1.Теоретические основы
эффективности деятельности предприятий добывающей отрасли 
1.1 Проблема состояния
сырьевой базы в нефтеперерабатывающей отрасли 
Анализ состояния добычи
нефти в России показывает, что остаточные запасы при существующих темпах отбора
обеспечат добычу еще приблизительно на 40 лет, без учета перспектив, связанных
с арктическим шельфом. Одновременно с недостаточным восполнением запасов
снижаются и темпы роста добычи нефти и газа. В целом по России в первом
квартале 2005 г они составили 3,6%. 
Тенденция по сокращению
прироста добычи имеет объективные причины: прежде всего, ухудшается ресурсная
база. Сегодня те месторождения, которые открываются и вводятся в эксплуатацию в
традиционных регионах добычи, отличаются более сложными горно-геологическими
условиями, и, как следствие, являются изначально более затратными и менее рентабельными,
требующими применения новейших технологий уже на первоначальном этапе их
освоения. 
В процентном соотношении
доля активных запасов в России с каждым годом сокращается. Если в настоящее
время в общем объеме добычи она составляет порядка 2/3, то с каждым последующим
годом будет увеличиваться доля трудноизвлекаемых запасов. /11/
Наблюдается ухудшение
состояния сырьевой базы нефтедобычи как в количественном (снижение объема
запасов), так и в качественном (рост доли трудноизвлекаемых запасов)
отношениях, о чем свидетельствует ряд фактов. 
Снижение объемов
поисково-разведочных работ и их эффективности. 
В течение последних 10
лет двадцатого столетия объемы разведочного бурения сократились более чем в 4
раза, прирост запасов нефти — в 6,5 раз. Крупные месторождения, если и
открываются, то в сложных геолого-географических условиях, в основном шельфовых
зонах. Средние запасы нефтяных месторождений, открытых в 1986-1990 гг.
составляли примерно 11 млн. т., а в 1991-1999 г. — около 4 млн.т. Большинство нефтяных месторождений (80 %), состоящих в настоящее время на государственном
балансе, — это мелкие месторождения с извлекаемыми запасами до 10 млн. т c долей трудноизвлекаемых запасов до
75%. В результате снижения эффективности геологоразведочных работ прирост
запасов нефти с 1994 г. не компенсирует ее добычу. 
Ухудшение структуры
запасов. 
В России и других
нефтедобывающих странах мира увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов.
Структура остаточных запасов нефти усложняется из-за интенсивных отборов нефти
преимущественно из активной части запасов и неполного восполнения баланса
запасов новыми объемами. В 1971-2000гг. доля трудноизвлекаемых запасов в целом
по России увеличилась почти в 3 раза и превысила 54 %. по Западной Сибири — в 4
раза, по Волго- Уральской провинции — в 3 раза. Доля трудноизвлекаемых запасов
по основным нефтедобывающим компаниям колеблется от 20 до 65 %. 
Сокращение абсолютной
величины разведанных запасов. 
За 1991 — 1999 гг. в
целом по России разведанные запасы сократилась на 14 %, а в Западной Сибири —
на 19 % в результате не только превышения добычи над приростом запасов, но и
списания неподтвердившихся запасов. 
Негативные изменения
структуры сырьевой базы, связанные, прежде всего, с увеличением доли
трудноизвлекаемых запасов, резко снизят добычу нефти в ближайшей перспективе
(2-3 года) и соответственно обусловят весьма значительные капиталовложения для
обеспечения запланированных «Энергетической стратегией России на период до 2020
года» объемов добычи нефти. /2/
В России такой важный
показатель разработки месторождений, как темп отбора нефти, в значительной мере
определяется долей трудноизвлекаемых запасов. С увеличением последних
уменьшается темп отбора. В конце 70-х начале 80-х годов темп отбора был в
1,6-1,8 раза больше. Однако в то время преобладала доля активных запасов (около
70%), а их разработка с применением заводнения сопровождалась высокими
технологическими показателям, в том числе темпами отбора нефти. К настоящему
времени доля труднопзвлекаемых запасов увеличилась примерно в 1,6 раза, почти в
таком же соотношении снизились темпы отбора нефти. Это означает, что ввод в
разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и с применением главным
образом традиционного заводнения сопровождается ухудшением показателей
технологической эффективности, в том числе нефтеотдачи и темпов добычи нефти.
Положение осложняется еще
и тем, что около 80% всех извлекаемых запасов страны сосредоточены в крупных
нефтяных компаниях – «ТНК-ВР», «Лукойл», «Сургутнефть», «Газпромнефть»,
«Татнефть», — обеспечивающих более 50% добычи нефти в стране. У этих компаний
имеются резервы для увеличения добычи нефти без существенных дополнительных
затрат на применение новых технологий повышения эффективности разработки
месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, т.е. за счет интенсификации
выработки активных запасов. В 1992-2007 гг. добыча нефти за счет
трудноизвлекаемых запасов практически не менялась и составляла 75-90 млн. т , а
рост добычи в последние годы обеспечивается в результате интесификации отбора из
активной части извлекаемых запасов нефти . в конечном счете интенсивная
выборочная отборка активных запасов приведет к еще большим темпам падения
нефтеотдачи, а через 7-10 лет придется иметь дело в основном с
трудноизвлекаемыми запасами, доля которых увеличится до 75-80%. /5/
Весьма негативно на
состояние минерально-сырьевой базы влияют противоречия, заложенные в законах «О
недрах» и «Об акционерных обществах». Закон «О недрах» (ст. 22, п.1 и 2)
обязывает пользователя недр обеспечить соблюдение технических проектов, планов
и схем развития горных работ, недопущение сверхнормативных потерь,
разубоживания и выборочной отработки запасов. В соответствии со ст.23 п.5 этого
закона недропользователь должен обеспечивать наиболее полное извлечение
основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных
компонентов. В законе «Об акционерных обществах» предусмотрено, что основной
целью недропользователя является получение максимально возможной прибыли на
вложенные в разработку месторождения инвестиции. Это положение создает широкие
возможности для недропользователя не только разрабатывать месторождения,
которые требуют меньших капиталовложений для получения максимальной прибыли, но
и в пределах отдельного месторождения выборочно отрабатывать высокопродуктивные
участки с преждевременным выводом из эксплуатации менее продуктивные.
Фактически наблюдается выборочная выработка запасов.
Это обусловлено
недостаточным государственным регулированием нефтяного и газового сектора, что
позволяет большинству нефтяных и газовых компаний заниматься решением не
технологических, а финансово-политических задач./2/
1.2 Проблема износа
основных фондов
Анализ состояния и
перспектив развития отраслей топливно-энергетического комплекса (ТЭК) приводит
к выводу о назревающем глубоком энергетическом кризисе, грозящем срывом
реализации прогнозируемых темпов развития экономики страны. 
Важнейшими признаками
назревающего кризиса являются тяжелое текущее финансовое состояние большинства
энергетических, нефтяных, газовых и угольных компаний и острый дефицит
инвестиций, обеспечивающих поддержание существующих производственных мощностей
и тем более их развитие. /1/
Одной из главных причин
сложившейся предкризисной ситуации является чрезвычайно неудовлетворительное
состояние производственных фондов в отраслях ТЭК России. 
Естественный процесс
исчерпания действующих месторождений топлива и выбытия производственных
