Виды статистических группировок и приёмы их построения

В условиях обострения борьбы за контроль над энергетическими  ресурсами особую роль в экономических  процессах приобретают хорошо управляемые  крупные вертикально-интегрированные  компании (ВИНК), эффективная деятельность которых повышает конкурентоспособность  России в международном разделении труда.  В 2010-2011  гг. добычу нефти и конденсата в стране осуществляют 7 ВИНКов, концерн "Газпром" (включая активы компании "Газпром нефть") и более 140 сравнительно небольших компаний, которые представлены организациями с российским, иностранным и смешанным капиталом, в том числе в составе горно-металлургических (ОАО "Норильский никель", ОАО "АЛРОСА") и других интегрированных компаний.

Крупнейшие  российские ВИНКи, включая ОАО "Газпром" (ОАО "Газ- пром нефть"), – ОАО "НК "Роснефть", ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "ТНК-ВР", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Татнефть", ОАО "Башнефть", ОАО "РуссНефть" – обеспечивают в последние годы 91- 93 % добычи нефти  и газа в стране.

В начале 2011 г. на долю ВИНКов (включая ОАО "Газпром") приходилось около 91 % всей добытой нефти в стране

Рис. 2. Позиции  российских ВИНК по показателям добычи нефти и чистой прибыли за 2011 г.

В 2011 г. объем добычи нефти и конденсата в России вырос на 1,17 % по сравнению с аналогичным показателем 2010 г. Основными компаниями, обеспечивающими рост общероссийской добычи в 2011 г., стали: операторы СРП (прирост добычи по сравнению с 2010 г. на 2,8 млн. т); ОАО "НК "Роснефть" (увеличение добычи на 2,4 млн. т); ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (на 1,9 млн. т). Кроме того, на 1,4 млн. т увеличили добычу ОАО "ТНК-BP", на 0,5 млн. т – ОАО "Башнефть".

Общероссийский  рост был обеспечен преимущественно  за счет новых проектов. Рост годовой  добычи на Южно-Хыльчуюском месторождении  составил около 3,9 млн т (ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"), Ванкорском – 3,6 млн т (ОАО "НК "Роснефть"), Верхнечонском – 1 млн т (ОАО "ТНК-ВР", ОАО "НК "Роснефть"), Талаканском  – 1,2 млн т (ОАО "Сургутнефтегаз"), Уватском проекте – 2 млн. т (ОАО "ТНК-ВР").

В целом сократили добычу ОАО "Сургутнефтегаз" (на 2 млн. т), ОАО "РуссНефть" (на 1,6 млн. т), ОАО "Газпром нефть" (на 0,9 млн. т), ОАО "Славнефть" (на 0,7 млн. т).

Началось  падение добычи на ключевых месторождениях крупных компаний. В частности, ОАО "Томскнефть" и ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз" сократили производство на 0,5 млн  т, предприятия ОАО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" – на 2,8 млн т, ОАО "Самотлорнефтегаз" – на 1 млн т. Наибольшего падения  достигла добыча нефти ОАО "Сургутнефтегаза" в Западной Сибири – на 3,2 млн  т.

Большинство крупных западно-сибирских подразделений  ВИНКов существенно снижают уровень  добычи нефти. Из крупных подразделений  наибольшее сокращение добычи в 2009 г. произошло в ОАО "Мегионнефтегаз" – 8,5 %, ОАО "Ноябрьскнефтегаз" – 10,8 %, ОАО "Нижневартовское НГДП" – 13,8 %, ОАО "Пурнефтегаз" – 5,7 %, ОАО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" – 5,4 %.

Незначительный  прирост добычи нефти в этом регионе в 2011 г., позволивший отчасти компенсировать падение на других объектах, произошел на крупнейшем нефтедобывающем предприятии – ОАО "Юганскнефтегаз" (+0,7 млн. т) благодаря выходу на проектную мощность Приобского месторождения.

В 2011 г. общее число нефтяных скважин эксплуатационного фонда в России составляло 152400. По отношению к предыдущему году этот показатель сократился на 3,66 %. В последние годы в России происходило устойчивое сокращение темпа ввода новых скважин. Основное сокращение общего фонда связано с выводом из эксплуатации низкорентабельных и обводненных скважин.

За  период 2010-2011 гг. число новых скважин, введенных в эксплуатацию нефтедобывающими компаниями, сократилось с 5400 до 5200 (на 3,7 %). В значительной степени это было обусловлено сокращением ввода скважин компаниями ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (на 24 %), ОАО "Татнефть" (94 %), ОАО "Башнефть" (27 %), ОАО "Славнефть" (4,5 %), ОАО "РуссНефть" (48 %).

Сокращение  ввода скважин компаниями связано  с высокой геологической изученностью и производственной освоенностью значительной части нефтегазовых районов европейской  части России – Республик Татарстан  и Башкортостан, ряда нефтегазоносных  районов Тимано-Печорской и Западно-Сибирской  провинций. В связи с выходом  на проектные уровни добычи в рамках проектов операторов СРП значительно  сократилось бурение новых нефтяных скважин.

В то же время традиционно существенно  приращивается объем бурения  ОАО "Сургутнефтегаз", за последний  год число вновь вводимых скважин  компанией возросло с 963 до 1124 (на 16 %); положительную динамику показали также  ОАО "НК "Роснефть" и ОАО "ТНК-ВР". Значительный объем вновь вводимых скважин этими компаниями связан с вводом в эксплуатацию новых  объектов в Восточной Сибири.

Около 12-16 % вновь вводимых скважин (ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Газпром нефть" и ОАО "ТНК-ВР") – фонтанирующие, в то время как  этот показатель для ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" и ОАО "НК "Роснефть" составляет не более 5 %.

