ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы исследования. Непрерывность процесса добычи нефти и темпы разработки месторождений в первую очередь зависят от правильной эксплуатации, обслуживания и ремонта скважин. Необходимость организации специального обслуживания и ремонта скважин связана как с износом нефтяного оборудования, изменением режимов нефтедобычи и методов эксплуатации скважин, так и с проведением мероприятий по охране недр.
Отличительной особенностью ремонтного обслуживания скважин является их разбросанность по большой территории и зависимость результатов ремонта от природных и погодных факторов. Все это оказывает существенное влияние на своевременность и качество ремонта скважин, продолжительность их межремонтного периода, объемы и темпы нефтедобычи.
Вопросами организации ремонтного обслуживания скважин и повышения его эффективности занимались и занимаются многие научные работники и организаторы производства, а также отраслевые исследовательские коллективы. Заметную роль здесь сыграли результаты исследований, опубликованные в трудах Шавалдина И.Е., Тищенко А.Е., Ефимовой Т.И., Плотеля С.Г., Фрегера Л.А., Егорова В.И. Сыромятникова Е.С., Шматова В.Ф., Дунаева Ф.Ф., Чечина Н.А., Янтцена Б.Ф., Самигуллина А.С., Стриженовой Н.Ф., Бренца А.Д., Ларина Н.В. и других.
Переход к новым формам экономических взаимоотношений хозяйствую- щих субъектов в сфере нефтедобывающего производства и изменение условий их функционирования диктуют необходимость продолжения исследований в данном направлении.
Анализ динамики изменения затрат на ремонт нефтяных скважин в Самарской области за период с 1994 по 2004 годы выявил закономерность их роста в себестоимости одной тонны нефти. При этом на величину качественных и стоимостных показателей ремонта скважин помимо ценового, природного и
технического факторов большое влияние оказывают и организационно-управленческие факторы, а именно: уровень взаимоотношений нефтедобывающих и ремонтных организаций, методы и организационные формы проведения ремонтов, наличие стимулов у ремонтных рабочих в повышении качества ремонта скважин и одновременном внедрении мероприятий, направленных на снижение себестоимости оказываемых услуг, и ряд других. Именно решение данных вопросов и определяет актуальность темы исследования.
Цель исследований состоит в разработке моделей, методов и экономических механизмов реализации мероприятий по повышению качества ремонта скважин и на этой основе повышения эффективности функционирования нефтедобывающих предприятий.
Для достижения цели в работе определены следующие задачи:
- изучение фактического состояния ремонтного обслуживания скважин в организациях нефтедобывающего комплекса;
- математическая постановка задачи по разработке экономического механизма повышения качества ремонта скважин;
- анализ и оценка факторов, влияющих на стоимость и качество ремонта скважин;
- адаптация аппарата теории массового обслуживания для решения задач оптимизации количества бригад в организациях по ремонту скважин;
- разработка математических моделей оптимизации графика ремонта скважин и алгоритма их решения;
- формирование принципов и разработка моделей материального стимулирования работников за качество ремонта скважин;
- апробация и внедрение результатов исследования.
Предметом исследования являются модели и методы решения задач повышения эффективности нефтедобывающего производства за счет экономической организации мероприятий по ремонтному обслуживанию скважин.
Объектом исследования являются нефтедобывающие предприятия и организации по ремонту скважин в Самарской области.
Теоретической и методической основами исследования послужили работы ученых и практиков в области организации производства и оптимизации управленческих решений. При решении поставленных задач использовался комплексный подход, методы экономико-математического моделирования и математического программирования, теория массового обслуживания, методы экспертных оценок и теория управления сложными системами.
Научная новизна Диссертация является результатом исследований соискателя по поставленной проблеме. Новизну ее научного содержания составляют следующие результаты:
- осуществлена математическая постановка задачи, позволяющей формировать экономический механизм повышения качества ремонта скважин;
- предложены конструктивные средства, позволяющие применить аппарат теории массового обслуживания для решения задач оптимизации количества бригад по ремонту скважин;
- разработаны модели оптимизации графика ремонта скважин, обеспечивающие достижение заданного критерия эффективности: 1) минимум затрат на ремонт скважин, 2) максимум добычи нефти в плановом периоде из скважин, прошедших процедуру ремонта, 3) максимум ремонтной эффективности;
- разработаны модели материального стимулирования работников ремонтных бригад, позволяющие решать задачи повышения эффективности и качества работ по ремонту скважин.
Практическая значимость работы. Основные результаты, выводы, предложения и рекомендации, изложенные в работе, могут быть использованы в нефтедобывающих организациях для повышения эффективности ремонта скважин.