мощностей вот уже 10 лет не компенсируется вводом новых. Так, в нефтяной промышленности
происходит качественное ухудшение сырьевой базы отрасли: основные нефтегазовые
провинции — Западная Сибирь и Урало – Поволжье — вышли на поздние стадии
разработки с падающей добычей. Выработка запасов на действующих месторождениях
достигла 54%. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55-60% и продолжает
расти. Ресурсный потенциал «новых» нефтегазоносных провинций Тимано-Печерского
региона, Восточной Сибири и Дальнего Востока кратно меньше, чем «старых», и
освоение их будет весьма высоко затратным. 
Неудовлетворительно
состояние транспортных коммуникаций. В нефтяной промышленности свыше 20 лет
эксплуатируется около 70% магистральных нефтепроводов . Особо неблагополучная
ситуация сложилась в нефтепереработке как в структуре размещения мощностей НПЗ,
так и в состоянии ее основных фондов. Глубина переработки нефти в среднем по
отрасли составляет всего лишь около 65%, в то время как во всем мире глубина
переработки обычно составляет 80-90%. Износ основных фондов НПЗ приближается к
80%. 
Износ основных фондов в
нефтепереработке составляет 60%. Доля полностью изношенных основных фондов на
которые не начисляется амортизация составила в нефтедобыче и нефтепереработке
соответственно 22% и 39%. т. е. ситуация в нефтепереработке хуже, чем в
нефтедобыче, в том числе с точки зрения экологической безопасности. 
Следует констатировать,
что нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется крайне низкой
эффективностью и высокой техногенной опасностью. С 1991 г. практически не вводилось мощностей по переработке нефти, при том, что суммарная мощность
вторичных процессов по отношению к мощности первичной переработки составляет
58%, в то время как в развитых странах этот показатель находится в интервале
1,5-3 раза. Причем рост доли вторичных процессов переработки на 8% по сравнению
с 1991 г. произошел не за счет ввода новых мощностей, а за счет снижения
избыточных мощностей первичной переработки ./3/
Сегодня глубина
нефтепереработки находится в интервале 62-64%, средний уровень изношенности
оборудования составил более 80%, а срок службы превысил все возможные пределы
(в основном, более 25 лет). Основной причиной этого является то, что
финансирование нефтепереработки всегда осуществлялось по остаточному принципу и
все ресурсы направлялись в нефтедобычу. В 1991-2007 гг. капитальные вложения в
нефтепереработку составляли 3% — 5% от вложений в нефтедобычу (к примеру в США
этот показатель в последние десятилетия составляет 25-50%, а в 1970-е гг. в
СССР — более 10%). 
Что касается нефтедобычи,
можно констатировать, что разработка нефтяных месторождений находится в сложном
положении. Накоплен значительный фонд простаивающих скважин, нарушен баланс
отбора жидкости и закачки воды, имеются большие потери попутного газа. 
Для поддержания объемов
добычи углеводородного сырья и укрепления экспортного потенциала нефтяных
отраслей в среднесрочной перспективе требуется привлечения сюда огромных
инвестиционных ресурсов. Проблема заключается в том, что возможности
некапиталоемкого развития нефтяного сектора за период 1990-х гг. оказались
практически исчерпаны. Сегодня нужны значительные инвестиционные средства на
вовлечение в оборот ныне неработающих скважин, внедрение новых методов
увеличения нефтеотдачи, развитие инфраструктуры транспортировки нефти и
внутренней инфраструктуры компаний. /8/
Нефтяные предприятия не
располагают современными техническими средствами для разработки
трудноизвлекаемых запасов и эксплуатации месторождений, находящихся в поздней
стадии, таких как бурение горизонтальных скважин оборудования для проведения
глубокопроникающего гидроразрыва нефтяных пластов, осуществления химических
методов воздействия на пласт и методов увеличения нефтеотдачи пластов. Основные
фонды нефтепромыслов имеют большую изношенность и требуют своего обновления,
прежде всего технологического оборудования и нефтепромысловых коммуникаций. 
Эксплуатационный фонд
нефтяных скважин за прошедшие 17 лет (с 1990 по 2007 гг.) изменился
незначительно — с 138,7 тыс. шт. до 134,9 тыс. шт. Однако, при этом ввод новых
скважин сократился более чем в 5 раз — с 12000 шт. до 2179 шт. в год. Удельный
вес неработающих скважин увеличился вдвое, более чем в 6 раз сократились
масштабы эксплуатационного и разведочного бурения. В такой ситуации некоторый
рост добычи нефти происходит путем увеличения отдачи от действующих скважин на
основе использования традиционных технологий. По оценкам специалистов, в
ближайшие годы, в связи ухудшением условий добычи, себестоимость нефти (без
амортизационных затрат) может повыситься в среднем на 1 долл. за баррель. 
Рассматривая вопрос о
целесообразных направлениях капитальных вложений в нефтяном секторе, следует
подчеркнуть, что российские ВИНК, имея на своем балансе вдвое больший объем
запасов, по сравнению с крупными мировыми компаниями обеспечивает вдвое меньшую
добычу нефти. В этой связи, можно утверждать, что проблема восполнения запасов
не является самой актуальной в ближайшие 5-10 лет (несмотря на то, что прирост
запасов последние годы отстает от добычи). Причем показатель комплексно-экономической
оценки качества запасов значительно превышает соответствующие показатели в США
и Канаде, хотя и ниже чем во многих нефтедобывающих странах. Характеризуя
качество запасов промышленных категорий следует отметить, что около 75% запасов
сосредоточено на разрабатываемых месторождениях, имеющих инфраструктуру. 
Исходя из анализа
состояния основных производственных фондов значительные вложения должны быть
сделаны в нефтеперерабатывающую промышленность. При этом физически и морально
устаревшие установки должны выводится из эксплуатации, в частности некоторые
нефтеперерабатывающие заводы эффективнее закрыть, чем реконструировать. В 1999 г. при капитальных вложениях в объеме 5,5 млрд. руб. на текущий и капитальный ремонт
израсходовано 3,7 млрд. руб. В таком соотношении таится угроза техногенных
катастроф, ибо НПЗ несут в себе большую химическую, пожарную и экологическую
опасность. /4/
Если нефтяные компании
по-прежнему не будут инвестировать в нефтепереработку, то обеспечение роста
потребности в моторных топливах необходимо будет осуществлять за счет
увеличения объемов, а не глубины переработки нефти. В этом случае сократится
объем экспорта нефти и из валютной выручки нужно будет изъять 2,2 млн. долл.
(по ценам нефти в июле 2000 г.) ежегодно при благоприятном варианте развития
экономики и повышенном спросе на моторное топливо. По оценкам
Топливно-энергетического независимого института один рубль, вложенный в
нефтепереработку, по эффективности равен 2-3 руб. инвестиций в нефтедобычу.
Углубление переработки позволит обеспечивать потребности народного хозяйства
при меньшем объеме потребляемой нефти. 
Вместе с тем, важно
подчеркнуть, что инвестиции в переработку требуют значительных средств и длительных
сроков освоения и окупаемости. Подобные вложения возможны лишь в условиях
благоприятного инвестиционного климата и налогового режима 
В таблице 1 приведены
диапазоны потребностей отраслей ТЭК в инвестициях, прогноз которых был выполнен
в соответствии с различными вариантами рассматриваемых стратегий развития
экономики России и ее энергообеспечения до 2020 г. В этих вариантах необходимые уровни капитальных вложений в развитие отраслей ТЭК
прогнозируются в пределах 460-600 млрд. долл. 
Таблица 1 — Потребность ТЭК в инвестициях,
млрд. долл.






































