МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА» На правах рукописи ПАРХОМЕНКО АРТЕМ КОНСТАНТИНОВИЧ ОРГАНИЗАЦИОННО-УПРАВЛЕНЧЕСКИЙ МЕХАНИЗМ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Специальность 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленность) ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата экономических наук Научный руководитель: доктор экономических наук, профессор Крайнова Э.А. Москва, 2018 2 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………………….4 ГЛАВА 1. Основные приоритеты развития нефтяной индустрии России в сегменте строительства и технического обслуживания скважин…………........................................11 1.1. Управленческие и технологические вызовы нефтяной отрасли России: предпосылки трансформации традиционных подходов……...............................................11 1.2. Конъюнктура и перспективы развития российского рынка нефтесервисных услуг в секторе апстрим..........................................................……………………………… ……….20 1.3. Зарубежные и российские методы управления бурением и ремонтом нефтяных скважин…..................................................................................................................................29 Основные выводы главы 1…………………………………………………………………...47 ГЛАВА 2 – Разработка экономических инструментов принятия оптимальных решений при бурении и эксплуатации нефтяных скважин и механизма управления на основе передовых концепций цифровой платформизации и технической модернизации…........48 2.1. Целевое видение формирования новой концепции стратегического и оперативного управления бурением и техническим обслуживанием скважин ….....................................48 2.2. Построение методики управления бурением нефтяных скважин в рамках системы единой цифровой платформы………………………………………….…………………….65 2.3. Формирование инструмента внутрифирменного планирования буровой компании в виде экономической модели оптимизации расходов в условиях ограниченного бюджета……………………………………………………………………………………….72 2.4. Преобразование управления внутрискважинными работами путем модернизации супервайзинга и получения синергетического эффекта ………………..………................79 Основные выводы главы 2…………………………………………………………………...87 ГЛАВА 3 – Подтверждение значимости разработанного механизма для повышения эффективности бурения и технического обслуживании нефтяных скважин….................88 3.1. Предотвращение простоев и минимизация низкоэффективных операций в результате применения методики процессно-ориентированного управления бурением скважин, классификация непроизводительного времени….................................................88 3.2. Обоснование и продолжительности решений простоев по в сокращению бурении на эксплуатационных основе затрат эконометрического моделирования……………………………………………………………………………....107 3 3.3. Повышение эффективности обслуживания скважин вследствие внедрения инструментального супервайзинга как экономического инструмента управления …...119 Основные выводы главы 3………………………………...………………………………..128 ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ………………………………………………………….130 СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ………………………….131 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………......................132 ПРИЛОЖЕНИЯ………………………………………………………………......................146 4 ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы исследования. Современные вызовы мировой экономики и тенденции развития нефтяной отрасли России оказывают непосредственное влияние на эффективность нефтесервисного производства, определяя актуальность трансформации традиционных подходов к организации и управлению основными сегментами сектора upstream. К ним относится строительство нефтяных скважин, включая эксплуатационное и разведочное бурение, и техническое обслуживание скважин, включая текущий и капитальный ремонт (ТиКРС), в том числе зарезку и бурение боковых стволов, гидроразрыв пласта и др. Двукратное снижение стоимости нефти, экономические и технологические санкции ряда западных стран и иные факторы привели к ухудшению основных экономических показателей деятельности нефтедобывающих компаний (НК) России. Для поддержания доходности бизнеса НК увеличили объемы бурения (до 27,6 млн м. проходки в 2017г.) и вынужденно реализовали программу сокращения эксплуатационных затрат, отразившуюся на рентабельности деятельности подрядных нефтесервисных предприятий. Как следствие, ухудшение результатов бурения и ремонта нефтяных скважин, многочисленная фальсификация данных, высокие показатели непроизводительного времени (НПВ). Как показали проведенные автором исследования по 704 нефтяным скважинам, доля только видимого НПВ (без учёта скрытого) составляет более 15% от общего времени бурения скважин. Проблема НПВ независимо от ситуации на нефтяном рынке имеет негативное воздействие на всех участников процесса и требует действенных способов решения. Необходима разработка методики, позволяющей существенным образом сократить время простоев в бурении и минимизировать влияние такого критического фактора как низкая эффективность операций. Заключая контракт по минимальным ценам, буровые компании вынуждены прибегать к любым средствам сокращения расходов и решать дилемму – проводить жёсткую политику экономии и сохранять высокую долю НПВ или отработать с минимальным временем квалифицированного простоев персонала, за счет привлечения проведения высокооплачиваемого расширенного планово- предупредительного ремонта парка оборудования, замены изношенного инструмента, использования качественных материалов и реагентов. Выбор из альтернатив в условиях 5 ограниченного бюджета, а также определение методики поиска «золотой середины» и эффективного алгоритма оптимизации расходов, представляет собой нерешенную, но актуальную при стратегическом планировании научную задачу. Во всем жизненном цикле нефтяной скважины этап эксплуатации является наиболее длительным, а расходы на обслуживание скважин представляют существенную статью затрат НК. В связи со старением эксплуатационного фонда скважин повышается уровень сложности и трудоёмкость их ремонта, усложняется очистка ствола, растут размеры коррозии, увеличиваются площади разрушенного цементного камня. По этой причине становится актуальным преобразование системы организации и управления ТиКРС. Совокупность организационных и технических проблем бурения и ремонта нефтяных скважин определяет важность разработки и научно-методического обоснования современного организационно-управленческого механизма повышения эффективности данных видов работ. Степень научной разработанности темы. Повышение эффективности производства – один из ключевых и в то же время многоаспектных вопросов менеджмента промышленных предприятий нефтегазового комплекса. Исследованиями в области оптимизации производства, стратегических приоритетов, эффективного управления, определения устойчивого инновационного развития посвящены многочисленные работы российских и зарубежных учёных, среди них: Андреев А.Ф., Друкер П., Сергеев И.Б., Синельников А.А., Телегина Е.А., Череповицын А.Е., Шваб М. и др. Вопросы развития теоретических основ, методических аспектов, практических подходов к организации и управлению строительством и обслуживанием скважин, повышению эффективности нефтесервиса рассмотрены в научных трудах авторов: Балабы В.И., Бонда Д.Ф., Борисова А.В., Бурениной И.В., Калашниковой Т.В., Крайновой Э.А., Кульчицкого В.В., Миловидова К.Н., Осисана С., Скотта П.В., Торогуда Дж., Хасановой Г.Ф. и др. Инструменты внутрифирменного и стратегического планирования, экономико-математические модели оптимизации стоимости бурения, методические подходы к управлению затратами рассматривались в трудах учёных: Волковой О.Н., Дунаева В.Ф., Зубаревой В.Д., Кайзера М., Карренбауэра М., Лионса Б., Мюллендорфа Р., Саркисова А.С. и др. 6 Несмотря на значительный вклад указанных выше и других авторов, проблема повышения эффективности бурового производства и технического обслуживания нефтяных скважин остается крайне актуальной и недостаточно изученной. Требуется разработка новых методов и усовершенствование существующих методических подходов, учитывающих тенденции развития данного сегмента нефтесервиса и основные критические факторы снижения экономической эффективности. Целью исследования является решение научной проблемы, связанной с разработкой организационно-управленческого механизма повышения эффективности бурения и ремонта нефтяных скважин, позволяющего принимать оптимальные экономические, технологические и производственные решения. Для достижения поставленной цели решены следующие ключевые задачи диссертационной работы: проведен анализ главных вызовов мировой экономики и нефтяного комплекса России и исследовано их влияние на нефтесервисный рынок в сегментах бурения и ТиКРС; проведена оценка существующих российских и зарубежных методов управления бурением и ремонтом скважин; выполнен экономический анализ причин простоев при бурении нефтяных скважин, на основе которого произведена классификация НПВ; разработана методика процессно-ориентированного управления бурением нефтяных скважин и исследовано ее влияние на конечные результаты взаимодействия нефтедобывающих и сервисных компаний; разработана экономическая модель оптимизации расходов буровой компании в условиях ограниченного бюджета с целью сокращения времени простоев в бурении и проведена ее апробация путем математического моделирования; разработана современная методика управления внутрискважинными работами, обеспечивающая повышение технико-экономических показателей обслуживания эксплуатационного фонда нефтяных скважин; проведены опытно-промышленные испытания методики и её внедрение в производство. Объектами исследования в диссертационной работе являются: нефтедобывающие компании и нефтесервисные предприятия, задействованные при строительстве и техническом обслуживании нефтяных скважин. 7 Предметом исследования выступает совокупность теоретических, методических и практических вопросов организации и управления бурением и техническим обслуживанием нефтяных скважин, направленных на повышение эффективности производственных процессов. Соответствие темы диссертации паспорту специальности ВАК. Исследовательская работа выполнена в рамках специальности 08.00.05 «Экономика и управление народным предприятиями, хозяйством отраслями, (экономика, комплексами – организация промышленность)» и управление и соответствуют следующим пунктам паспорта специальности: п.п.1.1.1, 1.1.4, 1.1.15, 1.1.19. Теоретическая и методологическая основа исследования. Теоретической базой исследования послужили фундаментальные и прикладные работы российских и зарубежных ученых, посвященные: вопросам организации производства, стратегического и оперативного управления процессами бурения и технического обслуживания нефтяных скважин, повышения эффективности работ; проблемам внутрифирменного планирования и оптимизации расходов; современным подходам к организации и управлению на основе концепций цифровизации, платформизации и технической модернизации. Методическую основу проведенной работы составили научные исследования в областях: процессно-ориентированного управления, нелинейного программирования для решения задач оптимизации затрат, синергизма. В процессе исследования автор использовал собственный опыт работы в научных и нефтесервисных организациях. Информационная и эмпирическая база исследований. В качестве информационной базы использовались следующие материалы по исследуемой в диссертации проблематике: законодательные и нормативно-правовые документы РФ, ведомственные регламенты и инструкции; внутрикорпоративные методические и нормативные положения НК; официальные данные статистических сборников; опубликованные научные и исследовательские работы; проектные документы на строительство нефтяных скважин; сводные суточные рапорты и чек-листы буровых супервайзеров (интегрированные данные о работе буровой компании и сервисов по растворам, цементированию, геонавигации, долотам и пр.); отчеты субъектов нефтесервисных услуг и профильных департаментов НК; протоколы научно- 8 технических совещаний супервайзинговой организации, управляющей процессами бурения и ТиКРС. Научная комплексного новизна диссертационной работы организационно-управленческого заключается механизма, в разработке обеспечивающего повышение эффективности бурения и ремонта нефтяных скважин за счет применения новых специализированных экономических инструментов. Наиболее существенные результаты, полученные лично автором и составляющие научную новизну: проведен анализ основных негативных вызовов мировой экономики и нефтесервисного рынка России, который показал, что снижение их влияния на эффективность бурения и ремонта скважин осуществимо в случае трансформации традиционных подходов к управлению, заключающейся в применении единого организационно-управленческого механизма на основе передовых концепций цифровой платформизации и технической модернизации, включая: интеграцию производственных процессов, автоматизацию производства, комбинацию новых технических решений, использование технологий искусственного интеллекта. разработана методика процессно-ориентированного управления бурением нефтяных скважин, позволяющая существенно сократить продолжительность видимых простоев при одновременном увеличении эффективности операций (снижении времени скрытых простоев). В отличие от известных подходов, методика предполагает: выявление наиболее значимых причин непроизводительного времени бурения и реализацию превентивных организационно-технических мероприятий с одновременным использованием наиболее успешных управленческих решений по участкам лучших композитных скважин; использование единой цифровой платформы для полноценной обработки и многофакторного анализа данных; применение новой классификации НПВ, выполненной на основе фактических данных более 700 скважин и структурированной для осуществления АВС-анализа. разработана экономическая модель оптимизации расходов, представляющая собой инструмент внутрифирменного планирования буровой компании. В отличие от известных предложенная модель учитывает зависимость финансовых потерь от величины расходов на оказание буровых услуг и позволяет в условиях ограниченного бюджета определить оптимальные управленческие решения и снизить негативный эффект основных причин простоев при бурении скважин; 9 предложена новая методика управления техническим обслуживанием эксплуатационного фонда нефтяных скважин, характеризующаяся тем, что основана на инструментальном супервайзинге внутрискважинных работ и обеспечивает получение синергетического эффекта. Применение методики позволило улучшить результаты ремонтных работ при сокращении суммарного бюджета нефтедобывающей компании на восстановление и поддержание скважин в рабочем состоянии. Достоверность и обоснованность исследований. Для получения достоверных научных результатов в диссертации применялся комплексный метод, который: основан на научном обобщении и анализе теоретических материалов, эмпирических данных, статистической информации, производственного опыта; предполагает оценку логически сгенерированных идей путем экспертного критического анализа, мозгового штурма, сравнительного анализа; подразумевает выявление закономерностей и эффективности влияния нововведений на основе экспериментов или путем экономического моделирования. Теоретическая и практическая значимость полученных результатов. Диссертационная работа способствует приращению научного знания в области методов управления нефтесервисом в сегментах бурения и ТиКРС. На практике результаты диссертации могут быть использованы руководством профильных подразделений НК, буровых и супервайзинговых организации производства строительства и предприятий и оперативном эксплуатации скважин. при стратегическом планировании, управлении процессами Практическая значимость на этапах результатов выполненных научных исследований подтверждается производственными данными, актами опытно-промышленных испытаний (ОПИ), фактическим внедрением в производство. Апробация результатов работы. В ходе выполнения диссертационной работы результаты исследований представлялись на конференциях: «Вторая ежегодная конференция по передовым технологиям и импортозамещению», ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз» конференция (Мегион, по снижению 2017); «Одиннадцатая аварийности при корпоративная строительстве скважин ежегодная и ЗБС в ПАО «НК «РОСНЕФТЬ» за 2016 год» (Тюмень, 2017); Двенадцатая Всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика), РГУ нефти и газа (НИУ) имени 10 И.М.Губкина (Москва, 2017); Вторая научно-практическая конференция молодых специалистов «Супервайзинг строительства скважин», НТО нефтяников и газовиков (Москва, 2017). Апробация результатов работы проведена в ПАО «НК «РОСНЕФТЬ» (2016г.) и ПАО «ЛУКОЙЛ» (2017г.), что отражено в актах ОПИ. Апробация выполнялась на основе разработанных автором программ ОПИ и методической документации, использован созданный с участием автора аппаратно-программный комплекс. Публикации. По теме диссертации подготовлено 14 научных работ, в том числе 5 научных статей объемом 3,85 п.л. опубликовано в ведущих отраслевых периодических журналах, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ научных изданий. Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов и рекомендаций, списка условных обозначений и сокращений, списка литературы из 167 наименований, 7 приложений. Работа изложена на 152 страницах, содержит 13 таблиц, 37 рисунков и 10 формул. 11 ГЛАВА 1. Основные приоритеты развития нефтяной индустрии России в сегменте строительства и технического обслуживания скважин 1.1. Управленческие и технологические вызовы нефтяной отрасли России: предпосылки трансформации традиционных подходов По данным за 2016 год доля топливно-энергетических товаров составила 62% от общего объема российского экспорта в страны дальнего зарубежья [1]. Несмотря на процесс диверсификации российской экономики рост доходов бюджета во многом зависит от решения комплекса проблем нефтегазовой отрасли. Основные вызовы, присущие нефтяной индустрии России в 2016 году, представлены на рисунке 1.1. Рисунок 1.1 - Главные вызовы нефтяной индустрии в 2016 году Источник: составлено автором Основные вызовы нефтяной индустрии были детально изучены применительно к сектору апстрим с целью разработки комплекса инструментов повышения эффективности бурения и технического обслуживания нефтяных скважин. Негативные вызовы различаются по степени их влияния на снижение основных экономических 12 показателей нефтегазового производства и по степени их чувствительности к организационно-управленческим решениям. Наиболее решаемыми представляются задачи расширения применения инновационных решений, восполнения дефицита профессиональных работников, повышения рентабельности деятельности подрядчиков. Однако, следует комплексно подходить к учёту всех описанных ниже негативных факторов и повышению уровня организации производства в рассматриваемом секторе. Низкий уровень внедрения технологических и организационных инноваций. Данный аспект присущ добывающей и обрабатывающей промышленности России. Удельный вес организаций, осуществляющих технологические инновации в России, в 2012 году составил 12,1%. В 2014 году данный показатель упал до 8,8%, что в 4,1 раз ниже аналогичного индикатора для Франции и в 6,25 раз ниже, чем в Германии [2]. Сложность создания, испытаний и внедрения российских разработок во многом связана с взаимоотношением между нефтедобывающими компаниями (НК) России и сервисными компаниями. НК вывели большинство обслуживающих подразделений из своей структуры, сняли с себя ответственность за обеспечение конкуренто- и дееспособность отечественного сервиса, утратили интерес к его развитию. На первый план вышла коммерциализация, отодвинувшая на задний план взаимную поддержку и партнерство. «В секторе апстрим до недавнего времени отечественные предприятия работали преимущественно на рынке простых нефтегазовых технологий. Последние годы ситуация постепенно меняется, однако основными преимуществами российских сервисных компаний перед транснациональными корпорациями (Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford, Transocean, Enbridge и др.) остаются более низкий уровень цен и ряд законодательных преференций. Тогда как конкурентным отличием международных нефтесервисных компаний является наукоемкий сервис с применением разработок, недоступных сервисным предприятиям РФ, которые вынуждены по-прежнему выполнять роль догоняющих. Значительное отставание обусловлено не только постсоветским периодом технологического провала промышленных предприятий России, но и несоизмеримо малым размером целевых средств на НИР самих нефтесервисных компаний» [3]. Например, только Schlumberger ежегодно тратит на разработку новых видов технологий и оборудования 350 - 500 млн.$ [4]. 