«Планирование объемов работ и затрат на ремонт нефтепровода» (на примере Тюменского УМН ОАО «Сибнефтепровод»)

«Планирование объемов работ и затрат на ремонт нефтепровода» (на примере Тюменского УМН ОАО «Сибнефтепровод»)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт менеджмента и бизнеса

Кафедра МТЭК

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу: Внутрифирменное планирование

на тему: «Планирование объемов работ и затрат на ремонт нефтепровода»

(на примере Тюменского УМН ОАО «Сибнефтепровод»)

Выполнил: ст. гр. ЭП-06-2

Научный руководитель:

Тюмень, 2010

СОДЕРЖАНИЕ

Введение	3
1. Оценка внутрипроизводственных резервов
1.1. 1.1. Характеристика производственно-хозяиственной деятельности	5
1.2. Анализ причинно-следственных связей выполнения производственной программы и затрат на ее реализацию	14
1.3. Выявление возможностей улучшения производственно-экономических результатов	18
2. Формирование производственной программы
2.1. Целевые задачи и порядок формирования производственной программы	21
2.2. Обоснование плановых показателей объема продукции	25
3. Планирование затрат для решения производственных задач
3.1. Предложение по реализации резервов повышения эффективности затрат	27
3.2. Расчет затрат на планируемый период	32
Заключение	34
Список использованных источников	35

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 8 управлений магистральных нефтепроводов (УМН), транспортирующих нефть на территории Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Одним, из которых является Тюменское УМН, главной задачей которого, является обеспечение как надежного и бесперебойного функционирования системы магистральных нефтепроводов, так и качественного и своевременного предоставления транспортных услуг своим клиентам.

Целью курсового проекта является разработка производственной программы ремонтного обслуживания и 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.ОЦЕНКА ВНУТРИПРОИЗВОДСТВЕННЫХ РЕЗЕРВОВ

1.1 Характеристика производственно-хозяйственной деятельности

Тюменское УМН образовано в 1965 году как Тюменское нефтепроводное управление (ТНПУ). 21 декабря 1965 года, первая тонна нефти поступила на Тюменскую нефтеперекачивающую станцию по нефтепроводу Шаим -Тюмень. В 1991 году на основании приказа начальника ПО МН ЗиСЗС № 189 от 22.05.91г ТНПУ переименовано в Тюменское управление магистральных нефтепроводов.

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

Тюменского УМН является филиалом ОАО «Сибнефтепровод» и ориентировано на обслуживание процесса перекачки нефти по участкам нефтепроводов:

1) Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск d=1220 мм участок от 540 до 890 км; (в трассе - 349,7 км, однониточное исполнение - 370,1 км, СБС – 2,2 км);

2) Нижневартовск – Курган – Куйбышев d=1220 мм участок от 779 до 1129 км; (в трассе - 349,5 км, однониточное исполнение - 384,0 км, СБС - 3,3 км.);

3) Шаим - Тюмень d=530 мм участок от 266 до НПС Тюмень-3 440 км и от 376 до 410 км; (в трассе - 195,3 км, однониточное исполнение - 201,0 км, СБС - 30,7 км);

4) Тюмень - Юргамыш d=530 мм 0-252 км (в трассе - 245,3 км, однониточное исполнение - 254,3 км).

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

Тюменского 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.

В состав организационной структуры Тюменского УМН входят 6 нефтеперекачивающих станции «Вагай», «Ново-Петрово», «Вознесенка», «Абатская», «Чумановка», «Бекишево»; цех технологического транспорта и спецтехники, Омский приемо-сдаточный пункт, участок погрузо-разгрузочных работ, участок устранения дефектов, 4 производственно-ремонтных участка, метрологическая лаборатория, производственно-ремонтная служба.

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.

Тюменского 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.

Наиболее распространены на Тюменском УМН механизированные процессы: машино – ручные или чисто машинные.

Согласно штатного расписания административно управленческого персонала, действующего в 2008 году и планируемого на 2009 год, утвержденного начальником Тюменского УМН предусмотрен отдел капитального строительства и капитального ремонта со штатом в количестве 3 человек для реализации планов капитального строительства и капитального ремонта.

