Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Характеристика предприятия и организационная структура управления ОАО «Сибнефтепровод»

1.1 Общая характеристика предприятия ОАО «Сибнефтепровод»

1.2 Организационная структура управления

2. Управление производством и персоналом в Нефтеюганском УМН

2.1 Анализ причинно-следственных связей выполнения производственной программы и затрат на ее реализацию за 2012-2013 г.г.

2.2 Выявление возможностей улучшения производственно - экономических результатов деятельности организации

2.3 Формирование производственной программы на 2014 год

2.4 Обоснование плановых показателей объема продукции

2.5 Предложения по реализации резервов повышения эффективности затрат

2.6 Расчет затрат на планируемый год

3. Особенности маркетинговой деятельности предприятия

Заключение

Список использованных источников



Введение

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперекачивающие заводы и экспорт. Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляются модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных нефтепроводов.

В настоящее время все магистральные нефтепроводы России эксплуатируются ОАО «АК «Транснефть», которое является транспортной компанией и объединяет 11 российских предприятий трубопроводного транспорта нефти, владеющих нефтяными магистралями, эксплуатирующих и обслуживающих их.

ОАО «Сибнефтепровод» является крупнейшим подразделением ОАО «АК Транснефть», в его состав входят 9 управлений магистральных нефтепроводов (УМН), транспортирующих нефть на территории Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Одним, из которых является Нефтеюганское УМН, главной задачей которого, является обеспечение как надежного и бесперебойного функционирования системы магистральных нефтепроводов, так и качественного и своевременного предоставления транспортных услуг своим клиентам [1]. маркетинговый управление производственный

Целью преддипломной практики является минимизация затрат на ее реализацию путем внедрения мероприятий по выявленным резервам. Для решения задачи необходимо произвести:

1) Углубленный анализ по всем аспектам хозяйствования, используя при этом научно разработанную систему методов и приемов, посредством которых изучается экономика предприятия, выявляются резервы производства на основе учетных и отчетных данных, разрабатываются пути их наиболее эффективного использования;

2) Выявление резервов улучшения эффективности производства и использования ресурсов.

3) Анализ и расчет затрат по выявленным резервам.

В процессе эксплуатации оборудования возникает потребность в ремонте техники, чтобы обеспечить ее нормальное функционирование на весь период службы.



1. Характеристика предприятия и организационная структура управления ОАО «Сибнефтепровод»

1.1 Общая характеристика предприятия ОАО «Сибнефтепровод»

Открытое акционерное общество «Сибнефтепровод», группа компаний «АК «Транснефть».

ОАО «Сибнефтепровод» является юридическим лицом и имеет в собственности обособленное имущество, учитываемое на его самостоятельном балансе, может от своего имени приобретать и осуществлять имущественные и личные неимущественные права, от своего имени совершать любые допустимые законом сделки, нести обязанности, быть истцом и ответчиком в суде общей юрисдикции, арбитражном суде и третейском суде.

Миссией ОАО «Сибнефтепровод» является техническое и информационное обеспечение дальнего транспорта нефти, добываемой на Севере Тюменской области, при проведении активной энергосберегающей политики, осуществлению комплекса мер по коренному совершенствованию энергохозяйства потребителей на базе интенсивной экономии ресурсов, обеспечении качественного энергоснабжения потребителей.

Основной производственный профиль ОАО «Сибнефтепровод» -- транспорт нефти магистральными нефтепроводами.

Главными задачами деятельности ОАО «Сибнефтепровод» являются: транспортировка нефти по магистральным трубопроводам; поставка нефти потребителям, подключенным к магистральным трубопроводам, в том числе и на экспорт; хранение нефти, исходя из баланса, пропускной способности трубопроводов, с учетом интересов производителей и потребителей.

Для решения основных задач Акционерное Общество обладает сетью магистральных нефтепроводов.

ОАО «Сибнефтепровод» включает в себя ряд структурных подразделений, находящихся в городе Тюмени и других городах Тюменской области [1].

Деление на УМН происходит ввиду обширности района работ, осуществляемых АО, остальные же структурные подразделения разделены в зависимости от производства продукции (работ, услуг), осуществляемых ими. Подробнее функциональное разделение выглядит следующим образом:

УМН - управление магистральных нефтепроводов. В его функции входит: организация эксплуатации магистральных нефтепроводов в соответствии с предъявляемыми требованиями; обеспечение внедрения инноваций; организация работ по предупреждению и ликвидации аварий; организация работ по охране труда; участие в разработке тарифа по перекачке нефти; осуществление расчетов с бюджетом.

В 1978 году был построен магистральный нефтепровод Сургут - Горький - Полоцк. Вместе с магистралью Холмогоры - Клин он замкнул сеть нефтепроводов страны в единую систему, что и привело к созданию Нефтеюганского управления магистральным нефтепроводом (УМН).

Главной задачей Нефтеюганского УМН является своевременная и без потерь доставка к местам назначения запланированного объема нефти с наименьшими затратами на единицу транспортной работы.

Нефтеюганское управление магистральных нефтепроводов является одним из крупнейших подразделений в структуре ОАО «Сибнефтепровод». В настоящее время в состав НУМН входят 10 подразделений: это аппарат управления, пять линейно-производственных диспетчерских станций («Южный Балык», «Каркатеевы», «Мамонтово», «Салым», «Остров»), цех технологического транспорта и спецтехники, база производственного обслуживания, центральная ремонтная служба, участок погрузочно-разгрузочных работ, приемо-сдаточные пункты. Общая численность персонала порядка 1000 человек. Девять магистральных нефтепроводов протянулись более чем на 1000 км через болота, леса, реки и ручьи.