Ряд положений диссертации используется в учебном процессе на инженерно-экономическом факультете Самарского государственного технического университета и в Поволжском институте бизнеса.
Апробация работы. Основные результаты исследований были доложены на:
- Всероссийских научно-технической конференциях "Экономика Поволжья" (Самара, 2003-2004);
- Всероссийской научно-практической конференции "Информационный менеджмент: наука, практика, обучение" (Самара, 2004);
- международной молодежной конференции "XXVIII Гагаринские чтения" (Москва, 2002).
Основные положения диссертации отражены в 11 печатных работах общим объемом 3,14 п.л.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов и заключения. Содержит - 6 рис., 27 табл. Библиографический список включает 106 наименований.
Цель и задачи исследования обусловили следующую логику изложения.
Во введении обосновывается актуальность разработанной темы, определяются цели и задачи, предмет исследования, научная новизна и практическая значимость работы.
В первой главе "Организация ремонтного обслуживания скважин" дается обзор состояния нефтедобывающего комплекса страны и Самарской области, рассматриваются роль и место ремонтного хозяйства в нефтедобывающем производстве, отмечаются особенности ремонтного обслуживания скважин*
Во второй главе " Модели и методы эффективной организации работ по ремонту скважин" рассмотрены механизм оптимизации количества бригад в ремонтных организациях, методы оптимизации графика ремонта скважин и принципы стимулирования ремонтных рабочих за качество ремонта скважин. В третьей главе "Апробация результатов исследований и рекомендации по их
практическому использованию" даются конкретные расчеты по оптимизации количества ремонтных бригад на примере ООО "УРС-Самара", приводится сравнительная оценка разных вариантов формирования графика ремонта скважин, а также методика расчета экономического эффекта от внедрения результатов исследований.
В заключении приводятся выводы по работе.
Глава 1. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ СКВАЖИН
1.1. Состояние нефтедобывающего комплекса России.
Нефтедобывающий комплекс России представляет собой совокупность региональных нефтедобывающих комплексов на ее территории.
В состав регионального нефтедобывающего комплекса входят производственные подразделения, расположенные в конкретной области (регионе) России и обеспечивающие все виды работ по подготовке к добыче, добыче, доставке к потребителю сырой нефти, а также работ по охране окружающей среды.
В состав региональных нефтедобывающих комплексов входят предприятия основного производства - буровые и нефтедобывающие и предприятия обслуживающего и вспомогательного производства: транспортные, ремонтные, снабженческие и другие.
До 1992 года региональные нефтедобывающие комплексы являлись государственными производственными объединениями Министерства нефтяной промышленности.
С началом проведения реформ произошло их акционирование и объединение с нефтеперерабатывающими заводами. На базе этих объединений было создано несколько вертикальных интегрированных нефтяных компаний.
Отличительной особенностью вертикальных интегрированных нефтяных компаний является полный замкнутый цикл по добыче, переработке и доставке до потребителей сырой нефти и нефтепродуктов.
По данным на 2002 г. в стране функционировало девять таких компаний, доля которых в нефтедобывающем производстве представлена в табл. 1.1.
Таблица 1.1
Показатели по вертикальным интегрированным компаниям
Наименование компании Годовая добыча млн. т В процентном отношении
1."ЮКОС" 84,7 21
2. "Лукойл" 80,8 20
3. "Сургутнефтегаз" 60,6 15
4. "ТНК" 56,6 14
5. "Татнефть" 36,4 9
6. "Сибнефть" 24,3 6
7. "Башнефть" 20,2 5
8. "Сиданко" 20,2 5
9. "Роснефть" 20,2 5
Однако реорганизация нефтяного комплекса страны не принесла на первом этапе ожидаемых результатов. Более того, с созданием вертикальных интегрированных компаний началось стремительное падение нефтедобычи. Причины данного падения, по мнению специалистов, следующие:
1. Перекос в ценовой политике союзного правительства в конце 80-х годов, когда цены на нефть повышались постепенно, а цены на товары и услуги, потребляемые нефтяниками, стремительно росли. Это практически лишило нефтедобывающие предприятия их оборотных средств и источников капитальных вложений, необходимых для дальнейшего развития, и привело к подрыву базы добычи в последующие годы.
2. Инициированное правительством искусственное повышение цен на энергоносители путем ввода дополнительных налогов и отчислений на добавленную стоимость, недра и т.д. привело к быстрому росту цен и резкому падению производства. Добыча нефти из скважин с дебитами до 2-4 т/сут по месторождениям Западной Сибири стала нерентабельной при обводненности до 20%, а при обводненности свыше 80% нерентабельной стала добыча с дебитами скважин 10 и более тонн в сутки.