Структурного подразделения, занимающегося капитальным ремонтом, Тюменское УМН не имеет. При необходимости отвлекаются сотрудники производственно-ремонтной службы, участка ремонта и наладки механо-технологического оборудования и УУД, занятые на основной деятельности.

На капитальный ремонт автотракторной техники отвлекаются рабочие, занимающиеся основной деятельностью: водители, авто слесари, аккумуляторщик и другие по мере надобности.

На линейной части нефтепровода Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск устранено 134 дефекта, произведен ремонт вдольтрассовых проездов протяженностью 4 км. Капитально отремонтирован участок 850-809 км ВЛ-6кВ протяженностью 41 км. На участке 812 – 853 км ЭХЗ данного нефтепровода заменено 13 анодных зон. Произведен ремонт линейной телемеханики с устройством кабельных эстакад на трех участках нефтепровода, произведена зачистка резервуара №7 V-10000м3 на НПС Вагай от парафиновых отложений перед проведением диагностики РВС

Выполнение плана капитального ремонта за 2008-2009гг представлен в таблице 1.1

Таблица 1.1

План капитального ремонта за 2008 – 2009гг

№	Финансируемые объекты по кап.ремонту	Ед.изм.	2008 год	2009 год	% выполнения
факт	план	факт
1	Линейная часть, всего		15911,4	22597	22109	98
1.1	Устранение дефектов	тыс.руб.	9632	5706	5327	93
шт.	306	144	134
1.2	Предремонтное обследование, всего	тыс.руб.	582	588	588	100
км.	75	75	75
1.3	Подводные переходы (приборное обследование)	тыс.руб.	1109	-	-
км.	254	-	-
1.4	Обустройство трассы	тыс.руб.	50	5422	5422	100
1.5	Кап.ремонт автотракторной техники	тыс.руб.	2991	4139	4139	100
ед.	57	20	20
1.6	Электроснабжение	тыс.руб.	220	484	484	100
км.	39	41	41
1.7	ЭХЗ	тыс.руб.	-	4293	4293	100
км.	-	13	13
1.8	Линейная телемеханика	тыс.руб.	830	856	830	97
1.9	Прочие затраты	тыс.руб.	497,4	1109	1026	93
2	Резервуарные парки	тыс.руб.	3100	958	958	100
шт./м3	1/5	1/10	1/10
3	Телемеханика, автоматика и ВТ	тыс.руб.	770	540	540	100
4	Система измерения количества и качества нефти	тыс.руб.	39	-	-	-
5	Механо-технологическое оборудование	тыс.руб.	2124	855	853	99,7
6	Энергетическое оборудование	тыс.руб.	1259	2639	2639	100
7	Промсооружение	тыс.руб.	51561	8367	8367	100
8	Объекты СКБ	тыс.руб.	1603	3500	3473	99,2
	итого	тыс.руб.	74352	39456	38940	98,7

По данным из таблицы видно, что план по капитальному ремонту линейной части в денежном выражении выполнен на 98% или недовыполнение плана в денежном отношении составило – 488 тыс.руб., на это повлияло не выполнение плана по устранению дефектов на 7%. В 2009 году была проведена электрохимическая защита 13 км. трассы, также в 2009 году увеличились прочие затраты на 528,6 тыс.руб. это в два раза больше чем в 2008 году. Увеличиваются затраты на ремонт автотракторной техники. За 2009 год из выполненных объемов работ на сумму 38940 тыс.руб., собственными силами Тюменского УМН освоено 19313 тыс.руб.

Также в 2009 году проводилась внутритрубная диагностика линейной части и подводных переходов нефтепроводов Усть-Балык-Курган-Уфа– Альметьевск-1,2 снарядами.

Снарядом «Ультраскан - WM» обследовано 581,4 км, что составляет 98,7% от общей протяженности трассы в однониточном исполнении. Снарядом «Магнескан - MFL» обследовано 490,4 км, что составляет 83,2% от общей протяженности трассы в однониточном исполнении. Диагностическим снарядом «Ультраскан - CD» обследовано 234 км, что составляет 39,7%от общей протяженности трассы. На 01.01.2010 года наличие всего 1182 дефекта ДПР, в том числе 1 дефект ПОР, из них 424 дефекта ДПР, в том числе 1 дефект ПОР на ППМН. Устранено 134 дефекта ДПР, в том числе 40 дефектов ПОР, дефекты устранены собственными силами – УУД Тюменского УМН. По методам ремонта распределяются:

- установкой муфт – 43 шт.;

- проведение ДДК – 41;

- шлифовка – 32;

- заварка – 18;

- вырезка дефектного участка – 0.