Линейно-производственная диспетчерская станция (ЛПДС) «Южный Балык» состоит из четырех нефтеперекачивающих станций и ориентирована на обслуживание процесса перекачки нефти по участкам следующих нефтепроводов:

1) Сургут - Горький - Полоцк, длина 3250 км;

2) Усть - Балык - Омск, длина 964 км и диаметр труб - 1020 мм;

3) Усть - Балык - Курган - УФА - Альметивск, длина 2100 км, диаметр труб - 1020 мм;

4) Нижневартовск - Курган - Куйбышев, длина 2150 км, диаметр труб - 1220 мм.

В хозяйственных отношениях с другими лицами Нефтеюганское УМН действует от имени ОАО «Сибнефтепровод», представляя и защищая его интересы.

Нефтеюганское УМН планирует свою деятельность и определяет перспективы развития, исходя из производственного задания, установленного ОАО «Сибнефтепровод», спроса на производственную продукцию, работы, услуги и необходимости обеспечения производства и социального развития коллектива.

Основными видами деятельности УМН являются:

1. прием нефти от производителей и смежных УМН, РНУ;

2. транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам;

3. сдача нефти смежным УМН, РНУ для дальнейшей транспортировки;

4. поставка нефти потребителям;

5. хранение нефти;

6. реконструкция и техническое перевооружение основных производственных фондов;

7. техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт МН.

Нефтеюганское УМН осуществляет следующие функции:

- организует и обеспечивает эксплуатацию магистральных трубопроводов и нефтеперекачивающих станций в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации, техники безопасности, пожарной безопасности, охраны окружающей среды;

- организует работу по достоверному учету количества и качества принимаемой - сдаваемой нефти, а также находящейся в нефтепроводах и резервуарах и обеспечивает сохранность её качества и количества с учетом потерь, не превышающих нормативные по всему маршруту транспортировки в границах УМН;

- организует работы по оказанию транспортных услуг по перекачке нефти с минимальными затратами по утвержденным, в установленном порядке тарифам;

- заключает договора на оказание услуг по осуществляемым видам деятельности;

- обеспечивает внедрение в производство новой техники и технологии;

- организует работу по предупреждению и ликвидации аварий;

- принимает участие в разработке тарифа на перекачку нефти;

- осуществляет мероприятия по созданию надлежащих социально-бытовых условий для своих работников [2].

Поддержание оборудования линейной части нефтепроводов в работоспособном состоянии - одна из важных задач работников предприятия.

1.2 Организационная структура управления

Организационная структура управления ОАО «Сибнефтепровод» и Нефтеюганского УМН по классификации относится к линейно-функциональной. Такая структура имеет линейный тип департаментизации при организации работ в низовых производственных звеньях. Данный тип характеризуется в целом простотой и одномерностью связей (только вертикальные) и используется при группировке работ и людей, когда выполняемые работы однотипны, а люди не дифференцируются.

Нефтеюганское УМН подразделяется на несколько линейно-производственных диспетчерских станций, которые по своей структуре управления являются однотипными, на примере ЛПДС «Южный Балык» показана структура управления службами внутри станции.

Службы на ЛПДС «Южный Балык» и их функциональные задачи.

ЛАЭС- (линейная аварийная эксплуатационная служба) следит за движением нефти между станциями:

- открытие/закрытие задвижек;

- работа подводных переходов;

- работа узлов приема-пропуска, пропуска скребка (очистка трубы от парафина);

- определение специальным прибором мест дефектами на трубе, после принимают решение либо завязать хомут, либо заменить участок поврежденной трубы на новый.

Рабочие единицы: 4 инженера (мастер, старший мастер, заместитель начальника, начальник), 2 бульдозериста, 2 экскаваторщика, 2 водителя.

В случае если ЛАУС не успевает справиться с объемом работ, то нанимают подрядные организации (рубка леса в радиусе 50 м от того места, где проходит труба, прокладка новых труб).

ЦРС - дополнительная служба (центральная ремонтная служба) выезжает на всевозможные аварии, разливы нефти (инциденты), участвуют при производстве плановых работ по замене трубопроводов, среднему ремонту (замене задвижек, по подключению/отсечению резервуаров).

УОМТО - (участок обслуживания механического технологического оборудования) отвечают за все виды производственных работ на станции:

- обслуживание насосов МС (повышенные вибрации, износ подшипников);

- обслуживание промышленных/общественных канализаций;

- обслуживание задвижек на секущих камерах;

- обслуживание резервуаров и т.п.

Рабочие единицы: 1 начальник, мастер 1 категории, мастер 2 категории.

БПО - (база производственного обслуживания) изготовление каких-либо деталей всему управлению Нефтеюганского УМН (мелкосерийное производство необходимых по месту деталей) в короткий срок. А также осуществляют следующие операции:

- вибродиагностики;

- изготовление материалов;

- средний ремонт задвижек;

- обслуживание магистральных агрегатов МН-10000 (в частности настройка параметров по вибрации).

Участок КИПиА - (участок контрольно-измерительных приборов и автоматики) занимаются неполадками по месту, отвечают за автоматику (телемеханику) на станции, производят настройку нового оборудования и приборов, измерение уровня нефти и ее температуры в резервуаре.

