Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Российский государственный университет
нефти и газа им. И.М. Губкина
Кафедра производственного менеджмента
|
_____________ оценка _____________ подпись _____________ дата |
«К защите» _______________ подпись _______________ дата |
КУрсовой проект
На тему: «Разработка проекта плана повышения качества работ ООО «РН-уватнефтегаз» на 2014 год»
|
Руководитель проекта должность, ученое звание, фамилия _______________________ подпись дата |
Студент ___ _____ Фамилия ______ _______ группа ____________________ подпись дата |
Москва 2014 г.
Введение
Заключение
Список литературы
Введение
Радикальное изменение системы управления экономикой, переходящей на принципы рыночных отношений – одно из самых важных направлений программы реформ, проводимых в нашей стране. Особое значение эта проблема имеет на уровне предприятия, положение которого в рыночной экономике меняется коренным образом.
Становясь объектом товарно-денежных отношений, обладающим экономической самостоятельностью и полностью отвечающим за результаты своей хозяйственной деятельности, предприятие должно сформировать у себя систему управления, которая обеспечивает ему высокую эффективность работы, конкурентоспособность и устойчивость положения на рынке. При этом следует учитывать, что по сравнению со старой системой управления, до сих пор действующей на многих предприятиях, в новых условиях появляются функции, которые прежде были не нужны. В рыночной экономике, в условиях конкуренции предприятие самостоятельно принимает многие решения, бывшие раньше прерогативой вышестоящих органов управления. Исчезли регламентации «сверху», а именно: регламентация организационной структуры управления, численности и должностного состава управленческого персонала. Оно само формирует цели и задачи, разрабатывает стратегию и политику своего развития, изыскивает необходимые для их реализации средства, набирает персонал, приобретает оборудование и материалы, решает множество структурных вопросов, в том числе и такие, как создание, ликвидация, слияние или разделение подразделений, вхождение в состав ассоциаций и других объединений, реорганизация производственной организационной структуры управления.
Таким образом, предприятие приобретает все черты самостоятельности, характерные для работы в условиях рынка. А это требует значительного расширения сферы управления и самоуправления.
Расширение самостоятельности предприятий, разнообразие их экономических и организационных форм требует большей конкретизации в поиске прогрессивных организационных решений с учетом специфики каждого предприятия. Такой подход позволяет повысить эффективность управленческого труда, удешевить аппарат управления и, следовательно, увеличить прибыль предприятия и повысить его конкурентоспособность.
Поэтому анализ производственной структуры деятельности, а также форм управления предприятием в настоящее время очень актуален.
Цель выпускной работы – произвести анализ и дать рекомендации по совершенствованию производственной структуры управления предприятием или ее подразделений для повышения эффективности управления предприятием в целом. Объектом исследования выбрано предприятие ООО «РН-уватнефтегаз», в том числе более подробно - Кальчинское месторождение с последующими предложениями по реорганизации и реструктуризации, а также вывод одного из звеньев производственного процесса на внешний сервис. В работе обоснована целесообразность данных преобразований, а руководство нефтяного промысла поддерживает их. Ожидаемый результат представляет строго положительный эффект, однако сложность выполнения данной работы и самих преобразований заключалась именно в подборе и определении критериев оценки эффективности проведенных преобразований.
ООО «РН - уватнефтегаз» занимается разработкой месторождений Уватской группы, расположенных в Западной Сибири на юге Тюменской области, более чем в 700 км от города Тюмень.
Первая опорная скважина на Увате была заложена еще 50 лет назад, но удалённость, характер местности и сложное строение коллекторов месторождений долгое время не позволяли найти экономически эффективный способ разработки. Проект по разработке месторождений Увата был разработан в ТНК и представлен руководству Тюменской области в 2001-м году. В то время все понимали, что для реализации этого проекта потребуются огромные инвестиции, но даже при этом проект будет оставаться экономически неэффективным, а значит и непривлекательным для инвесторов. Активное освоение месторождений началось после образования компании ТНК-ВР и принятия решения о совместном участии инвестора и правительства Тюменской области в реализации проекта.
17 июля 2004 в Тюмени состоялось подписание Соглашения о стратегическом сотрудничестве между администрацией Тюменской области и ТНК-ВР, которое «формализовало» начало полномасштабной реализации большого инвестиционного проекта в регионе, который дал сторонам уникальную возможность начать развитие добывающей отрасли на юге Тюменской области. Уже тогда ТНК-ВР заявила о намерении создать в Уватском районе центр нефтедобычи мощностью в 10 млн т нефти в год и обеспечить прирост более 100 млн т новых доказанных запасов.
На тот момент ТНК-ВР уже осуществляла добычу нефти в регионе - на Кальчинском месторождении, оператор - Тюменнефтегаз. в 2004-м году объем годовой добычи впервые за время разработки месторождения превысил миллион тонн ( 1185,1 тыс т). На начало 2005-го года накопленная добыча на Кальчинском месторождении превысила 5 млн т нефти (5663,095 тыс т).
Уже в 2004-м году активно приступила к проведению геологоразведочных работ на территории Уватского района. Создание геологических моделей Урненского и Усть-Тегусского месторождений позволило специалистам более детально изучить строение залежей и потенциал района. Ключом к принятию решения о разработке двух месторождений, которым предстояло стать первыми в новом - Восточном центре освоения - стала трехмерная сейсмика, которая в сочетании с современными технологиями обработки и интерпретации данных позволила понять структуру коллектора и определить оптимальные места заложения скважин. На базе полученных данных был создан план разработки месторождений, и уже в 2006 году для Увата наступил принципиально новый этап – началось освоение Усть-Тегусского и Урненского участков.