Проведено ДДК дефектов геометрии глубиной до 1% - 154 шт. На ППМН Тюменского УМН устранено всего 21 дефект ДПР, в том числе 5 дефектов ПОР.

В 2009 году проводилось частичное обследование резервуаров – РВС 5000 м3 №6, РВС 10000м3 №8 АЭМ, без вывода из эксплуатации. Обследование проводил ЦТД «Диаскан». РВС №6 признан годным к эксплуатации без ограничения, РВС №8 требуется капитальный ремонт. Полное, предремонтное обследование резервуаров - РВС 10000 м3 №7, обследование проводил ООО «ДИАСИБ». Полезная емкость резервуаров 51176,944 м3. списание и демонтаж резервуаров, выведенных из эксплуатации – не планировалось и не проводилось.

Нефтепровод Усть-Балык-Курган-Уфа–Альметьевск (линейная часть) обустроен камерами пуска и приема в полном объеме.

В 2009 году вытеснение нефти проводилось на участке МН Усть-Балык-Курган-Уфа–Альметьевск НПС «Вознесенка» (653 км) – НПС «Новопетрово» (583 км).

Для обслуживания нефтепровода на 01.01.2010г имеется 3 ЛЭС, с полным техническим оснащением, представленным в таблице 1.2, они располагаются на НПС «Вагай» (2 ИТР+11 рабочих), «Абатская» (2 ИТР+11 рабочих), «Бекишево» (2 ИТР+11 рабочих), участок устранения дефектов (2 ИТР+18 рабочих) общая численность 59 человек.

Таблица 1.2

Техническое оснащение

аварийно-восстановительных служб

Подразделение	Наименование машины, механизма	Количество, ед.
1	2	3
ЛЭС НПС Вагай	Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Автомобиль бортовой Трубосварочная база Тракторы, всего в т.ч. колесный гусеничный трелевочный Тягач Комплект машин для очистки и изоляции Битумовоз Передвижная электростанция	12 1 1 2 1 3 1 1 1 1 1 1 1
ЛЭС НПС Абатская	Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Автомобиль бортовой Тракторы, всего в т.ч. колесный гусеничный трелевочный Тягач Трайлер	10 1 1 2 3 1 1 1 2 1
ЛЭС НПС Бекишево	Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Трубоукладчик Автомобиль бортовой Тракторы, всего в т.ч. колесный гусеничный трелевочный Тягач Комплект машин для очистки и изоляции Битумовоз Передвижная электростанция	17 1 1 1 2 6 3 2 1 1 2 2 1
УУД Тюменского УМН	Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Трубоукладчик Автомобиль бортовой Трубосварочная база Тракторы, всего в т.ч. колесный гусеничный трелевочный Тягач	10 1 1 1 2 1 3 1 1 1 1
итого		49

Также осуществляется аэровизуальное обследование нефтепроводов на самолете АН – 2-3 раза в неделю согласно графика:

1. 2 раза в неделю по маршруту НПС Аббатская (763 км) – ППМН через р. Иртыш (489 км);

2. 1 раз в неделю по маршруту НПС Аббатская (736 км) – ПСП г.Омск (967 км).

Техническое обслуживание и планово-предупредительные ремонты объектов линейной части нефтепроводов Усть-Балык-Курган-Уфа– Альметьевск -1,2 выполнялись силами ЛЭС НПС Вагай, Абатская, Бекишево в соответствии с «Регламентом по организации и планированию работ по техническому обслуживанию, ремонту оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов ОАО МН» и по плану-графику, утвержденному главным инженером Тюменского УМН.

Всего по Тюменскому УМН в безопасном состоянии 167 км нефтепровода Усть-Балык-Курган-Уфа– Альметьевск.