3. Массовый рост внутренних бартерных операций привел к нарушению финансового обращения и привел к резкому сокращению денег на счетах и росту бюджетной задолженности и сокращению инвестиций.
Указанные причины привели к резкому падению нефтедобычи, а при отсутствии внутренних и внешних поступлений нефтяная промышленность практически оказалась не в состоянии самостоятельно развиваться.
Однако нефть является высоколиквидным товаром, что упрощает разработку проектов с привлечением иностранного капитала и последующим расчетом с инвесторами частью произведенной продукции или экспортной выручки.
На сегодняшний день разработан ряд таких проектов с привлечением иностранных инвесторов: проект "Сахалин 1", проект "Сахалин 2", проект "Западный Салым", проект "Южное Хылчую" и ряд других.
Однако привлечение иностранных инвестиций в развитие нефтедобывающего комплекса страны в целом не выгодно для России и может рассматриваться как временная мера. Дело в том, что приток денежных средств "извне" весьма ограничен и ориентирован на развитие тех нефтедобывающих районов, которые обеспечивают интересы западных инвесторов.
Для повышения активности отечественных инвесторов в развитие нефтедобывающего комплекса необходимо устранить все причины, которые привели к кризису в экономике страны, и создать для российских предпринимателей благоприятный инвестиционный климат.
Современное состояние нефтедобывающей отрасли России характеризуется значительным ухудшением структуры запасов нефти. Все большую долю занимают трудноизвлекаемые запасы, эффективность выработки которых может быть обеспечена лишь при условии применения высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов. В последнее десятилетие ученые вели поиск эффективных технологий увеличения коэффициента извлечения и темпа отбора нефти в условиях истощенных месторождений. К таким технологиям относятся: бурение горизонтальных (ГС) и многозабойных (МЗС) скважин, а
ю
также боковых стволов (БС) в старых скважинах, вскрытие продуктивных пластов в условиях минимальной репрессии и уравновешенного гидростатического давления, применение специальных буровых растворов, сохраняющих коллек-торские свойства пласта.
Ухудшилось использование фонда скважин, сократилось их общее количество. Значительно вырос фонд бездействующих скважин, превысив четверть эксплуатационного фонда. Такой высокий процент неработающего фонда скважин не предусмотрен ни одним проектным документом и привел к разба-лансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете все это ведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов и является грубейшим нарушением Закона «О недрах» в части рационального использования недр.
На сегодняшний день в России высока доля нерентабельных запасов. Обеспеченность рентабельными в разработке запасами (аналог доказанных извлекаемых запасов по западной классификации) в целом по России не превышает 20-25 лет, а по некоторым компаниям — 15-20 лет, что соответствует средней продолжительности разработки одного небольшого месторождения. Средний период от открытия новых месторождений до ввода их в разработку составляет обычно не менее 10 лет. Это означает, что обеспеченность рентабельными запасами в целом по России составляет порядка двух инвестиционных (разведка плюс освоение) циклов, при крайне неблагоприятном инвестиционном климате в стране.
Увеличение добычи нефти сегодня может быть достигнуто либо за счет продления «молодости» провинций - открытие новых структурных этажей нефтегазоносное™, либо за счет открытия новой богатой провинции. Однако достаточно высокая степень геологической изученности свидетельствует о том, что имеющиеся или потенциальные этажи нефтегазоносности не идут ни в какое сравнение по продуктивности с основным - юрско-меловым, а освоение имеющихся перспективных нефтегазоносных провинций не сможет повлиять
и
на уровень добычи нефти столь же значительно, как это произошло при вводе в разработку месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири.
Тимано-Печорская, Восточно-Сибирская и Прикаспийская (подсолевая часть) провинции ни по объему предполагаемых запасов, ни по условиям освоения не смогут переломить ситуацию в старении сырьевой базы нефтяного комплекса России в силу фундаментальных геологических и природно-климатических причин. В аналогичной ситуации находятся нефтегазоносные провинции арктического шельфа, где главную сдерживающую роль будут играть условия и стоимость освоения. Самое большое, что можно ожидать от этих провинций в случае их успешного освоения — это замедление процесса перехода российской нефтедобычи из зрелой стадии к поздней.