В зимний период 2006 — 2007 годов были построены зимники — сезонные дороги, по которым на месторождения были завезены топливо, буровые установки, прочие материалы и оборудование, и бригады приступили к работе. В 2008 году в рамках Уватского проекта общее число пробуренных скважин достигло 70. Результаты испытаний не только подтвердили, но и превзошли первоначальные ожидания. Полученные данные позволили сформировать новый взгляд на геологические пласты, строение залежей, их потенциал. По результатам, полученным в ходе бурения поисково-разведочных скважин на лицензионных участках ТНК-Уват в 2008 году, прирост геологических запасов составил 25,5 млн тонн.
В 2008 году объем годовой добычи на Урненском и Усть-Тегусском месторождениях составил 5,9 тыс. тонн нефти, в 2009 году - 1,5 млн тонн.
В феврале 2009 года был введен в эксплуатацию магистральный 264-километровый нефтепровод «Усть-Тегусское месторождение – Кальчинское месторождение», подключенный к системе Транснефти. 16 февраля 2009 года в присутствии Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации Игоря Сечина, Полномочного представителя Президента Российской Федерации в Уральском федеральном округе Николая Винниченко, Руководителя Федерального агентства по недропользованию Анатолия Ледовских, губернатора Тюменской области Владимира Якушева, Главного управляющего директора ТНК-ВР Тима Саммерса и Исполнительного директора ТНК-ВР Германа Хана была сдана в эксплуатацию первая очередь центрального пункта сбора нефти (ЦПС) на Усть-Тегусском месторождении. Это событие стало главным в истории предприятия "ТНК-Уват", а реализации Уватского проекта и создании нефтяной провинции Уват.
Мощность первой очереди ЦПС составляла 2 млн тонн нефти в год. Практически сразу же после ввода 1-й очереди ЦПС начались работы по расширению этого объекта.
В 2010-м году ТНК-Уват начал освоение Тямкинского месторождения, расположенного в центральной части нефтяной провинции. Одновременно с началом добычи нефти в промышленных объемах предприятие начало строительство объектов по утилизации попутного нефтяного газа. Первым таким объектом стала 1-я очередь газотурбинной электростанции на Усть-Тегусском месторождении.
2010-й год вошел в историю ТНК-Уват не только вводом в разработку новой площади и стремительным ростом объемов бурения скважин, но и высокими показателями его эффективности. По сравнению с 2009-м годом этот показатель вырос на 16% и стал лучшим в бизнес направлении "Разведка и Добыча".
Всего за год было построено 67 скважин, в том числе 33 скважины на Урненском месторождении, на Усть-Тегусском – 23, на Тямкинском – 11. В том числе на 4-х скважинах была успешно опробована технология горизонтального бурения, а 2 скважины были построены по методу одновременно-раздельной эксплуатации.
В целом проходка за год составила почти 260 тыс. метров. Среднее время бурения наклонно-направленных скважин составило 18 суток, горизонтальных – 47 суток. Столь успешная работа в бурении ознаменовалась рекордом - коллектив буровой установки Т-501 во время бурения скважины №2500 на Усть-Тегусском месторождении за сутки преодолел тысячный рубеж, пробурив 1004 метра. Это стало рекордом не только для ТНК-Увата, но и в целом для компании ТНК-ВР.
Итак, сегодня ООО “РН-уватнефтегаз”- это:
Ближайшие планы
Основные объекты строительства 2013-2015 и особенности проекта.
Особенности:
• Доступ на месторождения только в зимний период, в остальное время – только авиаперевозки;
• Мобилизация по зимним автодорогам, Подрядчик самостоятельно обеспечивает условия проживания на месторождении (питание, проживание, ремонт и т.д.);
2. Болотистая местность, болота I-III типов;
3. Ограниченные сроки строительства в зимний период (январь-март);
4. Основной грунтовый строительный материал – суглинок из местных карьеров, запасы песка ограничены, песок используется только на верхние слои насыпей.
Планы 2014-2015 гг.
2014
-6-ть кустовых площадок и 38 км внутрипромысловых дорог;
-ГТЭС 20 МВт;
-120 км трубопроводов;
-74 км ВЛ;
-6-ть трансформаторных подстанций;
-1-на компрессорная станция;
-ЦПС производительностью по 2,5 млн. Тонн по нефти;
2015
-ЦПС производительностью по 2,5 млн. Тонн по нефти
-2-е кустовые площадки и 14 км внутрипромысловых дорог;
-120 км трубопроводов;
-72 км ВЛ;
-2-е трансформаторные подстанции;
-2-е компрессорные станции.