Таблица 1.3

Показатели Тюменского УМН за 2008-2009 гг.

Показатель	Ед. изм.	2008	2009
факт	план	факт	отклон.	% вып.	% к 2006г
Объем перекачки нефти	тыс.тонн	16721,8	17697,2	17348,6	-348,6	98,0	103,7
Грузооборот	млн.тн.км.	8038,3	8507,1	8339,5	-167,6	98,0	103,7
Капитальный ремонт объектов	тыс.руб.	74352	39062	38940	-122	99,7	52,4
Общая протяженность трассы н/проводов	км	480,6	-	480,6	-	-	-
Затраты на перекачку нефти	тыс.руб.	323032	315347	307656	-7691	97,6	95,2
Себестоимость перекачки 1 тн нефти	руб.	19,32	17,82	17,73	-0,09	99,5	91,8

Из данных таблицы можно сделать вывод, что объем перекачки нефти увеличился по сравнению с 2008 годом на 626,8 тыс.тонн, или 3,7%, грузооборот в 2009 году увеличился на 301,2 млн.тн.км, или на 3,7%. Капитальный ремонт объектов уменьшился в 2009 году на 35421 тыс.руб., также идет уменьшение затрат на перекачку нефти на 15376 тыс.руб., это приводит к уменьшению себестоимости перекачки 1 тн нефти на 1,5 руб

Общая численность персонала предприятия на 01.01.2010 год составила 556 чел (табл. 1.4). В основном, это квалифицированные работники, давно работающие на предприятии.

Таблица 1.4

Состав и численность персонала Тюменского УМН

Показатель	Ед. изм	01.01.2010	% к общей численности всего персонала
Численность работающих всего	чел.	556	100
В т.ч. руководителей	чел.	35	6,3
специалистов	чел.	136	24,5
рабочие	чел.	385	69,2

Обеспеченность предприятия кадрами в 2009 году составляла 97,7%. На сегодняшний день текучесть персонала в целом по предприятию небольшая. Должностным требованиям (уровень образования, состояние здоровья, возможность повышения квалификации) отвечает 95,8% сотрудников. В отчетном периоде прошли переквалификацию, повышение квалификации и дополнительные курсы 44 сотрудника.

Рис 1.1 Качественный состав персонала Тюменского УМН

40,3% сотрудников имеют высшее образование (1), 28,5% среднее профессиональное (2), 31,2% среднее (3) (рис.1.1). Таким образом, Тюменское УМН обладает достаточным количеством квалифицированного персонала.

Для оценки результатов производственной деятельности Тюменского УМН необходимо провести диагностический анализ деятельности предприятия в целом по основному показателю - годовому объёму перекачки нефти.

1.2 Анализ причинно-следственных связей выполнения производственной программы и затрат на ее реализацию.

Тюменское 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.

Данные для факторного анализа представлены в таблице 1.5:

Таблица 1.5

Данные по Тюменскому УМН для факторного анализа

Показатель	Условные обозначения	2008 год	2009 год	?
Объем перекачки нефти, т.тонн	Q	16721,8	17348,6	626,8
Численность персонала ОАО, чел. в т.ч. численность ремонтного персонала, чел.	Ч	552 56	556 59	4 3
Время простоев трубопровода, сут	Тпр	0,55	0,23	-0,3
Протяженность нефтепровода требующая ремонта, км	L	340	121	-219
Категория сложности ремонта	R	0,971	0,973	0,002
Норма времени простоя, сут	Нпр	0,0017	0,0015	- 0,0002

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 1.6.

Таблица 1.6

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.

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 1.7

Таблица 1.7

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.

Таблица 1.8

Затраты связанные с ремонтом трубопровода

за 2008-2009гг тыс.руб.