Рабочие единицы: 1 начальник службы, 3 инженера, 6 слесарей.

Участок КИПиА сотрудничают напрямую с МДП

МДП - (местный диспетчерский пункт) в данном пункте работает сменный персонал круглосуточно, который ведет диспетчеризацию по всей станции.

Рабочие единицы и их прямые функции:

Главный сменный инженер - отвечает за все процессы, технологии перекачки нефти по станции.

Оператор НППС - осуществляет контроль насосного оборудования/оборудования НПС

Товарный оператор (12 человек) - следит за работой резервуаров, производит замеры данных отложений, ведет контроль технологических переключений в резервуарном парке.

УОЭО - (участок обслуживания электрооборудования) отвечают за работу электрооборудования (всё от электрических лампочек до электрооборудования на магистральных насосах).

Рабочие единицы: 3 инженера (1 из них - начальник), 12 электромонтеров.

ЭХЗ - (электрохимическая защита) следят за тем, чтобы не было коррозий на металле, трубопроводах, резервуарах. Работают с помощью специального оборудования СКИК, КИК. Устанавливают контур-заземление для обеспечения электрохимической защиты вокруг резервуара, а также на нефтепроводе.

Рабочие единицы: 2 инженера (1 из них - начальник), 6 электромонтеров

УЭРП - (участок эксплуатации резервуарного парка) осуществляют обслуживание резервуарного парка, а также проверку работы задвижек, Диогенов, работ без простоев. Проводят технический осмотр, техническое облуживание оборудования.

Рабочие единицы: 4 инженера (1 из них - начальник), 7 слесарей, 12 товарных операторов из МДП.

ООТ - (отдел охраны труда) проводят инструктажи по технике безопасности (т/б), принимают экзамены по т/б, следят за тем, чтобы весь персонал был оснащен спецодеждой, а также был в ней на рабочем месте

Рабочие единицы: 2 инженера.

ОПБ - (отдел пожарной безопасности) следят за исправным состоянием всего оборудования на станции, проводят инструктажи по технике безопасности, следят за соблюдением персоналом правил пожарной безопасности.

Рабочие единицы: 2 человека.

ЦТТ - (центр технической транспортировки) использование и обслуживание спецтехники.

Рабочие единицы: 15 водителей.

ХАЛ - (химическая аналитическая лаборатория) химики берут пробы нефти, проводят химические анализы. Экологи отвечают за состав и сохранности почвы и воды вокруг станции.

Котельная - обеспечивают теплом всю станцию, а также подают тепло рабочему поселку Сентябрьский.

Рабочие единицы: 2инженера, операторы, слесари. Начальник котельной - начальник УОЭО.

Процесс складирования на станции.

На станции работает 2 типа склада - открытый и крытый.

На открытом складе хранится дополнительное крупногабаритное оборудование: диогены, роторы.

На крытом складе хранится дополнительное оборудование такое как задвижки, гайки, ключи, иначе - мелкогабаритное оборудование.

В управлении Нефтеюганского УМН находится склад УПРР, на который поступает новое оборудование с заводов-производителей, а уже с этого склада происходит распределение по станциям.

Сотрудничество с подрядными организациями.

Сотрудничество с подрядными организациями производится для увеличения построек на станциях. Подрядчики осуществляют строительство станций с резервуарами, а также строят сами резервуары. На данный момент вплотную ведется строительство станции Пурпе-2 с восемью резервуарами объемом по 20 куб.м. нефти.

Сотрудничество на постоянной основе со следующими подрядными организациями: ООО «Велесстрой» (Нефтеюгаское УМН)

ООО «Транснефтьстрой» (дочернее общество, город Тюмень)

ООО «Транснефтьстрой» (город Омск, сотрудничают с ЛАЭС)

«Сургутское РСУ» (строительство нефтепровода)

Заводы принадлежащие ОАО «АК «Транснефть»

ЗАО «Томзел», город Томск. Изготавливают оборудование непосредственно только для ОАО «Транснефть». Завод осуществляет поставку готовой продукции: электроприводы на задвижки ЭПЦ-400, ЭПЦ-100, ЭПЦ-4000, ЭПЦ-10000, ЭПЦ-15000; диоген-700 (устройство по размыву донных отложений)

ЗАО «ТРМЗ» (Тюменский ремонтный механический завод). На заводе изготавливаются валы, роторы (основные составные запасные части для насосов), колодцы и т.д. Сотрудничают непосредственно с УОМТО.

ОАО «АК «Транснефть» - это единственная крупная компания в России, у которой контрольный пакет акций принадлежит государству (78%).

Дополнительная расшифровка аббревиатур:

Отдел ИВЦ - (информационно-вычислительный центр) специалисты следят за оргтехникой станций;

Отдел ОЭН - отдел эксплуатации нефтепровода;

ОКС - отдел капитального строительства;

ФС - финансовая служба;

ОЗК - отдел земельного кадастра;

ОЭБ - отдел экологической безопасности;

СБ - служба безопасности;

ТТО - товарно-транспортный отдел;

ОМТС - отдел материального технического снабжения;

ОГЭ - отдел главного энергетика;

ОГМ - отдел главного механика.

Каждое из структурных подразделений передает в аппарат управления плановые показатели по производству работ в соответствии с определенными положениями, функциями, необходимые для расчета тарифа.