13 При сравнении уровней внедрения технологических и организационных инноваций при бурении и при техническом обслуживании нефтяных скважин в России, было установлено, что существует заметное различие между ними [3, 5]. Разница ощущается в вопросах внедрения инновационных технических решений, использования дорогого наукоёмкого сервиса, привлечения высокооплачиваемых специалистов, а также в подходах НК к принятию решений о финансировании ОПИ. Предпочтение отдается буровому сервису. «Это объясняется существенной разницей в экономическом результате для НК, а именно: введенные в эксплуатацию после бурения скважины имеют гораздо более низкую обводненность нефти в сравнении со старым эксплуатационным фондом, где обводненность продукции достигает 92-96% со всеми вытекающими последствиями» [1]. «Следствием сложившихся условий для ТиКРС является нынешнее состояние ремонтного сервиса в России: высокая степень износа и неудовлетворительное состояние основной техники (подъемные, цементировочные агрегаты и пр.); отсутствие должного технического обслуживания (ТО) и недостаточная комплектность датчиков измерительных комплексов типа ИВЭ-50, ДЭЛ-140, ГИВ-1Э; низкое качество человеческого капитала (при этом следует понимать, что в сравнении с бурением скважин капитальный ремонт более сложен с точки зрения технологии производства работ); недостаточное применение современных разработок. имитация деятельности; повсеместное нарушение технологических регламентов; фальсификация данных. Как результат - низкий уровень ремонтных работ, неудовлетворительная производительность, увеличение количества осложнений и сложных аварий, в том числе с человеческими жертвами» [3]. Недостаток квалифицированного персонала. Характерной особенностью отрасли является дефицит профессионально подготовленных специалистов инженерных и рабочих специальностей, недостаточность компетенций значительной части сотрудников, их несоответствие профессиональным стандартам [6]. Причины заключаются в произошедшем после распада Советского 14 Союза кризисе в экономике и образовании, отрыве высшего образования от производства, недостаточной развитости системы целевого обучения, низкой оплате труда рабочих и др. (системный кризис). Кроме того, российские сервисные компании вынуждены экономить на оплате труда полевого персонала. Последствия выражаются не только в снижении производительности, эффективности, качестве, но и безопасности работ. В том числе: высокая доля работающих на нефтяных объектах специалистов не обладает необходимыми компетенциями по управлению скважиной при газоводонефтепроявлениях (ГНВП), общепринятой ситуацией является использование «липовых» удостоверений по пожарной безопасности, промышленной безопасности, охране труда, оказанию первой медицинской помощи, электробезопасности. В технических высших учебных заведениях (ВУЗах) страны курсы обучения ориентированы преимущественно на теоретические знания без их закрепления студентами на производственной практике, которая кратковременна и часто носит лишь формальный характер. Это характерно не только для программы бакалавриата, но и для магистерских программ. Куратором группы магистрантов зачастую выступает преподаватель, который не участвовал в реализации актуальных нефтегазовых проектов 10 и более лет, а значит имеется отрыв от современных научно-практических фактов, как технико-технологических, так и организационно-управленческих. Вследствие низких стипендий многие студенты работают параллельно с обучением. Однако часто направление обучения не совпадает с их сферой производственной деятельности. Большая часть работающих студентов, как правило, лишена возможности выполнять за плату производственные задачи, напрямую связанные с направлением их обучения [6]. Отмечается низкий коэффициент полезного действия (КПД) подготовки магистров: зачастую происходит повтор курсов бакалавриата; отсутствие инженерного опыта у магистрантов (вместе с тем, обязательным требованием НК для допуска к работе на буровом объекте зачастую является двухлетний опыт работы); отсутствие (или крайне ограниченное и недостаточное количество) привлекаемых для обучения экспертов из промышленности; отсутствие организации системы обучения с использованием единого информационного поля ВУЗ-полигон (производственное предприятие). 15 В итоге после окончания ВУЗа на рынок труда выходят специалисты не готовые для выполнения опасных производственных задач, в том числе связанных с бурением и ремонтом нефтяных скважин. Снижение рентабельности деятельности подрядных организаций. Снижение стоимости нефти с 110,9 долл/бар в 2012г. до 49 долл/бар в 2016г., экономические и технологические санкции ряда западных стран и иные факторы «повлияли на формирование существующей тендерной политики нефтегазодобывающих компаний, ориентированной преимущественно на минимизацию закупочных цен, а также способствовали ужесточению договорных условий и увеличению сроков оплаты за выполненные работы с 30 до 60 (или 90) календарных дней. Как следствие, снижение рентабельности деятельности подрядных предприятий, ухудшение качества оказываемых услуг при бурении и обслуживании эксплуатационного фонда скважин, возрастание НПВ» [7, 9]. «Как показали проведенные автором исследования по 704 скважинам, пробуренным в 2015 и 2016 годах, доля видимого НПВ (без учёта скрытого НПВ) составляет более 15% от общего времени строительства скважин» [8]. Проблема НПВ требует действенных способов решения поскольку имеет многоаспектное негативное влияние на всех участников процесса, снижающее ТЭП производства, рентабельность деятельности компаний и пр. Кроме того, характерным примером негативного эффекта при раздельном сервисе в бурении является ситуация, когда в случае аварии с потерей роторной управляемой системы стоимостью 100 млн руб. возникает спорный вопрос, кто будет компенсировать убытки. В этой связи участились случаи привлечения независимых экспертов и проведения судебных разбирательств по определению стороны, виновной в аварии. Как показал производственный анализ, при освоении скважин, ТиКРС, зарезке (забуривании) боковых стволов (ЗБС) показатель НПВ также высокий [3]. Из этого следует, что если не будет решительных изменений в вопросах управления процессами бурения и способах принятия управленческих решений, то вряд ли удастся избежать возникновения кризисных ситуаций в производственном процессе бурения и ремонта скважин. Важнейшей задачей, которая сегодня стоит перед буровыми и сервисными предприятиями, является разработка механизма экономического управления процессами бурения, позволяющего сократить НПВ и, тем самым, повысить эффективность производства буровых работ. 16 В настоящее время, под предлогом сложной экономической ситуации, «заказчики продолжают давить на ремонтных подрядчиков с целью снижения действующей стоимости услуг на 10–30%, отказываются признавать необходимость индексации цен на новые объемы работ» [9]. Такая ситуация характерна для рынка бурения, а также ТиКРС, где задействованы в основном отечественные предприятия. Как следствие, наблюдается снижение их рентабельности. Распространены случаи банкротства нефтесервисных предприятий. Из крупных компаний, например, отечественный холдинг «РУ-Энерджи Групп». Аналогичная ситуация сложилась и для рынка супервайзинга бурения и ТиКРС – присутствует ценовой прессинг со стороны нефтяных компаний. В приложении 1 приведена динамика стоимости супервайзинга ЗБС на примере ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» за период с 2012 по 2016 гг. - с учетом инфляции цена услуг снизилась на 52,7% [10]. В этой связи рентабельность самой крупной супервайзинговой компании России составляет от 3 до 5% [11]. Увеличение степени износа основных фондов. Степень износа основных фондов в добывающей и обрабатывающей промышленностях России стабильно увеличивается [12,13]. В среднем износ основных фондов предприятий сегмента добычи полезных ископаемых увеличился за период с 2008 по 2016 год на 13,8% (рисунок 1.2). Рисунок 1.2. - Динамика степени износа основных фондов промышленных предприятий России в период с 2008 по 2016 год, % Источник: [12] 17 Ситуация при бурении и техническом обслуживании нефтяных скважин идентична. Заключая контракт по минимальным ценам, сервисные и буровые подрядчики вынуждены прибегать к любым средствам сокращения расходов: снижение затрат на закупку нового и планово-предупредительный ремонт (ППР) используемого оборудования, использование более дешевых комплектующих, буровых растворов, а также привлечение низкоквалифицированного бурового персонала и инженернотехнических работников (ИТР) и др. «Эти факторы ожидаемо приводят к росту НПВ: повышению количества, продолжительности и сложности аварий, увеличению числа поломок бурового оборудования и сопутствующих осложнений в процессе бурения» [8]. Время НПВ при бурении оплачивается заказчиком по снижающему коэффициенту или не оплачивается, что негативно сказывается на финансово-экономических показателях производственной деятельности подрядчика. «Таким образом, в сложных условиях для обновления основных фондов, буровые и сервисные предприятия вынуждены решать дилемму – проводить жёсткую политику экономии и сохранять высокую долю НПВ или произвести расширенный ППР парка оборудования, привлечь высокооплачиваемый квалифицированный персонал и отработать с минимальным временем простоев» [7]. Выбор из альтернатив в условиях ограниченного бюджета, а также определение методики поиска «золотой середины» и эффективного алгоритма оптимизации затрат с учетом экспоненциального роста вычислений в зависимости от количества оптимизируемых статей расходов, представляет собой нерешенную, но актуальную при управлении затратами на бурение научную задачу. Падение мировых цен на нефть в 2015 г. Данный факт косвенным образом, но ощутимо повлиял на снижение рентабельности деятельности сервисных компаний, на увеличение степени износа основных фондов, на недостаток квалифицированного персонала; на низкий уровень внедрения инноваций. Секторальные санкции. Технологический отрыв США и стран Европейского Союза (ЕС) наиболее четко проявился после введения в 2014 – 2015 гг секторальных санкций, затрагивающих нефтяную отрасль. Зависимость научно-технологического уровня нефтесервиса в России от зарубежных программных и аппаратных решений само по себе является негативным фактом, влияющим не только на эффективность производства, но и на энергетическую безопасность страны. 18 Снижение темпов роста производительности труда. В США, Японии, большинстве стран Европейского союза несмотря на замедление темпов роста производительности труда, сохраняется его стабильный рост [14]. Повышение производительности и сохранение конкурентоспособности индустриально развитых стран на мировых рынках происходит за счет политики стимулирования разработки и внедрения передовых технологий и радикальных инноваций. Ситуация в России отличается отсутствием стабильного роста производительности труда и значительным отставанием от развитых стран. На рисунке 1.3 приводится динамика изменения показателей производительности труда по странам, рассчитанная как выработка валового внутреннего продукта (ВВП) по паритету покупательной способности (ППС) в расчете на одного занятого. По состоянию на 01.01.2016 наша страна не достигла уровня производительности Великобритании, Германии, Франции 20-ти летней давности [14]. Рисунок 1.3 - Динамика изменения показателей производительности труда по странам, дол. США Источник: [14] В общепринятом понимании под производительностью труда понимается количество продукции, выпущенной работником за единицу времени. Применительно к расчету производительности в бурении и обслуживании скважин существуют различные подходы. Так, под производительностью бурения часто понимают объем проходки (в натуральном или стоимостном выражении), деленый на затраченное время. То есть, иными словами, скорость проходки (метров в час, в сутки). Согласно другого подхода 19 [15] производительность бурения нефтяных скважин выражена в среднем дебите нефти на одну новую скважину. В соответствии с этим подходом за 10-летний период производительность бурения, рассчитанная на основании официальных данных [1], значительно снизилась (рисунок 1.4): при среднем дебите нефти на одну новую скважину в 2007 году 36,7 тонн нефти в сутки, в 2016 году этот показатель составил 32,1 тонны. Рисунок 1.4 - Производительность бурения новых скважин (тонн нефти в сутки в среднем на одну новую скважину), 2007-2016 Источник: [15] Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений России. Данная проблема, включая высокую обводненность большей части месторождений Западной Сибири и крайне низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) месторождений России (около 0,3) [16], представляет собой серьезнейший вопрос, разрешение которого лежит в плоскости революционных технологических и организационных решений (глава 2). 20 1.2. Конъюнктура и перспективы развития российского рынка нефтесервисных услуг в секторе апстрим Разработка экономического механизма повышения эффективности бурения и ремонта скважин требует полного представления о тенденциях и перспективах развития нефтесервисного рынка в России. В настоящее время наблюдается стабильный рост годовых суммарных объемов нефтесервиса: в денежном выражении увеличение в 3,2 раза за период с 2005 по 2015 год (рисунок 1.5) [17]. Данная динамика характерна для таких основных сегментов сектора апстрим как: строительство нефтяных скважин, включая эксплуатационное и разведочное бурение, сервисы MWD (Measurement While Drilling) и LWD (Logging While Drilling), цементирование и др.; техническое обслуживание скважин, включая капитальный ремонт скважин (КРС), гидроразрыв пласта (ГРП), интенсификация добычи и др. Рисунок 1.5 - Тенденция развития нефтесервисного рынка РФ за 2005-2015 гг, млн. руб. Источник: [1, 17] Рынок строительства скважин имеет большие масштабы не только по размерам капиталовложений в эксплуатационное и разведочное бурение, и по объемам проходки [18, 19]: годовая проходка (объемы бурения) по России за период с 2007 по 2016 гг выросла почти в два раза: с 13,7 млн м. в 2007 г. до 25,6 млн м. в 2016 г. (рисунок 1.6). В том числе объемы эксплуатационного бурения 24,7 млн.м и разведочного 0,9 млн.м. [20] 21 Рисунок 1.6 - Фактические данные по проходке в бурении нефтяных скважин России за 10-летний период. Прогноз рынка бурения на 2017-2026 гг, млн. м. Источник: [18] Активно развивается горизонтальное бурение [21]. В 2007 году доля данного метода разработки месторождений составляла 11% от общего объема эксплуатационного бурения в России (рисунок 1.7). В 2016 году данный показатель достиг величины в 35,6% или 8,8 млн м. [20] и, по оценке исследователей University of Oxford, к 2025 году приблизится к 50% [135]. Рисунок 1.7 - Динамика изменения объемов горизонтального бурения в России, тыс. м. Источник: [1, 17] 22 В приложении 2 представлены интегрированные данные за 2007-2016 гг по проходке в эксплуатационном и разведочном бурении в России, среднесуточной добыче нефти и изменению цены нефти. Для оценки влияния объемов бурения в регионах России на общую структуру рынка проведен более детальный анализ за период с 2013 по 2016 гг (приложение 3). Несмотря на стабильный ежегодный рост количества новых скважин в Восточной Сибири, большинство буровых работ по-прежнему проводится в Западной Сибири: 81% от общего объема эксплуатационного бурения в 2016 г. По некоторым экспертным оценкам (рисунок 1.6) ожидается дальнейший прирост рынка строительства нефтяных скважин в связи с непрерывным увеличением НК масштабов буровых работ, что обусловлено необходимостью поддержания уровней нефтедобычи в условиях падающих дебитов действующего фонда скважин и системного снижения эффектов от геолого-технических мероприятий (ГТМ). По мнению отраслевого аналитического агентства RPI объем бурения в 2026 году достигнет 27,2 млн м [19]. В подтверждение данного прогноза ПАО «Газпром нефть» в своей стратегии развития ресурсной базы установила целью рост добычи нефти до 100 млн тн к 2020 году с последующим поддержанием этого уровня [23]. Кроме того, активно развивается освоение месторождений Восточной Сибири, в Арктике, на шельфе, ведется доразведка месторождений в Западной Сибири. Дальнейшие перспективы и темпы бурения также зависят от мировых соглашений, цен на нефть и иных макроэкономических факторов [24]: высока вероятность временного снижения объемов бурения в 2017-2018 гг в соответствии с подписанным соглашением с ОПЕК. Оценка изменения средней стоимости бурения наклонно-направленных скважин и горизонтальных скважин, произведенная на основании данных утвержденных проектных технологических документов на разработку месторождений Западной Сибири за 3-х летний период, показала увеличение удельной стоимости проходки скважин на месторождениях этой основной нефтегазовой провинции России. По ННС увеличение на 13,3% - с 16 978 руб/м в 2014г. до 19 238 руб/м в 2016г. По ГС увеличение на 15,1% - с 24 121 руб/м в 2014 г. до 27 762 руб/м в 2016 г. [22, 25]. В отраслевых журналах и обзорах представлены и иные оценки удельной стоимости бурения. Например, рассчитанные в среднем по всем эксплуатационным 23 скважинам России (рисунок 1.8): суммарно за минувший 10-летний период стоимость одного метра проходки выросла более чем в 2,32 раза (на 132,2%) [15]. Рисунок 1.8 - Динамика изменения удельной стоимости бурения в России за 10 лет, тыс. руб./м Источник: [15] «В связи с переходом большей части месторождений России на позднюю стадию эксплуатации растет рынок текущего ремонта скважин (ТРС) и КРС, в том числе повышение нефтеотдачи пласта (ПНП), ЗБС и др. ТиКРС выполняется для восстановления технических характеристик и поддержания скважин в рабочем состоянии [26, 27, 28, 29]. В нефтепромысловом сервисе России рынок КРС является самым крупным после бурения: в 2015 году он составил 108 млрд руб. или 14,5% от общего объема рынка нефтесервиса (рисунок 1.9)» [1, 17]. Рисунок 1.9 - Структура нефтесервисного рынка России по данным за 2015 год, млн. руб. Источник: [17] 24 За счет реконструкции скважин осуществляется поддержание и прирост добычи нефти. Согласно прогнозу RPI, среднегодовой рост количества операций в период 20182027 гг составит 4% [30]. При этом увеличивается сложность операций ремонта, связанная со старением фонда скважин. Все большее число скважин превышает срок службы, расcчитанный на 25-30 лет, что характерно не только для России [136]. Особую роль в последние годы при управлении строительством и ремонтом скважин приобретает сервис по супервайзингу бурения и ТиКРС. Любой сложный процесс требует профессиональной организации и тщательного контроля. Организация такой деятельности называется супервайзингом. Как элемент управления нефтегазовым производством он зародился в 1990-х годах. Его появление вызвано необходимостью обеспечить высокое качество работ в отрасли. «К настоящему моменту практически все российские и зарубежные нефтяные компании используют этот метод управления, включающего контроль и надзор за подрядными организациями, при бурении и ремонте скважин, при проведении сейсмических исследований» [10]. В этой связи становится очевидным зависимость перспектив развития нефтесервиса в России от динамики прогресса супервайзингового направления. На рисунке 1.10. представлен график изменения объема рынка супервайзинговых услуг при бурении, ТиКРС и прочих видах нефтесервиса в России за трехлетний период. Объем рынка супервайзинговых услуг Объем рынка по видам и количество тендеров по годам супервайзинговых услуг, млрд. руб. Рисунок 1.10 - Тенденция развития рынка супервайзинга в секторе апстрим в России за 2014-2016 гг, млн. руб. Источник: [10] 25 «В настоящее время обозначилось несколько важных тенденций, которые определяют развитие супервайзинга на ближайшее будущее. Так, переход большинства нефтяных компаний на контрактование буровых услуг по системе раздельного сервиса (в отличие от генподряда) требует от супервайзинга замены контролирующих функций управляющими. Данный эволюционный переход требует высокой квалификации персонала, когда помимо технических компетенций полевой супервайзер должен обладать управленческими навыками, знаниями проектного планирования, быть коммуникативным. Выросла ответственность супервайзера, к его техническим компетенциям добавились управленческие. В целом, переход на управленческий супервайзинг можно считать положительной тенденцией, так как значимость супервайзинга и его экономический эффект для нефтяных компаний существенно возрос. Еще одна примета времени – расширение спектра услуг супервайзинга. Если раньше он распространялся только на бурение, капитальный ремонт скважин и сейсмические исследования, то в последнее время растет востребованность услуг по относительно новым направлениями» [10] (но также непосредственно связанным со строительством и техническим обслуживанием скважин) – таким как рекультивация загрязненных земель, учет и складирование труб, ремонт погружных насосов и технологических установок. Основной рынок бурения России (около 90%) распределен между 8 крупнейшими НК России (рисунок 1.11). Рисунок 1.11 - Распределение объемов бурения по НК России на основании проходки Источник: [20] 26 На рисунке 1.12 представлено распределение объемов бурения по буровым компаниям России в период 2014-2016 гг. (на основании проходки). На рисунке 1.13 – распределение объемов супервайзинга по супервайзинговым компаниям в России в 2016 году (на основании выручки). Рисунок 1.12 - Распределение объемов Рисунок 1.13 - Распределение объемов бурения по буровым компаниям РФ, % супервайзинга по супервайзинговым Источник: [20] компаниям РФ, % Источник: [10] Как видно из рисунка 1.12 к предприятиям-лидерам бурового сервиса России, выполняющим большие объемы бурения, относятся: Дочерние компании ПАО «НК «Роснефть» (ООО «РН-Бурение», ЗАО «Удмуртнефть-Бурение», ООО «Таргин-Бурение»); Группа компаний EDC (ООО «Буровая компания «Евразия», ООО «БВС Евразия», ООО «СГК-Бурение»); Подразделения ОАО Сургутнефтегаз»; Группа ERIELL (ООО Эриэлл-Нефтегаз-Сервис»); Холдинг «ТаграС» (ООО УК «Татбурнефть»); ООО «КАТойл-Дриллинг». На нефтесервисном рынке также представлено более 60 других буровых предприятий [20], включая ООО «Газпром Бурение», АО «ССК», ООО «ИнтеграБурение» и группа IDS. Их суммарный объем в 2016 году составил 37% всего рынка (на основании данных по проходке в бурении). 