Элементы затрат	2008 год	2009 год	Абсолютное изменение	Темп роста
Материалы	10203	12078	1875	118,4
Энергия, всего в т.ч. электроэнергия теплоэнергия	11536 11009 527	16676 16078 668	5140 5069 141	144,6 146,0 126,8
Расходы на оплату труда	865,76	976,45	110,69	112,8
Налоги	225,097	253,877	28,780	112,8
Прочие, всего в т.ч. услуги авиатранспорта услуги связи расходы на диагностику, всего в т.ч. диагностика РВС диагностика мех.-технологич. оборуд. диагностика электрооборудования Затраты на ремонт	78044 3196 55 2044 802 1242 - 72749	41198 4570 78 1362 1054 28 280 35161	-36846 1374 23 -682 252 -1214 280 -37588	52,8 143 141,8 66,6 131,4 2,25 48,3
итого	100874	71182,327	-29691,673	70,6

Затраты на ремонт трубопровода в 2009 году составили 71182,327 тыс.руб. это меньше на 29691,673 тыс.руб. чем в 2008 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.

1.3 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.

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

Сокращение затрат на ремонт трубопровода за счет экономного использования электроэнергии, теплоэнергии, сокращения 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.

Таблица 1.9

Направления улучшения результатов деятельности

Тюменского УМН

Резервы

Реализация резерва

1.Уменьшение затрат на электроэнергию

Внедрение покрытия ALUMANATION 301

1.Оптимизация численности персонала

2.Сокращение расходов на заработную плату

Вывод не профильного персонала из состава предприятия

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.ФОРМИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ

1.2 Целевые задачи и порядок формирования производственной программы

Производственная программа – задание по производству продукции в необходимой номенклатуре и ассортименте. Основная цель заключается не только в создании новых производственных мощностей, но и в поисках возможностей более полного использования внутренних резервов предприятия.

Объемы производственной деятельности подразделений предприятия могут планироваться в натуральных, трудовых, стоимостных и иных измерителях. Основными плановыми показателями обычно являются годовая величина спроса, годовой объем предложения, важнейшая номенклатура и ассортимент выпуска, трудоемкость единицы или объема продукции, издержки производства, рыночные цены на товары, работы и услуги и др.

Кроме того, при разработке годовой производственной программы необходимо обеспечить максимальный совокупный доход, высокую финансовую устойчивость и платежеспособность каждого предприятия.

Целевые задачи формирования производственной программы:

1) научное обоснование планового задания по объему, номенклатуре и ассортименту работ (услуг);

2) обоснование планового задания по качеству работ (услуг);

3) обеспечение наиболее полного и рационального использования производственных мощностей, материальных, трудовых и финансовых ресурсов;

4) обеспечение согласованности производственной программы с другими разделами плана предприятия.

Годовая производственная программа основных цехов используется для разработки плановых заданий вспомогательным и обслуживающим хозяйственным подразделениям и службам (инструментальным, ремонтным, энергетическим, транспортным, складским цехам).

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

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.

2.2 Обоснование плановых показателей объема продукции

Планом 2010 года предусмотрены следующие виды работ по линейной части (табл.2.1)

Таблица 2.1

План работ по линейной части МН на 2010 год.

Вид работ	Ед. изм.	Значение
Устранение дефектов	Шт.	329
Предремонтное обследование изоляции МН	Км.	35
Предремонтное обследование изоляции ВЛ	км	40
Ремонт ограждений и площадок обслуживания на нефтепроводе	шт	3
Ремонт и замена коверов	шт	17
Берегоукрепление нефтепровода	Уч-к	3
Капитальный ремонт автотракторной техники	Ед.	12

Показатели для реализации плана ремонтных работ Тюменского УМН на плановый период была рассчитана на основе вышеизложенной методики и представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Показатели для реализации плана ремонтных работ

Тюменского УМН на плановый период

Показатель	Отчетный год	Плановый год	Абс. Изменение планового периода к отчетному	Относит. Изменение планового периода к отчетному (%)
1.Коэффициент специализации, %	28	30	2	1,07
2. Коэффициент кооперации	72	70	-2	0,97
3.Трудоемкость ремонта, чел.час	731,8	729,7	-2,1	0,99
4.Количество рабочих занятых в ремонте, чел.	59	66	7	1,12
5.Количество текущих ремонтов	19	22	3	1,16
6.Количество технических осмотров	3630	3782	152	1,04
7.Количество кап.ремонтов	2	1	-1	0,5
8.Время простоя нефтепровода, сут.	0,23	0,22	-0,01	0,96

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

3 ПЛАНИРОВАНИЕ ЗАТРАТ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗАДАЧ

3.1 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 Тюменском 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.3.1).

