6. Кадры
В состав ОАО «Дагнефтегаз» входят аппарат управления, цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ), участок бурения и капитального ремонта скважин (УБиКРС), эксплуатационная служба (ЭС), автотранспортные цеха (АТЦ), собственная служба безопасности (ССБ).
Трудовые ресурсы - часть населения страны, обладающая физическим развитием, умственными способностями и знаниями, необходимыми для занятия общественно-полезным трудом.
Предприятие нуждается в привлечении квалифицированных специалистов, а именно инженер-экономист 2 чел., экономист – менеджер 1 чел., а также буровые мастера. Проблема нехватки квалифицированных кадров очень актуальна на сегодняшний день, т.к. уровень образования не соответствует высоким требованиям. Однако, к счастью, в нашей республике находится лучший ВУЗ в РФ (ДГТУ) ежегодно выпускающий огромное количество специалистов. Тем самым, такая база умственного потенциала практически исключает проблему нехватки кадров.
7.Резюме
Открытое акционерное общество «Дагнефтегаз» учреждено в августе 2003 года решением общего собрания акционеров ОАО «НК «Роснефть»-Дагнефть» в соответствии с действующим законодательством.
Предприятие осуществляет разработку нефтяных и газовых месторождений “Избербаш”, “Даг-Огни”, “Дмитровское”, “Махачкала-Тарки”.
ОАО «Дагнефтегаз» осуществляет свою деятельность на нефтегазоконденсатном месторождении Димитровское, где добывается 90% природного газа. Здесь же на групповой установке (ГУ) ведется подготовка и распределение газа.
Ведутся работы на месторождении Избербаш – первооткрывательнице дагестанской нефти в 1936 году, а в 2003 году на этой площади пробурена и введена в эксплуатацию и первая газовая скважина, в связи с чем открылась перспектива увеличения добычи газа в этом регионе.
В эксплуатации находится месторождение Махачкала – Тарки, которое разрабатывается с 1970 года.
ОАО осуществляет разработку нефтегазоконденсатных месторождений: Шамхал-Булак, Дагогни и Новолакское. Имеет лицензии на геологическое изучение и добычу углеводородов (УВ) на шести площадях (Зап.Избербаш, Карабудахкентская, Агачаульская, Сафаралинская, Карланюртовская и Каратюбинская). Нефтегазоносный район предгорного Дагестана характеризуется различной степенью геолого-геофизической изученности, а также сложными условиями бурения скважин, поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа. Бурение скважин сопровождается искривлением стволов, осыпями и обвалами стенок скважин, желообразованиями, интенсивными нефтепроявлениями, катастрофическими поглощениями промывочной жидкости. Это связано с наличием в геологическом разрезе мощной глинистой толщи Майкопа, крупных тектонических трещин, рассекающих группу пластов различного стратиграфического возраста и литологического состава. Дополнительными условиями, осложняющими разведку и разработку месторождений в предгорном Дагестане, являются большие глубины залегания продуктивных пластов (4 км и более).
Предприятие добывает: нефть, газоконденсат, газ природный, газ нефтяной (попутный), которые являются основными товарами.
Раздел 2. Финансовые сведения
1. Производственный план предприятия
Назначение подраздела – показать своим потенциальным партнерам, что фирма в состоянии реально производить потребное количество товаров в нужные сроки и с требуемым качеством. Иными словами, предпринимателю здесь необходимо доказать, что он действительно может организовать эффективное производство.
Многие предприниматели считают, что инвесторов должно интересовать лишь то, сможет ли предприниматель вернуть эти деньги и выплатить по ним проценты или дивиденды. Однако такая логика ныне не убеждает уже никого. Во всем мире финансисты – кредиторы вникают во все детали производственного цикла заемщиков.
Это делается потому, что они хотят оценить квалификацию руководства фирмы и обоснованность ее планов с целью ответить себе на вопрос о перспективности долговременного сотрудничества.
Основная цель предприятия и его подразделений реализуется в результате выполнения производственной программы, которой определяется перечень, количество, сроки, и стоимость изготовления изделий. Основанием для формирования производственной программы является перспективный план выпуска продукции, разрабатываемый по результатам изучения конъюнктуры рынка и сбыта изделий в соответствии с профилированием предприятия, цехов и их развитием. Эта область работы относится к высшему звену управления предприятием, цехом, и ее можно отнести к стратегическому планированию.
В соответствии с исходными данными, необходимо расчитать годовую плановую производственную программу, применяя формулы расчета (представленные ниже таблицы), заполнить данную таблицу.