27 Оффшорное бурение в России производят как российские, так и зарубежные компании: АО «Арктикморнефтегаз-разведка», ООО «Газпром флот», ООО «Газпром нефть шельф», ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», ГУП РК «Черноморнефтегаз», «Сахалин Энерджи» KCA Deutag, Эксон Нефтегаз Лим. Рынок услуг ТиКРС представлен как структурными подразделениями крупных буровых компаний, так и большим количеством независимых предприятий. Следует особо отметить увеличение степени износа парка буровых установок (БУ) в России. После США и Китая Россия занимает третье место в мире по количеству БУ: в 2015 году общий парк БУ в России оценивался в 1300 единиц [31]. На основании исследовательской «Текарт» степени компании показатель износа оборудования данных высокой бурового в обусловлен России структурой представленных на рынке БУ [32] (рисунок 1.14): возраст БУ более Рисунок 1.14 - Степень износа БУ в России, % 20 лет составляет 50%. Источник: составлено автором по данным [32] В связи со снижением уровня безопасности работ при использовании старой техники, в том числе изготовленной в СССР, предельный срок работы БУ был ограничен 25 годами (п.3.9. раздела требований к экспертизе промышленной безопасности) [33]. В завершении обзора конъюнктуры и перспектив развития рынка нефтесервисных услуг, следует отметить, что рост нефтесервисного рынка характерен не только для российских, но и зарубежных НК [34], что обусловлено необходимостью решения схожих проблем из-за перехода большой части гигантских и крупных месторождений на позднюю стадию разработки, старения эксплуатационных скважин, что влечет за собой необходимость развития новых технологий бурения (глубокое бурение, горизонтальное бурение, ускорение наклонно-направленного бурения и др.), способов разработки (повышение КИН и интенсификация добычи, включая ГРП), методов управления, в том числе учитывающих экологический аспект. Главным направлением развития нефтесервиса является повышение наукоёмкости сервиса за счет использования 28 достижений мирового научно-технического прогресса. Проведенный в работе [34] анализ показал, что нефтесервисный рынок России развивается по британской модели, для которой научная составляющая сервиса во многом зависит от транснациональных корпораций, зарубежных технологий и опыта. При этом целесообразен переход на норвежскую модель, нефтесервисной отрасли регулирующей роли. предполагающую благодаря создание вовлечению национальной государства и наукоемкой усилению его 29 1.3. Зарубежные и российские методы управления бурением и ремонтом нефтяных скважин Процесс, направленный на формулирование и достижение цели предприятия, включающий планирование, организацию, координацию, контроль, является управлением. Применяемые методы управления, в том числе применительно к бурению и ремонту нефтяных скважин, при их согласованном взаимодействии между собой, являются механизмом управления, предназначенным для решения производственных задач [35]. В настоящем разделе будут рассмотрены применяемые в России и за рубежом общие схемы управления, методы и подходы к бурению и ремонту скважин, которые во многом определяют эффективность работ. Следует пояснить, что понимается под эффективностью бурения и ремонта скважин. В работе специалистов Chevron Corporation [137] предлагается не строить зависимости эффективности от скорости проходки в бурении: скорость не всегда оказывает положительное влияние. Этот показатель (в некоторых случаях его связывают с понятием «глубина-день») следует рассматривать только как один из нескольких критических операционных параметров. Об эффективности можно судить при оценке в комплексе таких характеристик как: объем проходки каждой компоновкой низа буровой колонны (КНБК), уровень вибрации инструмента, качество ствола скважины, механическая скорость бурения (м/час), параметры геонавигации (существенное влияние извилистости ствола на процесс бурения и его эффективность также подтверждается в работе [138]). При подготовке диссертации под эффективностью бурения и ремонта скважин автором понимается эффективность производства данных видов работ как отношение полезных конечных результатов к объему используемых или затраченных ресурсов с помощью комплекса показателей, включая производительность труда, рентабельность деятельности, фондоотдача, окупаемость затрат и т.п. Бурение нефтяных скважин НК постоянно стоит перед выбором наиболее оптимальных управленческих решений, позволяющих при минимизации затрат получить наибольший экономический эффект. Принятые решения определяют не только прямые результаты буровых работ, но и имеют значение при дальнейшей эксплуатации скважины. Так, «продолжительность периода до первой остановки нефтяной скважины на ремонт, эксплуатационные риски, 30 эффективность ТиКРС во многом зависят от результатов работ при её бурении и освоении» [3, 36]. Кроме природно-геологических условий бурения и характеристики продуктивного пласта (пластовое давление, начальная обводненность, мощность, пористость, проницаемость пласта и др.) технико-экономические показатели эксплуатации скважины обусловлены и примененными организационно-техническими решениями на этапах проектирования, бурения и крепления, первичного вскрытия и освоения. «В том числе имеют значение технология бурения, свойства материалов и растворов, время ожидания затвердевания цемента, способ перфорации, состояние обсадной колонны и т.п.» [37]. Таким образом, как показал производственный анализ [8, 38] к основным факторам, влияющим на эффективность бурения нефтяных скважин и определяющим выбор управленческих решений, относятся: организация процесса: схема управления, особенности подрядных сервисных организаций и самого механизма взаимодействия с ними; примененные технологии: их выбор зависит от стоимости, доступности (технология может быть недоступна из-за санкций, из-за невозможности массового применения и пр.), результативности применения на определенном объекте; геология месторождения: регион, свойства нефти, строение и глубина залегания пласта и другие природные особенности. Как было указано выше, управление как бурением скважин, так и техническим обслуживанием скважин, начинается с планирования производственного процесса. Одним из элементов планирования, существенно влияющим на качество работ, является выбор подрядных сервисных организаций. Заслуживает внимания подход крупнейшей национальной НК Саудовской Аравии Saudi Aramco, занимающей лидирующие позиции в мире по показателям уровня добычи и размеру запасов нефти. Компания применяет новый экономический поход, позволяющий производить всестороннюю объективную оценку поставщиков услуг в бурении и ТиКРС на основе набора измеримых критериев, включая схему ценообразования, исторические показатели по эффективности работ, по соответствию требованиям HSE (Health and Safety Executive) и пр. [139]. В основе данного подхода, внедренного в практику с 2014 года, лежит цифровая интеллектуальная система многоаспектной оценки (подробнее см. раздел 2.1). Она обеспечивает сбор и интеграцию данных различных источников и, на основе гибридной модели, выполняет: автоматизированное сравнение производительности БУ и другого 31 применяемого оборудования; оценку эффективности работы подрядчиков по различным параметрам с использованием различных средств анализа данных; моделирование сценариев; оперативное реагирование в форме автоматизированных отправок требований подрядчику. Как результат, справедливое ранжирование подрядный предприятий и эффективное оперативное управление бурением: снижение эксплуатационных затрат до 15%, сокращение затрачиваемого административно управленческим персоналом времени на 40%. Другими немаловажными аспектом управления бурением скважин является выбор организационной структуры и схемы управления. Организационная структура управления бурением, как правило, представляет собой централизованную службу НК, включающую: центральный аппарат управления, региональные подразделения - отделы по строительству скважин, по внедрению новых технологий, по супервайзингу дистанционные центры сопровождения буровых работ. Взаимодействие с подрядными организациями происходит по схемам, представленным на рисунках 1.15 и 1.16. Рисунок 1.15 - Наиболее часто применяемые в России схемы управления бурением Источник: составлено автором 32 Представленные на рисунке 1.15 схемы управления отличаются прежде всего по степени ответственности. В случае генерального подряда заказчик (НК) передает функции управления буровой компании, за счет этого увеличивается стоимость услуг. Недостатком генерального подряда также является ограниченное влияние НК на процесс строительства и повышенные риски по качеству и срокам выполнения работ. При раздельном сервисе возрастает производственная нагрузка на НК, однако появляется возможность оперативного отслеживания и управления процессами работ, что влияет на повышение качества бурения. В России наблюдается тенденция перехода большинства НК от генерального подряда на контрактование буровых работ по принципу раздельного сервиса (рисунок 1.15), когда супервайзер контролирует и координирует действия всех сервисных подрядчиков [39]. С этим фактом во многом связано развитие супервайзинга в России как средства управления строительством скважин, включая изменение требований к супервайзерам. Отделы супервайзинга бурения организованы в последние годы всеми крупнейшими НК России в целях повышения эффективности и качества выполняемых работ. С целью сокращения затрат на супервайзинг большинство НК используют либо форму полностью внешнего бурового супервайзинга, либо совмещенный вариант, когда одновременно с привлеченной специализированной супервайзинговой организацией функционирует и внутрикорпоративная служба супервайзинга НК. Причем соотношение может быть различным и определяется административно-управленческим персоналом (АУП) НК. При выборе внешнего и внутреннего супервайзинга имеет значение и фактор ответственности – в случае серьезной аварии при внешнем супервайзинге руководителю направления НК проще сохранить свою должность, «свалив вину на другого»: выгнать с месторождения одно супервайзинговое предприятие и произвести его замену на другое [40]. В мировой практике распространена схема управления на основе интегрированного сервиса (IPM, Integrated Project Management) [140, 141], когда все виды услуг и оборудования интегрированы по одному контракту (рисунок 1.16). 33 Рисунок 1.16 - Применяемая в мировой практике схема управления буровыми работами на основе интегрированного сервиса (IPM) Источник: составлено автором Преимуществом данной схемы интегрированного сервиса IPM, как и схемы раздельного сервиса на рисунке 1.15, является освобождение бурового мастера от функций координации сервисов, тем самым происходит снижение управленческой нагрузки, высвобождение времени для сосредоточения на вопросах технологии бурения. Бизнес-модель на основе IPM в некоторых случаях используется и в России - в качестве интегратора выступает, как правило, крупная буровая или сервисная компания [41]. В отличие от генерального подрядчика, который принимает всю ответственность и все риски на себя до сдачи скважины «под ключ», подрядчик IPM предоставляет заказчику постоянный доступ для оперативного технического и финансового контроля и тем самым делегирует ответственность заказчику. Каждая НК России имеет свою историю становления и развития, определяющую особенности управления бурением нефтяных скважин, включая способы решения вопросов организации процесса, выбора технологий, разрешения проблем природногеологического характера. Далее рассмотрим заслуживающие особого внимания современные методы и подходы к управления строительством скважин, применяемые НК в России и за рубежом и предназначенные для повышения эффективности работ, производительности труда, снижения эксплуатационных затрат. «Компания «Газпром нефть» пошла по пути комплексного улучшения результатов буровых работ за счёт внедрения метода управления на основе применяемой в мировой практике концепции «Технического предела» [142] и «принципа оценки рисков непосредственно на буровой, одновременно сделав упор на повышение квалификации полевых специалистов подрядных организаций» [42]. 34 Условиями договоров данная НК обязывает исполнителей проводить специализированные курсы повышения квалификации по основным профильным направлениям. «Технический предел» отражает стремление компании не просто сократить сроки бурения за счет точечных улучшений, а найти идеальную скважину с оптимальным соотношением цены и качества и с минимальными сроками бурения. Скважина, объединяющая лучший опыт отдельных операций, составляется из участков с минимальным временем и носит название «лучшей композитной скважины» (ЛКС) (в некоторых источниках просто «композитная скважина»). Цель такого подхода стараться все скважины строить как идеальные. Сбор данных для анализа и составления ЛКС осуществляется определенные данные посредством программного в виде цифровом обеспечения вносятся PetroVizer специалистами – подрядных организаций и передаются заказчику. Развитие идеологии и разработка вектора развития проекта «Технического предела» осуществляется зарубежными специалистами канадской компании RLG International. Общее управление реализацией программы проекта происходит руководителем направления по техническому пределу компании «Газпром нефть». Организация осуществления проекта непосредственно на скважинах, включая планирование и практическое выполнение задач на объектах, происходит специалистами подрядных супервайзинговых организаций. Концепция «Технического предела», кроме ЛКС, включает понятие ТМП – «теоретически максимальная производительность» и предполагает использование супервайзером с привлечением подрядных организаций восьми основных инструментов проекта «Технического предела» (таблица 1.1). 35 Таблица 1.1 – Организационные инструменты проекта «Технического предела» компании «Газпром нефть» Источник: составлено автором «В компании «Газпром нефть» внедрена система мотивации полевого персонала посредством премирования за сокращение сроков бурения» [42], рассмотрим подроюнее. Компания сталкивается с проблемой текучести кадров, при этом предъявляются повышенные требования к специалистам в связи с ускоренным развитием «Газпром нефти», включая необходимость выполнения жёстких внутренних нормативов и соблюдения требований HSE. С целью сохранения высококвалифицированных специалистов используется мотивационная модель АВС (Antecedent - Behavior - Consequence), эквивалентная русскому названию модели «ПДП» (Побудитель – Действие – Последствия). Проводятся соревнования «ЛКЭБ» (на Лучшую Команду по Эксплуатационному Бурению). Команда включает полевых сотрудников всех подрядных организаций: бригада бурения, супервайзеры, специалисты по геолого-технологическим исследованиям (ГТИ), по растворному сервису, по сопровождению наклонно-направленного/горизонтального бурения. Расчет премии 36 производится из расчета 50% стоимости суток бурения и количества «сэкономленных» дней бурения. В настоящее время закончен первый этап проекта «Технического предела» внедрение проекта на всех буровых объектах. Начата работа по второму этапу отладки рабочего ритма проекта: ведется оптимизация работы буровых бригад с учетом минимального времени кондуктора 245 мм, бурения секций технической скважины (направления (эксплуатационной) колонны 324 мм, 178 мм, хвостовика 114 мм). «За первый год ОПИ продолжительность бурения скважин снижена в среднем на 15%, что сэкономило около 400 станко-суток бурения» [42]. Ведется подготовка к запуску третьего этапа: самостоятельной жизни проекта – этап PEML (Plan – Execute – Measure – Learn (Планируй – Действуй – Измеряй – Улучшай), предполагающий цикл непрерывных улучшений. На полигоне компании «Газпром нефть» также испытана модель повышения эффективности создания нефтегазовых мощностей - скважин, построенная на принципе повышения производительности труда за счет изменения культуры производства и обеспечения выполнения полевых операций на гарантированно высоком профессиональном уровне [43]. В основе данной модели лежит система дистанционного интерактивно-производственного обучения (ДИПО) с итерационным порядком стажировки в полевых условиях (ДИПО-Вахта). Особую актуальность и крайнюю востребованность технология ДИПО-Вахта приобрела в связи с острой проблемой нехватки квалифицированных инженеров-буровиков и несовершенства существующей концепции подготовки молодых специалистов. ДИПО-Вахта предполагает взаимодействие стажеров с наставниками, многоступенчатое повышение уровня знаний, обучение принципам бережливого производства и способам непрерывного улучшения процессов. Результатом внедрения стало сокращение сроков и затрат на строительство скважин. Успешно опробованный опыт ДИПО-Вахта в настоящее время также транслируется на объекты НК «Роснефть». На кардинальное изменение методов управления бурением нефтяных скважин, появление обновленных стандартов, регламентов и правил неминуемо оказывают влияние современные технологии и оборудование. От правильности выбора и успешности применения инновационных технических и технологических достижений во многом зависят все основные ТЭП бурения современных скважин, включая стоимость этих дорогостоящих сооружений [44]; зависит успешность проходки, 37 количество и продолжительность НПВ из-за осложнений и аварий, время первого ремонта скважины, дальнейший межремонтный период и т.д. Использование избранных технических решений, как показывает практика, не целесообразно. В зависимости от определенной производственной ситуации требуется не только правильный выбор бурового раствора (на водной, глинистой, углеводородной основе), но и новейших технических достижений, в том числе связанных с буровыми трубами (БТ) и компоновкой низа бурильной колонны (КНБК), включая выбор прочности материалов. Следует учитывать и экономическую целесообразностью применения той или иной технологии, например, роторно-управляемой системы (РУС) для сохранения качества ствола скважины. В этой связи еще одной стороной динамично развивающегося проекта оптимизации буровых работ ПАО «Газпром нефть» стал новый подход к выбору технологий – внедрена программа технологического развития «Технологии бурения и заканчивания скважин», которая заменила предыдущую долгосрочную программу, утвержденную в 2015 году [44]. Ключевое отличие новой программы – акцент на экономическом эффекте не отдельных технологий как таковых, а на результате при использовании оптимального комплекса технологий. Если одно техническое решение само по себе не имеет эффекта (или имеет незначительный эффект), то в случае его применения в комплексе для решения определенных видов задач эффект может быть значительным - таким образом, работает эффект синергии [45]. Компания «Газпром нефть» ввела понятие «оптимального дизайна скважины», под которым понимается набор технических решений для сокращения сроков бурения и стоимости строительства скважин, при этом поддерживая высокое качество буровых работ и сохранение (или повышение) объемов добычи. Таким образом, достижение «оптимального дизайна» возможно в случае применения оптимального для конкретных горно-геологических условий комплекса инновационных технических средств. При выборе оптимальных технологий компания «Газпром нефть» опирается на базу инновационных решений по результатам ОПИ, реализованных в рамках предыдущей программы технологического развития. Однако, продолжается пополнение технологического портфеля путем апробации разработок для заканчивания скважин в сложных условиях. Основным и, возможно, единственным недостатком данной модели является преобладание технологий зарубежных производителей и сервисных компаний, отсутствие привилегий для российских компаний. 