Отрасли ТЭК

1996-
2000 

2001-2005
2006-2010
2011-2015
2016-2020


Нефтяная
15-16
15-18
25-30
35-41
40-48


Газовая
24-25
17-19
19-22
23-26
32-38


Угольная
4-5
1-2
2-3
3-5
3-7


Электроэнергетика, включая атомную
11-12
16-23
56-89
86-118
85-112


ТЭК всего
54-58
49-62
102-190
147-190
160-205




В настоящее время
основная часть вложений в нефтяной комплекс направлена на быструю отдачу и
заключается в вовлечении в оборот бездействующих скважин, количество которых
превышает 20% от общего числа эксплуатационных скважин. При этом вложения в
промышленную инфраструктуру, прежде всего в трубное хозяйство нефтяных компаний
по оценке самих компаний явно недостаточны. Вследствие этого в нефтедобыче, как
и в нефтепереработке, возрастает вероятность техногенных катастроф. 
1.3 Влияние НТП на
эффективность предприятия
Научно-технический
прогресс в нефтяной промышленности – это процесс непрерывного создания и
материализации научных знаний, которые, реализуясь в виде потока нововведений,
обеспечивают комплексное повышение социальной и экономической эффективности
производства за счет:
·  роста эффективности преобразования
основных ресурсов (материальных, сырьевых, трудовых, финансовых,
энергетических, потребляемых на производстве конечного продукта);
·  снижение издержек производства на
всех его стадиях (инвестиционной и эксплуатационной);
·  расширения ресурсной базы отрасли
(компаний) путем вовлечения в разработку ранее не извлекаемых и
трудноизвлекаемых запасов нефти или повышения степени их извлечения;
·  снижение вредных воздействий на
окружающую среду и повышения безопасности объектов нефтяной промышленности.
Стартовые условия современного
развития отечественной нефтяной промышленности характеризуется следующими
основными особенностями.
Ресурсная основа добычи
нефти в стране в настоящее время в основном представлена трудноизвлекаемыми
запасами (ТИЗ) нефти, удельный вес которых превышает 65 % общего баланса
разведанных запасов, а удельные капиталовложения на их освоение кратно
превышают их уровень в традиционных условиях. 
Прирост запасов нефти
категорий А +B +C за период с 1990 г. и до настоящего времени снизился более
чем в 5 раз, что обусловило существенное уменьшение показателя обеспеченности
добычи запасами нефти. 
Продолжает ухудшаться
структура разведанных запасов нефти, представленная          в основном
месторождениями с низкопроницаемыми коллекторами,          высокими вязкостью
нефти, послойной и зональной неоднородностью, чередованием маломощных
низкопроницаемых прослоев, характеризующихся низкими продуктивностью и
нефтеотдачей. Подобные месторождения и отдельные залежи сегодня и в перспективе
являются основой сырьевой базы России. 
Широко применяемые в отечественной
практике традиционные технологии и методы разработки и эксплуатации
месторождений с ТИЗ крайне неэффективны, обеспечивают результативность проектов
в лучшем случае на грани рентабельности. Исключить эти негативные тенденции
можно только за счет активного использования достижений научно-технического
прогресса.
Стратегической задачей в
области развития сырьевой базы нефтедобычи является обеспечение ее расширенного
воспроизводства, исходя из прогнозируемых уровней добычи нефти на период до 2020 г., установленных новой Энергетической стратегией России. При этом:
— необходимый уровень
приращения запасов и ресурсов нефти на 10-15 лет должен составлять 7,5-10
млрд.т;
— возможное приращение
запасов и ресурсов нефти на базе разведанных составит не более 30=40%
необходимого уровня;
— дополнительное
приращение остальных запасов, составляющих 60-70% необходимого уровня, должно
быть обеспечено в результате разведки и освоении новых территорий и акваторий
России, т.е. за счет неоткрытых месторождений.
Добыча нефти в
прогнозируемом периоде до 2020г. будет осуществляться как в традиционных
районах (Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ), так и в новых
нефтегазовых провинциях: на Европейском Севере (Тимано – Печора), в Восточной
Сибири , на Дальнем Востоке, на юге России (Северо – Каспийская провинция). При
этом главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период остается
Западно – Сибирская нефтегазоносная провинция. При благоприятных и умеренных
вариантах развития экономики будут сформированы новые центры нефтяной
промышленности в восточной Сибири и республике Саха (Якутия) на шельфе о.
Сахалин, в Баренцевом море, российском секторе Каспийского моря.
Научная,
научно-техническая и инновационная деятельность является основой повышения
эффективности функционирования нефтедобычи, ее отдельных производств и
компаний.
Мировой опыт показывает,
что интенсивное применение высокоэффективных технологий (горизонтальное бурение, методы
увеличения нефтеотдачи (МУН), трехмерная сейсморазведка, активное
энергосбережение и др.) в условиях освоения ТН3 нефти позволяет в 2-5 раза
снизить издержки, связанные с их разведкой и добычей 
Потенциальные возможности
тучно-технического прогресса в средних условиях нефтедобывающей отрасли России
могут быть оценены в 20-30 % сокращения капитальных вложений при
финансированной добыче нефти. Расчеты показывают, что не решать проблему
повышения эффективности нефтедобычи – значит поставить под сомнение возможность
реализации стратегических целей развития отрасли и экономики в целом, т.е.
энергетическую безопасность России. 
Таким образом, решению
проблемы кардинального повышения эффективности освоения трудноизвлекаемых
запасов на основе научно-технического прогресса в настоящее время нет
альтернативы. / 7 /
2. Современное состояние
горнодобывающей отрасли в ОАО «Оренбургнефть»
2.1
Организационно-экономическая характеристика ОАО «Оренбургнефть»
ОАО «Оренбургнефть»
реорганизовано в форме присоединения к нему Открытого акционерного общества
«Оренбурггеология» (ОАО «Оренбурггеология») в соответствии с Договором о
реорганизации в форме присоединения ОАО «Оренбурггеология» к ОАО
«Оренбургнефть», утвержденным решением внеочередного общего собрания акционеров
ОАО «Оренбургнефть», решением внеочередного общего собрания акционеров
«Оренбурггеология» 20 декабря 2007 года.
Общество является
универсальным правопреемником Открытого акционерного общества
«Оренбурггеология» по всем гражданско-правовым и иным передаваемым в порядке
правопреемства обязательствам, включая без ограничений обязательства,
оспариваемые третьими лицами, за исключениями, предусмотренными положениями
действующего законодательства Российской Федерации.
Организация осуществляет
свою деятельность на основании устава, утверждённого решением внеочередного общего
собрания акционеров ОАО «Оренбургнефть» от 24 февраля 2009 г.
Основной целью Общества,
как коммерческой организации, является получение прибыли. 
Основными видами
деятельности ОАО «Оренбургнефть» являются:
1. 
разведка и разработка
нефтяных и газовых месторождений;
2. 
бурение
параметрических, поисковых, разведочных, структурных, наблюдательных и
эксплуатационных скважин на углеводородное сырье, воду;
3. 
добыча,
транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья и
продуктов его переработки;
4. 
ведение баланса запасов
нефти, газа, конденсата, попутных компонентов и учет совместно с ними залегающих
полезных ископаемых в границах лицензионных участков;
5. 
производство топографо-геодезических
и картографических работ в составе маркшейдерских работ.
Для обеспечения
деятельности Общества создаются органы управления: Общее собрание акционеров, Совет
директоров и исполнительные органы: Генеральный директор и Правление
Высшим органом управления
Общества является Общее собрание акционеров Общества.
Общество обязано ежегодно
проводить годовое Общее собрание акционеров.
Совет директоров Общества
осуществляет общее руководство деятельностью Общества, за исключением решения
вопросов, отнесенных Федеральным законом «Об акционерных обществах» и настоящим
Уставом к компетенции Общего собрания акционеров.
Отделения и участки ОАО «Оренбургнефть»
территориально охватывают всю область:
· 
 Нефтегазодобывающее
управление «Бугурусланнефть»
Место нахождения: 461600, г. Бугуруслан, ул. Московская, 75
Дата открытия: 15.03.1994
Руководитель филиала: Торопчин Олег Петрович
· 
 Нефтегазодобывающее
управление «Сорочинскнефть»
Место нахождения: 461130, г. Сорочинск, ул. Зеленая, 25 а
Дата открытия: 15.03.1994
Руководитель филиала:
Воропаев Андрей Михайлович
· 
Нефтегазодобывающее
управление «Бузулукнефть»
Место нахождения: 461040, г. Бузулук, ул. Магистральная, 12
Дата открытия: 14.03.2007
Руководитель филиала:
Рустамов Игорь Фаиг-оглы
· 
Зайкинское
газоперерабатывающее предприятие
Место нахождения: 461040, г. Бузулук, ул. Магистральная, д.2 «А»
Дата открытия: 15.03.1994
Руководитель филиала: Хромов
Николай Матвеевич
· 
Спортивно-оздоровительный
комплекс «Нефтяник»
Место нахождения: 461040, г. Бузулук, 3 микрорайон, д.6 «А»
Дата открытия: 15.03.1994
Руководитель филиала: Пантелеев
Анатолий Николаевич 
C 2004 года ведение бухгалтерского учета
Общества осуществляет специализированная организация ООО «ТНК-ВР Бизнессервис».
Лицо, ответственное за
подготовку финансовой (бухгалтерской) отчетности Общества — ООО «ТНК-ВР Бизнессервис», в лице
первого заместителя директора филиала – директора управления учета в добывающих
предприятиях г-на Бойчука Ивана Георгиевича (доверенность от 15.12.2006 №466 и
доверенность от 29.12.2007 №1035).
Исходя из действующих в
Российской Федерации правил бухгалтерского учета и отчетности, в частности
Федерального закона «О бухгалтерском учете» и Положения по ведению
бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в Российской Федерации,
утвержденного Министерством финансов Российской Федерации, а также иных
нормативных актов, входящих в систему регулирования бухгалтерского учета и
отчетности в Российской Федерации в ОАО «Оренбургнефть» утверждена учётная
политика для целей бухгалтерского и налогового учёта, план счетов учёта
финансово-хозяйственной деятельности, перечень регистров налогового учёта,
график документооборота. (Приложение Б)
На сегодняшний день ОАО «Оренбургнефть»
— компания, занимающаяся добычей нефти и газа. Важная черта политики Общества –
открытый диалог с потребителями, как крупными промышленными предприятиями, так
и обычными бытовыми абонентами, внимание к специфике их деятельности и
проблемам. Партнёрские отношения, основанные на доверии, честности и
открытости, — особенности данной организации.
Основными источниками
информации для анализа финансового состояния предприятия являются форма №1 «Бухгалтерский
баланс» и форма №2 «Отчёт о прибылях и убытках». (Приложение В, Г) 
Основные показатели
финансово-хозяйственной деятельности ОАО «Оренбургнефть» за 2005 – 2007 годы
отражены в таблице 2.
Таблица 2 – Основные
показатели финансово-хозяйственной деятельности ОАО «Оренбургнефть»























































Наименование показателя
2005год
2006год
2007год
Отклонение 2007г. к 2005г.
Отклонение 2007г. к 2006г.