2. Управление производством и персоналом в Нефтеюганском УМН

2.1 Анализ причинно-следственных связей выполнения производственной программы и затрат на ее реализацию за 2012-2013 г.г.

Нефтеюганское УМН планирует свою деятельность и определяет перспективы развития, исходя из производственного задания, установленного ОАО «Сибнефтепровод», ему необходимо поддерживать часть МН в работоспособном состоянии, для бесперебойной перекачки нефти.

Для успешного решения задач по выполнению поставленной производственной программы целесообразно на первом уровне провести факторный анализ, при помощи которого можно выявить причинно-следственные связи выполнения производственной программы [3].

Время простоев нефтепровода в ремонте оказывает существенное влияние на объем транспортируемой нефти. Это видно из формулы 1.1

Q = (365-Tпр)*q, (1.1)

где

Q - годовой объем транспортируемой нефти;

Тпр - время простоя нефтепровода в ремонте, сут.;

q - суточная пропускная способность нефтепровода.

На основании указанной выше формулы 1.1 и с использованием логарифмического метода факторного анализа, изменение объема перекачки нефти в зависимости от времени простоя нефтепровода в ремонте определяют следующим образом:



DQ(Тпр)=DQ*lgI(Тпр)/lgI(Q), (1.2)

где

DQ(Тпр) - изменение объема перекачки в зависимости от времени -- простоя нефтепровода в ремонте, млн.тн.;

DQ - общее изменение объема перекачки нефти, млн.тн.;

I(Тпр) - индекс времени простоев;

I(Q) - индекс объема перекачки.

Результаты расчетов по указанной выше формуле (см. формулу 1.2) приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Расчеты влияния времени простоев трубопровода на объем нефтеперекачки

Показатель	Значение
I(Тпр) I(Q) DQ(Тпр).	0,42 1,04 626,8

По данным таблицы видно, что при уменьшении времени простоя нефтепровода (на 0,42), объем перекачки нефти увеличивается на 626,8 тыс. тонн.

Целесообразно провести факторный анализ времени простоя нефтепровода. Годовая продолжительность простоя магистральных нефтепроводов в ремонте будет определяться по формуле 1.3.

Тпр=R*L*Нпр, (1.3)

Где Тпр - время простоя нефтепровода в ремонте, сут.;

Нпр - норма времени простоя, сут.

Для данного анализа целесообразно использовать детерминированный (функциональный) факторный анализ. Данный анализ представляет собой методику исследования влияния факторов, связь которых с результативным показателем носит функциональный характер, т.е. результативный показатель может быть представлен в виде произведения, частного или алгебраической суммы факторов [4].

Общее изменение времени простоя под влиянием указанных факторов определяется зависимостью:

?Тпр = Тпр1 - Тпр0 = ?Тпр(R) + ?Тпр(L) + ?Тпр(Нпр), (1.4)

где Тпр1 и Тпр0 - время простоя нефтепровода в 2008 и 2009 гг. соответственно;

?Тпр(R), ?Тпр(L), ?Тпр(Нпр) - изменение времени простоев нефтепровода за счет: изменения категории сложности ремонта, протяженности трубопровода, нормы простоя.

Для расчета влияния каждого из факторов используются формулы:

?Тпр(L) = ?L*R0*Н0, (1.5)

?Тпр(Нпр) = L1*?H*R0, (1.6)

?Тпр(R) = L1*Н1*?R, (1.7)

Результаты факторного анализа добычи нефти приведены в таблице 2

Таблица 2 - Расчеты влияния факторов на годовое время простоя нефтепровода

Показатель	Условные обозначения	Значение
Время простоя трубопровода Категория сложности ремонта Протяженность трубопровода Норма простоя трубопровода	?Тпр ?Тпр(R) ?Тпр(L) ?Тпр(Нпр)	-0,32 0,0004 -0,32 -0,02



По данным таблицы видно, что за счет сокращения протяженности трубопровода требующего ремонта на 0,32 км, время простоя трубопровода сократилось на 0,32 сут.

После проведения анализа причинно-следственных связей выполнения производственной программы, необходимо провести анализ затрат связанных с ремонтом трубопровода, так как они влияют на себестоимость перекачки нефти.

Затраты на ремонт трубопровода в 2013 году составили 71182,327 тыс. руб. это меньше на 29691,673 тыс. руб. чем в 2012 году.

Основные отклонения произошли по следующим элементам:

По статье «Материалы» - увеличение затрат на 18,4% или на 1875 тыс.руб. это связано с увеличение цен на материалы.

По статье «Энергия» - перерасход на 5140 тыс. руб. (44,6%), так как произошло увеличение потребления как электроэнергии, так и теплоэнергии. Также увеличились тарифы по потребляемой энергии.

По статье «Заработная плата», также увеличение на 110,69 тыс.руб., на это повлияло увеличение численности ремонтных рабочих на три человека, также увеличение средней заработной платы на 1090 руб.

По статье «Налоги» - увеличение на 28,780, данное увеличение затрат сложилось вследствие перерасхода фонда заработной платы.

По статье «Прочие затраты» произошло снижение затрат на 36846 тыс. руб., снижение произошло в основном за счет снижения затрат на ремонт на 48,3%, также повлияло снижение затрат на диагностику оборудования на 682 тыс. руб.

Комплексный анализ факторов дает возможность моделировать хозяйственную деятельность, осуществлять комплексный поиск внутрихозяйственных резервов с целью повышения эффективности производства [5].