38 В компаниях «Роснефть» и «ЛУКОЙЛ» также используется метод повышения эффективности бурения, основанный на применении новых технологий бурения, каротажа при бурении, навигации траектории скважины [46, 47]. В настоящее время на рынке представлено достаточно большое количество инновационных технических решений, преимущественно зарубежных, в том числе: вышеупомянутая технология РУС (Schlumberger, Baker Hughes и др.) обеспечивает соблюдение оптимальных параметров бурения, преодоление геологических неопределенностей, достижение цели при бурении горизонтальных скважин без ухудшения качества ствола; технология каротажа QuadCombo (Weatherford) обеспечивает сокращение продолжительности строительства горизонтальных скважин за счет бурения секции под эксплуатационную колонну (ЭК) 178 мм за один рейс [48] и мн.др. В этой связи целесообразно использование инструмента выбора оптимального набора используемых технологий, аналогичное ранее описанному решению «Газпром нефти». К организационно-технологическим новациям, позволившим НК «Роснефть» оптимизировать сроки бурения горизонтальных скважин и сократить их практически вдвое, включая скважины с заканчиванием под многостадийное ГРП (МГРП), относятся такие решения как: бурение по системе раздельного сервиса, при котором управление сервисами происходит буровым супервайзером; наиболее ответственный подход к выбору рецептур и контролю применения буровых растворов; применение каротажа при бурении (MWD/LWD системы); внедрение системы обратной проработки при бурении секции скважины под «хвостовик» в рамках подготовки ствола; оптимизация технологических параметров при бурении секций скважины. К современным методам управления бурением и освоением нефтяных скважин НК «Роснефть» следует также отнести систему ежесменной селекторной конференцсвязи по схеме «заказчик (центральный офис) – супервайзеры на буровых объектах (представители заказчика на действующих буровых объектах)», обеспечивающей своевременные контроль и корректировку полевых работ [49]. Данный механизм отличается от используемого в компании «Газпром нефть» способа управления, основанного на системе ежесуточной селекторной конференц-связи по схеме «заказчик 39 (центральный офис) – региональные представители подрядных организаций», на которой происходит «разбор полётов» по всем скважинам. «Славнефть-Мегионнефтегаз» использует комплекс методик, позволивших увеличить скорость бурения скважин до 5 раз и сократить стоимость на 10-20%, среди них: проект «Оптимизированный дизайн скважины» для оптимизации комплекса используемых технологий (например, бурение с использованием раствора на углеводородной основе, производственных «конвейерное» задач (например, бурение бурение и др.) и решения многоствольных новых скважин с многостадийным ГРП, увеличение горизонтального участка ствола скважины до 2000 метров, ЗБС с сохранением материнского ствола); проект «Бережливое производство», включает такие организационные инструменты как: система сбора и обработки предложений от каждого специалиста компании; система организации рабочего пространства для сокращения времени на подготовку и выполнение работ (например, сокращение работы слесаря); система стандартизации и «картирование» процедур; система непрерывных улучшений; система оптимизации поиска решений, взаимодействия «руководитель-подчиненный», ориентации в задачах (включая инструмент «доска событий»); прочие решения, в том числе: проект «Оптима-Зингер» для оптимизации цикла строительства наклонно-направленных скважин и сокращения сроков строительства; система распределения рисков неудачи ОПИ в зависимости от этапа испытаний, включение в договора опционов на внедрение новых технологий и др. Компании «Татнефть» тоже характерна модель, основанная на вовлечение современных инновационных технологий [21]. Это связано с тем, что большинство месторождений региона находятся в поздней стадии разработки и происходит вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов. Одной из таких новых технологий является методика парогравитационного воздействия при помощи двухустьевых горизонтальных скважин, используемая в настоящее время при разработке высоковязкой нефти. Кроме того, следует отметить, что в компании «Татнефть» поощряется изобретательство и рационализация в организации производства, что положительным образом сказывается на его эффективности. Еще одним подходом, который используется российскими и зарубежными компаниями и имеет важное значение для эффективности и производительности процессов бурения скважин, является применение представленных ниже проактивных 40 методик управления в режиме реального времени [50, 143, 144, 145], в том числе основанных на технологиях удаленного мониторинга. Компания Baker Hughes предлагает идти по пути сокращения персонала на буровом объекте и перехода на более «глубокую» дистанционную форму управления [143]. «В этом случае управленческий механизм основывается на трансформации традиционных схем оказания услуг в модель, базирующуюся на следующих атрибутах: управление полевыми операциями (как типовыми для отрасли, например, системами MWD и LWD, так и нестандартными с применением последних разработок) экспертами на значительном расстоянии от объекта в режиме реального времени 24 часа 7 дней в неделю, удаленная круглосуточная техническая поддержка; создание Real-Time Operations Center (RTOC), где установлена расширенная линейка специализированных программных продуктов и интегрированные пакеты прикладных программ для бурового сервиса» [3]. «RTOC-центр обеспечивает максимальную производительность и эффективность операций, сокращение инцидентов и сопутствующих расходов, времени бурения вследствие принятия просчитанных решений, а также непрерывное перекрестное обучение задействованного на буровой площадке и в RTOC персонала. Эксплуатационные расходы и риски безопасности труда HSE снижаются за счет меньшей численности (на 30 - 50%) полевого персонала» [143]. Такой подход был реализован на проектах в Европе, США, Бразилии, Ираке, ОАЭ, Австралии, в Северной Азии, в Северном море и на глубоководном проекте в Западной Африке, а также при наклонно-направленном бурении с применением систем МWD в Западной Сибири» [3]. «Однако при всех положительных аспектах вышеобозначенной модели Baker Hughes существует один недостаток – невозможность ее повсеместного применения при бурении или техническом обслуживании скважин. В связи с высокой стоимостью необходимых программных комплексов (типа Geomarkets), оборудования, кадрового ресурса и услуг Baker Hughes экономически обоснованным данное решение становится только при бурении сложных, например, глубоководных скважин. По данным оценки одного из основных операторов Северного моря, когда затраты на одного человека на морском буровом объекте в год составляют от 0,5 до 1 млн. долларов США [143], включая проживание, транспорт, расходы на безопасность и страхование» [3]. Институт Drilling Engineering and Technology Research Institute компании CNPC, в связи с активным развитием новых технологий бурения нефтяных скважин, с целью 41 оптимизации проектирования и стратегического и оперативного управления бурением, предлагает подход, основанный на хранении и эффективном использовании больших данных [144]. Новаторское решение заключается в интеграции значительных массивов данных в единую базу высокопроизводительной данных обработки бурения данных в скважин, режиме последующей реального времени с использованием алгоритмов логической интерпретации и анализа, автоматизированном моделировании процессов, включая выбор геометрии ствола скважины, компоновки бурового оборудования. Специалистами компаний PETRONAS и Halliburton также предлагается оперативное управление бурением в реальном времени [145] для повышения эффективности работ, основанное на создании центра мониторинга (аналогичного RTOC) для обмена опытом между специалистами, контроля неисправностей оборудования, автоматизированного анализа выполняемых операций (включая оценку целостности ствола скважины, оценку параметров пласта, состояния и производительности КНБК), интеллектуального формирования решений по результатам извлеченных уроков, формирования графической сводной отчетности. Согласно представленным данным [145] реализация подобного подхода при бурении позволила сэкономить миллионы долларов США благодаря исключению потенциально возможного НПВ и принятия оптимальных решений – за счет получения достоверных статистических данных от каждой буровой установки продолжительность НПВ снижена до минимальных значений (менее 5%). Необходимо отметить и подход крупнейшей канадской нефтегазовой компании Cenovus Energy, которая рассматривает возможность отказа от консервативных способов бурения в пользу нестандартного метода оптимизации работы КНБК для сокращения времени бурения, без ущерба качеству ствола скважины и надежности компоновки [146]. Такой подход, базирующийся на комплексе технических и организационных решений, моделировании и испытаниях, позволил на 25% сократить эксплуатационные затраты. Основным открытием проведенного проведенных испытаний стало то, что, вопреки традиционному пониманию, увеличение скорости бурения и скорости вращения может фактически привести к повышению: а) надежности КНБК, б) устойчивости ствола скважины, в) точности траектории скважины, г) качества очистки ствола скважины, д) времени спуска хвостовика. 42 Еще один заслуживающий внимание подход индийской компании Rhetort Ltd. ориентирован на оптимизацию взаимодействия всех участников процесса бурового производства: НК, сервисные подрядчики и государственные органы власти [147]. Концепция подхода основана на том, что многие управленческие решения приводят к краткосрочному эффекту инициатив по сокращению затрат и последующему превосходящему негативному эффекту в долгосрочной перспективе в связи с недостаточным учётом интересов сторон, влекущим прямые и косвенные нарушения в работе специалистов, ИТР, поставщиков. Данный подход построен на принципах «Теории решений», «Теории равновесия», «Теории проектирования механизмов» и позволяет прогнозировать возможные сценарии. Несмотря на важность сокращения эксплуатационных затрат, повышения эффективности работ и производительности труда, одним из основных аспектов управления бурением скважин является безопасность труда [148]. В последнее время потребность в автоматизации процессов, относящихся к HSE, существенно возросла. Техническое обслуживание нефтяных скважин Организация и управление ТиКРС начинается, прежде всего, с механизма отбора скважин-кандидатов. Заслуживает внимание подход Mining University Leoben по оптимизации процесса выбора скважин из нескольких десятков и сотен возможных [149], включающего автоматизированную интеллектуальную оценку рисков и показателей KPI и NPV. В основе лежит математический аппарат байесовых сетей (Bayesian Belief Networks). Данная графовая модель используется для вычисления вероятности того или иного варианта и представляет собой множество переменных величин и зависимостей. Алгоритмы подхода реализованы в рамках программноаппаратного решения, интегрирующего экспертные знания и формирующего аналитические материалы с учетом применяемых при ТиКРС технологий и методов, полного набора информации о проблемах конкретных скважин, включая целостность колонны, производительность скважины, технологию добычи, свойства коллектора. Результатом использования является снижение затрат на ТиКРС за счет отказа от экономически не выгодных ремонтов и повышения качества обслуживания скважин в целом. В российской практике используются схожие методы выбора скважинкандидатов и оптимальных способов проведения ремонтных операций [150]. 43 Методы управления ТиКРС условно можно разделить на четыре группы [51]. Канадский. Основан на принципе установления единой для страны высокой цены вахто-часа работ ТиКРС. При этом обязательством сервисной компании по ремонту скважин является предоставление достаточно нового оборудования и сертифицированного персонала. Важным конкурентным преимуществом при данном методе управления является серьезный подход к техническому перевооружению и внедрению новых технологий, а также непрерывное обучение специалистов. Американский. Существенно отличается от других стран в связи с принципом поскважинного владения нефтяными активами. В зависимости от стадии разработки месторождения отличается и подход к ремонту скважин. Крупная НК, владеющая месторождением на стадиях от интенсивного освоения до максимального уровня добычи и начального этапа ее падения, для выполнения технического обслуживания скважин привлекает транснациональные нефтесервисные корпорации (Schlumberger и т.п.), имеющие в арсенале все необходимое и самое современное оборудование и технологии. На завершающей стадии разработки нефтяное месторождение и, соответственно, скважины переходят к средним и малым компаниям-владельцам или частным лицам. В этом случае, как правило, привлекаются операторы IPM, которые набирают ремонтных подрядчиков. Работы по ТиКРС в этом случае проводятся «дешевыми» местными подрядчиками, за исключением сложных операций (ГРП и др.), выполняемых транснациональными корпорациями. Азиатский. Доминантом выступает оператор IPM, выбирающий команду подрядчиков из нескольких сервисных компаний, наиболее компетентных в своей области: растворный сервис, цементирование, установка фонтанной арматуры и т.п. Данный метод предусматривает управление ТиКРС непосредственно на объекте, где присутствуют: руководитель работ, представитель IPM, технолог, специалисты инжиниринговой компании. Азиатскому методу характерна высокая эффективность ремонта и невысокая стоимость из-за дешевых ИТР. Прочие. К ним относятся методы управления ТиКРС, которые не поддаются общему описанию в связи с отсутствием единства в подходах (в связи с отсутствием в настоящее время универсального оптимального метода управления). Далее представим наиболее распространенную схему организации работ по ТиКРС нефтесервисного рынка России (рисунок 1.17). 44 Рисунок 1.17 - Наиболее распространенная схема организации работ по ТиКРС в России Источник: составлено автором 45 Как показал производственный анализ [52, 53, 49] методы управления ТиКРС в крупнейших НК России различаются незначительно. После выделения буровых и ремонтных компаний в независимые структуры, они столкнулись с рядом проблем, влияющих на эффективность ТиКРС и сохраняющихся в настоящее время: низкий уровень квалификации полевого персонала, недостаточное пополнение трудовых ресурсов, отсутствие системы обучения, изношенный парк оборудования, крайне низкая рентабельность. Последний фактор является следствием низкого уровня оплаты услуг низкой стоимости вахто-часа, что, в свою очередь, приводит к привлечению неквалифицированного персонала и частой фальсификации данных с такими последствиями как: осложнения и аварии, высокие значения скрытого НПВ, низкое качество ремонта. В связи с тем, что около 80% затрат ремонтных подрядчиков составляют постоянные затраты, для них характерен резкий рост величины убытка при прохождении точки безубыточности. Это обстоятельство приводит к высокому риску банкротства сервисных предприятий по ремонту скважин. Кардинально отличается организация управления ТиКРС в «Сургутнефтегазе», единственной крупной НК России, которая сохранила сервисы по капитальному ремонту, ГРП, геофизическим исследованиям в своей структуре. «Сургутнефтегазу» характерно использование современных технологий, привлечение квалифицированных работников, постоянное повышение их квалификации, оперативная замена неисправного оборудования. За счет этого отмечается более высокое качество работ при достаточно высокой себестоимости работ. «Комплексный анализ результатов ТиКРС, выполняемых в первом случае структурным подразделением бурового предприятия, а во втором - независимой сервисной компанией по ремонту скважин, не показал однозначного преимущества того или иного подхода. Каждый из них может быть более эффективным, что зависит от множества составляющих: стратегии буровой компании, квалификации высшего менеджмента, внешних факторов, оптимальности организационных решений, объема заказов ремонтного подрядчика и т.п.» [54]. «Для повышения производительности ТиКРС некоторые НК дополнительно заключают договора на услуги видеотрансляции с объекта проведения ВСР, что позволяет сократить показатели НПВ» [55]. «Часто НК в целях уменьшения затрат на оплату простоев обязывают подрядчиков организовывать удаленную передачу текущих 46 значений ограниченного количества контрольных датчиков измерительных комплексов (как правило, датчика веса инструмента на крюке подъемного агрегата), по которым судят о ситуации на скважине с точки зрения количества выполненных услуг, но не их эффективности» [53]. «В последнее время определенные НК начали привлекать независимые подрядные организации для контроля операций ТиКРС, связанных с закачкой технологических жидкостей при глушении скважин» [56]. В этом случае проверка осуществляется инженерами по растворам, которым не предоставляют функции управления по причине ограниченных компетенций. К другим вспомогательным средствам управления ремонтом скважин можно отнести комплектование объектов ТиКРС автономными датчиками ГТИ с удаленным контролем операций из дистанционного центра. Для некоторых условий ВСР данное направление перспективно, но малоразвито из-за высокой стоимости обслуживания (в случае повсеместной установки датчиков) и технических аспектов, в том числе: ограниченные зоны покрытия сотовыми операторами, отсутствие необходимого комплекта автономных датчиков ГТИ у основных российских производителей геофизического оборудования и т.д. «Наиболее стандартным решением при управлении ТиКРС в России является мобильный супервайзинг. Проводится кратковременная проверка соблюдения сервисными компаниями, задействованными при ремонте скважин, требований промышленной, экологической, пожарной безопасности и охраны труда; правил и стандартов применения оборудования, инструмента и специальной техники; норм, указаний и приказов заказчика. Также супервайзер контролирует: достаточность численности и квалификации персонала ремонтного подрядчика; отсутствие явных организационных простоев бригад ТиКРС; технологическую дисциплину при проведении работ; наличие документации о своевременном проведении обязательных испытаний и технических освидетельствований применяемых на опасных производственных объектах технических устройств; готовность ремонтного подрядчика к локализации аварий и их последствий, возникших во время ТиКРС; состояние кустовых площадок» [3]. 47 Однако все остальные поставленные перед супервайзером задачи проверяются лишь условно и решения часто принимаются «вслепую». Это касается обязанностей супервайзера, связанных с проверкой соблюдения технологии проведения ремонтных работ в скважинах, соответствия оборудования и инструментов для ВСР установленным требованиям, а фактических работ - плану и передаваемой в сводках информации. «Та же ситуация при реализации супервайзером мер по недопущению отклонений от графиков, действий по предупреждению аварий, а также при его участии в ликвидации осложнений и брака, при формировании предложений заказчику и т.п.» [3]. Причина заключается в отсутствии достоверных данных для объективной оценки выполняемых работ и принятия верных управленческих решений. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ГЛАВЫ №1 В первой главе приведены результаты исследований основных вызовы и перспектив развития нефтегазовой отрасли России применительно к рынку нефтесервисных услуг в сегменте строительства нефтяных скважин, включая основной этап бурения, и их технического обслуживания. Выполнен всесторонний анализ российских и зарубежных подходов к управлению бурением и ремонтом скважин. Проведенные исследования позволили автору найти сильные и слабые стороны применяемых подходов к управлению, выделить из них наиболее эффективные инструменты и методы с целью дальнейшего использования при разработке комплексного организационно-управленческого механизма повышения эффективности бурения и ТиКРС, определить последовательность дальнейших исследований. 48 ГЛАВА 2 – Разработка экономических инструментов принятия оптимальных решений при бурении и эксплуатации нефтяных скважин и механизма управления на основе передовых концепций цифровой платформизации и технической модернизации 2.1. Целевое видение формирования новой концепции стратегического и оперативного управления бурением и техническим обслуживанием скважин Эффективное управление бурением и техническим обслуживанием скважин предполагает выбор оптимальных организационных, производственных и техникотехнологических решений при стратегическом и оперативном планировании, организации производства работ, координации процессов, согласовании действий подрядных организаций, контроле и корректировке выполняемых полевых операций. Задача повышения эффективности является многоаспектной и при этом ключевой для любого предприятия нефтегазового комплекса, поэтому данный вопрос широко освещен в научной литературе и предлагается достаточно большое количество вариантов решения проблемы низких показателей эффективности. Однако, проведенные исследования [8, 57] данной проблемы применительно к нефтесервисному рынку России свидетельствуют о наличии значительного потенциала повышения эффективности при бурении и обслуживании скважин, в том числе с учётом общемирового технического прогресса. Анализ специализированной литературы, опубликованных научных работ по теме исследований показал малую изученность рассматриваемой в диссертации проблемы и отсутствие единства в подходах к ее решению, а также недостаточное научное обоснование и неразвитость применения методов управления на основе бурового супервайзинга. При разработке механизма повышения эффективности бурения и ремонта нефтяных скважин автором были рассмотрены, изучены и использованы: 1. Существующие российские и зарубежные методы управления бурением и техническим обслуживанием нефтяных скважин. 