Выручка от реализации товаров,
услуг, тыс. руб.
61814368
125408581
111138097
+49323729
 — 14270484


Себестоимость реализации,
продукции, услуг, тыс. руб.
40309783
50260498
55332895
+15023112
+5072397


Валовая прибыль, тыс. руб.
21504585
45148083
55805202
+34300617
+10657119


Коммерческие расходы, тыс. руб.
383652
43502321
10013380
+9629728
 — 33488941


Прибыль от реализации, тыс. руб.
19030978
29089054
43011131
+23980153
+13922077


Прочие доходы, тыс. руб.
178497
73544832
4561804
+4383307
 — 68983028


Прочие расходы, тыс. руб.
531043
73726986
4857284
+4326241
 — 68869702


Чистая прибыль, тыс. руб.
13909087
28942012
42803605
+28894518
+13861593



Как видно из таблицы 2,
выручка от реализации товаров значительно меняет свои значения: по сравнению с
2005г. выручка в 2007 г.увеличилась на 49323729 тыс.руб. ,а по сравнению с
2006г. снизилась на 14270484 тыс.руб. Несмотря на значительный рост прибыли от
продаж – растёт себестоимость продукции и услуг. Прочие доходы и прочие расходы
снизились в 2007 году по отношению к 2006 году на 68983028 тыс. руб. и на 68869702 тыс. руб. соответственно вследствие
реорганизации предприятия и выбытия основных средств. Чистая прибыль
увеличилась на 13861593 тыс. руб. в 2007 году по сравнению с 2006 годом и на
28894518 тыс. руб. по сравнению с 2005 годом. В целом, можно сказать, что
экономическое состояние предприятия ОАО «Оренбургнефть» близко к оптимальному.
2.2 Анализ финансово –
хозяйственной деятельности ОАО «Оренбургнефть»
Анализ эффективности
работы предприятия имеет ключевое значение в оценке финансово-хозяйственной
деятельности. Эффективность производства влияет одновременно на: объем
производства и продаж, производительность и трудоемкость производства,
себестоимость единицы продукции, чистую прибыль, рентабельность деятельности,
деловую активность и финансовую устойчивость фирмы. Обеспеченность предприятия
основными средствами, их состояние и движение обязательно рассматриваются в
анализе финансовой отчетности организации в части анализа формы №1
«Бухгалтерский баланс» и формы №5 «Приложение к бухгалтерскому балансу»,
результаты которого необходимы для управления финансовым состоянием
организации.
Добыча нефти в ОАО
«Оренбугнефть» составила 4302 тыс. тонн, что меньше на 552 тыс. тонн по
сравнению с 2007 годом. Основными причинами, не позволяющими поддерживать
добычу нефти на стабильном уровне, является: 
— перевод во временную
консервацию в 2006 году 648 скважин, в 2007 году — 133 скважины; 
— истощение запасов нефти
по высокопродуктивным месторождениям; 
— невыполнение про граммы
по вводу в промышленную разработку новых месторождений. 
В связи с невыполнением
объема бурения из новых скважин недополучено 55,8 тыс. тонн нефти. В то же
время годовой план по добыче нефти в целом по ОАО «Оренбургнефть» перевыполнен
на 47 тыс. тонн. Это стало возможным благодаря перевыполнению некоторых видов
мероприятий. За счет ввода из бездействия и оптимизации режима скважин добыто
дополнительно к планируемому 88,0 тыс. тонн нефти, а за счет ввода в опытную
эксплуатацию разведочных скважин — 14,9 тыс. тонн. 
Однако в целом происходит
дальнейшее снижение объема геолого-технических мероприятий с фондом скважин. 
За 2007 год проведено 278
геофизических исследований, 906 измерений продуктивности скважин, 23 тыс.
замеров пластовых и забойных давлений, 63 тыс. определений обводненности
продукции скважин и других исследований. 
В отчетном году добыто
4302 тыс. тонн нефти при плане 4255 тыс. тонн. 
Снижение добычи по
сравнению с 2001 годом составило 11,4 %. Выполнение основных
организационно-технических мероприятий по добыче нефти за 2002 год представлено
в таблице 3
Таблица 3 – Проведение организационно-технических
мероприятий по добыче нефти за 2002 год




































































№
Наименование мероприятий
2006 год (факт)
2007 год (факт)


Кол-во
Доп. добыто нефти(тыс.т.)
Кол-во
Доп. добыто нефти(тыс.т.)


1
Ввод новых скважин
173
173
91
73.4


2
Вывод из бездействия
176
136,2
267
225,8


3
Перевод на мех. добычу
35
20
21
6,2


4
Оптимизация режима
249
105,3
255
102,3


5
Изоляционные работы
9
0,1
3
—


6
Интенсификация притока
52
26,1
30
4,9


7
Прочие работы КРС
32
15
48
9,5


8
Ввод нагнетательных скважин
42
8,1
21
8,3


9
Новые методы повышения нефтеотдачи
пластов
23
161,7
26
153,4


всего
791
645,5
762
583,8



Списочная численность составляет 6563
человека, из них руководители составляют 8,4 %; специалисты — 11,1 %; служащие
— 0,7 % ; рабочие — 79,7 % 
Производственная программа — это план
производства основной продукции предприятия. В ОАО «Оренбургнефть» — это план
добычи нефти и его сдача транспортирующим организациям НПЗ, ГПЗ и других. 
Объем продукции в ОАО
«Оренбургнефть» планируют и учитывают в виде валовой и товарной. Они
исчисляются в натуральной и денежной формах. В натуральной форме нефть
измеряется тоннами, газ — тысячами кубометров, в денежной форме — оптовой и
неизменной ценой. В денежной форме товарная добыча нефти и газа исчисляется в
действующих оптовых ценах предприятия, валовая продукция — в неизменных ценах. 
Хозяйственную деятельность
производственных предприятий оценивают по следующим показателям: выполнение
плановых заданий по объему реализации продукции в соответствии с заключенными
договорами; добыче (поставке) нефти (с газовым конденсатом). 
Кроме показателей объема
продукции производственная программа ОАО «Оренбургнефть» включает показатели
объема работ в эксплуатации и использования скважин.
Данные о выполнении плана по добыче
нефти приведены в таблице 4 

Показатели	2006г.	2007г.	2008г.	Абсолютный прирост «+»-«-»		Темп роста, %
				2007г. к 2006г.	2008г. к 2007г.	2007г. к 2006г.	2008г. к 2007г.
1.Валовая добыча нефти	4854	4255	4302	— 599	+47	87,6	101,1
2.Объем валовой продукции	301420	1036691	1073875	+36184	+735271	343,9	103,5
3.Объем работы в эксплуатации скважин	22712	20586	20768	— 2126	+182	90,6	100,8
4.Среднемес. дебит, т/скв.-мес.	235	228,1	229,1	— 6,9	+1	97,1	103,5
5.Коэффициент эксплуатации	0,909	0,906	0,920	— 0,03	+0,011	99,7	101,2

Таблица 4 — Динамика добычи нефти

В 2007 году план добычи
нефти недовыполнен на 599 тыс. тонн по сравнению с предшествующим годом.
Валовая добыча нефти увеличена на 37184 млн. рублей (243,9 %). Столь
значительное увеличение связано с повышением цены на 1 тонну добытой нефти.
Среднемесячный дебит уменьшился на 6,9 т./скв. — мес. 2,9 %. План по объему
работ недовыполнен на 2126 скв. /мес. По сравнению с предшествующим годом
коэффициент эксплуатации остался неизменным.

В 2008 году план добычи
нефти по сравнению с 2007 годом на 47 тыс. тонн (1,1%). Валовая добыча нефти
увеличилась на 735271 млн. рублей (243,9%), как уже сказано свыше, это связано
с увеличением цены на нефть. Среднемесячный дебит увеличился на 1 т/скв. — мес.
(3,5 %). План по объему работ перевыполнен на 182 скв. мес. (0,8 %).
Коэффициент эксплуатации увеличился на 0,01.

Технический уровень
предприятия определяется прогрессивностью применяемости техники и технологии.

 В процессе анализа
технического уровня предприятия используют следующие показатели:

— фондовооруженность
труда;

— машиновооруженность
труда;

— энерговооруженность
труда;

— степень автоматизации и
механизации работ (труда);

— степень годности
основных фондов;

— степень обновления
основных фондов.

Фондовооруженность определяется
по формуле (1):

финансовый
хозяйственный показатель оснащенность

 (1)

где Ф — среднегодовая
стоимость основных фондов;

Чр — численность рабочих.

Машиновооруженность
определяется по формуле (2):

 (2)

где Фак – стоимость
активной части основных фондов (общая среднегодовая стоимость основных фондов
минус стоимость зданий, сооружений, инвентаря).

Энерговооруженность
определяется по формуле (3):

 (3)

где Э — количество
потребляемой энергии на производственные цели;

t – количество отработанных
человеко-часов (или численность рабочих).

Коэффициент автоматизации
и механизации работ (труда) определяется по формуле (4)

 (4)

где Чам – численность
рабочих, занятых на механизированных и автоматизированных работах;

Чоб – общая численность
рабочих.

Фондовооруженность и
механизированность – наиболее общие показатели оснащенности предприятия.

Основные показатели
оснащенности предприятия отражены в таблице 5.

Таблица 5 — Показатели
оснащенности предприятия.