Таблица № 1
| № п/п | Наименование показателей | Ед. изм. | Годовой план |
| 1. | Добыча нефти с газоконденсатом | тыс.тонн | 61,23 |
| в том числе: | |||
| нефть | тыс.тонн | 40,40 | |
| газоконденсат | тыс.тонн | 20,83 | |
| 2. | Добыча газа всего | млн.м3 | 530,87 |
| в том числе: | |||
| газ природный | млн. м3 | 517,91 | |
| газ нефтяной (попутный) | млн. м3 | 12,96 | |
| 3. | Технологические потери в процентах | ||
| нефть | % | 1,0 | |
| газоконденсат | % | 1,0 | |
| газ природный | % | 0,7 | |
| газ нефтяной (попутный) | % | 0,4 | |
| 4. | Технологические потери | ||
| нефть | тыс.тонн | 0,404 | |
| газоконденсат | тыс.тонн | 0,2083 | |
| газ природный | млн. м3 | 3,625 | |
| газ нефтяной (попутный) | млн. м3 | 0,052 | |
| 5. | Товарная нефть с газоконденсатом | ||
| в том числе: | |||
| товарная нефть | тыс.тонн | 39,996 | |
| товарный газоконденсат | тыс.тонн | 21,0383 | |
| 6. | Товарный газ всего: | ||
| в том числе: | |||
| товарный природный газ | млн. м3 | 514,285 | |
| товарный нефтяной (попутный) газ | млн. м3 | 12,908 | |
| 7. | Расходы на собственные нужды в процентах | ||
| в том числе: | |||
| нефть | % | 7,5 | |
| газоконденсат | % | 3,0 | |
| газ природный | % | 12,5 | |
| газ нефтяной (попутный) | % | 7,0 | |
| 8. | Расходы на собственные нужды | ||
| в том числе: | |||
| нефть | тыс.тонн | 2,9997 | |
| газоконденсат | тыс.тонн | 0,631 | |
| газ природный | млн. м3 | 64,286 | |
| газ нефтяной (попутный) | млн. м3 | 0,904 |
1. Технологические потери в натуральных единицах измерения определяются путем умножения количество (нефти, газа) на технологические потери в процентах соответственно и рассчитываются по следующим формулам:
а) М д.н. * М н.п. /100 = М н.п.н.
Мн.п.н. =40,40 тыс.т *1,0/100=0,404 тыс.т.
б) М д.к. * М к.п./100 = М к.п.н.
М к.п.н .= 20,83 тыс.т.*1,0/100=0,2083 тыс.т.
в) М д.г.пр. * М г.пр. п./100 = М г.пр. п.н.
М г.пр. п.н.=571,91 млн.м3*0,7/100=3,625 млн.м3
г) М д.г.н. * М г.н. п./100 = М г.н. п.н.
М г.н. п.н.=12,96 млн.м3*0,4/100=0,052 млн.м3
где, М д.н. – количество добытой нефти; М д.к. - количество добытого газоконденсата; М д.г.пр. – количество добытого природного газа; М д.г.н. – количество добытого нефтяного газа; М н.п. – нормативные технологические потери нефти в процентах; М к.п. – нормативные технологические потери газоконденсата в процентах; М г.пр.п. – нормативные технологические потери природного газа в процентах; М г.н. п. – нормативные технологические потери нефтяного газа в процентах; М н.п.н. – технологические потери нефти в натуральных единицах измерения; М к.п.н.– технологические потери газоконденсата в натуральных единицах измерения; М г.пр.п.н. технологические потери природного газа в натуральных единицах измерения; М г.н. п.н. – технологические потери нефтяного газа в натуральных единицах измерения;
2. Товарная продукция в натуральных единицах измерения определяются путем вычитания из количества (нефти, газа), технологических потерь в натуральных единицах соответственно и рассчитывается по следующим формулам:
а) М д.н. - Мн.п.н. = М т.н.
М т.н.=40,40 тыс.т – 0,404 тыс.т =39,996 тыс.т.;
б) М д.к. - М к.п.н.= Мт.к.
Мт.к.=20,83 тыс.т – 0,2083 тыс.т =21,0383 тыс.т.;
в) М д.г.пр.- М г.пр. п.н.= М т.г.пр.
М т.г.пр.=517,91 млн.м3 – 3,625 млн.м3=514,285 млн.м3;
г) М д.г.н. - М г.н. п.н.= М т.г.н.
М т.г.н.=12,96 млн.м3– 0,052 млн.м3=12,908 млн.м3
где, М т.н. – товарная нефть в натуральных единицах измерения; М т.к.-товарный газоконденсат в натуральных единицах измерения; М т.г.пр. – товарный природный газ в натуральных единицах измерения; М т.г.н. – товарный нефтяной газ в натуральных единицах измерения;
3. Расходы продукции на собственные нужды в натуральных единицах измерения определяются путем умножения количество (нефти, газа) на величину (нефти, газа) расходуемой на собственные нужды в процентах соответственно и рассчитываются по следующим формулам:
а) Мт.н. * Мс.н./100 = Мс.н.н.
Мс.н.н.=39,996 тыс.т.*7,5/100=2,9997 тыс.т.;
б) М т.к. * Мс.к./100 = Мс.к.н.
Мс.к.н.=21,0383 тыс.т.*3,0/100=0,631 тыс.т.;
в) М т.г.пр * Мс.г.пр./100 = Мс.г.пр.н.
Мс.г.пр.н.=514,285 млн.м3*12,5/100=64,286 млн.м3;
г) М т.г.н. * Мс.г.н./100= Мс.г.н.н.
Мс.г.н.н.=12,908 млн.м3*7,0/100=0,904 млн.м3.
где, Мс.н. – количество нефти расходуемой на собственные нужды в процентах;
Мс.к. – количество газоконденсата расходуемого на собственные нужды в процентах; Мс.г.пр. – количество газа природного расходуемого на собственные нужды в процентах; Мсг.н. – количество газа нефтяного расходуемое на собственные нужды в процентах; Мс.н.н. - количество нефти расходуемое на собственные нужды в натуральных единицах измерения; Мс.к.н. - количество газоконденсата расходуемое на собственные нужды в натуральных единицах измерения; Мс.г.пр.н. - количество природного газа расходуемое на собственные нужды в натуральных единицах измерения; Мс.г.н.н. - количество нефтяного газа расходуемое на собственные нужды в натуральных единицах измерения.