Способ добычи нефти

      Снижение в 2007 году денежных средств в абсолютном значение свидетельствует об ухудшении финансовой ситуации и трудностях сбыта продукции.

         Из приведенных данных в таблице 8 видно, что наибольший удельный вес на 2007 год в структуре оборотных средств составляют краткосрочные финансовые вложения (35,68%), несмотря на сокращение их к концу года на 5,9%. дебиторская задолженность, которая меньше года также занимает существенную долю в оборотных средствах (18,32%), что позволяет нам сказать, что предприятие лишает себя возможности использовать эти деньги в своих интересах и более эффективным путем. В запасах наибольшую долю в 2007 г. занимают сырье, материалы и другие аналогичные ценности, их доля составляет 6, 81%, что меньше чем в предыдущем году на 2,12%.

    Таблица 8 Структура оборотного капитала

    4.3 Расчет основных экономических  показателей ОАО «Сургутнефтегаз»

    Рентабельность оборотного капитала.

    R_ок =                                                                                                       (19)

     = = 18,23%  = = 22,67%

          Из расчетов видно, что рентабельность оборотного капитала увеличилась на 4,44% и составила 22,67%

        Прибыль Компания в результате ускорения оборачиваемости:

       ΔП = ОБ²⁰⁰⁷×ΔК_об× = 379089043×(0,43)×0,1823 = +29716411тыс, руб.

       За счет ускорения оборачиваемости капитала предприятие получило дополнительно прибыли на сумму 29716411 тыс. рублей.

       Не менее важным является определение отдачи оборотного капитала, определяемой отношением прибыли от реализации к остаткам оборотных средств;

    ОТ =                                                                         (20)

    Т.к. остатки оборотных средств нам не предоставляется возможность определить, можно только взять показатели на начало и конец года. Следовательно, результаты будут совпадать с показателями рентабельности только в долях единиц.

    При анализе оборотного капитала необходимо рассмотреть собственный оборотный капитал. Собственный оборотный капитал предприятия (синонимы: собственные оборотные активы, собственные оборотные средства, чистый оборотный капитал, чистый рабочий капитал) - это те оборотные активы, которые остаются у предприятия в случае единовременного полного (стопроцентного) погашения краткосрочной задолженности предприятия. Другими словами, это тот запас финансовой устойчивости, который позволяет хозяйственному субъекту осуществлять бизнес, не опасаясь за свое финансовое положение даже в самой критической ситуации (когда все кредиторы предприятия одновременно потребуют погасить образовавшуюся текущую задолженность).

         Величина собственных оборотных средств определяется сопоставлением оборотных активов и краткосрочных пассивов. Разница между ними представляет часть собственного капитала находящаяся в обороте:

    Собственные оборотные средства = оборотные активы - краткосрочные пассивы

       В 2006 году СОС: 437892500 - 38112904 = 399779596 тыс. руб.

       В 2007 году СОС: 379089043 - 53713706 = 325375337 тыс. руб.

         Сокращение значения этого показателя рассматривается как отрицательная тенденция, поскольку основным и постоянным источником роста собственных оборотных средств является прибыль.

        Таким образом, нехватка собственных оборотных средств порождает повышенную дебиторскую задолженность, кризис неплатежей видоизменяет структуру источников образования оборотных средств, и, в конечном счете, все это негативно влияет на воспроизводственный процесс.

    Большую роль в борьбе за улучшение использования оборотных средств имеют вторичные методы добычи нефти, механизация ремонтных работ, увеличение межремонтного периода работы скважин, автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти и газа. В целом внедрение новой техники и прогрессивной технологии разработки нефтяных и газовых месторождений позволяет увеличить объем производства и реализации продукции, сократить производственные запасы и ускорить оборачиваемость оборотных средств. 

    Заключение 

    Лянторское месторождение – нефтегазовая залежь, подстилающаяся подошвенной водой. Рациональная разработка указанного вида месторождений невозможна без знания особенностей и закономерностей продвижения границ раздела газ-вода, нефть-вода и газ-нефть к несовершенным скважинам, так как при установлении высоких значений депрессий и увеличении отборов продукции в таких скважинах наблюдается деформация поверхности раздела фаз в виде конуса воды или газа (конусообразование). Как показывают промышленные испытания и анализы разработки залежей с верхним газом и подошвенной водой, конусообразование является, в ряде случаев, основной причиной обводнения или загазовывания нефтяных скважин, пробуренных в литологически однородных пластах. Таким образом, с практической точки зрения является необходимым определение значений предельного безводного и безгазового дебита и соответствующих депрессий, обеспечивающих безводную (безгазовую) эксплуатацию. В дипломной работе рассмотрен ряд методик определения этих показателей. Все они носят приближенный характер. Вследствие чего наиболее оптимальным вариантом расчета можно считать уточненную методику расчета одновременно предельных безводных и безгазовых дебитов, на основе которой был сделан расчет показателей Лянторского месторождения.

    В организационной части рассмотрены общие направления в области охраны труда и окружающей среды предприятия ОАО "Сургутнефтегаз", разрабатывающего Лянторского месторождения. В экономической части подсчитаны показатели: возврат оборотных средств, рентабельность, экономический эффект производства ОАО "Сургутнефтегаз". Их повышение возможно при внедрение новой техники и прогрессивной технологии разработки нефтяных и газовых месторождений, которые позволят увеличить объем производства и реализации продукции, сократить производственные запасы и ускорить оборачиваемость оборотных средств.

    Список  использованной литературы 

1. Акульшин  А. И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра. — 1988.
2. Годовая отчетность ОАО «Сургутнефтегаз» [Электронный ресурс] / ОАО «Сургутнефтегаз». - Сургут, 2006. - Режим доступа: http://www.surgutneftegas.ru.
3. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в нефтяных месторождениях. — Нефтяное хозяйство, 1961, № 5. — С. 18—24.
4. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.) - М.: Гостоптехиздат, 1949.
5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. N 56) ПБ 08-624-03
6. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебн. пособие для вузов/И. Т. Мищенко, В. А. Сахаров, В. Г. Грон, Г. И. Богомольный.— М.: Недра.—1984.
7. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений/Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М: Недра, 1983.
8. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа.- М..Недра, 1965.
9. Телков, А. П. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. В 2 ч. Ч. 1. / А. П. Телков, С. И. Грачёв. - Тюмень: Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2009. - 236 с.: ил.
10. Чарный И.А. Подземная газогидродинамика. - М: Гостоптехиздат, 1963.
11. Чарный И.А. Приток к скважине в месторождениях с подошвенной водой или газовой шапкой. — Нефтяное хозяйство, 1952, № 10. — С. 11—19.