Показатель	2006г.	2007г.	2008г.	Изменения 2007г. к 2006г.	% 2008г. к 2007г.
1	2	3	4	5	6
1.Среднегодовая стоимость ОФ, млн. руб.	4395695	469276	4803844	+19,3	+2,2
2.В том числе активной части ОФ, млн. руб.	2875621	3177735	3417593	+18,6	+7,5
3.Численность работников в смену	6432	6920	6563	+2,0	— 5,1
4.Фондовооруженность, млн. руб./чел.	683,4	678,9	731,9	+5,5	+7,8
5.Машиновооруженность, млн. руб./чел.	4471	4592	5207	+16,5	+13,3

По данным таблицы 5 фондовооруженность и машиновооруженность в ОАО
«Оренбургнефть» возросли по сравнению с предшествующими годами в 2007 г. на 5,5 % и 16,5 %, и в 2008 г. на 7,8 %
и 13,3 %. Рост фондовооруженности предприятия вызван улучшением
оснащения НГДУ прогрессивной техникой по сравнению с предшествующими годами.
Следует также обратить внимание на условия труда. Повышение технического уровня
производства может быть связано с облегчением труда рабочих и улучшением
условий труда.

В связи с частичной, а в
отдельных случаях полной автоматизацией производственных процессов в
нефтедобыче, технический уровень ОАО «Оренбургнефть» целесообразно
характеризовать коэффициентом автоматизации. Коэффициенты автоматизации в ОАО
«Оренбургнефть» приведены в таблице 6.

Таблица 6 – Коэффициенты
автоматизации в ОАО «Оренбургнефть»

Показатель	2006г.	2007г.	2008г.	Изменение %, по сравнению
				2007г. к 2006г.	2008г. к 2007г.
1.Численность производственного персонала, чел.	1921	1908	1864	— 0,7	— 2,3
2.Из них занято на автоматизированных работах	710	820	872	+22,8	+6,3
3.Коэффициент автоматизации	0,36	0,43	0,47	+19,4	+9,3

Как видно из таблицы 6
уровень автоматизации в ОАО «Оренбургнефть» повысился. Коэффициент повысился в
2007году, по сравнению с предыдущим годом на 0,07%; а в 2008 году по сравнению
с 2007годом – на 0,04%. За счет роста автоматизации производства на предприятии
за период с 2006г. по 2008г. численность производственного персонала была
сокращена на 0,7% и 2,3% в 2007г. и 2008г. соответственно.

Коэффициент годности
основных фондов К – это отношение полной первоначальной стоимости основных
фондов промышленно-производственной группы Фппг. по состоянию на конец года за
вычетом износа Иппг. на эту же дату к полной первоначальной стоимости.(формула
5)

 (5)

Произведем расчет
коэффициентов годности основных фондов в таблице 7

Таблица 7 -Анализ
коэффициентов годности основных фондов

Показатель	2006г.	2007г.	2008г.	Изменение, %
				2007г.к 2006г.	2008г.к 2007г.
1.Первоначальная стоимость ОФ промышленно-производственной группы на конец года, млн. руб.	3287540	3295584	3803732	100,2	115,4
2.Износ ОФ по этой же группе, млн. руб.	1274832	1274937	1287369	100	100,9
3.Коеффициент годности, %	61,2	61,3	66,1	100,1	107,8

Первоначальная стоимость
ОФ промышленно-производственной группы в 2007г. по сравнению с предыдущим годом
повысилась на 0,2%, а в 2008г. по сравнению с 2007г.- на 15,4%. Износ основных
фондов промышленно-производственной группы увеличился на 0,9% в 2008г. по
сравнению с 2007г.

Производительность труда
характеризует эффективность конкретного живого труда, создающего
потребительские стоимости

Уровень
производительности труда зависит от многих факторов: технической оснащенности и
применяемой технологии, квалификации работников, организации труда и
производства, условий труда и быта работников, постоянства состава работников и
др.

В нефтегазодобывающей
промышленности, в отличие от многих других отраслей, на уровень
производительности труда влияют природные факторы. В частности, добыча нефти
зависит от дебита скважины, способа эксплуатации, стадии разработки
месторождения.

В уровне
производительности труда отражаются результаты улучшения техники, технологий и
организации труда, использование основных фондов, материалов, рабочей силы.

Производительность труда
оценивают в натуральных, стоимостных и трудовых показателях.

При натуральном методе
производительности труда П определяется по формуле (6):

 (6)

где Q – это добыча нефти или газа, т., м3
;

Чпп – численность
промышленно-производственного персонала.

При стоимостном методе
производительности труда П определяется по формуле (7):

 (7)

где Т – товарная продукция

При трудовом методе
производительности труда П определяется по формуле (8):

 (8)

Динамика
производительности труда отражена в таблице 8.

Таблица 8 — Динамика
производительности труда

Показатель	2006г.	2007г.	2008г.	Изменение, %
				к 2006г.	к 2007г.
1.Добыча нефти, тыс.т.	4854	4255	4302	87,6	101,1
2.Валовая продукция в неизвестных ценах, млн. руб.	301420	1036691	1073675	343,9	103,5
3.Численность ППП	1921	1908	1864	99,3	97,7
4.Ср. дебит скважин, числившийся т/скв./мес.	235,0	228,1	229,1	97,1	100,4
5.Добыча нефти на одного работающего (ППП) т/год	2527	2230	2308	88,2	103,5
6.Среднегодовая выработка одного рабочего (ППП)руб./чел.	156,9	543,3	576,1	346,3	106,0
7.Удельная численность обслуживания одной скважины,чел.	6,072	5,876	5,824	95,9	99,1
8.Добыча нефти на одного работающего в месяц, т.	420,0	427,9	432,7	103,0	101,1

По данным таблицы 8 видно, что в 2007 году
производительность труда, по сравнению с предшествующим годом, уменьшилась на
1,8 % вследствие уменьшения среднего дебита
скважин. В связи с увеличением цен на нефть
значительно возросла валовая продукция на 243,9 %, ввиду этого выработка на одного работающего также значительно увеличилась
на 246,3 %.

3. Пути повышения
эффективности деятельности ОАО «Оренбургнефть»

3.1 Обновление основных
фондов и повышение эффективности их использования

Резервы увеличения
времени работы оборудования во всех отраслях промышленности достаточно большие.
Например, в бурении оборудование занято непосредственно в процессе разрушения
горной породы, т.е. в основном производственном процессе лишь 14-15% всего
календарного времени строительства скважины. Остальное время оборудование
занято работами других видов, либо вообще не находится в производственном
процессе. Около 50 — 60 % времени оборудование в хозяйстве вообще не работает,
поскольку находится в процессе монтажа, демонтажа, перебазирования, ремонта,
консервации, резерва, ожидания ремонта и т. д. Поэтому удельный вес времени
участия его в проходке скважин еще меньше.

Кроме того, только около
60-70% календарного времени работы бурового оборудования приходится на долю
производительного времени, а остальное тратится непроизводительно: на
ликвидацию аварий и осложнений, организационные простои из-за несогласованности
в работе отдельных звеньев производства, про ведение ремонтных работ. Улучшение
использования баланса рабочего времени даст возможность при том же парке
установок получить значительно больший объем проходки.

Один из резервов
улучшения экстенсивного использования оборудования — увеличение межремонтного
периода его работы.

В добыче нефти увеличение
времени работы скважин может быть достигнуто, во-первых, ускоренным вводом в
эксплуатацию бездействующих скважин; во-вторых, ликвидацией аварий и простоев
по действующему фонду скважин; в-третьих, ускорением ремонтных работ, особенно
текущего подземного ремонта. При этом большое значение имеет автоматизация
добычи газа и механизация ремонтных работ.

Простои (в % от
календарного времени) технологических установок в среднем составляют в:
первичной перегонке — 8,5; термическом крекинге — 20; каталитическом крекинге —
17,3; гидроочистке — 21,8 и т.д. Большая часть простоев связана с ремонтом
технологических установок и неизбежна, но случаются простои и по
организационным причинам: отсутствие сырья, емкостей, электроэнергии и т.д.
Анализ причин аварий показал, что чаще всего они происходят вследствие
нарушений технологического режима, правил эксплуатации или из-за брака
оборудования, поставляемого заводом изготовителем.

Значительное увеличение
времени работы установок может быть достигнуто в результате удлинения
межремонтного периода. Наиболее часто технологические установки останавливают
на ремонт вследствие коррозии аппаратуры и трубопроводов под влиянием
содержащихся в сырье солей и сернистых соединений или из-за образования кокса в
трубчатых печах и других аппаратах. Простои, вызванные этими причинами, связаны
с недостаточно качественной подготовкой сырья, недоброкачественными ремонтами,
низким качеством материала и покрытий, несоблюдением технологического режима,
отсутствием некоторых средств автоматизации.

Следовательно, улучшая
степень подготовки сырья, поставляя его строго в соответствии с межцеховыми
нормами, улучшая качество ремонтов и материалов, можно добиться удлинения
межремонтных периодов.