2.2 Выявление возможностей улучшения производственно - экономических результатов деятельности организации

Поиск резервов производства и правильный выбор, которых для целей экономического анализа, дает возможность объективно оценить сложившуюся производственную ситуацию на предприятии.

Под резервами принято понимать неиспользованные возможности снижения текущих и авансируемых затрат материальных, трудовых и финансовых ресурсов при данном уровне развития производительных сил и производственных отношений. Устранение всякого рода потерь и нерациональных затрат является одним из путей использования резервов. Другой путь связан с возможностями ускорения НТП как основного рычага повышения интенсификации и эффективности производства. Таким образом, резервы можно измерить разрывом между достигнутым уровнем использования ресурсов и возможным уровнем исходя из накопленного производственного потенциала предприятия.

На практике зачастую структурные подразделения предприятий недостаточно обоснованно распределяют поступающие средства, не основываясь при этом на экономически оптимальных решениях, что приводит к неоправданному росту финансовых и социально-экономических издержек [6].

Основными источниками резервов снижения себестоимости ремонта трубопровода Нефтеюганского УМН (Р v С) является:

- сокращение затрат на ремонт трубопровода за счет экономного использования электроэнергии, теплоэнергии;

- сокращение затрат на оплату труда.

Резервы сокращения затрат устанавливаются по каждой статье расходов за счет конкретных инновационных мероприятий (внедрение новой, более прогрессивной техники и технологии для ремонта трубопровода, улучшение организации труда), которые будут способствовать экономии заработной платы, материалов, энергии [7].

Для того, чтобы снизить затраты на электроэнергию необходимо использовать кровельное покрытие ALUMANATION. А для того чтобы сократить расходы по заработной плате необходимо применить аутстаффинг.

2.3 Формирование производственной программы на 2014 год

Так как Нефтеюганское УМН является подразделение ОАО «Сибнефтепровод», то оно получает задание по необходимому объему перекачки нефти, а также план по ремонтным работам. Исходя из этого плана Нефтеюганское УМН рассчитывает следующие показатели.

Данные об объемах выполнения ремонтов собственными и подрядными силами позволяют рассчитать степень специализации и кооперации работы службы технического обслуживания и ремонта по следующим формулам 2.1 и 2.2 соответственно.

Кспец.=(Qсс/(Qсс+Qпс))*100%, (2.1)

где

Кспец. - коэффициент специализации, %;

Qсс - количество ремонтов, выполненных собственными силами;

Qпс - количество ремонтов, выполненных подрядным способом.

Ккооп.=(Qпс/(Qсс+Qпс))*100%, (2.2)

где

Ккооп. - коэффициент кооперации, % .

При этом необходимо отметить, что для службы технического обслуживания и ремонта свойственна технологическая (стадийная) специализация, так как выполняемые, ею техническое обслуживание и ремонты являются определенной стадией общего процесса функционирования магистрального нефтепровода.

Кооперирование, тесно связанное со специализацией, также имеет технологический характер, поскольку заключается в организации постоянных связей между специализированными предприятиями по выполнению определенных видов ремонтов.

Плановые ремонты магистральных нефтепроводов имеют определенную продолжительность ремонтных циклов, межремонтных и межосмотровых периодов, которые также входят в производственную программу.

Продолжительность ремонтного цикла, межремонтного и межосмотрового периодов устанавливается на стадии составления плана выполнения ремонтных работ, при этом действительный годовой фонд времени эксплуатации нефтепровода принят равным 8760 ч.

На основании длительности ремонтного цикла, межремонтного и межосмотрового периодов, определяют количество технических осмотров и ремонтов по следующим формулам:

Qтр = Тц/tр-1, (2.3)

Где Qтр - количество текущих ремонтов;

Тц - продолжительность ремонтного цикла, г;

tр - продолжительность межремонтного периода, г.

Qто=(tр/tо-1)*Тц, (2.4)

Где Qто - количество технических осмотров;

tо - продолжительность межосмотрового периода, сутки.

Следующим необходимым показателем оценки уровня технического обслуживания является трудоемкость ремонтных работ, зависящая от вида и сложности ремонта [8].

Согласно нормативам технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов, нефтепроводы имеют 80-ю категорию сложности ремонта. На основании этого установлены нормативы времени на выполнение ремонтных работ на одну ремонтную единицу, в качестве которой принимают трудозатраты на ремонт 1км условного нефтепровода, равные 10 человеко-часам.

Используя установленную категорию сложности ремонта и нормативы времени, определяют трудоемкость ремонта по следующей формуле:

Те=L*R*Нв, (2.5)

Где Те - трудоемкость ремонта, чел.-час;

L - протяженного нефтепровода, км;

R - категория сложности ремонта;

Нв - норма времени на одну ремонтную единицу, ч.

Для расчета следующего показателя необходимо отметить, что, согласно установленным нормативам технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов, число ремонтных дней в году равно 182 дня, продолжительность рабочего дня-7 часов и коэффициент внеплановых ремонтов равен 2,1. Указанные данные позволяют определить количество ремонтных рабочих для проведения ремонтов различных видов по следующей формуле:

Чр=(Те/Др*Пд)*Квплр, (2.6)

Где Чр - количество ремонтных рабочих, чел.;

Др - число ремонтных дней в году, сутки.;

Пд - продолжительность рабочего дня, часы;

Квплр - коэффициент внеплановых ремонтов.