Объем эксплуатационного и разведочного бурения. В последние годы темпы  прироста эксплутационного бурения  в России стали существенно снижаться (в 2005-2007 гг. темпы прироста эксплуатационного  бурения варьировали в диапазоне 18-26 %). В 2010 г. этот показатель увеличился только на 6,7 % (с 13,7 до 14,6 млн. м).

В 2011 г. объем бурения эксплуатационных скважин сократился на

4,11 % – с  14,5 до 14,0 млн. м.

Лидером как по объемам эксплуатационного  бурения, так и по темпам его роста  остается ОАО "Сургутнефтегаз" (увеличение с 3,1 до 3,6 млн. м), кроме того, прирост  обеспечивался за счет двух государственных  компаний – ОАО "НК "Роснефть" и ОАО "Газпром нефть". Проблемы, связанные с сокращением добычи нефти на эксплуатируемых месторождениях, вынуждают эти компании наращивать объем бурения на новых объектах.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Использование группировок  при анализе технико-экономических  показателей нефтедобывающих предприятий  за 2009 год.

4.1 Типологическая группировка

Типологическая группировка  будет проводиться по качественному  признаку- виду нефтедобывающей компании России. Данная группировка позволяет сделать вывод об эффективности деятельности различных структур, осуществляющих извлечение нефти из недр нашей страны. Исходная информация для типологической группировки содержится в приложении 3.

Таблица 1

Добыча нефти  предприятиями нефтедобывающей 

отрасли за 2011 год

Группа производителей	Добыча нефти, включая газовый  конденсат, тыс.т
Нефтяные компании	364262,7
Газовые компании	12553,5
Прочие производители	21453,0
Операторы соглашений о разделе продукции	12149,6
Итого	410418,8

 

4.2 Структурная группировка

Данный вид группировок позволит рассмотреть состав эксплуатационного фонда скважин. Для анализа этой информации лучше всего подходит простая группировка атрибутивному признаку – составу эксплуатационного фонда. Все скважины можно поделить  на действующий фонд, т.е. те, из которых в данный период времени отбирается нефть, и скважины в простоях – в ремонте, в аварийном состоянии. Состав эксплуатационного фонда определяет результат деятельности отрасли – чем больше скважин находятся в простоях, тем менее эффективна и прибыльна её деятельность. Исходная информация для структурной группировки представлена в приложении 3.

Таблица 2

Фонд скважин (на декабрь 2011 года)

	Доля,%	Количество  скважин,шт
Всего:	100,00	158888
в том числе:
действующий	83,96	133402
в простоях	16,04	25486

4.3 Аналитическая группировка

В данном случае факториальным признаком будет  являться количество скважин, а добыча нефти – результативным.

Исходная  информация для аналитической группировки  представлена в таблице 3.

Таблица 3

Добыча нефти и эксплуатационный фонд скважин в нефтедобывающей отрасли России в 2011 году

№ п/п	Компания	Эксплуатационный фонд, шт.	Добыча нефти тыс.т
1	2	3	4
3	АИК	1017	3990,6
4	Заполярнефть	1071	3397,4
2	РИТЭК	1082	3746,7
5	Северная нефть	1082	4009,8
6	Ванкорннефтегаз	1089	3184,1
1	НОВАТЭК	1091	3703,1
7	Волгогаднефтегаз	1144	3231,7
8	Варьеганнефтегаз	1271	3934
9	Нижневартовское НГДП	1277	3306,9
10	СургуНГ	1557	4025,3
11	Славнефть	2106	5691,4
12	Удмуртнефть	2119	5290,7
13	Пурнефтегаз	2269	6551,1
14	РуссНефть-Прочие	2301	6371,8
15	Сибнефть-Югра	2365	6815,9
16	ЛУКОЙЛ-Лангепаснефтегаз	2378	4248,3
17	ЛУКОЙЛ-Покачевнефтегаз	2397	5745,8
18	Томскнефть	2411	8658,2
19	Самаранефтегаз	2438	8303,9
20	ТНК-Нягань	2459	5116,9
21	ТНК-Нижневартовск	2493	6444,3
22	Мегоиннефтегаз	2565	8001,8
23	ЛУКОЙЛ-Урайнефтегаз	2606	4760,8
24	ЛУКОЙЛ-Пермь	2639	8013,7
25	Нарьянмарнефтегаз	2673	6228,5
26	АНК Башнефть	2728	8740,2
	Итого:	50628	141512,9

 

 

 

Сначала проверим совокупность на однородность, чтобы  выяснить, пригодна ли она для дальнейшего  использования. Для этого рассчитаем коэффициент вариации.

Таблица 4

Вспомогательная таблица для расчета  коэффициента

вариации  добычи нефти

№ п/п	xi	хi-хср	(хi-хср)2
1	1091	-856,2	733131,1
2	1082	-865,2	748624,3
3	1017	-930,2	865329,3
4	1071	-876,2	767780,4
5	1082	-865,2	748624,3
6	1089	-858,2	736560,1
7	1144	-803,2	645179,7
8	1271	-676,2	457288,1
9	1277	-670,2	449209,3
10	1557	-390,2	152280,1
11	2106	158,8	25207,7
12	2119	171,8	29504,7
13	2269	321,8	103535,4
14	2301	353,8	125152,7
15	2365	417,8	174531,1
16	2378	430,8	185562,1
17	2397	449,8	202292,4
18	2411	463,8	215081,9
19	2438	490,8	240854,4
20	2459	511,8	261907,7
21	2493	545,8	297864,1
22	2565	617,8	381638,8
23	2606	658,8	433976,9
24	2639	691,8	478544,7
25	2673	725,8	526741,0
26	2728	780,8	609600,6
Итого:	50628		10596002,6