|
действий, которые подлежат распределению. То есть, в первую очередь, следует рассматривать группы действий с наибольшей стоимостью. Таким образом, можно выделить следующие этапы распределения стоимости групп действий на конечные объекты затрат [98, с. 72]: 1. Распределение стоимости действий непосредственно на конечные объекты затрат. 2. Распределение стоимости части действий на промежуточные центры затрат. 3. Распределение стоимости части действий на предприятие. 4. Распределение стоимости действий, отнесенных на промежуточные центры затрат, на конечные объекты затрат. 5. Распределение стоимости действий, отнесенных на предприятие в целом, на конечные объекты затрат. В дальнейшем необходимо определить степень привлекательности конечных объектов затрат. Критерием привлекательности является себестоимость добычи 1 т нефти и 1 м3 газа. То есть наиболее привлекательными являются объекты с наименьшей себестоимостью. На данном этапе следует провести ранжирование всех объектов затрат компании по степени привлекательности. В общем виде необходимо выделять максимально-, среднеи минимально привлекательные конечные объекты затрат, а также непривлекательные. В отношении последних целесообразно принимать решения об их исключении из хозяйственного портфеля предприятия [98, с. 72-73]. После определения степени привлекательности конечных объектов затрат следует перейти к следующему важному этапу, связанному с оптимизацией структуры добычи нефти и попутного газа. В общем плане решение данной задачи состоит в увеличении дебита низкозатратных скважин, с сохранением и/или снижением добычи на высокозатратных скважинах. Такой подход позволяет снижать среднюю себестоимость добычи 1 т нефти и 1 м3 газа в целом по предприятию [98, с. 73]. Увеличение добычи на низкозатраных скважинах мо |
72 действий до продукции или услуг не удается. В этих случаях стоимости этих действий выделяются в разряд не прослеживаемых, с точки зрения отнесения на конечные центры затрат. Для данных действий производится списание их стоимости на промежуточные центры затрат, например, структурные подразделения (служба добычи нефти и газа и т.п.) или элементы инфраструктуры оборудования (участок трубопровода, станция перекачки, резервуар хранения и т.п.), участвующие в основных БП. Если, в свою очередь, не удается обоснованно установить пропорции списания стоимости действий на центры затрат основных БП, то затраты на выполнение этих действий выделяются в разряд не прослеживаемых, с точки зрения отнесения их на центры затрат основных БП. В этом случае затраты относятся на все предприятие в целом. Таким образом, можно выделить следующие этапы распределения стоимости групп действий на конечные объекты затрат: 1. Распределение стоимости действий непосредственно на конечные объекты затрат. 2. Распределение стоимости части действий на промежуточные центры затрат. 3. Распределение стоимости части действий на предприятие. 4. Распределение стоимости действий, отнесенных на промежуточные центры затрат, на конечные объекты затрат. 5. Распределение стоимости действий, отнесенных на предприятие в целом, на конечные объекты затрат. Следующий этап процесса управления затратами предполагает определение степени привлекательности конечных объектов затрат. Критерием привлекательности является себестоимость добычи 1 т нефти и 1 м3 газа. То есть наиболее привлекательными являются объекты с наименьшей себестоимостью. На данном этапе следует провести ранжирование всех объектов затрат компании по степени привлекательности. В общем виде необходимо выделять максимально-, среднеи минимально привлекательные конечные объекты затрат, а 73 также непривлекательные. В отношении последних целесообразно принимать решения об их исключении из хозяйственного портфеля предприятия. После определения степени привлекательности конечных объектов затрат следует перейти к следующему важному этапу, связанному с оптимизацией структуры добычи нефти и попутного газа. В общем плане решение данной задачи состоит в увеличении дебита низкозатратных скважин, с сохранением и/или снижением добычи на высокозатратных скважинах. Такой подход позволяет снижать среднюю себестоимость добычи 1 т нефти и 1 м3 газа в целом по предприятию. Увеличение добычи на низкозатраных скважинах может быть обеспечено за счет реализации следующих мероприятий (как но отдельности, так и в комплексе) [103, с. 44]: 1. Гидравлический разрыв пласта создание искусственных и раскрытие естественных трещин в пласте путем нагнетания жидкости с высоким расходом и давлением с последующим закреплением трещин специальным расклинивающим агентом. 2. Рационализация механизированного фонда скважин за счет применения высокопроизводительного и высоконапорного скважинного оборудования с глубоким погружением. 3. Профилактика и оперативная ликвидаций аварий. 2.3. Бюджетирование затрат предприятия Последующие этапы процесса управления затратами нефтедобывающего предприятия направлены на бюджетирование затрат. Основная цель этого процесса заключается в минимизации затрат на единицу выпускаемой продукции (работ, услуг) и максимизации прибыли от реализации. Период бюджетирования зависит от уровня детализации и особенностей предприятия. Бюджетирование это путь к снижению затрат и повышению эффективности. Различают краткосрочный (до 1 года), среднесрочный (на 2-3 года) и долгосрочный (более 3-х лет) бюджеты. |