Увеличение
продолжительности работы установок может быть достигнуто также за счет
сокращения простоев их на планово предупредительных ремонтах. Длительность
простоев установок во время ремонта зависит от межремонтного пробега,
организации и механизации ремонтных работ. Несмотря на то, что большинство
заводов выдерживает нормативные сроки ремонтов, последние могут быть сокращены
путем применения сетевых графиков ремонта, дальнейшей централизации, повышения
уровня механизации работ, улучшения кооперации труда (создание комплексных
ремонтных бригад вместо специализированных), совершенствования системы оплаты
труда, тщательного соблюдения правил эксплуатации, технологического режима,
ревизий и ремонтов технологического оборудования.

Улучшение экстенсивного
использования основных фондов предполагает, с одной стороны, увеличение времени
работы действующего оборудования в календарный период (в течение смены, суток, месяца,
квартала, года) и с другой стороны, увеличение количества и удельного веса
действующего оборудования в составе всего оборудования, имеющегося на
предприятии и в его производственном звене.

Увеличение времени работы
оборудования достигается за счет:

1) 
постоянного
поддержания пропорциональности между

производственными
мощностями отдельных групп оборудования на каждом производственном участке,
между цехами предприятия в целом, между отдельными производствами внутри каждой
отрасли промышленности, между темпами и пропорциями развития отраслей
промышленности ;

2)      улучшения          ухода
за основными фондами, соблюдения предусмотренной технологии производства,
совершенствования организации производства и труда, что способствует правильной
эксплуатации оборудования, недопущению простоев и аварий, осуществлению
своевременного и качественного ремонта, сокращающего простои оборудования в
ремонте и увеличивающего межремонтный период;

3) проведения
мероприятий, повышающих удельный вес основных производственных операций в
затратах рабочего времени, сокращения сезонности в работе предприятий ряда
отраслей промышленности, повышения сменности работы предприятий.

Предлагается применять
интенсивный путь использования основных фондов. Он ведет к получению на том же
оборудовании большего объема продукции в единицу времени за счет более полного
использования его мощностей.

Примером интенсивного
использования основных фондов может служить работа бурового оборудования на
форсированных режимах, поскольку за тот же отрезок времени достигается больший
объем проходки. Интенсивный путь улучшения использования основных фондов более
эффективен, чем экстенсивный, так как для максимального использования мощности
оборудования необходимо его модернизировать, постоянно совершенствовать и разрабатывать
новые, более производительные конструкции.

Более интенсивное
использование бурового оборудования достигается применением прогрессивной
буровой техники и технологии, комплексным использованием технических средств,
соответствующих геологическим требованиям.

В нефтеперерабатывающей и
нефтехимической промышленности это связано с увеличением суточной
производительности установок. Опыт работы показывает, что увеличение суточной
производительности установок достигается ежегодно в результате улучшения
технологического режима, улучшения качества сырья и ритмичности его поставок,
совершенствования схем автоматизации и др. Однако, анализ работы
технологических установок показал недостаточную стабильность этого процесса.
Коэффициент вариации суточной производительности многих установок колеблется от
8 до 15%.

Такое положение может
возникнуть при нарушении ритмичности поставки сырья, отклонении его качества от
норм, нарушение внутризаводской пропорциональности в мощностях технологических
установок, связанных последовательно технологической схемой. Ликвидация этих
недостатков может обеспечить использование оборудования.

Большое значение для
улучшения интенсивного использования технологических установок имеет правильное
определение возможностей оборудования.

Интенсивность
использования производственных мощностей и основных фондов повышается также
путем совершенствования технологических процессов; организации
непрерывно-поточного производства на базе оптимальной концентрации производства
однородной продукции; выбора сырья, его подготовки к производству в
соответствии с требованиями заданной технологии и качества выпускаемой
продукции; обеспечения равномерной, ритмичной работы предприятий, цехов и
производственных участков, проведения ряда других мероприятий, позволяющих
повысить скорость, обработки предметов труда и обеспечить увеличение
производства продукции в единицу времени, на единицу оборудования или на 1 кв. м производственной площади.

Интенсивный путь
использования основных фондов действующих предприятий включает, следовательно,
техническое их перевооружение, повышение темпов обновления основных фондов.
Опыт работы ряда отраслей промышленности показывает, что быстрое технического
переоснащение действующих фабрик и заводов особенно важно для тех предприятий,
где имеет место более значительный износ основных фондов. /10/

Техническое
перевооружение и реконструкция предприятий и отдельных технологических
установок. Техническое перевооружение действующих предприятий направлено на
повышение технического уровня отдельных участков производства и технологических
установок. Оно означает внедрение новой техники и технологии, механизацию и
автоматизацию производственных процессов, модернизацию и замену устаревшего,
физически изношенного оборудования новым, более производительным. Реконструкция
это частичное переоснащение производства и замена морально устаревшего и
физически изношенного оборудования. Основным результатом технического
перевооружения и реконструкции является повышение технического уровня
производства, как в основном, так и во вспомогательном производствах. Повышение
технического уровня производства способствует повышению качества продукции в
общей выработке, увеличению выхода целевой продукции, повышению фондоотдачи и
производительности труда, снижению затрат на производство.

Практика работы
предприятий показывает, что в процессе эксплуатации технологических установок
обнаруживаются узкие места: часть оборудования имеет меньшую мощность, чем все
остальные, аналогичные диспропорции возникают между основным и
подсобно-вспомогательным производством.

Техническое
перевооружение и реконструкция позволяют устранить возникающие иногда
диспропорции в мощности отдельных видов оборудования или основного и подсобно —
вспомогательного производства.

улучшение использования
основных фондов и производственных мощностей зависит в значительной степени и
от квалификации кадров, особенно от мастерства рабочих, обслуживающих машины,
механизмы, агрегаты и другие виды производственного оборудования. Творческое и
добросовестное отношение работников к труду является важным условием улучшения
использования основных фондов и производственных мощностей./9/

Известно, что от
совершенства системы морального и материального стимулирования в значительной степени
зависит уровень использования производственных мощностей и основных фондов.

Для более эффективного
использования основных средств предприятие может принять следующие мероприятия.

•        Повышение квалификации
рабочего персонала, которое обеспечивает более эффективное и бережное обращение
с оборудованием.

•        Экономическое
стимулирование основных и вспомогательных рабочих, предусматривающее
зависимость зарплаты от выпуска и качества производимой продукции. Формирование
фондов стимулирования и поощрения рабочих, достигнувших высоких показателей
работы.

•        Проведение
социальных работ, предусматривающих повышение квалификации рабочих, улучшение
условий труда и отдыха, оздоровительные мероприятия и другие мероприятия,
положительно влияющие на физическое и духовное состояния рабочего.

3.2 Внедрение новых
передовых технологий добычи и переработки нефти и нефтепродуктов

Для увеличения объемов
добычи нефти необходимо обеспечение технологического прорыва в результате
внедрения передовых мировых и отечественных достижений в технике и технологии
добычи, переработки нефти и ее продуктов.

Одним из главных условий
успешного решения отмеченной проблемы является кардинальное совершенствование
методов организации инновационной деятельности и управления ею на всех уровнях
нефтяной промышленности, включая:

·  формирование научно – технической
политики для конкретной нефтяной компании или нефтеперерабатывающей отрасли в
целом на заданный период;

·  комплексное экономико-правовое
совершенствование инновационной деятельности на основе единой для отрасли
законодательной базы.

Научно-техническая
политика разрабатывается для упорядочивания и целевой ориентации инновационной
деятельности на достижение конкретных конечных технологических и коммерческих
результатов компании и отрасли в целом.

Научно-техническая
политика – это система научно обоснованных приоритетных решений и мер по
осуществлению, согласованных со стратегическими целями социально-экономического
развития компании (отрасли).

Важно иметь в виду, что
научно-техническая политика – это не только показатели, технологии и
мероприятия, это, что не менее важно, совокупность системных принципов и
требований, которым должна быть подчинена вся логика инновационной
деятельности: от прогнозно-аналитических работ до формирования тематики НИОКР(
научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы) и внедрения
результатов научно-технического прогресса.

Научно-техническая
политика формируется в соответствии с установленной структурой задач, состав
которых приведен на рисунке 3 (Приложении А), и отражает последовательность, а
также содержание основных этапов разработки концепции научно-технического
прогресса в отдельной компании.

Научно-техническая
политика формируется на основе системного рассмотрения совокупности всех задач,
связанных с развитием компании, и является связующим звеном между
технологическими и экономическими результатами инновационной деятельности,
служит тем «каркасом», на котором строится текущая и перспективная работа всех
субъектов инновационной сферы компании (отрасли).

Главный метод
формирования научно-технической политики – отбор приоритетов
научно-технического прогресса. Именно на системе приоритетов высшей значимости
строится научно-техническая политика.

Приоритетные цели
научно-технического прогресса нефтяной отрасли.

Проведение жесткой
избирательной политики для исключения практики рассредоточения финансовых и
интеллектуальных ресурсов по всему фронту научно-технической деятельности;
концепция усилий научно-технического прогресса на проблемах, ограничивающих в наибольшей
степени возможность эффективного функционирования нефтяных производств.