Следующим, не менее важным показателем, необходимым для производственной программы, является продолжительность простоя нефтепровода в ремонте. Для расчета этого показателя необходимо использовать установленные нормативы простоя нефтепровода из-за ремонта на одну ремонтную единицу равную 0,00015

Годовая продолжительность простоя магистральных нефтепроводов в ремонте будет определяться по формуле 2.7.

Тпр=R*L*Нпр, (2.7)

где

Тпр - время простоя нефтепровода в ремонте, сутки;

Нпр - норма времени простоя, сутки.

Таким образом, производственная программа позволяет произвести расчет основных показателей деятельности в натуральном и денежном выражении. Данные о прогнозируемых объемах производства, оказания работ, услуг и необходимой потребности в различных видах ресурсов на предприятии в значительной степени определяют величину калькуляционных статей затрат [9].

2.4 Обоснование плановых показателей объема продукции

Из таблицы видно, что количество текущих ремонтов увеличилось на три шт., при этом идет снижение трудоемкости ремонта на 2,1 чел.час, это снижение произошло из-за увеличения числа рабочих занятых в ремонте на 7 чел., также идет увеличение коэффициента специализации на 2%, это означает, что увеличилось число ремонтов устраненных собственными силами. Время простоя нефтепровода сократилось незначительно на 0,01 сут.

Из-за увеличения числа ремонтных рабочих возрастут затраты на оплату труда, они будут равными 1128600 руб., это увеличение повлечет за собой увеличение ЕСН

2.5 Предложения по реализации резервов повышения эффективности затрат

На основании проведенных анализов можно предложить ряд мероприятий, направленных на повышение эффективности затрат.

Необходимо рассмотреть комплекс мер, который приведет к снижению влияния отрицательных факторов на результаты деятельности предприятия.

1) Внедрение кровельной технологии Alumanation 301 по снижению расходов электроэнергии.

Технология кровельных работ не менялась в течение столетий, и новых материалов для производства работ не так уж много. Благодаря новой технологии (Alumanation 301) в Нефтеюганском УМН будет значительно снижена температура в зданиях в жаркие дни, и одновременно сохранена температура на действующем уровне в зимние месяцы.

Alumanation 301 - высокостойкое покрытие для защиты от коррозии и для гидроизоляции таких металлических конструкций, как кровли, топливных танков, цистерн, мостов, несущих металлоконструкции, труб, опор линий электропередач, радиопередающих мачт. Однокомпонентное высококачественное покрытие на основе растворителей, битумных производных, невысыхающих масел, комбинации синтетических и натуральных волокон и алюминиевых хлопьев и гранул. Производится с 1947 года бельгийской компанией RPM. Срок службы до первого капремонта не менее 20 лет (табл.3.8).

Антикоррозионное покрытие для наружной защиты поверхности металлоконструкций различных производств, складов, цехов в условиях постоянного действия атмосферных осадков, солнца, влажности. Рекомендуется для защиты старых, в т.ч. оцинкованных кровель.

При покрытии стальных конструкций, цистерн и трубопроводов нет необходимости пескоструйной зачистки поверхности. Возможно, нанесение непосредственно на ржавый металл. Покрытие наносится в один слой без грунтовки, толщиной около 350 микрон из расчета 0.8 л/м2. При этом покрытия могут наноситься на битумные, бетонные, асбестовые, металлические и другие поверхности. Подготовка поверхности производится путем очистки ее проволочными щетками или струей воды под давлением 150-180 атмосфер (бар). Перед нанесением покрытия поверхность должна быть чистой, сухой, обезжиренной. После высыхания покрытие образует прочную бесшовную поверхность.

В обычный летний день, когда температура воздуха 33 градусов Цельсия, под обычной крышей она может доходить до 53 градусов. С помощью покрытия с использованием Alumanation 301температуру под крышей можно снизить до 40 градусов. Соответственно, заметно снижается и температура в зданиях, что позволяет уменьшить нагрузку на кондиционер и снизить затраты на электричество. Зимой обратная ситуация, когда температура воздуха достигает -35 градусов Цельсия, данное покрытие не допускает проникновения через крышу холодного воздуха, следовательно отопление остается на одинаковом уровне, что и круглый год и поэтому происходит снижение затрат на электроэнергию в зимние месяцы.

Исходя из того, что кровельная площадь зданий Нефтеюганского УМН и его подразделений, которую необходимо покрыть Alumanation 301, составила 93875 м² , при условии, что вместимость 1 упаковки данного средства 20,8 л, следовательно предприятию необходимо закупить 256,6 упаковок, чтоб обработать все необходимые покрытия [10].

Для проведения данного мероприятия необходимо нанять 5 рабочих с оплатой труда по договору подряда равной 15000 руб. Срок службы до первого капремонта не менее 20 лет.

Нефтеюнскому УМН в 2014 году удастся за счет использования кровельной технологии Alumanation 301 снизить расходы электроэнергии до 62438,75 тыс.руб., а затраты на покупку и транспортировку будут равны 856,150 тыс. руб. ( с учетом того, что срок службы до первого капремонта не менее 20 лет). Следовательно эффективность мероприятия составит 2364,35 тыс. руб. в год. Что касается снижения затрат на электроэнергию службы технического обслуживания, то они сократятся до 15842,2 тыс.руб., т.е затраты снизятся на 833,8 тыс.руб., или на 5% [11].

