

2

Объем добычи нефти

млн. руб.

43997,037

46166,252

47525,169

102,9

108,0

3

Численность промышленно-производственного персонала

чел.

1950

1883

1935

102,8

99,2

4

Эксплуатационный фонд скважин

скв.

848

856

860

100,5

101,4

5

Удельная численность обслуживания 1 скважины

чел/скв.

2,30

2,20

2,25

102,3

97,8

6

Среднегодовая выработка на одного работающего:

а) тыс.т/чел.

4,85

5,11

5,04

98,7

104,0

б) млн.руб./чел

22,56

24,51

24,56

100,2

108,9

7

Добыча нефти на 1 работающего в месяц

т/чел.

404,3

425,6

420,3

98,7

104,0

3.8 Индекс роста производительности труда (IП) по сравнению с планом или с базисным периодом определяется отношением фактической производительности к плановой (базисной)

(9)

IП (К ПЛАНУ)=

IП (К БАЗИСН.)=

3.9 Зависимость производительности труда от производительности скважин

(10)

ДПq пл= т/чел;

ДПq баз= т/чел.

3.10 Влияние удельной численности работников на изменение производительности выражается зависимостью

Д (11)

ДПуд пл= т/чел;

ДПуд баз= т/чел

3.11 Изменение производительности () связано с изменением трудоёмкости ( ) следующими соотношениями

; (12)

, (13)

где и принимаются в расчет в %.

Выводы

1. План по добыче нефти выполнен, перевыполнен на 5%. Выполнение объемов добычи по сравнению с базисным годом составляет 103,1%.

2. Эксплуатационный фонд скважин в отчетном году увеличился относительно плана на 4 скважин.

3. Удельная численность персонала в отчетном году относительно плана увеличилась на 0,05 чел/СКВ.

4. План по производительности труда:

- в натуральном выражении не выполнен - на 1,4 %;

- в стоимостных показателях перевыполнен - на 0,2 %.

Несмотря на незначительное невыполнение плана в отчетном году, добыча нефти на одного работающего по сравнению с базисным годом увеличилась на 17 т/чел. в месяц.

Снижение среднемесячного дебита скважин в отчетном году по сравнению с планом годом отразилось на показателях удельной производительности труда. В целом по НГДУ прирост производительности труда при изменение трудоемкости на 1% составляет 1%

Делись добром ;)