2. Научные труды российских авторов и точки зрения ведущих западных экономистов в областях эффективного управления, определения стратегических приоритетов, оптимизации и улучшения конечных результатов производства, устойчивого инновационного развития. Среди них работы учёных: Андреева А.Ф. [58, 59, 60, 61, 62], Друкера П. [63], Зайнутдинова Р.А. [64], Исикавы К. [65], 49 Кобаяси И. [66], Портера М., Сергеева И.Б., Синельникова А.А. [62, 67], Телегиной Е.А., Череповицына А.Е. [68], Шваба М. [151] и др. 3. Научные работы авторов: Абасовой Х.А. [69], Балабы В.И. [70, 71], Бекетова С.Б. [36], Бонда Д.Ф. [142], Борисова А.В. [5, 42], Бронзова А.С., Бурениной И.В. [45, 72], Калашниковой Т.В. [73], Крайновой Э.А. [54, 74, 75], Кома Э.Л., Кульчицкого В.В. [6, 11], Миловидова К.Н. [73, 76], Нестеровой Т.Н. [77], Нешкес В. [78], Осисана С. [152], Скотта П.В. [142], Торогуда Дж. [153], Хасановой Г.Ф. [24, 57] и др. в области развития теоретических основ, методических аспектов, практических подходов к организации и управлению бурением и обслуживанием скважин, повышению эффективности нефтесервиса. 4. Исследования учёных: Бойтоловского Н.В. [79], Волковой О.Н. [80], Голубева Д.В. [81], Грахэма М. [137], Дунаева В.Ф. [82, 83], Зубаревой В.Д. [84], Кайзера М. [154], Карренбауэра М. [85], Лионса Б. [155], Мюллендорфа Р., Саркисова А.С. и др., в которых рассматривались инструменты методические внутрифирменного и подходы к стратегического управлению планирования, затратами, экономико- математические модели оптимизации стоимости, в том числе бурение скважин. 5. Иные освещенные в статьях, тезисах докладов, монографиях и диссертациях научные, аналитические, исследовательские работы по темам, имеющим непосредственное отношение к рассматриваемой в диссертации проблеме. С учетом результатов анализа организационных и технологических проблем в сегменте бурения и ТиКРС (раздел 1.1) и тенденций развития отрасли (раздел 1.2), благодаря изучению российского и зарубежного опыта повышения эффективности и используя наиболее результативные инструменты и методы управления (раздел 1.3), автором были определены наиболее перспективные экономические инструменты повышения эффективности бурения и ремонта скважин (рисунок 2.1). Их применение в рамках единого организационно-управленческого негативное влияние проблемных факторов. механизма должно снизить 50 Рисунок 2.1 - Схема повышения эффективности бурения и ремонта нефтяных скважин Источник: составлено автором Представленная схема повышения эффективности предполагает изменение традиционных подходов к организации и управлению бурением и ремонтом скважин и базируется на трех тесно взаимосвязанных между собой блоках: информационнометодологическом, экономико-математическом и организационно-технологическом. Информационно-методологический блок представлен новой методикой процессно-ориентированного управления бурением, основанной на аналитической обработке большого количества исходных данных по скважинам нефтяного месторождения, выполняемой для формирования полноценной и достаточной для принятия оптимальных управленческих решений информационной базы. Назначением 51 методики является сокращение НПВ и повышение эффективности всех операций. Структура вышеуказанной методики была сформирована автором вследствие анализа навигатора инновационного развития компаний нефтяной отрасли [87], разработанного сотрудниками Санкт-Петербургского государственного экономического университета и предполагающего создание аналитической структуры для принятия управленческих решений - построенной в результате стратегического анализа компактной модели, позволяющей обобщить и систематизировать большое количество влияющих факторов. Согласно эмпирически данным, принимающий управленческое решение человек может учитывать от 5 до 9 показателей [156], этот факт положен в основу «навигатора» и обосновывает использование именно компактной модели. Экономико-математический блок представлен новой экономической моделью для оптимизации расходов буровой компании в условиях ограниченного бюджета и обоснования выбора наилучших вариантов экономических и производственных решений. Назначением математической модели является снижение времени простоев в бурении. Разработка модели произведена автором в результате комплексного анализа, выводы которого представлены далее. Анализ современных рыночных условий и тенденций развития нефтегазовой промышленности показал, что выдвигаются повышенные требования к качеству и количеству формируемой информации о затратах и результатах деятельности нефтесервисного предприятия [88]. На первый план перемещается задача по сбору и обработке данных, интерпретации и продуктивному использованию аналитической информации, которая будет способствовать принятию выверенных оперативных и обоснованных стратегических финансовых решений, направленных на улучшение технико-экономических показателей деятельности компании и её успешное долгосрочное развитие. Для решения обозначенной задачи требуется, кроме прочего, создание и практическое внедрение новых экономических моделей оптимизации расходов. Данные модели должны соответствовать таким немаловажным параметрам как приемлемая продолжительность расчета и масштабируемость системы, должны основываться на датацентричном подходе (включая наличие оцифрованной базы данных по основным оптимизируемым позициям производственно-хозяйственной деятельности подразделений предприятия, а также наличие доступа к сторонним 52 интегрированным ресурсам для увеличения точности расчетов за счет увеличения количества статистической информации). Проведенный автором производственный анализ [89] показал, что существенное влияние на показатели эффективности бурения нефтяных скважин оказывает высокая продолжительность НПВ. При этом к основным причинам НПВ относятся осложнения и аварии из-за неисправности оборудования БУ. Данное утверждение подтверждается и результатами диссертации Егорова С.В. [90], в которой рассмотрены вопросы повышения экономической эффективности управления парком БУ. Актуальность затронутой темы связана с высокой степенью износа оборудования. Так, по состоянию на 2003г. большая часть парка БУ уже прослужила амортизационный срок службы, при этом распределение возраста с годами сдвигается только в сторону «старения». В работе Егорова С.В. акцент сделан на методических вопросах, касающихся использования и ремонта бурового оборудования: рассмотрены показатели качества установок на различных этапах их жизненного цикла, параметры выбора установок; исследовано влияние их унификации на экономическую эффективность управления; определены предельные цены буровой техники; изучена роль лизинга; рассмотрены различные методические подходы к расчету условий и границ применения БУ различных классов и типоразмеров в зависимости от природно-геологических условий. Однако, несмотря на предложенные решения, по состоянию на 2016-2017гг ситуация высокой степени износа оборудования буровых установок остается по-прежнему острой и снижающей эффективность бурения нефтяных скважин [31, 32]. Одним из способов решения данной проблемы является разработка экономико-математической модели оптимизации расходов на проведение ППР буровых установок. Организационно-технологический блок представлен новой методикой управления техническим обслуживанием скважин на основе инструментального супервайзинга. Назначением методики является повышение эффективности ремонта нефтяных скважин. Инструментальный супервайзинг предполагает как организационные преобразования при ТиКРС, так и технико-технологическую модернизацию управления внутрискважинными работами. На начальном этапе апробации инструментального супервайзинга, предполагающего: внедрение технологических инноваций, реализацию программ стажировок, кастомизацию сервисных услуг (ориентацию на индивидуальные потребности НК), платформизацию используемых информационных систем - 53 необходимо предусматривать систему взаимодействия «заказчик-ВУЗ-полигон- изготовитель-исполнитель» на базе предприятия внедрения. Таким предприятием может выступать супервайзинговая организация, имеющая необходимую комбинацию возможностей для: оценки потребностей рынка в целом и конкретного заказчика в частности; проведения научной разработки (НИР) собственными силами и изготовления (ОКР) востребованных программных и аппаратных решений собственными силами (или постановки задачи - квалифицированного составления технического задания); экспертизы инновационных научно-исследовательских и опытно- конструкторских разработок (НИОКР), в том числе малых компаний, институтов РАН; предоставления собственной региональной производственной базы и полигона для испытаний, в том числе изобретений и полезных моделей; авторитетного обоснования актуальности проведения ОПИ руководству НК (наличие профессиональной репутации), согласования программы ОПИ, реализации ОПИ на высоком профессиональном уровне, компетентного представления результатов; финансирования инновационных и венчурных технологических проектов из собственных фондов; создания интегрированных с заказчиком (НК) IT-решений. Реализация методики инструментального супервайзинга должна позволить решить проблему низкой эффективности ТиКРС (подробно описана в разделе 1 диссертации) и минимизировать негативный эффект прямых и косвенных нарушений в работе сервисных подрядчиков по ремонту скважин. Организационно-управленческий предполагает интеграцию выше механизм, представленных предложенный экономических автором, инструментов благодаря использованию перспективных концепций цифровой платформизации и технической модернизации [91]. Разработка данного механизма управления, его научное обоснование и последующее внедрение должно позволить существенным образом повысить эффективность бурения и ремонта скважин, технологический и качественный уровень сервиса при сохранении (или уменьшении) бюджета НК на выполнение работ. Под термином «платформизация» подразумевается процесс изменения архитектуры (организации) рынков товаров и услуг под влиянием распространения модульных цифровых платформ и применения платформенных технологий, которые 54 позволяют подключить к единому информационному пространству людей, устройства и системы по всей цепочке создания добавленной стоимости, а также связанная с данным процессом трансформация бизнес-моделей [13]. В настоящее время в науке и промышленных отраслях России использование модульных цифровых платформенных продуктов крайне ограничено, что существенном образом влияет на уровень производительности труда, оптимизацию деятельности, обоснованность организационно-управленческих решений, уровень предотвращения ошибок, объем необоснованных повторных и дополнительных работ. Автоматизированный программно-аппаратный ресурс, обеспечивающий правильно организованный сбор и обработку данных о бурении и ремонте скважин, превращает информацию в ценность, которая поддается научно-методическому анализу, интерпретации и управлению. Цифровая платформизация [92] предполагает датацентричный подход (когда первичными являются цифровые данные) вместо документоцентричного подхода (когда первичным является отсканированный бумажный документ с визой или подписью) и максимальную цифровизацию производственной деятельности (включая данные по видимым простоям и композитной скважине). Платформизация предполагает, в том числе, возможность подключения заказчиков в режиме реального времени к исходной информации по полевым операциям и системам управления подрядных организаций, анализировать агрегированные показатели, выводить графики и пр. Под термином «техническая модернизация» подразумевается замена устаревшего производственного аппарата современными более эффективными техническими, программными, аппаратными средствами и переход к управленческим решениям на основе инновационных технологий. Платформизация (включающая цифровизацию [93, 94, 67, 157] и интеграцию производственных процессов [158, 139, 95]) и техническая модернизация (включающая автоматизацию производства [96], комбинацию новых технологий, использование технологий искусственного интеллекта) являются базовыми элементами четвертной промышленной революции, основанной на цифровизации в простой форме (третья промышленная революция). Данные направления перспективны и востребованы в развитых странах [149], они крайне актуальны и для рынка нефтесервиса России [97, 98]. По мнению Клауса Мартина Шваба, основателя Всемирного экономического форума в Давосе, производственные предприятия будут вынуждены произвести 55 кардинальные преобразования в организации производства, связанные с технологическими прорывами и полномасштабным переходом к инновациям [151]. В целом развитие платформенной экономики в реальном секторе экономики России находится на достаточно низком уровне. Цифровые платформенные решения и сервисы представлены преимущественно интернет-компаниями и в секторах услуг (торговля, госуслуги, финансы, здравоохранение): государственные услуги («Госуслуги», Mos.ru); поиск вакансий и персонала (HeadHunter и Superjob); организация дистанционного выполнения работы (фриланс-порталы); интернет-продажа товаров (OZON, «Юлмарт», «МЕРЛИОН»); интернет-торговля услугами (Market.Yandex и Taxi.Yandex); услуг в сегменте B2B и B2C («Ремонтник.ру»). Крупные онлайн-ритейлеры развивают интегрированные маркетплейс-площадки, в рамках которых компаниям-партнерам предоставляется возможность использовать логистическую инфраструктуру ретейлера, а также его клиентскую базу [13]. Платформенный переход позволяет превратить данные в ценность. Он предполагает изменение архитектуры рынков за счет построения больших гибких технологических систем – цифровых платформ – из отдельных независимых программ благодаря не только их конструктивной, но и виртуальной (цифровой) совместимости [99]. Цифровая платформа представляет собой одновременно: технологическую конструкцию для интеграции данных и программ обработки; бизнес-модель для облегчения взаимодействия компании-платформера (держателя цифровой платформы) и компаний-разработчиков ПО; инфраструктуру для взаимодействия пользователей и поставщиков товаров, услуг и пр. Некоторые транснациональные предприятия к настоящему времени уже реализовали собственные цифровые платформы. Так, компания General Electrics Aviation за счет внедрения бизнес-модели цифровой платформы уже проанализировала 340 терабайт данных о 3,4 млн полетов 25 компаний. Используемая цифровая платформа в непрерывном потоке получает данные о состоянии деталей оборудования, отдельных узлов и механизмов. Кроме того, прогнозируется их техническое состояние, за счет чего исключаются поломки благодаря своевременному профилактическому 56 обслуживанию и ППР. Итогом внедрения платформы стало сокращение затрат на техническое обслуживание (ТО) в 7 раз [13]. Применительно к управлению всем жизненным циклом скважины подобные датацентричные платформенные решения, интегрирующие проектные, модельные и фактические скважинные данные и программы для их обработки, несомненно принесут НК ощутимый экономический эффект. Отметим, что понятие «жизненного цикла» нефтяной, газовой или нефтегазовой скважины как сооружения подразумевает совокупность последовательных всех этапов изменения ее качественного состояния: проектирование, строительство, эксплуатация, ликвидация [28]. В работе автором были рассмотрены, в том числе по материалам НИУ «Высшая школа экономики» [100], организационные и концептуальные аспекты различных автоматизированных системы управления: ERP (управление деятельностью предприятия), MES (управление производством), SCADA (управление технологическим процессом), CAD (автоматизация проектирования), включая основанные на создании единого информационного пространства – цифровой платформы [159]. На примере компаний «Газпромнефть», «ЛУКОЙЛ» и «Роснефть» изучена практика применения программного продукта SAP для планирования и управления нефтегазодобывающими компаниями. Составлена схема эволюции уровня оптимизации производства в нефтедобыче, показаны предлагаемые преобразования на основе интеграции функций программных продуктов (рисунок 2.2) и отказа от платформенных решений на базе SAP. Предлагаемая концепция преобразований в управлении бурением нефтяных скважин с использованием единой цифровой платформы (ЕЦП) представлена на рисунке 2.3. Учитывая высокие риски введения санкционных органичений, целесообразен переход от использования зарубежных платформенных решений (SAP – ПО немецкого производства) к российским. При этом необходимо на начальном этапе проектирования ЕЦП предусмотреть независимость от определенного разработчика цифровой платформы, включая передачу описания стандартов разрабатываемой ЕЦП, исходного кода с его описанием и др. 57 Рисунок 2.2 – Платформенные решения SAP и эволюция уровня оптимизации производства в нефтедобыче Источник: составлено автором с использованием [101] 58 Рисунок 2.3 - Концепция преобразований в управлении строительством скважин на основе ЕЦП Источник: составлено автором 59 Таким образом, проведенные исследования показали необходимость выполнения плановых комплексных преобразований в системе управления бурением и ремонтом нефтяных скважин на основе вышеописанных концепций платформизации и технической модернизации - представляется неотъемлемым использование в качестве элемента системы управления единой цифровой информационной платформы с открытой архитектурой, предполагающей полноценную интеграцию функций программных продуктов для бурения и технического обслуживания скважин. При использовании «закрытых» цифровых информационных систем значительное количество информации по скважине не обрабатывается должным образом. Под этим понятием «закрытых» информационных систем подразумевается, что возможности НК как заказчика нефтесервисных услуг ограничены жёсткой привязкой к возможностям определенных программных продуктов. Например, если сервис по сбору, обработке и передаче данных с буровой (данные ГТИ, суточные рапорта и пр.) производится посредством программы организацией, то для Petrovizer, заказчика разработанной использование определенной программных коммерческой модулей иных производителей программного обеспечения анализа рисков, аналитики, моделирования, расчетов представляется крайне затруднительным и трудоемким процессом. В этом случае заказчик ограничен в выборе инструментов анализа и управления. Данная «монопольная» ситуация связана прежде всего с отсутствием у заказчика ЕЦП, включающей: интерфейс разработчика; интерфейс пользователя; программный интерфейс (API, Application Programming Interface); единую базу данных (БД); единые стандарты. Как результат, имеем: потерю (не использование) значительной части исходных данных; низкую достоверность данных, собранных «в ручную» (достоверность 60-80%) [99]; сложность комплексной обработки и интерпретации исходных данных и, как следствие, отсутствие у сотрудников достаточного времени на полноценный многофакторный анализ информации; низкую производительность труда; неоптимальные управленческие решения; влияние человеческого фактора (забыл, перепутал, не проследил, не успел) при неавтоматизированном контроле исполнения поручений и заданий; 60 отсутствие интегрированной системы анализа данных и управления буровыми работами как основы модели принятия оптимальных организационно-технических решений. ЕЦП необходима для унифицированной обработки большого объема первичных цифровых данных с использованием множества независимых специализированных программных средств различных разработчиков ПО. Прототип подобной системы разработан компанией «Союзнефтегазсервис». Базовым элементом этой системы управления жизненным циклом скважины, названной «Унофактор» (Unofactor), является информационная система Wellook. Разработчики данной программы отказались от широко применяемого в России формата LAS и сделали акцент на открытых стандартах WITS и WITSML. Работа с иными форматами обмена данными (например, JSON) производится посредством конвертеров [98, 102]. Такого рода механизм позволяет интегрировать возможности передовых разработок различных производителей низкоуровневого и высокоуровневого ПО, использовать специализированные программные продукты для контроля и управления, геолого-гидродинамического и геомеханического моделирования, предотвращения аварий и осложнений ствола скважины, снижения времени простоев и мн.