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.

Таблица 3.1

Технические характеристики ALUMANATION 301

Удельный вес	1,059
Диапазон температур	- 50° С до + 95° С
Отражение тепла	До 20%
Время высыхания	24 часа
Устойчивость к солевым туманам	Не менее 500 часов
Сопротивление на истирание	Высокое
Упаковка	18,9 л или 20,8 л
Срок хранения	Неограничен (в невскрытой таре)
Сильнодействующие кислоты	Высокая, но с эффектом окрашивания
Слабые кислоты	Довольно высокая
Сильнодействующие щелочи	Высокая
Слабые щелочи	Высокая
Весовой расход материалов при нанесении в комплексе (кг)	0,5…0,8

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 301 температуру 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 Тюменского 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.

Таблица 3.2

Данные для расчета затрат при внедрении Alumanation 301

Показатель	Значение
Стоимость 1 упаковки, руб	3200
Вместимость 1 упаковки, л	20,8
Площадь обрабатываемой кровли зданий, м2	93875

30% обрабатываемой площади принадлежит службе технического обслуживания.

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. Расчеты эффективности внедрения мероприятия представлены в таблице 3.3:

Таблица 3.3

Результаты использование Alumanation 301

Показатель	До мероприятия	После мероприятия	Изменение
1.Затраты на внедрение, тыс.руб		931,15
в т. ч. затраты на оплату труда, тыс.руб		75
затраты на покупку и транспортировку, тыс.руб.		856,150
2. Затраты на энергию, тыс.руб.	64410,5	62438,75	-3220,5
Продолжение табл.3.3
3. Эффективность мероприятия с учетом срока службы, тыс.руб.	2364,35

Согласно данным табл. 3.2 и 3.3 Тюменскому УМН в 2010 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%

2) Аутстаффинг

В службе технического обслуживания Тюменского 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 Тюменского УМН. Средняя заработная плата каждого составляет 16,5 тыс. руб. Вывод планируется провести с 1 марта 2010года.

Таблица 3.4

Результаты вывода непроизводственного персонала

Показатель	До мероприятия	После мероприятитя	Изменение
1.Платеж кадровому агенству, тыс.руб		285,665
2. Затраты на оплату труда, тыс.руб. Налоги	976,450 253,877	656,450 170,677	-320 -83,2
3. Экономия при выводе персонала, тыс.руб.		403,200
4. Эффективность мероприятия, тыс.руб.	117,535

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.

3.2 Расчет затрат на планируемый год

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

В таблице 3.4 наглядно представлено влияние внедрения мероприятий на смету затрат связанных с ремонтом трубопровода Тюменского УМН.

Таблица 3.4

Смета затрат на выполнение работ, услуг с учетом введенных мероприятий, тыс. руб.

Элементы затрат	Без учета мероприятий	С учетом мероприятий	Абсолютное изменение	Темп роста
Материалы	13078	13231	1153	109,5
Энергия, всего в т.ч. электроэнергия теплоэнергия	16676 16078 668	15842,2 15199,2 643	-833,8 -878,8 -25	95 94,5 96,3
Расходы на оплату труда	976,450	656,450	-320	67,2
Налоги	253,877	170,677	-83,2	67,2
Прочие, всего в т.ч. услуги авиатранспорта услуги связи расходы на диагностику, всего в т.ч. диагностика РВС диагностика мех.-технологич. оборуд. диагностика электрооборудования Затраты на ремонт	41198 4570 78 1362 1054 28 280 35161	41398 4698 80 1364 1045 31 288 35256	200 128 2 2 -9 3 8 95	100,5 102,8 102,6 100,1 99,1 110,7 102,8 100,3
итого	72182,327	71298,327	-884	98,8

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 марта 2010 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 Тюменского УМН, а в дальнейшем и ОАО «Сибнефтепровод».

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 Тюменского 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 Тюменского УМН является возможностью уменьшения затрат на выполняемые работы:

1. Внедрение кровельного покрытия ALUMANATION 301.