Текущее состояние (предпосылки преобразований):
2. Изменение численности по ЦДО «ТНК-Уват»
Примечание:
**) Аппарат ООО«ТНК-Уват» осуществляет управление активами ОАО «ННГ»,ОАО «СеверноеНГ»
***) ТНГ является единым ресурсом для управления 9 юридическими лицами
Предлагаемые в 2011 году организационные структуры представлены в приложениях 3- ООО «РН-уватнефтегаз», 4- ОАО «Новосибирскнефтегаз», 5- ОАО «Тюменнефтегаз». В 6 приложении - Сравнительный анализ целевых структур Дочерних Обществ и Сравнительный анализ целевой численности по функциям по Юго-Восточному дивизиону ТНК-ВР за 2010-2011 годы.
|
№ |
Подразделение |
Цель деятельности |
Показатели для цели |
|
Заместитель генерального директора по капительному строительству |
|||
|
1. |
Департамент капитального строительства |
Поддержание и развитие инфраструктуры добычи, подготовки, транспорта нефти |
|
|
2. |
Отдел оперативного управления строительством |
Выполнение графиков строительства, оперативное руководство и контроль хода строительства |
-График строительства; -Количество объектов; -Количество объектов к передаче в эксплуатацию; -Объем поставок оборудования |
|
3. |
Департамент планирования и договорной работы |
Текущее планирование и учет капитальных вложений, управление стоимостью объектов КС |
|
|
4. |
Департамент подготовки производства и контроля качества |
Управление потребностью МТР для объектов КС, технический надзор |
-Объем поставок оборудования; -Количество объектов к регистрации; -Нормативная документация |
|
№ |
Подразделение |
Цель деятельности |
Показатели для цели |
|
Заместитель генерального директора по перспективному планированию и развитию производства |
|||
|
1. |
Департамент перспективного планирования и развития производства |
Управление инновациями в области развития производства, разработка, сопровождение и организация системного управления комплексными проектами и программами развития ДО |
|
|
2. |
Департамент ПСД |
Управление ПИР |
-Объем ПИР; -Количество договоров с подрядными организациями; - Количество отчетности по направлению деятельности |
|
№ |
Подразделение |
Цель деятельности |
Показатели для цели |
|
Заместитель генерального директора – главный геолог |
|||
|
1. |
Заместитель главного геолога по работе с контролирующими органами |
Ведение работы с внешними организациями и контролирующими органами по направлениям своей деятельности |
-Количество внешних организаций и контролирующих органов; -Требования лицензионных соглашений; -Количество лицензионных участков |
|
2. |
Департамент геологии и разработки месторождений |
Подготовка и улучшение проекта разработки, получение геолого-промысловой информации по скважине и месторождению |
-Количество проектных институтов; -Показатели мониторинга разработки месторождений; -Нормы и правила; -Дебит скважин |
|
3. |
Департамент планирования и реализации ГТМ |
Получение дополнительной добычи |
-График выполнения ГТМ; -Дебит скважин |
|
4. |
Департамент ГРР и недропользования |
Поиск и разведка месторождений нефти и газа для восполнения запасов |
-Геологические проекты поиска и разведки месторождений; -Объем ГРР; -Лицензионные обязательства; -Законодательство |
|
Заместитель генерального директора – главный инженер |
|||
|
1. |
Департамент энергетики |
эксплуатации, текущему и капитальному ремонтам энергетического оборудования с целью обеспечения бесперебойного снабжения структурных подразделений Общества электрической и тепловой энергией, а также технической водой.
электроэнергией объектов добычи нефти.
потребления электроэнергии. |
- Предоставление плановых отключений для проведения ППР на энергооборудовании.
перерывав в энергоснабжении.
генерирующих мощностей, обеспечение своевременных техприсоединений. - Минимизация отклонений факт/план. |
|
2. |
Департамент добычи нефти |
Подъем жидкости, эксплуатация и обслуживание фонда скважин |
-КИН; -Эксплуатационный фонд скважин; -Межремонтный период; -Наработка на отказ |
|
3. |
Департамент подготовки и транспорта нефти |
Подготовка и транспортировка нефти, эксплуатация и обслуживание объектов подготовки нефти и трубопроводов |
-Протяженность трубопроводов; -Объем диагностики трубопроводов; -Расход реагентов; -Объем сдачи нефти; -Нормативные документы |
|
4. |
Технический департамент |
Обеспечение работоспособности технологического, нефтепромыслового оборудования, обеспечение бесперебойной связи и доступности услуг КИС |
-Количество используемых средств измерений, периодичность их поверки; -Количество нефтепромыслового оборудования, срок его эксплуатации; -Качество связи; -Количество единиц компьютеров и оргтехники |
|
5. |
Департамент по управлению ТКРС, ГРП и освоению скважин |
Управление операциями освоения скважин, ТКРС, ГРП, ГНКТ, ОПЗ |
-Количество ТКРС; -Количество ГРП; -Количество операций освоения скважин |
|
6. |
Управление бурения |
Организация процесса строительства эксплуатационных скважин |
-Бюджет строительства скважин; -График бурения; -Количество проектов бурения; -Количество скважин к регистрации |
|
№ |
Подразделение |
Цель деятельности |
Показатели для цели |
|
Заместитель генерального директора по ПУЭДиК |
|||
|
1. |
Департамент планирования и экономики |
Управление затратами и экономическим результатом |
-Операционные расходы; -Объем капитальных вложений; -Отчетность (включая ГФО); -Количество направлений сравнительного анализа |
|
2. |
Департамент управления инвестициями и активами |