2) Аутстаффинг

В службе технического обслуживания Нефтеюганского УМН наблюдается негативная тенденция увеличения затрат по статье «Оплата труда». В этом случае у руководства есть только два пути, либо просто уволить «лишних» людей и получить «социальный взрыв», либо применить технологию аутстаффинга, как единственный, реальный инструмент решения данного вопроса. Применение аутстаффинга является панацеей решения всех кадровых проблем и, как следствие, достижение существенной экономии от масштаба, а также снижение транзакционных издержек.

Под аутстаффингом подразумевают передачу фирмой части своих работников кадровому (лизинговому) агентству. «Отданные» сотрудники при этом остаются на прежнем месте службы, но функции работодателя (например, начисление зарплаты и социальные гарантии) берет на себя лизинговая компания. В широком понимании аутстаффинг означает сделку фирмы с кадровым агентством, в ходе которой последнее передает заказчику сотрудников на определенное время.

Ведь в настоящее время управление персоналом - это не просто выплата зарплаты и ведение кадрового документооборота. Это еще и отчетность в налоговых и страховых органах, расходы, связанные с организацией и эксплуатацией рабочих мест, вопросы медицинского обслуживания персонала, страхование жизни, организация отдыха, выплаты различных премий и бонусов, оплата услуг сторонних консультантов по персоналу, корпоративное обучение, расходы на HR- департамент. Вот этих издержек и позволяет избежать аутстаффинг.

Кроме того, помимо прямого сокращения расходов, существует ведь еще и опосредованное - каждый руководитель предприятия тратит огромное количество своего дорогого рабочего времени на кадровые вопросы, каков бы ни был штат службы персонала, все равно на руководстве лежит административная нагрузка, и чаще всего немалая. При применении аутстаффинга это время может быть направлено на непосредственное управление бизнесом.

Аутстаффинг позволяет существенно сэкономить фонд оплаты труда, поскольку средства, перечисляемые кадровому агентству, проходят по другой статье. Это достаточно распространенная причина применения аутстаффинга, поскольку ограничения по фонду оплаты труда могут быть наложены по самым разным причинам.

Стоимость услуги зависит от заработной платы и срока привлечения работников. Агентское вознаграждение, предоставляемое клиенту по договору аутстаффинга, составляет в среднем от 12 до 20 процентов от зарплаты сотрудника с учетом налогов. Чем выше заработная плата и длиннее срок договора, тем ниже агентское вознаграждение. Экономия заметна при аутстаффинге только большого числа работников.

Правильным решением будет предложить вывести непроизводственный персонал, а именно водителей машин службы технического обслуживания 10 человек за штат Нефтеюганского УМН. Средняя заработная плата каждого составляет 16,5 тыс. руб. Вывод планируется провести с 1 июня 2014года.

Затраты по оплате труда снизятся после вывода персонала на 320 тыс.руб., эффективность мероприятия составила 117,535 тыс.руб.

В целом по России вывод персонала за штат не так популярен, как за границей. Эта новая услуга для отечественных компаний, ей не более девяти лет. На российском кадровом рынке аутстаффинг составляет примерно 25 %, при этом наблюдается довольно интенсивный рост на рынке данных услуг.

2.6 Расчет затрат на планируемый год

В результате внедрения мероприятий, направленных на повышение эффективности затрат, произошло изменение основных экономических показателей деятельности службы технического обслуживания Нефтеюганского УМН. Поэтому необходимо произвести пересчет этих показателей на величину экономии за счет внедренных мероприятий. Величина изменений основных показателей берется из расчетов экономической эффективности.

Наибольшее изменение в смете затрат службы технологического обслуживания, с учетом введенных мероприятий произошло в статье «Энергия». Затраты по этой статье снизились на 833,8 тыс.руб., за счет использования кровельного покрытия Alumanation 301.

По статье «Расходы на оплату труда» затраты снизились на 320 тыс.руб., что составляет 32,8% за счет аутстаффинга водителей с 1 июня 2014 года.

Общее снижение затрат на выполнение работ вследствие введенных мероприятий составило 884 тыс.руб. или 1,2%, в связи с этим снизится себестоимость перекачки 1 тн. нефти на 0,9%.

В заключении можно сделать вывод о том, что внедрение предложенных мероприятий по сокращению затрат на выполнение ремонтных работ положительно скажется на деятельности всего Нефтеюганского УМН, а в дальнейшем и ОАО «Сибнефтепровод».



3. Особенности маркетинговой деятельности предприятия

Так как Нефтеюганское УМН является филиалом ОАО «Сибнефтепровод», поэтому стоит рассматривать маркетинговую деятельность непосредственно всего предприятия в целом.

ОАО «Сибнефтепровод» привлекает множество посредников, для реализации поставленных целей, которая разрабатывает пакет инженерных работ для разработки концепции. Именно поэтому маркетинговая деятельность данного предприятия акцентирована на рынок услуг, а не товаров.

Розничная сеть же осуществляет продажу нефтепродуктов в 20 крупных регионах России (в основном в Северном, Центральном и Уральском регионах) и почти во всех регионах Украины. Она насчитывает приблизительно 1 400 автозаправочных станций, предлагающих высококачественную продукцию нашим клиентам и реализующих более 8 млрд. литров топлива в год. Около 800 автозаправочных станций находятся в собственности компании под управлением дочерних предприятий.