Целевые показатели
эффективности являются основными ресурсосберегающими факторами. Именно от
значения этих показателей напрямую зависят объемы буровых работ, фонд скважин,
уровни инвестиций парк буровых установок, число бригад и др. Именно на
повышение этих показателей направлены усилия мировой науки и практики.

Оценка возможностей научно-технического
прогресса в области нефтедобычи. Ориентация инновационного потенциала на критически
важные показатели эффективности научно-технического прогресса предполагает
переход от экстенсивного способа развития к интенсивному.

Повышение эффективности
ключевых процессов и производств по всему производственному циклу поиска и
освоения нефтяных месторождений с учетом взаимосвязей и взаимозависимостей.

Среди множества проблем и
направлений совершенствования МУН (методы увеличения нефтеотдачи) должны быть
выделены критически важные цели научно-технического развития, без достижения
которых не может быть существенно повышена эффективность основного производства
и компании в целом. К числу таких критически важных целевых показателей
эффективности должны быть отнесены:

— эффективность
геологоразведочных работ;

— начальный дебит новых
скважин;

— текущий дебит нефтяных
скважин действующего фонда на разрабатываемых месторождениях;

— дебит нефтяных скважин
проектируемых месторождений.

Комплексное
экономико-правовое совершенствование управления инновационной деятельностью./7/

Совершенствование экономико-правового обеспечения инновационной деятельности
предполагает комплексное решение следующих основных задач.

ü  Развитие в нефтяных компаниях системы
защиты всех объектов интеллектуальной собственности (ОИС), отдельных
предприятий и компаний в целом, в частности:

· 
организация учета
и отчетности по всем ОИС;

· 
непрерывный
мониторинг числа патентов на изобретения , товарных знаков, лицензионных
договоров;

· 
динамика ОИС по
годам;

· 
стоимость ОИС по
категориям;

· 
динамика ОИС в
стоимостном выражении.

ü  Экономическое обеспечение инновационной
деятельности, в том числе :

· 
многовариантный
анализ коммерческой эффективности новых технологий , оборудования, материалов;

· 
разработка
технико-экономических обоснований договоров с потенциальными заказчиками услуг,
оказываемых компанией на стороне с использованием собственных технологий;

· 
 разработка
бизнес-плана каждого инновационного проекта;

· 
определение
вклада инновационного фактора в конечные результаты деятельности компании.

Переход к инновационной
модели управления научно-техническим развитием компании требует проведение
следующих комплексных мероприятий.

1.  Использование качественных
характеристик сырьевой базы компании как исходных требований к
научно-техническому прогрессу и отбору приоритетных проблем освоения запасов
нефти для формирования тематики НИОКР на перспективу. Исходя из этого
принимается такая последовательность процедур отбора:

· 
от
прогнозирования качественной структуры запасов нефти к прогнозированию наиболее
актуальных нот прогнозирования качественной структуры запасов нефти к
прогнозированию наиболее актуальных научно-технических проблем их эффективного
освоения;

· 
от наиболее
важных проблем освоения запасов нефти к выбору технико-технологических средств
для эффективного решения приоритетных проблем.

2.  Совершенствование в рамках
формирования научно-технической политики компании следующих направлений
деятельности, охватывающих:

· 
процессы и процедуры
недропользования, включая создание гибкой системы налогообложения, учитывающей характеристику
разрабатываемых запасов нефти;

· 
развитие
национального рынка инновационных ресурсов, ориентированного как на сырьевой
потенциал компании, так и на создание высокотехнологической продукции путем
рационального распределения финансовых ресурсов между сырьевым и наукоемким
направлениями;

· 
регулирование
инвестиционной деятельности, включая меры налогового стимулирования инвестиций
в реализацию инновационных проектов путем рационального распределения средств
между сырьевой составляющей и наукоемкими направлениями деятельности.

Перечисленные комплексные
меры не могут быть реализованы в рамках отдельной компании. Их осуществление
возможно только в масштабе отрасли в целом на основе единой законодательно
установленной нормативно-правовой базы./7/

3.3 Освоение новых месторождений

До перестройки
проектирование разработки и обустройства нефтегазовых месторождений являлось
частью системы научно — технического обеспечения отрасли, включающей головные
институты по ключевым направлениям её развития и территориальные НИПИ, которые
осуществляли разработку проектов. Далее следовало их сопровождение не только на
стадии первоначального освоения месторождений, но и в процессе эксплуатации. При
этом в проектах отражались изменения условий эксплуатации и характеристик
самого объекта разработки.

В любой отрасли
производства проектирование является одним из главных факторов, определяющих
его технический уровень. Для нефтегазодобычи значимость проектов разработки и
обустройства месторождений возрастает кратно из-за сложности объектов разработки
и неполноты исходной информации о них, а также из-за радикальных изменений
объектов в процессе их эксплуатации. При этом проявляется особая функция
проектных организаций в нефтегазодобыче – сопровождение проектов на протяжении
всей истории эксплуатации с их регулярными корректировками в части как
разработки, так и обустройства.

В прежней системе научно
– технического обеспечения нефтегазовой отрасли проблем с организацией такого
сопровождения не было, так как эти функции были возложены на территориальные
НИПИ, которые входили в состав нефтедобывающих объединений. Проектное
обеспечение, как и другие виды обеспечения производства, осуществлялось
собственными службами объединений, рынка такого рода услуг не было.

В новых условиях сфера
проектного обеспечения разработки и обустройства месторождений существенно
изменились по составу проектных организаций (ПО), так и по структуре самой
сферы. Вместо ведомственной принадлежности ПО возникло их разделение на
корпоративные, входящие в состав нефтяных компаний, и независимые с большим
диапазоном характеристик. Вместо ведомственной системы обслуживания был
сформирован отраслевой рынок проектных услуг, что стало основой для выделения
проектирования разработки и обустройства месторождений как сектора
нефтегазового сервиса./13/

Основой для создания
системы проектного обеспечения разработки и обустройства в составе
нефтегазового сервиса могут стать следующие мероприятия:

· 
разработка
отраслевого положения об этой системе с особым акцентом на обязательном
сопровождении проектов разработки и обустройства в процессе эксплуатации;

· 
внедрение в
регионах статуса генеральных проектных организаций по разработке и обустройству
месторождений как меры по упорядочению рынка проектных услуг и обеспечению
указанного сопровождения;

· 
восстановление
отраслевой науки по крайней мере в области, непосредственно относящейся к
проектам разработки и обустройства; в части обустройства – это в первую очередь
нефтегазопромысловое строительство в условиях Крайнего Севера./14/

По данным Росстата,
добыча нефти и газового конденсата в России в первом квартале 2008 года
сократилась на 0,2% — до 121 млн.т., в апреле – на 0,7% по сравнению с
аналогичным периодом 2007 года. Для поддержания добычи нефти в России на
достигнутом уровне необходимо, чтобы нефтяные компании инвестировали
значительные средства в освоение новых месторождений. Казалось бы, в условиях
высоких цен на нефть, сложившихся на мировом рынке в последнее время, решить
эту проблему невозможно. Однако прогрессирующее с ростом цен увеличение
экспортных пошлин на нефть и налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) не
позволяет нефтедобывающим компаниям высвобождать достаточные средства на новые
инвестиции.

Весной 2008 года
Министерство финансов РФ предложило с 2009 повысить необлагаемый минимум,
используемый НДПИ, от 9 до 15 долл. США за баррель, что даст возможность
перенаправлять на развитие нефтяной отрасли 100 млрд. руб. Нефтяники и эксперты
отрасли считают эту сумму недостаточной в первую очередь для освоения новых
месторождений.

К сожалению, не
вовлеченные в разработку запасы нефти приурочены к месторождениям, находящимся
или в труднодоступных регионах Восточной Сибири, северных районах, на шельфовых
зонах, или к мелким залежам освоенных нефтедобывающих провинций. В обоих
случаях освоение подобных месторождений связано с повышенными затратами, в том
числе с необходимостью сооружения на начальном этапе масштабных объектов
инфраструктуры, что в данное время не привлекательно для инвесторов.

В качестве положительной
практики стимулирования государственного ввода в эксплуатацию новых
месторождений можно привести меры, предпринятые в начале 90-х годов XX века. Постановлением правительства
РФ № 180 от 01.03.93 г. «Об обеспечении ввода в эксплуатацию новых нефтяных
месторождений в 1993-1995 годах» были предоставлены льготы по экспортной
пошлине и акцизу на нефть, добытую за счет ввода новых месторождений в течение
первых пяти лет эксплуатации. Реализация данного постановления позволила только
в Татарстане ввести в эксплуатацию в течение 1993-1995 гг. 21 месторождение с
начальными извлекаемыми запасами нефти (НИЗ) 79,3 млн.т.