Планирование, контроль и анализ крупных и комплексных проектов, инвестиционных проектов ГТМ и бурения, инфраструктурных и специальных проектов |
-Количество инвестиционных проектов; -Количество ФМ по инвестиционным проектам; -Нормативная документация; -Объем добычи нефти; -Объем инвестиций; -Количество скважин; -NPV |
|
3. |
Департамент финансового контроля |
Обеспечение финансирования затрат |
-Объем финансирования; -Планы финансирования; -Остатки на расчетных счетах; -Задолженность третьих лиц; -Объем налоговых платежей; -Кредитные риски; -Объем банковских операций |
|
4. |
Департамент контрактования |
Установление с подрядчиками договорных отношений, обеспечивающих выполнение производственной программы предприятия и контроль их исполнения |
-Количество договоров; -Количество контрагентов; -Количество пакетов документов на ДК; -Количество отчетов по контрактованию; -Нормативные документы |
|
5. |
Отдел развития систем управления |
Постоянное повышение результативности системы управления |
-Количество сертифицированных систем менеджмента; -Количество проектов, внедряемых на уровне КЦ; -Количество бизнес-процессов; -Количество нормативных документов(внутренних, внешних); -Количество внутренних аудитов; -Количество рисков предприятия; |
|
№ |
Подразделение |
Цель деятельности |
Показатели для цели |
|
Заместитель генерального директора по УСС и сервисной поддержке |
|||
|
1. |
Менеджер по УСС |
Внедрение принципов закупки МТР и услуг по крупному проекту |
-Нормативные документы; -Объем закупки услуг |
|
2. |
Отдел по обеспечению услугами |
Прогноз цены, формирование ДСС, КСС, подготовка документов к контрактованию |
-Количество сделок; -Количество типов сделок; -Нормативные документы; -Объем закупки услуг |
|
3. |
Департамент транспорта |
Обеспечение транспортом производства и хозяйственной деятельности предприятия |
-Объем потребности в транспорте; -Количество авиарейсов; -Лимит использования транспортной техники |
|
4. |
Департамент МТО |
Обеспечение производственных процессов и хозяйственной деятельности предприятия МТР |
-Объем поставки МТР; -Потребность в МТР; -График поставки МТР; -Реализация НВЛ и НЛ; -Качество поставки |
|
5. |
Департамент административно-сервисной поддержки |
Обеспечение организационных условий деятельности предприятия, организация документооборота и контроль исполнения решений |
-Количество структурных подразделений; -Количество входящих документов; -Количество исходящих документов; -Количество распорядительных документов; -Количество совещаний; -Количество командировок |
|
6. |
Отдел по работе с имуществом |
Организация работ по эффективному использованию имущества Общества |
-Количество единиц имущества; -Количество договоров аренды имущества; -Балансовая стоимость имущества; -Имущество к регистрации |
|
№ |
Подразделение |
Цель деятельности |
Показатели для цели |
|
Генеральный директор |
|||
|
1. |
Заместитель генерального директора по безопасности |
Обеспечение безопасности активов предприятия |
-Количество выявленных нарушений; -Количество выявленных преступных посягательств; -Количество выявленных инцидентов по компьютерной безопасности |
|
2. |
Управление по ОТ, ПБ и ООС |
Обеспечение безаварийной работы оборудования и технологических установок, безопасных условий труда, организация работы по охране окружающей среды |
-Численность персонала; -Нормативная документация; -Количество отчетности по направлению деятельности; -Количество аудитов, контрольных проверок; -Количество аварий и инцидентов; -Количество аттестованных рабочих мест; -Обеспеченность СИЗ; -экоаналитический контроль; -платежи в пределах установленных лимитов |
|
3. |
Департамент по работе с персоналом |
Обеспечение бизнеса квалифицированным персоналом, поддержание и развитие профессиональных компетенций и навыков, мотивация и стимулирование персонала |
-Численность персонала; -Организационная структура предприятия;
-Нормы трудового законодательства; -Производственная Программа |
|
4. |
Отдел главного маркшейдера |
Соблюдение закона РФ "О недрах" |
-Пределы горного отвода; -Лицензия на производство маркшейдерских работ; -Проектные документы; -Границы лицензионных участков |
|
5. |
Отдел землеустройства |
Получение аренды земельных участков под объекты нефтедобычи |
-Законодательство РФ (Земельный кодекс, Лесной кодекс, градостроительный кодекс); -Границы земельных участков; -Количество договоров аренды земельных участков |
|
6. |
Отдел правового обеспечения бизнеса |
Организация правового обеспечения |
-Количество внутренних нормативных документов; -Количество договоров; -Количество исков и претензий; -Действующее законодательство |
Разработка Кальчинского месторождения начата в 1992 году вводом скважины 61Р на пласт Ю3-4. В 1993 году в разработку введены пласты Ачимовской пачки, а в 2001 году – пласты Ю1аб, Ю1.
По состоянию на 01.01.2012 г. На месторождении пробурено 245 скважин. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 114, из них действующий фонд – 113, в бездействии – 1; эксплуатационный фонд нагнетательных скважин – 55, действующий нагнетательный фонд – 54, бездействующих – 1; четыре скважины ликвидированы по геологическим причинам, одна – в консервации, 12 – в пьезометрическом фонде, водозаборных – 59. В пьезометрическом фонде находятся, в основном, высоко обводненные скважины.
Характеристика фонда скважин в целом по месторождению приведена в таблице 1.