2. использование современной кадровой технологии - аутсаффинг

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Бухгалтерский баланс Тюменского УМН за 2008-2009 гг.

2. Ведомость объема работ по ремонту оборудования Ишимского УМН за 2009 год

3. Годовой отчет Тюменского УМН за 2008-2009 гг.

4. Инвестиционная программа ОАО «Сибнефтепровод» на 2009год.

5. Калькуляция себестоимости транспорта нефти за 2008-2009 гг.

6. Номенклатура работ при капитальном ремонте труб, на Тюменском УМН.

7. Перспективный план капитального ремонта зданий и сооружений Тюменского УМН на 2009 год.

8. Плановые производственно-финансовые показатели за 2009г.

9. Положение о филиале «Тюменское управление магистральных нефтепроводов» № 09-2,2008

10. Положение об оплате труда и премировании работников ОАО «Сибнефтепровод»

11. Пояснительная записка к годовому отчету за 2008г. По Тюменскому УМН ОАО «Сибнефтепровод» - Тюмень, 2009

12. Положение об организации рабочего времени ОАО «Сибнефтепровод»

13. Устав Тюменского УМН

14. Финансовый отчет Тюменского УМН за 2008-2009 гг.

15. Абрютина М. С., Прагев А. В. Анализ финансово-экономической деятельности предприятия: - М.; Дело и сервис, 2009г.- 328с.

16. Баригольц С. Б. «Экономический анализ хозяйственной деятельности на современном этапе развития» - М.; Финансы и статистика, 2009г. - 267с.

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

18. 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», 2009. – 621с.

19. Галеев В.Б.,Сощенко Е.М., Черняев Д.А. Ремонт магистральных трубопроводов и оборудования НПС.-М.:Недра,2008.-221с.

20. Журавлев В.В., Савруков Н.Т. Анализ хозяйственно-финансовой деятельности предприятий. – СПб.: Политехника, 2008. – 127с.;

21. Зайцев Н.Л. Экономика, организация и управление предприятием: Учебное пособие. – М.: ИНФРА-М, 2007. – 455с.

22. Крылов Г.В., Степанов О.А. Эксплуатация и ремонт нефтепроводов: Уч-к.- М.: Академия,2000. – 362с.

23. Кривошеин Б.Л., Тугунов П.И. Магистральный трубопроводный транспорт (физико-технический и технико-экономический анализ).-М.:Наука,2003.-237с.

24. Основы технологии ремонта нефтяного оборудования и трубопроводных систем: Учебное пособие / Масловский В.В., Капцов И.И.; Под общей редакцией Масловского В.В. – М.: Высшая школа, 2007. – 319 с.

25. Основы технологии ремонта нефтяного оборудования и трубопроводных систем: Учебное пособие / Масловский В.В., Капцов И.И.; Под общей редакцией Масловского В.В. – М.: Высшая школа, 2007. – 319 с.

26. Прогнозирование и планирование в условиях рынка: Учеб. пособие для ВУЗов / Под. ред. Т.Г. Морозовой, А.В. Пикулькина. – М.: ЮНИТИ – ДАНА, 2007. - 379с.

27. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды (ПБ 10 – 573 – 03). Серия 10. Выпуск 28/ Колл.авт. – М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2006. – 128с.

28. Производственный менеджмент. Учебное пособие для вузов.-М.: «Издательство ПРИОР», 2006.-384 с.

29. Раицкий К.А. Экономика организации: Уч-к. – М.:Дашков и К-М,2009. – 1012с.

30. Скляренко В.К., Прудников В.М. Экономика предприятия: Уч-к. – М.:Инфра-М, 2009. – 528 с.

31. Экономика предприятия (фирмы): Учебник/ под редакцией О.И. Волкова и О.В. Девяткина. – М.: ИНФРА-М, 2008. – 601с.

32. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник/ под ред. В.Ф. Дунаева. – М.: ФГУП «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. – 352с.

33. Ястремская В.Б. Организация и планирование производства на предпрятиях нефтяной и газовой промышленности: М.: недра, 2009. - 392 с.

34. Сайт #"#" target=_blank>Аdvis.ru

35. Сайт #"Times New Roman">36. Сайт #"Times New Roman">

В соцсетях