др. В том числе, станции ГТИ, системы каротажа при бурении, станции контроля и управления технологическим процессами (СКУТП), системы контроля бурения, а также аналитические программные продукты, например: программа аналитики и управления производством буровых работ. Предусматривает подключение заказчика к автоматизированной системе управления супервайзингом бурения. Появляется возможность постановки отдельных видов задач и контроля стадий исполнения (по аналогии с Битрикс24), документированный обмен вопросами и ответами, выгрузка интегрированных данных, результатов тестирования и рейтингования супервайзеров и др. [103]; программа анализа рисков и надежности бурильного инструмента (БИ) и КНБК. Позволяет проводить геомеханическое предельных нагрузок и напряжения моделирование, мониторинг БИ, рассчитывать ресурс и надежность конструкций, выполнять прогноз допустимой величины износа БИ, определять интервалы с наиболее изношенными зонами, оценивать остаточную прочность и вероятность слома. Благодаря моделированию процессов программа предоставляет 61 возможность выбора профилактических мероприятий и определения точного времени для инструментального контроля или ППР. Исходными данными являются данные ГТИ с дискретностью в доли секунды. Данный программный продукт необходим, в том числе, при технологиях бурения скважины одним/двумя долблениями с кратным уменьшением количества СПО; программа для снижения НПВ в бурении. Методика и алгоритм программы разработаны автором [8] и представлены далее (раздел 2.2). Исходными данными являются сводные суточные рапорта буровых супервайзеров. Могут быть применены иные аналитические программные продукты любого производителя программного обеспечения (ПО), позволяющие повысить эффективность и качество выполняемых буровых работ, а также любые доступные посредством ЕЦП электронные БД. Так, например, наличие и применение БД на каждый комплект бурильных труб (БТ), одновременно с автоматизированным программным инструментом контроля для супервайзера, приведет к исключению аварий из-за обрыва инструмента, исключению фальсификации данных по БТ. Подобная интеграция функциональных возможностей передовых разработок различных производителей ПО возможна, в том числе, благодаря взаимодействию программных продуктов между собой и с ЕЦП посредством программных интерфейсов API. API определяет функциональность, которую предоставляет программа внешним пользователям, при этом API позволяет абстрагироваться от того, как именно эта функциональность реализована. «Если программу рассматривать как чёрный ящик, то API – это множество «ручек», которые доступны пользователю данного ящика и которые он может вертеть и дёргать. Это происходит за счет набора готовых классов, процедур, функций, структур и констант, предоставляемых для использования во внешних программных продуктах» [98]. Таким образом, сокращение персоналом затрачиваемого времени на комплексный анализ потоков информации и упрощение обработки большого количества данных [104] обеспечивается за счет технической рационализации взаимосвязи программных продуктов между собой. Схема подключения сторонних разработчиков ПО к ЕЦП заключается в следующей нижеописанной последовательности. Заказчик (НК) принимает решение о целесообразности использования в своей производственной деятельности ПО (или существующего на рынке ПО, или разработка ПО в соответствии с требованиям 62 технического задания) для решения определенного ряда задач. Далее производит выбор компании-разработчика данного ПО с условным названием «Программа А». После этого выбранному разработчику ПО передают описание ЕЦП и предоставляют доступ к ЕЦП заказчика посредством интерфейса разработчика. Разработчик ПО в соответствии с едиными стандартами создает на ЕЦП специальный модуль обработки для «Программы А», включающий: основной функционал; программный интерфейс API для взаимосвязи с ЕЦП и иными программами в составе ЕЦП; при необходимости - интерфейс пользователя. В зависимости от специфики «Программы А» модуль обработки может иметь два варианта, определяемых его функциями: 1. Получение исходных данных из БД ЕЦП и программных модулей обработки иных программ в составе ЕЦП передача данных во внешнюю информационную среду для обработки в «Программе А» обработка данных в «Программе А» возврат обработанных данных в ЕЦП заказчика передача обработанных данных специалисту НК или супервайзеру через пользовательский интерфейс ЕЦП. 2. Получение исходных данных из БД ЕЦП и программных модулей обработки иных программ в составе ЕЦП обработка данных непосредственно в модуле обработки «Программы А» на ЕЦП передача обработанных данных специалисту НК или супервайзеру через пользовательский интерфейс ЕЦП (данная возможность не предусмотрена системой Wellook [98]). Аналогичная концепция сохраняется и при взаимодействии ЕЦП с буровой площадкой. Если определенная программа установлена на буровой площадке, то взаимодействие с ЕЦП происходит программным путем через API. Если программа на буровой не установлена, то работа с этой программой происходит посредством интерфейса пользователя ЕЦП. Организация работы на базе ЕЦП в результате обеспечивает НК большей независимостью от конкретных поставщиков программных продуктов и услуг. А значит и сокращению расходов НК благодаря росту конкуренции и бо́льшему количеству доступных вариантов ПО. Доступ к ЕЦП имеют специалисты НК и супервайзеры на буровых объектах посредством интерфейса пользователя (может быть представлен в виде web-интерфейса, виртуального рабочего стола и пр.). При необходимости доступ может быть предоставлен и буровой компании. В то же время обеспечивается высокая 63 кибербезопасность за счет шифрования данных, кроме того, каждый специалист имеет ограниченные администратором ЕЦП права пользования определенными ресурсами. Следует отметить также, что доступ к необходимой информации предоставляется в режиме реального времени, возможна интеграция ЕЦП с мобильными устройствами. Специалисты НК (технологи, специалисты по моделированию и управлению заводнением и т.д.) посредством единого интерфейса пользователя ЕЦП производят сбор информации в реальном времени, необходимый комплексный анализ данных по бурению скважин с построением срезов по проблемным скважинами, с выдачей сводных графиков, сводок, таблиц и других форм представления результатов обработки. При этом не задумываясь какое необходимое для анализа ПО каких производителей задействовано. Вместе с тем используются любые необходимые для анализа программы различных производителей ПО, подключенные к ЕЦП. Супервайзеры на объектах посредством единого интерфейса пользователя ЕЦП производят необходимый оперативный анализ данных по операциям бурения скважин с использованием всех необходимых для конкретного анализа подключенных к ЕЦП программ различных производителей ПО. Буровой компании посредством интерфейса пользователя ЕЦП может быть предоставлена детальная информация по НПВ, выполнению графика «Глубина-день», справочные и другие аналитические сведения, которые позволят оптимизировать производство. Также через единый интерфейс пользователя (по определенным типам задач) происходит взаимодействие руководителей НК по бурению скважин и полевых супервайзеров: передача информации, постановка задач и получение отчетов об их выполнении, автоматизация контроля исполнения. Структура БД ЕЦП предполагает незыблемую часть, которая включает все полученные по скважине исходные данные (так называемое «дело скважины»), и дополнительную часть, которая содержит обработанные данные. Таким образом, ЕЦП необходима при подготовке заказчиком стратегических управленческих решений, формировании супервайзером как представителем заказчика на буровом объекте оперативных решений, составлении буровой компанией производственной программы. Ресурсы ЕЦП позволяют проанализировать ошибки и составить оптимальные планы по подразделениям. С точки зрения организации и 64 управления буровыми работами, основными особенностями и ценностями предложенного механизма на основе ЕЦП в сравнении с применяемыми в настоящее время являются: 1) возможность специалистов НК, ответственных за управление буровыми работами, проводить комплексный анализ потока цифровых данных и многофакторную аналитическую обработку статистической информации благодаря использованию единой цифровой платформы и единого интерфейса для работы со всеми необходимыми для анализа специализированными программами различных разработчиков ПО. 2) возможность буровых супервайзеров, представляющих интересы НК на буровых площадках, посредством единой цифровой платформы получать результаты оперативного анализа, выполненного с использованием необходимых программных решений различных производителей ПО. 3) возможность автоматизации контроля выполнения определенных типов задач, поставленных НК. 4) возможность интеграции программных продуктов сторонних разработчиков ПО с помощью API единой цифровой платформы НК и интерфейса разработчика см. рисунок 2.3 (следует учесть, что в системе Wellook [98] интерфейс разработчика реализован частично - в виде редактора БД с возможностью изменения данных, без возможности работы в среде разработки). В заключении раздела необходимо отметить, что благодаря использованию концепции ЕЦП возможна реализация новых методик и методических подходов, направленных на повышение эффективности организационно-технических процессов на каждом этапе жизненного цикла нефтяной скважины. 65 2.2. Построение методики управления бурением нефтяных скважин в рамках системы единой цифровой платформы По результатам исследований сотрудников University of Oklahoma буровые работы составляют более 80% от общей стоимости строительства нефтяных скважин. При этом часто ошибочно полагают, что только технические аспекты буровых работ влияют на результаты бурения [152]. На практике повышение эффективности бурения и снижение эксплуатационных затрат возможно при использовании целостного интегрированного подхода к управлению буровыми проектами. Автором предложена методика, основанная на известном процессно- ориентированном подходе к управлению. Новизна заключается в его адаптации к управлению бурением нефтяных скважин (рисунок 2.3) и решению крайне актуальной задачи сокращения времени простоев в бурения, в том числе связанных с авариями и осложнениями. При разработке методики автором произведен анализ следующих подходов: 1. Функциональный подход к управлению. Использован в работах [105, 106]. Данный подход базируется на принципе, заключающемся в том, что деятельность организации – это набор функций, соотнесенных с функциональными подразделениями организационной структуры предприятия. Преимуществом данного подхода является высокое качество выполнения отдельных операций, при этом данное преимущество становится недостатком подхода если цели исполнителей недостаточно четко скоординированы в рамках бизнес-процесса. 2. Ситуационный подход к управлению. Построен на концепции, заключающейся в отсутствии единого верного метода управления, а выбор наиболее подходящего метода зависит от конкретной ситуации. 3. Системный подход к управлению. Данный подход, применительно к управлению строительством скважин, рассмотрен в работах [38, 107]. Системный подход, получивший развитие в 1960-х годах, направлен на выявление элементов системы с дальнейшим анализом взаимосвязей между ними. В отличие от стратегии научного поиска, основанной в первую очередь на анализе и разделении сложного на простые части, в системном подходе внимание акцентируется на изучение целостных явлений, включая их системные интеграционные свойства. 66 4. Процессный подход к управлению [108, 109]. Основывается на концепции, в соответствии с которой управление – это непрекращающаяся серия взаимосвязанных действий (управленческих функций). В научной литературе различают такие процессноориентированные подходы к управлению как: процессно-целевой подход (ориентирован на и достижение определенных целей, использован в работе [72]), процессно-проектный подход (ориентирован на управление проектами, рассмотрен в работах [110, 111]). В зарубежной литературе управление, основанное на данном подходе обозначают как АВМ (Activity based management). Как показали исследования, процессно-ориентированный подход наиболее приемлем для решения задачи разрабатываемой методики - сокращения продолжительности видимого НПВ (включая аварии и осложнения) и скрытого НПВ при бурении нефтяных скважин (которое представляет собой низкую эффективность операций), а также предотвращения временных затрат на устранение организационных и технологических факторов возникновения простоев. Методика управления жестко привязана к технологической схеме бурового производства, базируется на принципе максимально допустимого (без снижения качества работ) сокращения времени строительства скважин, соответствует принципам ЕЦП, включая возможность использования алгоритмов интеллектуальной интерпретации больших данных по НПВ. При разработке методики автором был рассмотрен способ выявления причин, влияющих на НПВ бурения скважин, на основе причинно-следственной диаграммы профессора Каору Исикавы (рисунок 2.4). Основными факторами стратификации НПВ определены: Manpower (специалист), Machine (оборудование), Material (раствор), Method (технология), Medium (окружающая среда), Measurement (измерения). 67 Рисунок 2.4 - Диаграмма анализа корневых причин НПВ при бурении нефтяных скважин Источник: составлено автором Положительной стороной диаграммы на рисунке 2.4. является её наглядность, однако подобная группировка не позволила определить средства действенного воздействия на причины возникновения простоев. В этой связи были проанализированы следующие методические подходы: программа менеджмента Э. Деминга, методы Г. Тагути, правила управления А. Файоля, принцип В. Парето (80/20), концепция Д. Джурана, метод функционально-стоимостного управления ABCM (Activity-Based Cost Management) и АВС-анализ (Аctivity Based Costing), абсолюты Ф. Кросби и др. Рассмотрены их возможности и целесообразность использования для решения поставленных задач. «В качестве нового инструмента для определения приоритетов - наиболее существенных и требующих первоочередного решения проблем, влияющих на возникновение простоев в бурении, определен АВС-анализ в совокупности с принципом Парето. Разрешение первоочередных проблем принесёт НК максимальный экономический эффект». [8] Тем самым, создается компактная модель для принятия управленческих решений [87, 156]. АВС-анализ, как следует из названия, наиболее часто применяется в экономике при управлении затратами [80]. Но в рамках предложенной автором методики он будет использован для группировки факторов НПВ. Для более глубокого анализа причин возникновения простоев и определения действенных средств сокращения сроков строительства скважин детально исследован практически-ориентированный инструментарий для решения внутрикорпоративных задач повышения эффективности бурового производства, предложенный специалистами ПАО «Газпром нефть» на основе принципа «Технического предела» при бурении скважин [42]. Данный подход подробно описан в разделе 1.3, он позволяет транслировать успешные организационно-технические решения на новые буровые объекты. Лучшая композитная скважина (ЛКС) представляет собой скважину, составленную из лучших по времени операций бурений, включая минимальное время НПВ. Теоретически возможное время строительства (ТМП или «технический предел») при бурении нефтяной скважины достигается в случае исключения видимого (заактированного) и скрытого НПВ при условии использования новейших технологических разработок, позволяющих повысить эффективность и сократить сроки бурения (рисунок 2.5.). 69 Рисунок 2.5 - Структура времени бурения скважины в соответствии с концепцией «Технического предела» Источник: составлено автором Недостатком концепции «Технического предела» является вероятность снижения рентабельности проекта строительства скважины в случае применения дорогостоящих инновационных технологий, что учтено автором при разработке новой методики. К основным характеристикам предложенной автором методики процессноориентированного управления бурением нефтяных скважин относятся следующие: является статистическим методом с элементами многофакторного анализа; важным преимуществом является простота для внедрения и автоматизации в рамках единой цифровой платформы (ЕЦП), при этом интеллектуальная интерпретация больших данных по НПВ может быть основана на кластерной технологии обработки или технологии распределенной БД [104]; позволяет разработать систему оптимальных превентивных организационных и технических мер по сокращению времени простоев - устранению наиболее значимых причин видимого НПВ и скрытых простоев в бурении (то есть повысить эффективность каждой операции); 70 система превентивных мер реализуется за счет организационно-технических средств супервайзинговой компании и бурового супервайзера как представителя НК на буровом объекте. Алгоритм методики представлен на рисунке 2.6. Рисунок 2.6 - Алгоритм использования методики процессно-ориентированного управления бурением нефтяных скважин Источник: составлено автором Серия предупреждающих организационных и технических мероприятий, реализуемая за счет оперативных действий супервайзера, индивидуальна в каждом конкретном случае и зависит от множества факторов. Решающее влияние могут иметь такие управленческие решения как: 71 осуществление дополнительной операции для обработки и закупорки кавернозного пласта; поддержание заданных параметров бурового раствора, его плотности (), расхода (Q) и др.; предотвращение повышения давления (Р) в стволе, вызываемого забросами Р при спуско-подъемных операциях (СПО), неверной реологией раствора, превышением Q раствора, сужениями в скважине; предварительное составление экстренного плана быстрого использования соответствующих конкретной ситуации материалов, учитывающего схему их хранения на буровой площадке, правила и порядок применения; прочие операции, связанные с решением индивидуальных производственных ситуаций (допустим, поиск оптимального решения проблемы неустойчивости ствола скважины при вскрытии под высоким зенитным углом интервалов с неустойчивыми аргиллитами). С целью оценки продуктивности предложенной методики процессно- ориентированного управления бурением нефтяных скважин и принятия решения о целесообразности автоматизации ее алгоритма целесообразно провести промышленную апробацию на реальном проекте (раздел 3.1). Последующим крупным этапом организационно-технологического развития бурового производства в целом и организационно-управленческого механизма повышения эффективности в частности должна стать автоматизация работы буровых установок, их интеллектуальное управление и техническое обслуживание с использованием инструментов ЕЦП [91, 151]. Внедрение предложенной методики в рамках системы ЕЦП позволит НК снизить эксплуатационные затраты за счет: моделирования процессов и выбора как индивидуальных так и типовых решений для массовой трансляции на буровые объекты; оптимизации организационно-управленческих и технологических решений; повышения производительности труда в результате передачи рутинных работ компьютеру; сокращения НПВ из-за осложнений и аварий при производстве буровых работ благодаря комплексной интеллектуальной обработке больших данных «умными» компьютерными программами – инструментами системы ЕЦП. 72 2.3. Формирование инструмента внутрифирменного планирования буровой компании в виде экономической модели оптимизации расходов в условиях ограниченного бюджета Понятие экономическая модель в научной литературе определяется как способ воспроизведения реальных экономических явлений в виде математических динамических связей. Основу системы эффективного управления буровым предприятием составляет оценка и управление факторами, определяющими и учитывающими изменения внутренней и внешней среды, что особенно важно в условиях неопределенной текущей ситуации развития экономики [75]. Проведенные автором исследования российского рынка нефтесервисных услуг позволили установить отсутствие в практической деятельности буровых компаний методов оптимизации решений, учитывающих способы распределения расходов с учетом их влияния на продолжительность времени простоев, что способствует снижению эффективности бурового производства [7]. Выполнен анализ наиболее часто встречающихся проблем в сфере принятия управленческих решений в бурении скважин (например, затягивание времени операций без углубления, осложнения по причине человеческого фактора, нарушение технологии проведения работ и мн. др.) [8]. В ходе исследований были проанализированы применяемые в мировой практике экономико-математические модели, предназначенные для повышения эффективности бурения скважин и выбора рациональных управленческих решений, в том числе с учетом факторов неопределенности, высокой сложности и стоимости бурения [112, 113, 114, 154]. Детально рассмотрены модели EOQ (Economic Order Quantity), EPR (Economic Production Run), J ITIM (Just-In-Time Inventory Management), TOC (Theory Of Constraints) [155]. Проанализирована работа сотрудников Кемеровского государственного