Переход на более поздние стадии развития нефтегазодобычи является неизбежным для каждой страны и означает необходимость изменения модели неф-тегазообеспечения. В частности, при снижении объемов добычи должны снижаться налоги. В качестве примера можно взять опыт США, чья нефтяная промышленность имеет более длительную историю, чем российская. Американские месторождения характеризуются более высокой степенью изученности, разбуренность перспективных территорий превышает российскую по различным видам скважин в 5-10 и более раз. Тем не менее, при существенно меньших запасах, чем в России (примерно на треть по сопоставимым категориям), и более высокой выработанное™ ресурсов недр, благодаря проводимой налоговой политике нефтяной промышленности США в последние годы удалось стабилизировать добычу нефти.
Большая часть мировой нефтяной промышленности готова сегодня рентабельно функционировать и развиваться при относительно низком уровне цен. В течение 80-90-х годов, с началом снижения мировых цен на нефть, в большинстве стран происходит последовательное снижение всех элементов цены (издержки, налоги, прибыль).
12
Происходит последовательное снижение издержек (в среднем в мире примерно на 1 долл./баррель в год), в первую очередь, в результате интенсивного применения революционных достижений НТП, особенно в районах добычи наиболее дорогостоящей нефти: глубоководные морские акватории, арктические районы, методы повышения нефтеотдачи и пр.
Основное снижение издержек произошло в районах добычи наиболее дорогих углеводородов за счет мультипликативного эффекта от применения таких революционных технологий, как трехмерная сейсмика, бурение горизонтальных скважин, отказ от использования стационарных морских платформ на больших глубинах моря (полупогружные платформы и платформы на натяжных тросах, подводное закачивание скважин), развитие компьютерных технологий.
Нефтедобывающее производство Самарской области можно охарактеризовать следующим образом.
За 68 лет в Самарской области было добыто более 1 млрд. 100 млн. тонн нефти. Пик нефтедобычи пришелся на 1972 год, когда было извлечено около 35 млн. тонн. У губернии удачное географическое расположение. Здесь создана необходимая инфраструктура для переработки, транспортировки и хранения нефти. На территории губернии действуют три НПЗ - Сызранский, Куйбышев-кий и Новокуйбышевкий - способные перерабатывать до 30 млн. тонн нефти в год.
Сегодня выдано около 700 лицензий, в том числе на эксплуатацию месторождений строительного песка, подземных вод, горючего сланца, строительного камня, кирпично-черепной глины и т.д. С десяток недропользователей имеют лицензии на геологическое изучение и эксплуатацию нефтяных месторождений.
В губернии работает более 100 недропользователей, включая муниципальные структуры. Если говорить о нефтедобытчиках, то они разрабатывают около 150 месторождений. В их распоряжении более пяти с половиной тысяч сква-
13
жин. Самые большие объемы производства у ОАО «Самарнефтегаз» - дочернего предприятия НК «ЮКОС». Кроме него нефть добывают ОАО «Волганефть», ЗАО «Самар-Нафта», ЗАО «Санеко», ОАО «Самараинвестнефть». На приграничных месторождениях работают «Оренбургнефть» и «Татнефть».
Глубина залегания нефти в среднем составляет 1,5-2 тыс. метров, но чем южнее, тем она больше — до 4-4,5 тыс. метров. Наиболее крупные месторождения расположены в центре и на северо-востоке Самарской области - в Кинель-Черкасском, Нефтегорском, Красноярском, Кинельском, Сергиевском, Кош-кинском и некоторых других районах. Самым крупным является Мухановское - в районе Отрадного.
Газ составляет незначительную долю углеводородных запасов - около 6%, в основном растворенный. Газовое месторождение в губернии пока одно - Го-зевское в Борском районе. Оно находится в нераспределенном фонде. «Самара-нефтегаз» располагает лицензией на эксплуатацию газоконденсатного месторождения на юге области, однако процесс его разработки связан с трудностями. Сказывается большая глубина залегания.
В губернии около 100 нераспределенных нефтегазоносных месторождений. Это более 28 млн. тонн нефтяных запасов. В нераспределенный фонд также входят открытые геофизикой нефтяные ресурсы - 57-58 млн. тонн. Наиболее перспективной считается Бузулукская впадина, где сосредоточено до 60% запасов всего углеводородного сырья области.
Суммарный объем разведанных запасов промышленной категории - т.е. тех, которые изучены и добываются - составляет около 300 млн. тонн. По расчетам около 500 млн. тонн нефти - это прогнозные ресурсы, часть из которых может стать промышленными запасами. Временной показатель будет зависеть от темпов добычи, от прироста новых разведанных запасов, а также от того, насколько удастся повысить коэффициент нефтеотдачи за счет внедрения новых технологий в разработке.