Таблица 1 – Характеристика фонда скважин на 01.01.2012 г.
|
Наименование |
Характеристика фонда скважин |
Количество скважин |
||||
|
Ач |
Ю0+Ю1аб |
Ю1 |
Ю3-4 |
Итого |
||
|
Фонд добывающих скважин |
Пробурено |
131 |
1* |
1 |
4 |
136 |
|
Возвращено с других горизонтов |
1 |
- |
- |
- |
- |
|
|
Всего |
128 |
1* |
1 |
2 |
131 |
|
|
В том числе: |
|
|
|
|
|
|
|
Действующие |
113 |
1* |
0 |
0 |
113 |
|
|
из них фонтанные |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
ЭЦН |
113 |
1* |
0 |
0 |
113 |
|
|
ШГН |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
Бездействующие |
0 |
- |
1 |
0 |
1 |
|
|
В освоении после бурения |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
В консервации |
1 |
- |
- |
- |
1 |
|
|
Пьезометрические |
11 |
- |
- |
1 |
12 |
|
|
Переведены под закачку |
3 |
- |
- |
- |
3 |
|
|
Переведены в водозаборные |
1 |
- |
- |
1 |
2 |
|
|
Переведены на др. Горизонты |
- |
- |
- |
1 |
- |
|
|
Ликвидированные |
3 |
|
|
1 |
4 |
|
|
Фонд нагнетательных скважин |
Пробурено |
52 |
- |
- |
- |
52 |
|
Возвращено с других горизонтов |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
Переведены из добывающих |
3 |
- |
- |
- |
3 |
|
|
Всего |
55 |
- |
- |
- |
55 |
|
|
В том числе: |
|
|
|
|
|
|
|
Под закачкой |
54 |
- |
- |
- |
54 |
|
|
Бездействующие |
1 |
- |
- |
- |
1 |
|
|
В освоении после бурения |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
В консервации |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
В отработке на нефть |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
Переведены на др. Горизонты |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
Ликвидированные |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
Фонд водозаборных скважин |
Пробурено |
- |
- |
- |
- |
57 |
|
Переведены из добывающих |
1 |
- |
- |
1 |
2 |
|
|
Всего |
1 |
- |
- |
1 |
59 |
|
|
* - скважина 611 эксплуатирует совместно Ач и Ю1аб |
За 2011 год добыто 648,9 тыс.т нефти и 3553,9 тыс.т жидкости. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 2,6%, от текущих извлекаемых запасов – 5,6%. Закачка составила – 4873,9 тыс.м3, средняя приемистость нагнетательных скважин – 263,4 м3/сут, текущая компенсация – 132,1%.
Всего по состоянию на 1.01.2012 г. Отобрано 13443,1 тыс.т нефти, жидкости – 34018,2 тыс.т. при текущей обводненности – 81,7%. Накопленная закачка составила – 45365,3 тыс.м3.
Вышеизложенные тенденции показателей разработки месторождения формируются за счет основного объекта разработки – ачимовского, добыча по которому составляет как по проекту, так и по факту 99,7% от общей добычи по месторождению.
Второстепенные объекты практически не разрабатываются из-за отсутствия фонда скважин и низких перспектив бурения на них собственных сеток.
Действующий фонд добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом с помощью ЭЦН.
Средний дебит жидкости одной действующей добывающей скважины составил 86,6 т/сут, нефти – 15,8 т/сут, средняя обводненность продукции составила 81,7%.
Динамика основных показателей разработки приведена в таблице 2 и на рисунке 2. Судя по приведенной на рисунке гистограмме, характеризующей изменение дебита жидкости во времени, можно отметить, что динамика имеет волнообразный характер с постепенным подъемом, на фоне постоянного роста обводненности. Максимальные значения связаны с проведением геолого-технологических мероприятий (включая ГРП).
Рис.2 Динамика основных показателей разработки Кальчинского месторождения
На дату анализа реализация проектного фонда составляет 76% и составляет 245 скважин. К бурению предусмотрено 78 скважин.
Согласно проектным документам, в течение 5 последних лет на месторождении должны были пробурить 7 скважин. Из них только одна была пробурена, но в эксплуатацию не вводилась и ликвидирована по техническим причинам (скв. № 111). Бурение, запланированное на 2008 год (2 скважины) было перенесено на 2011 г. В 2011 году в восточной части месторождения из запланированных для бурения четырех скважин – ни одной не пробурено, что привело к отставанию как в количестве фонда добывающих скважин, так и в уровнях добычи нефти и жидкости.
Также, планировалось вернуть в разработку на юрские объекты – Ю1 и Ю3-4 – две скважины. Одну на объект Ю1 во временную эксплуатацию – скважину № 277 и одну на объект Ю3-4 – скважину №61Р. Проектные решения выполнены частично.
Как было сказано выше, бурение скважин не производилось, следовательно, это отразилось на фактическом фонде скважин.
Так, по 2008 год включительно, фонд добывающих скважин превышал проектный на 1-2 скважины, что в процентном отношении составляет 0,8-1,6%. Однако, в 2009 году из фонда добывающих выбыло 6 скважин, что больше проектного уровня на 3 скважины и, начиная с этого года, фонд добывающих скважин всегда оставался ниже проектного. Максимальное отклонение наблюдается в 2011 году – минус 6 скважин или 5,3%. Отставание фактического добывающего фонда объясняется отсутствием бурения 6-ти скважин.
Отсутствие бурения не могло не сказаться на уровнях добычи нефти и жидкости.
Так, в течение 2007-2010 гг. Расхождение фактических уровней и проектных добычи нефти было не значительным и составляло от -0,3% (2008г.) до +1,7% (2009 г.), Уровни удерживались в основном за счет большего количества действующих добывающих скважин (2007-2008 гг.) и высокого коэффициента эксплуатации добывающих скважин (2009-2010 гг.). Однако в 2011 году отмечается значительное отставание по добыче нефти, которое составило -15,7% (101,9 тыс.т.).
Также не однозначная картина и с уровнями добычи жидкости.