университета [115], в которой предложено решение задачи оптимизации затрат на ресурсы производства с ограничением в виде производственной функции», представляющей собой зависимость количества произведенного товара от количества используемых ресурсов. Особенностью модели является возможность минимизации затрат и максимизации дохода предприятия за счет формирования оптимального производственного плана, ограниченного величиной спроса. В случае преобразования 73 данной математической модели для целей оптимизации основных статей расходов буровой компании, существует высокая вероятность существенного сокращения НПВ при бурении (не только связанного с выходом из строя оборудования БУ) и, как следствие, повышения рентабельности бурового подрядчика. Рассмотрены существующие корпоративные методические подходы для расчета отклонений от норм затрат, оптимизации производственных параметров и пр. Выявлен «подход к оптимизации затрат на ППР оборудования с позиции системы менеджмента качества и процессного подхода к поставленной задаче, разработанный авторским коллективом Тюменского государственного нефтегазового университета» [116]. Оценку качества выполнения ППР предложено выполнять на основе функции качества и шкалы желательности Харрингтона. При этом суть задачи оптимизации заключается в нахождении оптимума целевой функции качества выполнения ППР при минимизации затрат. Анализируемый период ППР для рассматриваемого вида оборудования (транспортные средства) составил 5 лет. Представляет интерес использование в совокупности вышеописанных элементов, математической модели и методического подхода, и их адаптация для рассматриваемой в диссертации проблематики. Применительно к буровому производству целесообразна замена шкалы желательности Харрингтона на шкалу продолжительности времени простоев в бурении из-за выхода из строя конструктивных блоков буровой установки, с последующим эмпирическим построением функции оптимизации расходов на ППР. При этом необходимо увеличить диапазон анализа статистических данных до 10 лет и более, в зависимости от фактического срока использования буровых установок. В результате диссертационной работы автором разработана экономическая модель, расширяющая инструментарий средств экономической оптимизации затрат и позволяющая учитывать зависимость финансовых потерь буровой компании от величины расходов на выполнение услуг [7]. Модель позволяет рассчитать, на сколько снизится доля НПВ в зависимости от размера финансовых ресурсов, затраченных буровым подрядчиком на предотвращение НПВ. Ниже представлено описание предложенной экономико-математической модели. «Современное управление финансовыми ресурсами предприятия предполагает применение финансового планирования и системы бюджетирования» [84], реализуемых с целью оптимального распределения финансов. Предлагаемая методика оптимизации 74 расходов в условиях ограниченного бюджета может применяться в качестве инструмента системы внутрифирменного планирования, позволяющего в рамках математической модели нелинейного программирования определить наиболее рациональные соотношения при распределении финансовых средств по статьям расходов, тем самым обеспечить получение наилучших технико-экономических показателей деятельности организации. Финансовый план предприятия составляется в виде баланса доходов и расходов, а плановые расходы и отчисления формируются по всем направлениям его финансово-хозяйственной деятельности, которые условно можно разделить на две группы. В первую группу включим расходы на выполнение услуг и зависимые от них платежи в бюджет и внебюджетные фонды, за исключением НДС; во вторую остальные расходы: прочие платежи в бюджет, возврат кредитов с учетом процентов, лизинговые платежи, расходы по прочей операционной деятельности, по инвестиционной деятельности, внереализационные расходы, займы другим организациям, расходы на социальную сферу, на выплату дивидендов и др. Исходим из того, что буровой компании при планировании расходов, с одной стороны, необходимо оптимизировать расходы на выполнение услуг, с другой стороны, финансовые средства на оптимизацию ограничены величиной , максимальное значение которой высчитывается с учётом обязательных выплат по всем статьям расходов первой и второй группы [7] (схема расчета поясняется на рисунке 2.7.). Рисунок 2.7 - Общая схема расчета величины Mb (максимального бюджета на оптимизацию) Источник: составлено автором 75 Под оптимизацией расходов в данном контексте понимается следующее: имеется ряд негативных факторов, являющихся причиной убытков или причиной недополучения прибыли (в случае буровой компании негативным фактором является НПВ), но путем оптимальной аллокации финансовых ресурсов отрицательный эффект каждого из таких факторов может быть снижен. В общем случае математическая формулировка поставленной задачи имеет следующую форму: (1) где номером – некоторое численное выражение негативного эффекта от проблемы с (не обязательно в денежном выражении); единиц измерения; – коэффициент приведения – финансовые ресурсы, затраченные на уменьшение негативного эффекта проблемы с номером i; – эмпирически рассчитанная функция оптимизации расходов (принимает значения в интервале от 0 до 1), – максимальный бюджет [7]. Решение данной задачи оптимизации соответствует максимальному доходу бурового предприятия Mprofit, полученному в результате применения модели. «Разработанная модель основывается на решении классической математической задачи нелинейной оптимизации. Эта задача и методы ее решения широко обсуждаются в литературе» [117, 118]. Примеры алгоритмов, решающих эту задачу численно можно найти в [119]. Также задача нелинейной оптимизации с ограничениями может быть решена средствами различных программных пакетов (MATLAB, Mathcad, Python). Задача будет являться линейной тогда и только тогда, когда все – линейные функции, т.е. когда для любых чисел выполнено условие: (2) Ясно, что такая модель была бы слишком грубой, чтобы достаточно полно описывать реальность. Построение функций для конкретных проблем является достаточно трудоемкой задачей и должно опираться на обработку статистических данных, производственный опыт предприятий, экспертные оценки и прогнозы. Тем не 76 менее, можно сформулировать удовлетворять любая функция некоторые общие свойства, которым должна : 1) Функция должна быть неубывающей функцией своего аргумента. 2) На некотором отрезке, содержащем 0, функция есть тождественный ноль. 3) Функция асимптотически стремится к 1 при стремлении аргумента к плюс бесконечности. Первое свойство означает, что оптимизация при больших затратах не хуже оптимизации при меньших затратах, т.е. предполагается, что решение за большие деньги не хуже более дешевого. Второе условие означает существование некоторого минимального порога, после которого дополнительные расходы начинают оказывать положительный эффект, что также соответствует действительности. Третье условие означает, что любую проблему полностью можно решить только с помощью бесконечных вложений. Другими словами, даже при больших затратах всегда остается ненулевая вероятность поломки оборудования буровой установки либо другой негативной ситуации. Другие требования (непрерывность или строгая монотонность) в математической модели не учитывались, так как могут не иметь места в конкретных случаях [7]. Надо понимать, что для функции: (3) не существует метода, который бы гарантированно находил глобальный максимум для поставленной задачи. Но в некоторых случаях глобальный максимум может быть найден. Например, функции линейны (тогда применимы соображения линейной теории оптимизации и максимум будет в одной из вершин симплекса, задаваемого неравенством возможно в случае, если все ). Также точное нахождение максимума являются кусочно-постоянными [117]. В таком случае задача решается полным перебором всех возможных значений (их будет конечное число). Такой метод перебора применим, если размерность задачи (величина ) не слишком велика – количество требуемых вычислений растет экспоненциально с ростом . 77 Поскольку оптимизируемая функция может иметь достаточно общий вид, допускающий разрывы и точки недифференцируемости, то в расчетах используются стохастический метод имитации отжига (simulated annealing) [161,162] или метод дифференциальной эволюции [163], которые к тому же позволяют повысить размерность решаемых задач за счет снижения вычислительных затрат. Стохастические модели достаточно широко применяются в экономике (такими экономистами как Ермольев Ю.М., Ястремский А.И., Валтер Я. и др.), в том числе рассматриваются зависимости от изменения мировых цен на нефть [120, 160]. Кратко алгоритм «simulated annealing» [161, 162] может быть представлен так. Пусть есть некоторая случайная точка, принадлежащая рассматриваемому симплексу. На каждом шаге алгоритма равновероятно выбираем некоторую точку симплекса из окрестности точки . Вероятность перехода и либо переходим в нее, либо остаемся в точке определяется из следующих (термодинамических) соображений: (4) Здесь шага. есть некоторая убывающая к нулю последовательность и Через мы обозначили оптимизируемую — номер функцию, т.е. Из описания метода видно, что с ненулевой вероятностью на каждом шаге можно перейти в положение, в котором уменьшится. Данная особенность метода позволяет чаще избегать локальных максимумов при оптимизации [7]. Общий алгоритм метода дифференциальной эволюции [163] может быть описан следующим образом. Пусть есть некоторая целевая функция , т.е. некоторая скалярная функция, определенная на подмножестве пространства Выберем . случайных n-мерных векторов. На каждом шаге алгоритма снова строим векторов той же размерности следующим образом. Каждому вектору случайных вектора, выбранных из оставшихся формируем новый вектор по формуле: сопоставим три векторов. Из этих трех векторов 78 (5) где – задаваемый параметр задачи, величина от 0 до 2. Далее каждая координата вектора замещается с вероятностью вектора . Если значение целевой функции в новом векторе больше, чем в первоначальном, то первоначальный (задаваемый параметр задачи) координатой вектор заменяется. Подобная процедура выполняется заданное число раз [7]. Отметим, что также можно ограничиться рассмотрением задачи оптимизации в следующей постановке: (6) которая будет актуальна в случае, если необходимо израсходовать весь выделяемый бюджет. Возможно обратное решение поставленной задачи. В этом случае исходными данными для решения задачи является значение profit, то есть определена ожидаемая величина дохода предприятия и необходимо рассчитать минимально возможное значение , которого будет достаточно для достижения поставленной задачи. Также допускается применение предложенной модели для оптимизации расходов буровой компании с целью сокращения производительного времени бурения. Вышеописанный экономический инструмент может быть использован при финансовом планировании на предприятиях топливно-энергетического комплекса и иных отраслей промышленности. Практическое применение метода на примере бурового предприятия, выполняющего комплексный сервис при бурении нефтяных скважин на условиях генерального подряда, будет рассмотрено в разделе 3.2. В заключение раздела отметим, что доля НПВ при бурении нефтяных скважин, которая может быть снижена благодаря разработанной методике, составляет 79,1 % от общего времени простоев. В том числе, по данным исследований [8], на НПВ в результате неисправности оборудования БУ приходится 39,8 %; на НПВ вследствие осложнений и аварий в процессе бурения по причинам неквалифицированных действий бурового персонала и ИТР, нарушения технологии проведения работ, несоответствия бурового раствора – 33,0 %; на НПВ из-за превышения нормативного времени проведения операций - 6,3 %. 79 2.4. Преобразование управления внутрискважинными работами путем модернизации супервайзинга и получения синергетического эффекта В экономике синергия понимается как усиление действия отдельных факторов (подсистем) за счет их согласованной интеграции и упорядоченности в рамках единой системы, в результате влекущее больший эффект системы в целом в сравнении с суммой эффектов отдельных подсистем (синергизм). Эффект синергии изучался такими учеными как Хакен Г., Курдюмов С.П. и др. В современной практике данный эффект применяется в различных целях и различных отраслях промышленности. Так, в работе агропромышленных синергия, синергия [121] исследуется компаний: синергетический выделяется объединения операционная оптимально эффект интеграции синергия, финансовая управляемых предприятий. Они формируют следующие источники эффектов: снижение издержек производства, повышение уровня продаж, увеличение эффективности инвестиций. В работе [86] рассматривается оценка синергетических эффектов инвестиционных проектов нефтяных компаний, в научной статье [45] - синергизм от слияния и поглощения нефтяных компаний. В работе [122] представлены «результаты моделирования коллективных процессов и анализа эффекта синергии в случае коллективного решения сложных задач. По утверждению авторов интегрированное решение лучше решения экспертов, работающих индивидуально». Новая управленческая парадигма - основанная на синергетике самоорганизация, предложена в диссертации [123]. Концепция состоит из трех элементов: креативности организации, тотального лидерства и организационной культуры как системообразующего фактора. Применительно к бурению скважин эффект синергии используется при реализации программы технологического развития «Газпром нефти» [44]. Данная программа предусматривает исследование синергизма применительно к испытаниям технологий: производится подбор оптимальных комплексов технологий. Решения, экономически невыгодные при использовании их обособленно, могут дать кардинально отличный эффект в сочетании с другими технологиями. 80 Предлагаемые организационные преобразования при управлении бурении нефтяных скважин, обеспечивающие получение синергетического эффекта Переформатирование структуры управления бурением скважин, выраженное в переходе от генерального подряда к раздельному сервису (раздел 1.3), повлекшее за собой изменение контрольно-согласовательных функций супервайзера управленческими, привело к росту ответственности супервайзера. На сегодняшний день именно от него зависит оперативность и эффективность управления бурением непосредственно на объекте выполнения работ, включая надзор и руководство технологическими процессами, оценка качества услуг и соответствия программам, координация сервисных подрядчиков. При этом, следует отметить, при производстве буровых работ на площадке участвуют до десяти подрядных компаний: вышкостроение, сервисное обслуживание наземного и скважинного бурового оборудования, растворный сервис, цементирование, геонавигация и др. В то же время оснащение бурового супервайзера осталось прежним: ноутбук, принтер, средства связи. По-прежнему характерно отсутствие дистанционной консультационной поддержки супервайзера, средств автоматизации данных для принятий верных управленческих решений. При выборе организационно-технических решений супервайзер опирается исключительно на свой производственный опыт и данные ГТИ, предоставленные сторонней организацией. Повсеместно это приводит к необходимости принятия супервайзером ответственных решений в стрессовых ситуациях, связанных с инцидентами [49]. Информация от станций ГТИ содержит не менее половины технико- технологической, горно-геологической и аналитической информации по скважине. Вместе с тем не является секретом, что данные ГТИ зачастую носят некорректный характер, связанный с неисправностью датчиков, несвоевременной тарировкой и т.п. [124]. Кроме того, отсутствие единой цифровой платформы ЕЦП (раздел 2.1, рисунок 2.3) приводит к недостаточному оперативному анализу непрерывного потока большого количества данных, включая данные ГТИ. Та же ситуация и с использованием архивных данных для анализа накопленного опыта и статистическо-аналитической информации по строительству скважин. Следует предоставить буровому супервайзеру инструмент, позволяющий предотвращать осложнения и аварии за счет своевременного получения результатов 81 автоматизированного анализа, формирования аналитической основы для выработки оптимальных распоряжений, организационного и технического характера, буровому и сервисным подрядчикам. Инструмент, который позволит объективно оценивать проводимые операции и тем самым обеспечить предоставление подрядными организациями услуг соответствующего качества. Способом разрешения вышеуказанных проблем при бурении нефтяных скважин является интеграция службы ГТИ и службы супервайзинга (переподчинение службы ГТИ) одновременно с использованием ресурсов ЕЦП. При этом эффект синергии образуется благодаря увеличению производительности труда (сервисных подрядчиков и супервайзера - решается проблема большой загрузки супервайзера «бумажной» работой) и достоверности данных (функции ГТИ предполагают: геолого-геохимические и технологические исследования, измерения системами MWD и LWD, контроль качества цементирования и соответствия растворов, исследование пластового флюида при испытании скважин и др.), сокращению продолжительности бурения скважины (сокращения видимого НПВ и времени низко эффективных операций), снижению рисков аварий, повышению качества работ (за счет высвобождения времени и сосредоточения супервайзера на организацию, контроль и управление ключевыми производственными процессами). Предлагаемые организационные преобразования при управлении внутрискважинными работами (ВСР), обеспечивающие получение синергетического эффекта При техническом обслуживании нефтяных скважин, непосредственно во время проведения ремонтных работ на скважине, взаимодействие НК и сервисных компаний происходит также как и при организации буровых работ посредством полевого супервайзера, наделенного полномочиями заказчика и выполняющего надзорную функцию [53]. Значительное повышение эффективности ремонта стало возможным после радикального изменения в системе супервайзинга, основанного на синегетическом эффекте интеграции родственных видов деятельности: мобильного супервайзинга ТиКРС и инструментального контроля параметров [3, 49, 53]. «В этом случае гарантируется оперативность и обоснованность управленческих решений при ВСР за счет использования достоверной информации, отсутствия фальсифицированных сведений. Данный интегрированный сервис по инструментальному супервайзингу 82 ТиКРС включает: контроль растворов и промывочных жидкостей и мониторинг технологических параметров ремонтных операций в режиме реального времени. Наличие у супервайзера точных и неискаженных данных, представленных в наглядном цифровом и графическом виде, является необходимым условием усовершенствования работы ремонтных бригад, в том числе: исключения брака и работы вхолостую, снижения операционных рисков, надежного выполнения сложных и ответственных геолого-технических мероприятий» [3]. По сути, «концепция инструментального супервайзинга заключается в предоставлении супервайзеру возможности выполнять все поставленные перед ним задачи и проводить полноценный технико-технологический контроль операций глушения, сложного глушения с установкой блокирующего состава, обработки призабойной зоны (ОПЗ), повышения нефтеотдачи пласта (ПНП), нормализации забоя, ремонтно-изоляционных работ (РИР) и др.» [3]. На рисунке 2.8 приведена блок – схема предлагаемой концепции инструментального супервайзинга ТиКРС и синергетического эффекта от его внедрения. На рисунке 2.8 в блоке «Текущее состояние на рынке ТиКРС» показано, что организация ремонтных работ далека от совершенства и существует значительный потенциал повышения эффективности ремонтных работ. Сервис ГТИ, как таковой, при ТиКРС отсутствует и заменяется системами типа ИВЭ-50 (или ДЭЛ-140, или ГИВ-1Э), при этом характерно: отсутствие должного технического обслуживания (ТО), недостаточная комплектность применяемых датчиков и неудовлетворительное использование данных измерений (прежде всего, в связи с отсутствием знаний). Контроль растворов (регистрация и контроль параметров закачиваемой жидкости) – это отдельный сервис, связанный с исследованиями параметров технологических и промывочных жидкостей при операциях ТиКРС, для которого в настоящее время характерно искажение отчетных данных. Мобильный супервайзинг представляет собой деятельность, направленную на управление подрядными и субподрядными сервисными предприятиями по ремонту скважин, но ограниченную техническими возможностями контроля. Кроме того, характерная для ТиКРС низкая эффективность операций (скрытое НПВ) связана, прежде всего, с низким уровнем использования новых технологий при ремонте скважин. Рисунок 2.8 - Синергетический эффект внедрения инструментального супервайзинга ТиКРС Источник: составлено автором Существенное повышение эффективности ТиКРС вследствие объективного контроля при инструментальном супервайзинге приводит к положительным изменениям по всей цепочке производства и полномасштабному повышению культуры организации производства. Инструментальный супервайзинг ТиКРС – это мобильный супервайзинг, усиленный контрольно-измерительными