В Москве ОАО «АК «Транснефть» является лидером топливного рынка, имея более 220 автозаправочных станций. Высокое качество товаров и услуг является главной задачей. Обязательства компании перед клиентами помогли установить новые стандарты качества в розничной продаже топлива.

ОАО «Сибнефтепровод» является одним из лидеров рынка России по производству и продажам смазочных материалов.

Рост реализации нефтепродуктов в отчетном году был достигнут благодаря использованию целого комплекса маркетинговых инструментов. ОАО «Сибнефтепровод» вело интенсивную работу по стимулированию сбыта и повышению лояльности клиентов к торговой марке «Сибнефти».

На предприятии осуществляется инновационная рекламно-информационная политика и она включает: создание возможности открытого диалога с клиентами в режиме реального времени, максимальной информационной «прозрачности» работы предприятия. Прежде всего - разработка и внедрение корпоративного интернет-сайта - www.sntnp.ru; проекты «просветительского» характера. Клиент проходил своего рода курс обучения использованию нового для него продукта.

С общественностью и рекламе хорошо известны и применяются во всех регионах присутствия Компании, и они включают: маркетинг событий (создание информационных поводов и их освещение в СМИ); размещение рекламы «в чистом виде телевидение, радиостанции, пресса и интернет - издания, наружная реклама (без учета размещения на объектах Компании). Основные темы - качество продукции и услуг, новинки, акции для клиентов; регулярная адресная рассылка (рекламная полиграфия); приведение объектов Компании к единому корпоративному стилю; изготовление и распространение фирменной представительской и сувенирной продукции; презентации новых объектов, товаров, услуг; участие в общественных социально-значимых проектах (спонсорство, благотворительная деятельность); внутрикорпоративный PR. Сегодня постоянное совершенствование информационных технологий является позитивным фактором в дальнейшем развитии всей системы информационного обеспечения процесса управления, а значит, и успешного функционирования целого предприятия [12].



Заключение

Эффективная деятельность предприятия в значительной степени зависит от того, насколько достоверно оно предвидит долгосрочную и краткосрочную перспективу своего развития, то есть от планирования.

Анализ себестоимости ремонтных работ Нефтеюганского УМН показал, что на предприятии имеются значительные резервы по ее снижению. Основными резервами являются перерасход энергии и затрат на оплату труда. Частые поломки, снижение фактического срока эксплуатации оборудования и другие резервы свидетельствуют о необходимости разработки и осуществления, соответствующих организационно - технических и хозяйственных мероприятий.

Предложенный комплекс мероприятий программы деятельности службы технического обслуживания Нефтеюганского УМН является возможностью уменьшения затрат на выполняемые работы:

1. Внедрение кровельного покрытия ALUMANATION 301.

2. Использование современной кадровой технологии - аутсаффинг

Наибольшее изменение в смете затрат службы технологического обслуживания, с учетом введенных мероприятий произошло в статье «Энергия». Затраты по этой статье снизились на 833,8 тыс.руб., за счет использования кровельного покрытия Alumanation 301.

По статье «Расходы на оплату труда» затраты снизились на 320 тыс. руб., что составляет 32,8% за счет аутстаффинга водителей с 1 июня 2014 года.

Общее снижение затрат на выполнение работ вследствие введенных мероприятий составило 884 тыс.руб. или 1,2%, в связи с этим снизится себестоимость перекачки 1 тн. нефти на 0,9%.

В заключении можно сделать вывод о том, что внедрение предложенных мероприятий по сокращению затрат на выполнение ремонтных работ положительно скажется на деятельности всего Нефтеюганского УМН, а в дальнейшем и ОАО «Сибнефтепровод».



Список использованных источников

1. Официальный сайт ОАО «Сибнефтепровод» [Электронный ресурс] // URL: http://www.sibnefteprovod.ru/ (Дата обращения: 20.03.14)

2. Бухгалтерский баланс Нефтеюганского УМН за 2012-2013 гг.

3. Ведомость объема работ по ремонту оборудования Нефтеюганского УМН за 2013 год

4. Годовой отчет Нефтеюганского УМН за 2012-2013 гг.

5. Номенклатура работ при капитальном ремонте труб Нефтеюганского УМН.

6. Перспективный план капитального ремонта зданий и сооружений Нефтеюганского УМН на 2014 год.

7. Пояснительная записка к годовому отчету за 2013 г. по Нефтеюганскому УМН ОАО «Сибнефтепровод» - Тюмень, 2014

8. Абрютина М. С., Прагев А. В. Анализ финансово-экономической деятельности предприятия: - М.; Дело и сервис, 2012 г.- 328с.

9. Бухалков М.И. Планирование на предприятии: Уч-к. - 3-е издание, испр. и доп. - М.: Инфра-М, 2009. - 416с.

10. Вайншток С.М., Новоселов В.В., Прохоров А.Д., Шаммазов А. М. Трубопроводный транспорт нефти: Учеб.для вузов: В 2 т. - М.:ООО «Недра-Бизнесцентр», 2011. - 621с.

11. Галеев В.Б.,Сощенко Е.М., Черняев Д.А. Ремонт магистральных трубопроводов и оборудования НПС.-М.:Недра,2013.-221с.

12. Журавлев В.В., Савруков Н.Т. Анализ хозяйственно-финансовой деятельности предприятий. - СПб.: Политехника, 2011. - 127с.

Размещено на Allbest.ru