Так, в течение 2007-2008 гг. Отмечается превышение фактических уровней добычи жидкости над проектными на 4% (2007 г.) и 6,3% (2008 г.), что вызвано переходящим эффектом от ГРП, проведенного в предыдущие годы. Затем последовало снижение уровней и с 2009 года отставание с каждым годом увеличивается – с 4,4% (167,2 тыс.т. в 2009 г.) до 16,2% (574,9 тыс.т. в 2011 г.). Также отмечается снижение дебитов жидкости высокодебитных скважин на протяжении анализируемого периода. Отставание дебита жидкости от проекта наблюдается на протяжении 2009-2011 гг., причем максимальное отставание наблюдается 2010-2011 гг. – 15,5%.
При этом уровни закачки на протяжении последних пяти лет всегда были выше проектных. Компенсация превышала проектный уровень на 16,2% (2010 г.) – 47,1% (2007 г.), составив в 2011 году – 132,1%.
В таблице 3 приведены цены на реализуемую продукцию, нормативы капитальных и эксплуатационных затрат, а также ставки налогов и платежей, используемые при расчете показателей эффективности инвестиций.
Условия реализации продукции
Предусматривается продажа 70 % нефти на внутреннем и 30 % на внешнем рынках. Уровень цены на внутреннем рынке с НДС принят в размере 10000 руб./т, цена нефти на внешнем рынке – 100 долл./брр. Затраты на транспорт нефти на внешний рынок составляют 32.0 долл./т. Весь добываемый попутный газ используется на собственные нужды.
Источники финансирования и финансовые условия
Финансирование проекта предполагается осуществлять за счет собственных средств предприятия.
Для оценки эффективности разработки месторождения использовались следующие показатели эффективности инвестиционного проекта:
- чистый доход (ЧД);
- чистый дисконтированный доход (ЧДД);
- внутренняя норма доходности (ВНД);
- срок окупаемости инвестиций (без дисконтирования денежного потока и с дисконтированием);
- индексы доходности.
Определялась коммерческая эффективность проекта, при оценке которой учитываются финансовые последствия осуществления проекта для непосредственных его участников.
Расчеты коммерческой эффективности вариантов разработки производились в постоянных ценах.
Расчетный период разбивался на шаги – отрезки времени, в пределах которых производится агрегирование данных, используемых для оценки финансово-экономических показателей. Продолжительность шага равна 1 году.
Основой для определения всех показателей эффективности являлся прогнозируемый денежный поток, непосредственно связанный с реализацией проекта разработки.
Денежный поток представляет изменение денежных средств за единицу времени. Другими словами денежный поток – это зависимость от времени денежных поступлений и затрат. Он представляет собой последовательность годовых значений разности между притоками и оттоками денежных средств за расчетный период.
В денежный поток включались притоки и оттоки денежных средств, связанные с инвестиционной и операционной деятельностью.
Показатели эффективности проекта разработки (с учетом дисконтирования) рассчитывались на основании дисконтированного денежного потока.
Дисконтирование осуществлялось путем умножения каждого значения денежного потока, соответствующего году t, на коэффициент дисконтирования a(t)=1/(1+Eн)t.
Основным экономическим нормативом, использовавшимся при оценке эффективности, являлась норма дисконта (Ен). При оценке коммерческой эффективности она отражает альтернативную, не связанную с данным проектом эффективность использования капитала (т.е. минимально приемлемую для инвестора).
Основные экономические показатели рассчитывались с нормой дисконта, равной 0,1.
Чистый дисконтированный доход (ЧДД, Net Present Value – NPV) определялся как сумма дисконтированных значений денежного потока проекта. ЧДД характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта с учетом их неравноценности из-за разновременности. Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо, чтобы ЧДД был положительным.
Внутренней нормой доходности (ВНД, Внутренняя норма рентабельности, Internal Rate of Return – IRR) называется такое значение нормы дисконта Eв, отвечающее следующим условиям: при норме дисконта Eв чистый дисконтированный доход проекта обращается в 0, это число единственное. Разность между ВНД и нормой дисконта характеризует степень устойчивости проекта.
В наиболее распространенном случае инвестиционные проекты имеют одну перемену знака денежного потока. Проект начинается с инвестиционных затрат, которые приводят к отрицательным денежным потокам, а затем получаются доходы – здесь денежный поток положительный. В этом случае значение ВНД можно сопоставлять с нормой дисконта Ен. Инвестиционные проекты, у которых ВНД>Ен, имеют положительный ЧДД и поэтому эффективны. Проекты, у которых ВНД<Ен, имеют отрицательный ЧДД и поэтому неэффективны.
Срок окупаемости, рассчитанный без дисконтирования (с дисконтированием) денежного потока, соответствует периоду, по истечении которого накопленный чистый доход (чистый дисконтированный доход) становится неотрицательным. Срок окупаемости характеризует риск, связанный с длительностью возврата вложенного капитала.
Индексы доходности характеризуют размер дохода (в долях единицы), приходящегося на единицу денежных затрат за срок реализации проекта:
- индекс доходности затрат (иногда называемый Р-фактором) определяется отношением суммы денежных притоков (накопленные поступления) к сумме денежных оттоков (накопленным затратам);
- индекс доходности инвестиций определяется отношением чистого дохода к капитальным вложением. В ряде случаев индекс доходности оценивается не по общему объему инвестиций, а только по объему начальных инвестиций (сумма отрицательных значений годовых денежных потоков, т.е. капитал риска).
Индексы доходности дисконтированных затрат и инвестиций превышают единицу, если ЧДД положителен.
Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат
Затраты на бурение добывающих наклонно-направленных скважин оценивалась на уровне 15345 руб./метр проходки. Затраты на бурение нагнетательных наклонно-направленных скважин – 15345 руб./метр проходки. Затраты на бурение нагнетательных наклонно-направленных скважин (для водогазового воздействия) – 22353 руб./метр проходки. Затраты на бурение бокового ствола оценивались на уровне 42600 тыс. Руб.
Затраты на природоохранные мероприятия составляют 10.0 % от осуществленных капитальных вложений.
При выборе нормативов эксплуатационных затрат использовались данные, предоставленные ООО «ТНК-Уват» за 2011 г. Эксплуатационные затраты осуществляются по следующим направлениям: обслуживание добывающих скважин, обслуживание нагнетательных скважин, технологическая подготовка нефти, сбор и транспорт нефти, электроэнергия на добычу нефти, перевод скважин, капитальный ремонт скважин, закачка холодной воды, затраты на ликвидацию, прочие эксплуатационные расходы.
Таблица 3 – Исходные данные для расчета экономических показателей
|
Показатель |
Ед. Измерения |
Значение |
|
1 |
2 |
3 |
|
1. ЦЕНЫ РЕАЛИЗАЦИИ: |
|
|
|
нефть (внутренний рынок) с НДС |
руб./т |
10 000 |
|
нефть (внутренний рынок) |
руб./т |
8 475 |
|
нефть (внешний рынок) |
руб./т |
21 900 |
|
нефть (внешний рынок – без экспортной пошлины и транспорта) |
долл./т |
340,30 |
|
2. ТРАНСПОРТНЫЕ РАСХОДЫ – ВНЕШНИЙ РЫНОК |
долл./т |
32,00 |
|
3. НАЛОГИ И ПЛАТЕЖИ: |
|
|
|
НДС |
% |
18,00 |
|
вывозная таможенная пошлина на нефть сырую |
руб./т |
10 731,00 |
|
налог на добычу полезных ископаемых 2012 г(нефть) |
руб./т |
4 357,46 |
|
налог на добычу полезных ископаемых с 2013 г (нефть) |
руб./т |
4 591,95 |
|
отчисления от ФОТ |
% |
34,00 |
|
страховой взнос на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний |
% |
0,50 |
|
плата за землю |
т.руб./скв. |
58,0 |
|
налог на имущество организаций |
% |
2,20 |
|
налог на прибыль организаций |
% |
20 |
|
4. КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ: |
|
|
|
Бурение скважин: |
|
|
|
добывающие наклонно-направленные |
руб./м |
15 345,00 |
|
нагнетательные скважины |
руб./м |
15 345,00 |
|
Промысловое обустройство: |
|
|
|
оборудование для нефтедобычи |
тыс. Руб./скв. |
4 205 |
|
оборудование для прочих организаций |
% |
10,00 |
|
сбор и транспорт нефти |
тыс. Руб./скв. |
7 894 |
|
комплексная автоматизация |
тыс. Руб./скв. |
2 253 |
|
электроснабжение и связь |
тыс. Руб./скв. |
6 254 |
|
автодорожное строительство |
тыс. Руб./скв. |
8 878 |
|
заводнение нефтяных пластов |
тыс. Руб./скв. |
1 867 |
|
прочие капитальные вложения в обустройство месторождения |
% |
10,00 |
|
природоохранные мероприятия |
% |
10,00 |
|
Капитальные затраты по водогазу: |
|
|
|
бурение нагнетательных скважин |
руб./м |
22353 |
|
дополнительное обустройство нагнетательной скважины |
тыс. Руб./скв. |
4 730 |
|
компрессорная станция (включая резервный блок) |
млн. Руб. |
500 |
Продолжение таблицы 3
|
Показатель |
Ед. Измерения |
Значение |
|
1 |
2 |
3 |
|
5. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ: |
|
|
|
обслуживание добывающих скважин |
руб./скв. |
2430000 |
|
обслуживание нагнетательных скважин |
руб./скв. |
2430000 |
|
технологическая подготовка нефти |
руб./т |
18,87 |
|
сбор и транспорт нефти |
руб./т |
28,60 |
|
электроэнергия на добычу нефти |
руб./т |
31,42 |
|
капитальный ремонт доб. Скважин |
руб./скв. |
2 204 000 |
|
капитальный ремонт нагн. Скважин |
руб./скв. |
2 204 000 |
|
закачка воды |
руб./м3 |
18,95 |
|
ГТМ |
|
|
|
Перевод |
руб./скв. |
1 654 000 |
|
ЗБС |
руб./скв. |
42 600 000 |
|
ГРП |
руб./скв. |
7 610 200 |
|
затраты на ликвидацию |
руб./скв. |
1 149 690 |
|
прочие эксплуатационные расходы |
% |
5,00 |
|
Эксплуатационные затраты по водогазу |
|
|
|
дополнительная стоимость обслуживания нагнетательной скважины |
тыс. Руб./скв. |
2552 |
|
обслуживание компрессорной станции |
тыс. Руб./год |
13200 |
|
6. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ: |
|
|
|
норма дисконта |
% |
10 |
|
курс доллара |
руб./долл. |
30,00 |
|
доля экспорта |
% |
30 |
3. Предложения по совершенствованию производственной структуры управления ООО «РН-уватнефтегаз»
3.1. Предлагаемые изменения в структуре
Проведя анализ организационной структуры КНП, работ каждой службы в отдельности, можно сказать - работа служб ООО “РН-уватнефтегаз” на данном промысле оптимизирована достаточно хорошо, однако повышение эффективности всего производственного процесса возможно провести реорганизовав структуру и рабочий порядок сервисных организаций, а также пересмотрев договора аутсорсинга данных служб.