14
Самарская область - в числе ведущих районов России и основных поставщиков углеводородного сырья. Сегодня объемы нефтедобычи составляют в губернии около 13 млн. тонн в год. В п.Суходол Сергиевского района Самарской области было добыто нефти за 2004 г. - 85,509 тыс. тонн. В среднем удается извлечь из месторождения около 48% геологических запасов нефти. На отдельных месторождениях этот показатель достиг 60%, то есть возможно и по другим месторождениям увеличить запасы за счет повышения этого коэффициента нефтеотдачи.
Промышленные запасы можно увеличить и еще, если усиливать поисковые работы. К примеру, пока мало изучены районы на западе и юго-западе области: Приволжский, Безенчукский, Хворостянский, Ставропольский районы. Это -около 20 тыс. км2. Не так давно в Болылеглушицком районе открыто два месторождения нефти. Семь из девяти скважин оказались продуктивными.
Однако перспективы развития нефтедобывающего комплекса области напрямую зависят от степени изношенности его производственных фондов и эффективности организации их ремонтного обслуживания.
15
1.2. Организация и планирование ремонтных работ па предприятиях нефтедобывающего комплекса.
В процессе эксплуатации оборудование подвергается физическому и моральному износу. Существует два вида восстановления оборудования: полное и частичное. При полном восстановлении оборудование заменяется на новое, при частичном оно ремонтируется. При этом в процессе ремонта должны не только восстанавливаться первоначальные эксплуатационные характеристики оборудования, но и значительно улучшаться за счет его модернизации.
Ремонт оборудования может производиться как на специальных заводах, так и собственными силами предприятия. И для организации ремонтного обслуживания оборудования на предприятиях создается ремонтное хозяйство.
Ремонтное хозяйство предприятия представляет собой совокупность отделов и производственных подразделений, занятых анализом технического состояния технологического оборудования, надзором за его состоянием, техническим обслуживанием, ремонтом и разработкой мероприятий по замене изношенного оборудования на более прогрессивное и улучшению его использования. Выполнение этих работ должно быть организовано с минимальными простоями оборудования, в кратчайшие сроки, качественно и экономно. Эффективность работы ремонтного хозяйства во многом предопределяет себестоимость выпускаемой продукции, ее качество и производительность труда на предприятии, так как удельный вес на содержание и ремонт оборудования в себестоимости продукции в организациях нефтедобывающего комплекса превышает 10%.
Количественный рост и техническое усложнение нефтяного оборудования, интенсификация режимов его работы, условия его эксплуатации существенно повышают значение ухода за ним, быстрого и качественного ремонта. Особенности использования данного оборудования заключается в том, что его по мере необходимости перевозят с места на место по территории разрабатываемых ме-
16
сторождений. В связи с чем в значительной мере снижаются сроки службы оборудования, возрастает объем ремонтных работ. При этом возникает необходимость тщательного контроля за движением оборудования и его учета, что позволяет определить местонахождение того или иного агрегата, узла, установки и т.д., характер его использования.
Существуют следующие организационные методы проведения ремонтов нефтяного оборудования: 1) агрегатный; 2) узловой; 3) агрегатно-узловой.
При первом методе на ремонтные базы отправляют изношенные агрегаты оборудования (насос, ротор и т.д.) для замены их исправными. Более прогрессивен узловой метод, при котором на ремонтные базы отправляют только отдельные узлы агрегата (валы лебедки, гидравлические коробки насосов и др.) для замены их новыми или отремонтированными. Этот метод сокращает простои оборудования, создает предпосылки для более качественного ремонта, а затраты предприятий на создание обменного фонда узлов значительно меньше, чем при агрегатном ремонте.
Ремонты нефтяного оборудования по форме организации их проведения делятся на индивидуальные и обезличенные. При индивидуальном ремонте отремонтированные узлы и детали устанавливают на оборудование, с которого они были сняты. При ограниченном ремонте оборудование собирают из отремонтированных ранее узлов и деталей. Ремонт же сводится к сборочно-разборочным работам и замена деталей и узлов, что в значительной мере сокращает продолжительность простоя оборудования. Эта форма организации особенно эффективна при большой программе ремонта однотипных машин и оборудования.
Организацию и руководство работами по прокату оборудования, его эксплуатации и ремонта на предприятиях нефтедобывающего комплекса (буровых и добывающих) осуществляют главный механик и главный энергетик предприятия через функциональные отделы (главного механика и главного энергетика). Основные работы по прокату оборудования, его профилактики, текущему и среднему ремонту выполняются специальными организациями, которые могут
17
|