Отдельно хотелось бы
остановить на эксплуатации мелких нефтяных месторождений. Не секрет, что
крупным нефтедобывающим компаниям неинтересно заниматься мелкими залежами, как
правило, располагающимися на значительном расстоянии от нефтепроводов и пунктов
подготовки нефти. Чаще всего освоением таких месторождений занимаются небольшие
нефтяные компании. При этом добываемая продукция в основном вывозится
автотранспортом и сдается на установки подготовки нефти крупных компаний. Так,
в Татарстане функционируют 33 независимые нефтяные компании, эксплуатирующие
подобные мелкие месторождения, которые обеспечивают добычу нефти 6,2 млн. т. в
год. Поэтому, говоря о необходимости стимулирования разработки мелких
месторождений, следует отметить прежде всего потребность налогового
стимулирования малого нефтебизнеса в России.

В настоящее время
стимулирование ввода в разработку новых месторождений на законодательном уровне
коснулось только месторождений, расположенных в районах Восточной Сибири, для
которых федеральным законом введены «налоговые каникулы» по НДПИ сроком на 15
или 10 лет в зависимости от вида лицензии. Целесообразно расширить действие
данного закона, в частности для месторождений, расположенных в северных районах
и шельфовых зонах, а также для мелких месторождений независимо от региона
расположения.

В качестве примера
рассмотрена целесообразность ввода в эксплуатацию двух новых лицензионных
участков в Ненецком автономном округе (НАО) и трех мелких лицензионных участков
в Урало-Поволжье. По последним НИЗ нефти не превышали 5 млн.т. Экономические
расчеты по перечисленным лицензионным участкам выполнены для различных
налоговых режимов:

· 
действующая
налоговая система (ДНС);

· 
применение «налоговых
каникул» по НДПИ сроком на 10 лет;

· 
применение
понижающих коэффициентов к ставке НДПИ, равных 0,75; 0,5; 0,25 и 0 на весь
период разработки.

Результаты расчетов
основных технико-экономических показателей представлены в таблице, из которой
следует, что при действующей налоговой системе указанные проекты имеют
отрицательные экономические показатели по всем участкам. За расчетный период
затраты не окупаются. Следовательно, освоение этих участков экономически
нецелесообразно при действующем налоговом режиме экономически нецелесообразно.

Принятие «налоговых
каникул» позволит инвестору получить приемлемые финансовые показатели по всем
участкам. Внутренняя норма доходности проекта варьируется в пределах 15-22%.
Сроки окупаемости проекта 7-10лет. Из сравнения вариантов с применением
понижающего коэффициента к ставке НДПИ видно, что финансовые показатели в
вариантах с предоставлением «налоговых каникул» и применением понижающего
коэффициента к ставке НДПИ на уровне 0,25, наиболее близки по всем представленным
лицензионным участкам. Внутренняя норма доходности составит 12-21%. Срок
окупаемости 9-13 лет.

Отметим, что согласно
Федеральному закону № 151-ФЗ от 27.07.2006 г. по месторождениям с
выработанностью более 80 % понижающий коэффициент рассчитывается по плавной
шкале ,но не может быть меньше 0,3даже при 100%-ной выработанности запасов.
Поэтому предлагается для мелких месторождений с запасами менее 15 млн.т.,а
также для новых месторождений, расположенных в северных районах, независимо от
объема извлекаемых запасов, применять понижающий коэффициент к ставке НДПИ,
равный 0,3 на весь период разработки.

Приведенные результаты
свидетельствуют о том, что налоговое стимулирование ввода в разработку новых
месторождений экономически целесообразно как с позиции недропользователей, так
и государства, которое при этом получит дополнительные доходы./14/

Заключение

В эпоху рыночных
отношений развитие практически любой страны протекает под влиянием объективно
обусловленных процессов глобализации во всех её аспектах. Глобализация, наряду
с, безусловно, позитивными результатами, связанными со своего рода
«подтягиванием» отстающих стран к странам лидерам, несёт и много негатива.
Изоляционизм приводит к неконкурентоспособности товаров и услуг, а глобализация
заставляет национальных товаропроизводителей повышать качество продукции и
труда. Отсюда, участие в глобализации является шансом для России, но в то же
время глобализация несёт с собой и серьёзную угрозу усиления эксплуатации
природных и трудовых, в том числе интеллектуальных, ресурсов страны со стороны
транснациональных корпораций.

В современных рыночных
условиях большое значение уделяется эффективности деятельности предприятий.
Повышение эффективности осуществляется за счет более быстрого освоения новых
мощностей, повышения сменности работы машин и оборудования, совершенствования
организации материально-технической базы, ремонтной службы, повышения
квалификации рабочих, технического перевооружения предприятий, модернизации и
проведения организационно-технических мероприятий.

Для всех организаций –
больших и малых, коммерческих и некоммерческих, для любых предприятий проблема
эффективности имеет важное значение.

В результате проведённых
в данной курсовой работе исследований были рассмотрены теоретические проблемы и
пути повышения эффективности деятельности на нефтедобывающих предприятиях. Исследована
организационно — экономической характеристика, проведен анализ результатов
финансово-хозяйственной деятельности ОАО «Оренбургнефть».

ОАО «Оренбургнефть»
осуществляет свою деятельность в соответствии с законодательством Российской
федерации.

Современное состояние промышленной
политики ОАО «Оренбургнефть» направлено на развитие производственного
потенциала организации, увеличение запаса конкурентоспособности, повышение
уровня добычи сырья.

Мероприятия, проводимые
ОАО «Оренбургнефть» призваны сократить издержки и убытки, работать более
результативно и повышать эффективность производства.

Научно-технический
прогресс непрерывно создает и материализирует научные знания, которые, реализуясь
в виде потока нововведений, обеспечивают комплексное повышение социальной и
экономической эффективности производства.

Главными направлениями
повышения экономической эффективности деятельности предприятий нефтедобывающей
отрасли: обновление основных фондов и повышение эффективности их использования ;
внедрение новых передовых технологий добычи и переработки нефти и
нефтепродуктов, освоение новых месторождений .

Список использованных
источников

1. 
Алешин, А.Н.
Нефтяной комплекс – новое состояние нефтяного сектора экономики России /А.Н.
Алешин// Вестник ОГУ. — №2 – С.70-73

2. 
Байков,
Н.А. О состоянии и перспективах развития нефтегазовой промышленности России
/Н.А. Байков// Нефтяное хозяйство. – 2008. – №1. – С.10-13 – ISSN 0028 – 2448

3. 
Беляев
Д.А. Анализ возрастной структуры и износа основных фондов в отраслях
промышленности и их влияние на динамику производства[Электронный ресурс] /
Режим доступа: http://www.hse.ru/ org/ persons/ 24930/index.html

4. 
Водянов А.А.Производственные
мощности российской промышленности в контексте задач экономического роста / А. Водянов, О. Гаврилова, Т.
Маршова // Российский экономический журнал. — 2006. — N 2. — С. 3-22.

5. 
Гордеев О.Г.
Современное состояние и перспективы развития нефтедобывающей отрасли России
/О.Г. Гордеев// Нефтяное
хозяйство. – 2005. – №9. – С.128-132 – ISSN 0028 – 2448

6. 
Экономика
предприятия : Учебник для вузов / под ред. В.Я. Горфинкеля. – 5-е изд., перераб.
и доп. – М.: Юнити, 2008. – 767С. ISBN 978-5-238-01284-1

7. 
Грайфер, В.И.
Роль научно-технического прогресса в развитии нефтедобывающей отрасли России
/В.И. Грайфер// Нефтяное хозяйство. – 2005. – №9. – С.134-138 – ISSN 0028 – 2448

8. 
Ермакова Ж.А.
Топливно-энергетический комплекс Оренбургской области: перспективы
инновационного развития/Ж.А. Ермакова// Вестник ОГУ. — № 6. – С.79-84

9. 
Каламбет, А. П. К вопросу о финансировании
воспроизводства основных средств / А. П. Каламбет, В. Г. Юдин // Деньги и
кредит. — 2006. — N 10. — С. 64-66.

10. 
Климова, Н. В. Направления совершенствования
методики анализа состояния и эффективности использования основных средств / Н.
В. Климова // Экономический анализ: теория и практика. — 2008. — N 6. — С.
22-30.

11. 
Матвеев, Н.И.
современное состояние и развитие нефтяной промышленности в Западной Сибири
/Н.И. Матвеев// Нефтяное
хозяйство. – 2005. – №9. – С.141-149 – ISSN 0028 – 2448

12. 
Райзберг, Б. Государственное управление
инновационными процессами / Б. Райзберг, Н. Морозов// Экономист. – 2008. — №1–
С. 48-54. – ISSN 0869 – 4672

13. 
Соколов С.М.
Проектирование разработки и обустройства месторождений как составная часть
нефтегазового сервиса /С.М. Соколов// Нефтяное хозяйство. – 2008. – №9. –
С.14-15 – ISSN 0028 – 2448

14. 
Хисамов, Р.С. О
стимулировании ввода в разработку новых нефтяных месторождений/Р.С. Хисамов//
Нефтяное хозяйство. – 2008. – №7. – С.18-19– ISSN 0028 – 2448