В первую очередь хотелось бы обратить внимание на то, что сервисные службы работают на текущий момент так, что трудно определить коэффициент эффективности их, однако отмечен низкий коэффициент взаимодействия как между собой, так и в команде с аппаратом управления КНП. В результате чего можно четко обозначить текущие проблемы:
Пример:
На месторождении компанией “Радиосистемы” по техническому заданию производится установка системы вывода и управления параметрами работы скважин. По завершению работ все электрооборудование подключено к системе, но ряд параметров не выведены, однако согласно тех.заданию “Электроник” выполнил перечень своих работ и покидает месторождение. Технолгическая служба ТНК-Уват в лице Технолога сталкивается с тем, что по ряду объектов на месторождении новая система не работает. Проанализировав ситуацию, становится необходимым разобраться в работе электрооборудования и проверить качество линий связи. Технолог дает распоряжение ЭПУ-сервис и КИПиА заняться устранением неисправностей. Визуализировать в результате все происходящее можно следующим образом:
1 этап
2 этап
Проблема не решена
3 этап
Мастер ЭПУ Мастер КИПиА
? - Технолог КНП - ?
4 Этап
Технолог анализирует ситуацию и стоит перед выбором:
Итог: Выбран 3 вариант развития событий и, как показала практика, в данном случае он оказался верным. В итоге после долгой и кропотливой работы система была налажена.
Однако, :
Порядок действий при проведении комплексной реструктуризации
Вывод обслуживания и контроля за введенным в 2012 году процессом Химизации на месторождении в аутсорсинг
|
Анализ затрат на персонал по вводимым должностям "ТНК-Уват" 2013 г. |
||||
|
№ |
Наименование показателя |
Единица изменения |
Сумма затрат в месяц |
Сумма затрат в год |
|
|
Численность по штатному расписанию |
чел. |
3 |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
1 |
Фонд заработной платы, в т.ч. |
тыс.руб. |
161 |
1 932 |
|
|
в том числе |
|
|
|
|
|
Базовый фонд заработной платы |
тыс.руб. |
120 |
1 440 |
|
|
Резерв на плановый пересмотр ЗП |
тыс.руб. |
4 |
48 |
|
|
Резерв на выплату ПКС |
тыс.руб. |
24 |
288 |
|
|
Резерв на увеличение отпускных |
тыс.руб. |
2 |
24 |
|
|
Выплаты к юбилейным и праздничным датам |
тыс.руб. |
7 |
84 |
|
|
Резерв на награждение победителей внутрипроизводственных соревнований и конкурс профмастерства |
тыс.руб. |
2 |
24 |
|
|
Компенсация за неиспользованный отпуск при текущем увольнении |
тыс.руб. |
1 |
12 |
|
|
Затраты на премирование работников по итогам Конкурса по охране труда |
тыс.руб. |
1 |
12 |
|
2 |
ЕСН |
тыс.руб. |
42 |
502 |
|
|
|
|
|
|
|
3 |
Выплаты социального характера, в т.ч. |
|
8 |
93 |
|
|
Государственные гарантии |
тыс.руб. |
2 |
28 |
|
|
Выплаты социального характера |
тыс.руб. |
1 |
14 |
|
|
Негосударственный Пенсионный Фонд |
тыс.руб. |
1 |
15 |
|
|
Добровольное медицинское страхование |
тыс.руб. |
1 |
15 |
|
|
Санаторно-курортное лечение |
тыс.руб. |
1 |
16 |
|
|
Страхование жизни |
тыс.руб. |
0 |
5 |
|
4 |
Затраты на обучение и развитие персонала, в т.ч. |
тыс.руб. |
18 |
210 |
|
Итого затрат по ОЖБУ |
|
186 |
2 235 |
Заключение
Затраты на новых работников несущественны по сравнению с потерями, которые несет компания ввиду слабой организации работ в определенной области, поэтому введение данных должностей необходимо и целесообразно.
Руководствуясь методическим указанием из источника “Реструктуризация предприятий и компаний” Мазур И. И., был произведен расчет и сравнение количественных показателей оценки старой и новых организационных структур. Итак, в результате проведенной реструктуризации имеем следующие показатели:
Количественные оценки организационной структуры
|
Название |
Значение |
Описание |
|
Структур. коэф. централизации |
0,6 Был: 0,5 |
Nц/Nоб Nц- подразделения управляемые центром Nоб- общее число подразделений |
|
Колич. коэф. централизации |
0,15 Был: 0,13 |
Nцч/Nоб Nцч- работники управляемые центром Nоб- общая численность работников |
|
Коэф. централиз. управления |
0,3 Был: 0,25 |
Nуц/Nоб Nуц- работники центрального управления Nоб- работники управления |
|
Уровень специализации |
100% Был: 83% |
Nсп/Nоб Nсп- специализированнные подразделения Nоб- общее число подразделений |
|
Коэф. структурной напряженности |
0,8 Был: 0,92 |
N/d N- подразделения в подчинении АУП d- вес работников АУП в % от общего числа |
Вывод:
Проведенная оценка и динамика данных показателей по сравнению с тем, что было до- дает нам положительную картину развития. А проведенные мероприятия можно предварительно признать эффективными