Экономическая эффективность работы нефтегазодобывающего предприятия
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%