приборами, системой контроля параметров жидкостей, аппаратно-программным комплексом контроля технико-технологических параметров и других инструментов для объективного мониторинга в режиме реального времени операций ТиКРС и соответствия оборудования сервисных подрядчиков предъявляемым технологическим требованиям [125, 126, 127]. Синергетический эффект инструментального супервайзинга как экономического инструмента управления заключается в качественном и количественном изменении результатов работ по техническому обслуживанию скважин за счет системного эффекта (эмерджентности). «Примером таких изменений, которые в совокупности и определяют эффективность ТиКРС, являются следующие показатели: проведение операций ТиКРС без нарушения технологических регламентов; сокращение НПВ на подготовку и проведение операций; сокращение случаев завоза на объекты неподготовленного и неисправного оборудования; изменение уровня подготовки бригад к проведению технологических операций. сокращение случаев завоза на объекты технологических жидкостей и растворов с отклонениями по плотности, по объему; случаев использования отличающихся от план-заказа растворов и химических реагентов» [3]. Следует особо отметить, что «соединение двух факторов, первый - прямой выход супервайзинговой организации на органы управления НК для согласования программы ОПИ новых технических и технологических решений, второй - наличие необходимой измерительной аппаратуры для объективной оценки результатов ОПИ, предоставляет широкие возможности развития сектора ТиКРС. Это касается разработки и практического применения как методики оптимизации режимов при проведении основных операций ТиКРС, так и внедрения результатов НИР, включая фундаментальные и прикладные разработки российских учёных академических институтов. Предлагаемая методика управления ВСР способствует модернизации и выведению на мировой уровень специализированного российского программного и 85 аппаратного обеспечения для управления ремонтными работами и рисками при КРС» [3]. «Организация инструментального супервайзинга по принципу «скорой помощи» (ambulance supervising service) на базе легкового полноприводного автомобиля, благодаря привлечению обученного по междисциплинарным программам квалифицированного персонала широкого профиля и необходимого программноаппаратного комплекса, дает возможность информационного сопровождения и высокоточного проведения аварийных работ. Средства удаленного online-контроля, которыми оснащен мобильный пост супервайзера, позволяют выполнять удаленную экспертно-техническую поддержку, а также реализовать программу дистанционной стажировки специалистов (решение проблемы низкой квалификации специалистов, повышение квалификации, непрерывное обучение). В том числе, в связи с тем, что геофизические предприятия специализируются на ГТИ при бурении – но отсутствуют специалисты по ГТИ при КРС» [3]. В связи с существованием ряда отличий в организации ТиКРС нефтяными компаниями (описаны в разделе 1.3), в том числе различия в применяемой ремонтными подрядчиками техники и ее комплектации, имеет принципиальное значение такая характерная особенность инструментального супервайзинга как ориентация на индивидуальные потребности заказчиков – «кастомизация» услуги. Следует также отметить, что опасения некоторых экспертов относительно искажения супервайзером данных замеров не основательны, поскольку супервайзер в данном случае несет ответственность за контроль параметров, но не выполнение ремонта. В целях испытаний предложенной автором методики и оценки ее эффективности были разработаны: специализированное ПО [126] и мобильная станция ГТИ для супервайзера [127]. Данное изобретение представляет собой информационно- измерительную систему с расширенными инженерными функциями, техническим результатом которого является повышение ТЭП бурения и ВСР за счет снижения рисков аварий и осложнений, времени на их ликвидацию, совмещения профессий. Мобильная станция включает комплекс оборудования и ПО, необходимого супервайзеру для выполнения геолого-технологического полномочиями и контроля статусом представителя выполняемых работ. Обладая заказчика, супервайзер формулирует 86 своевременные рекомендации и предпринимает корректирующие действия на основе первичной, не интерпретированной, информации ГТИ в режиме реального времени. Предусмотрена возможность конфигурации, проверки, настройки, управления станцией из ситуационного центра на любом удалении от объекта. Станция включает систему управления рисками с алгоритмами оценки эффективности операций и раннего распознавания и предупреждения осложнений и аварий. Не менее важной составляющей предложенной методики управления ВСР является создание методической нормативной документации – автором разработано положение по инструментальному супервайзингу и должностная инструкция супервайзера – оператора ГТИ. Оценка эффекта синергии предложенной методики управления ВСР Существует несколько подходов к оценке эффекта синергии: доходный, сравнительный, затратный [45]. Или рассчитываемый как сумма эффектов [121]. Наиболее подходящей формой оценки синергетического эффекта инструментального супервайзинга является сравнительный подход, основанный на сопоставлении величины дополнительных расходов НК на супервайзинг (разница между затратами на инструментальный супервайзинг и стандартный мобильный супервайзинг) с величиной дополнительного дохода, составленного из суммы эффектов. дополнительного дохода НК от внедрения Суммарный размер инструментального супервайзинга формируется за все время его применения и складывается из следующих параметров: сокращение расходов на ремонтные работы и ускорение сдачи скважин в эксплуатацию (сокращение времени ремонта), в том числе сокращение количества случаев и продолжительности скрытых простоев (неэффективного выполнения работ), НПВ из-за организационных причин, НПВ из-за несоотвтетствия оборудования и т.д.; сокращение расходов благодаря своевременному выявлению и устранению фактов несоответствия фактически завезенных растворов заявленным (плановым), т.е. фактов «экономии» сервисными подрядчиками на объемах и качестве растворов; сокращение расходов на дополнительные или повторные работы благодаря своевременному выявлению и устранению нарушений регламентов выполнения технологических операций глушения, РИР, ОПЗ, ПНП и пр.; сокращение межремонтных работ. расходов благодаря увеличению продолжительности 87 Дополнительный эффект возможен в случае использования достоверных данных инструментального супервайзинга ТиКРС в рамках концепции единой цифровой платформы (ЕЦП), например, при моделировании процессов и подготовке программы ремонта скважин. Результаты апробации инструментального супервайзинга, проведенной в 20162017гг., представлены в разделе 3.3. Наглядно показано, что такая форма комплексного управления ремонтом скважин, включающая одновременно контроль, управление и технологическое сопровождение с минимальными для НК финансовыми вложениями, приводит к эффекту синергии и новому экономическому результату [49, 53, 39]. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ГЛАВЫ №2 Во второй главе описаны разработанные автором экономические инструменты и организационно-управленческий механизм повышения эффективности бурения и технического обслуживания нефтяных скважин. Предложена новая методика управления бурением, позволяющая производить выбор оптимальных управленческих решений для предотвращения случаев аварий и осложнений, сокращения количества и продолжительности иных простоев, минимизации времени низкоэффективных операций. Разработана экономико-математическая модель сокращения НПВ в условиях ограниченного оптимизировать бюджета расходы буровой и компании, сократить предоставляющая убытки. Обоснована возможность математическая формулировка задачи, определены общие свойства и допустимые виды функции оптимизации расходов, произведен анализ наиболее эффективных алгоритмов поиска оптимального решения. Представлена новая методика управления ТиКРС на основе инструментального супервайзинга, которая позволит за счет синергетического эффекта интеграции нескольких видов деятельности значительно повысить эффективность и качество ремонта скважин. 88 ГЛАВА 3 – Подтверждение значимости разработанного механизма для повышения эффективности бурения и технического обслуживании нефтяных скважин 3.1. операций Предотвращение в результате простоев применения и минимизация методики низкоэффективных процессно-ориентированного управления бурением скважин, классификация непроизводительного времени В разделе 2.2 описана методика процессно-ориентированного управления бурением нефтяных скважин, позволяющая предотвращать простои, минимизировать низкоэффективные операции (скрытое НПВ), сокращать количество осложнений и сложных аварий. Было отмечено, что в связи с большим массивом данных, которые необходимо обрабатывать при проведении буровых работ, целесообразно использование единой цифровой платформы (ЕЦП, рисунок 2.3) для автоматизированной и интеллектуальной интерпретации. Однако, в связи с отсутствием в настоящее время готового технического решения ЕЦП, апробация предложенной методики проведена (и ниже представлена) «в ручном режиме» в соответствии с этапами представленного на рисунке 2.6 алгоритма. Тем самым, выполнена оценка эффективности методики и целесообразности автоматизации ее алгоритма. На первом этапе на постах супервайзинга выполнялись следующие действия: составление актов аварий, осложнений, простоев; подробное описание происшествий, последствий, порядка действий, результатов расследования их причин; передача в региональное подразделение супервайзинговой организации сводных рапортов с информацией о проводимых операциях и актов НПВ (дважды в сутки). На втором этапе в региональном подразделении супервайзинговой организации выполнялись следующие действия: интеграция сведений «в ручном режиме» со всех супервайзинговых постов (по проекту, включающему буровые работы на нескольких нефтяных месторождениях в регионе, в целом). На третьем этапе в региональном подразделении осуществлялись: первичная обработка данных, первичный анализ для разрешения разночтений в описаниях НПВ. Последующие этапы алгоритма выполнялись супервайзинговой организации (автором исследования). в аналитическом центре 89 На четвертом этапе, в процессе сбора и обработки данных по НПВ, автором исследована структура НПВ по скважинам нефтяной компании, пробуренным в 2015 и 2016 годах на месторождениях ХМАО-Югра со схожими горно-геологическими условиями и инженерно-технологическим сопровождением. Общая продолжительность бурения 704 скважин, в том числе 362 наклонно-направленных и 342 горизонтальных, составила 13 451 сутки. Доля НПВ в общей продолжительности бурения скважин 15,3% (в 2015г. – 15,5%, в 2016г. – 15,1%). Для объективного анализа были отбракованы некорректные данные по одной из 705 скважин. Суммарное НПВ формировалось из видимого (зарегистрированного и заактированного) времени простоев на следующих этапах строительства нефтяной скважины: цикл монтажа, сборка и спуск КНБК, углубление, геофизические исследования скважин (ГИС), подъем и разборка КНБК, выброс инструмента, цикл подготовки ствола скважины, спуск эксплуатационной колонны, сборка и спуск хвостовика, цементирование, ожидание затвердения цемента (ОЗЦ), цикл демонтажа. В результате проведенных исследований автором произведена и научно обоснована новая классификация НПВ. В основу положена «Инструкция по классификации, расследованию и учеты аварий при бурении скважин на нефть и газ» [128], разработанная в 1979 году и предусматривающая распределение в зависимости от объекта аварий: аварии с элементами бурильной колонны (БК), обрыв БК, аварии с долотами, прихваты БК и обсадных колонн (ОК), аварии с ОК и «элементами ее оснастки, аварии из-за неудачного цементирования, аварии с забойными двигателями, падение в скважину посторонних предметов, прочие» [128]. При этом аварии, на устранение которых затрачено менее 8 часов, в соответствии с данной инструкцией регистрируются, но не учитываются. Однако существует необходимость предотвращения не только аварий, но и осложнений, время на ликвидацию которых занимает менее 8 часов. В практике бурения также применяют «Инструкцию по расследованию аварий, не повлекших за собой несчастных случаев на подконтрольных Госгортехнадзору предприятиях и объектах». Кроме того, нефтедобывающие и буровые компании индивидуально подходят к классификации НПВ, включая аварии и осложнения. Так, например, существует системная классификация [129] в зависимости от характеристики аварий: по источнику (оборудование, природный и субъективный фактор), по объекту, 90 по масштабам последствий (по порядку отражения в документах, по степени тяжести, по категории), по факторам аварий (технические, технологические, организационные, геологические). В соответствии с данной классификацией технические причины аварий связаны с низким качеством материала БУ и инструмента, усталостью металла, использованием изношенных технических средств, их несоответствием или низкими эргономическими показателями. Технологические причины вызваны неправильным выбором параметров режимов бурения, несоблюдением правил крепления скважины, ошибками в выборе рецептур промывочных жидкостей и тампонажных смесей, использованием компонентов низкого качества, необеспечением однородности раствора по стволу скважины, недоучетом геологических и гидрогеологических условий, неудовлетворительной подготовкой скважины. Организационные причины НПВ из-за аварий происходят в связи с низкой дисциплиной или квалификацией, нерегулярным ППР, несовершенством диспетчерской службы, несоответствием смены вахт, невыполнением профилактических мероприятий, неудовлетворительным материальным и техническим обеспечением. К геологическим причинам предложено относить аварии в связи с нарушением целостности стенок скважины и независящие от исполнителей обстоятельства. Существующие классификации НПВ являются или недостаточными для выработки полноценного комплекса решений по предотвращению осложнений и аварий, или сложными для их использования в производственном процессе. С целью наиболее эффективного выполнения аналитических действий, предусмотренных пятым этапом алгоритма использования предложенной автором методики процессно- ориентированного управления бурением нефтяных скважин (рисунок 2.6), а также разработки оптимальных управленческих решений на шестом этапе алгоритма, распределение НПВ производилось автором по категориям и подкатегориям, отличающимся организационными и технологическими подходами к устранению предпосылок их возникновения. В таблице 3.1 представлена фактическая структура НПВ по 704 скважинам. 91 Таблица 3.1 - Фактическая структура НПВ по 704 скважинам Далее представлено научное обоснование новой классификации НПВ, основанный на детальном анализе простоев при бурении 704 нефтяных скважин в 2015 и 2016 годах. 1. Категория НПВ «Вышечно -лебёдочный блок- ремонт» 1.1. Буровой автоматический ключ (АКБ), универсальный машинный ключ (УМК), гидроключи – ремонт (рисунок 3.1). Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Ремонт или замена АКБ, замена двигателя, пневмоцилиндра отвода-подвода ключа и т.п. Ремонт или замена ключей УМК, ремонт моментомера на УМК, наладка электроники. Навесное оборудование для свинчивания обсадных колонн (ОК): ремонт, ревизия, замена, настройка гидрораскрепителей, замена нижнего трубозажимного устройства, ремонт станции гидравлического подвесного ключа, пневмоцилиндра гидроключа, гидроключа ГКШ, ключа КМБ, КМБО и пр. Некорректная работа ключей. 1.2. Талевая система, буровая лебёдка – ремонт. Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Ремонт буровой лебёдки (БЛ), тестирование и настройка автоматизированной системы управления (АСУ), подъем на аварийном приводе, замена энкодера, тормозных колодок и пр. Ремонт, тестирование электрооборудования лебедки, ремонт электродвигателя на гидравлической системе БЛ, ремонт и замена регулируемого электропривода постоянного тока (РЭП) БЛ. Ремонт лебедки типа ЛБУ, отказ второго электродвигателя, замена тормозных лент, замена цепи (тихий ход) ЛБУ. Ремонт гидростанции - смена тормозного клапана, замена тормозных накладок. Ремонт талевой системы, ремонт защелки крюкоблока, замена уплотнения на вертлюге, смена датчика положения талевого блока, перетяжка талевого каната. ВЛБ: ремонт люльки верхового, замена направляющей тумбы ВЛБ, центровка вышки. 1.3. Верхний силовой привод (ВСП) – ремонт. Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Ремонт, замена ВСП, ТО, диагностика, ревизия. Незапланированные СПО в связи с ремонтом ВСП. Отказ АСУ, ремонт механизма управления, потеря связи с пультом управления, настройка ПО, ремонт КИП, сбои и замена датчиков (температуры масла редуктора, инкодера момента свинчивания и др.), замена или регулировка датчика стопора поворота манипулятора, замена потенциометра управления вращением ВСП. 93 Замена или ремонт редуктора, электродвигателя на ВСП, смена силового кабеля, ремонт электрокоммуникаций, замена двигателя обдува, замена электродвигателя гидронасоса, отвечающего за ход штропов ВСП. Смена переводников, подъем КНБК для смены промывочного переводника ВСП. Устранение негерметичности соединения ВСП. Ремонт или замена сальникового узла, обрыв крепления сальниковой коробки узла промывки, ремонт переходной гайки соединения сальникового узла с валом ВСП. Отказ вращения, отказ вращения стволовой части, ремонт тормоза. Отказ гидравлики, ремонт гидросистемы, гидромотора, замена гидрозадвижки, смена гидрошланга в гидростанции ВСП, устранение утечки масла, замена масла в трансмиссии, ремонт масляного трубопровода, замена маслонасоса, ремонт автоматики и системы запуска насосов. Ремонт вертлюга на ВСП, ремонт прижимной челюсти, ремонт, замена направляющей балки ВСП, отворот в нерабочем соединении (над дистанционным шаровым краном ВСП) при наращивании, отказ манипулятора (система подвода-разворота штропов) ВСП, замена шарового крана ВСП. 1.4. Ротор – ремонт. Далее указаны ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Ремонт и замена ротора, подъем стола ротора для замены, установка в рабочее положение. Замена цилиндра ротора ПКР, пневматических крыльев ПКР, роторных вкладышей, тормоза ротора, муфты шино-пневматической муфты (ШПМ), воздушного крана привода вращения передач ротора. цепной Ремонт коробки (КПЦ), цепного редуктора привода ротора, замена цепи, звеньев роторной автоматики, ремонт цепи. АСУ Отказ привода ротора, замена платы управления Рисунок 3.1 - НПВ на ремонт вышечнолебёдочного блока (сутки) Источник: составлено автором 94 2. Категория НПВ «Система циркуляции – ремонт, замена» (рисунок 3.2) 2.1. Манифольд и нагнетательная линия – ремонт, замена. Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Ремонт манифольда, замена прокладки на манифольде, ремонт и замена промытого элемента манифольда, замена прокладки гусака грязевого шланга, замена грязевого шланга из-за механического повреждения, замена рукава высокого давления (РВД) на стояке манифольда. 2.2. Буровой насос (БН) – ремонт. Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Ремонт БН различных модификаций (УНБТ, ВНБТ, УНБ и др.). Замена втулки на ВНБТ, нагнетательного клапана с выпрессовкой седла клапана на ВНБТ, шунтированной катушки синхронного двигателя, пневмокомпенсатора, гидравлической части БН, гидравлической коробки БН. Ремонт или замена дроссельно-запорного устройства ДЗУ. Ремонт УНБ (смена поршня, векеля, клапанов, сальников), шибера на питающей линии БН, АСУ БН, гидравлической коробки УНБТ, диафрагменного узла, системы охлаждения двигателя БН. Системный сбой управления БН. Незапланированное СПО, включая замену и перепрограммирование платы частотного преобразования привода УНБ. 2.3. Системы очистки бурового раствора, вертикальный шламовый насос (ВШН). Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Ремонт и замена ВШН, чистка циркуляционного желоба, ремонт вибросита, чистка мерника и ШН в циркуляционной системе грубой очистки ЦСГО, чистка шнека, ремонт гидроциклона, чистка желоба из-за несовершенства обвязки байпасов линейные вибросита, пескоотделителя, замена ремней на ремонт привода шнека, ремонт устьевой воронки, чистка забурника, замена гофрированного шланга, чистка шнекового конвейера, приемной емкости ЦСГО. чистка Рисунок 3.2 - НПВ на ремонт системы циркуляции (сутки) Источник: составлено автором 95 3. Категория НПВ «Бурильный инструмент, КНБК – ремонт, замена» (рисунок 3.3) 3.1. Замена, ремонт элементов БК: квадрат (ведущая труба); бурильные трубы (БТ); КНБК (РУС, винтовой забойный двигатель ВЗД, Ясс). Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Замена КНБК - незапланированное СПО, ревизия КНБК, ожидание сборки КНБК. Замена Ясса, РУС. Холостой рейс СПО из-за отказа ВЗД, заклинивание вала, слом вала ДРУ, отворот вала шпинделя ДРУ. Заклинка КНБК. Выброс на мостки, сборка новых, замена СБТ, ЛБТ (БТ типа ТБПК, ТБПВ и др.). Незапланированное СПО по причине негерметичности БК, определения места размыва (промыва), визуальный осмотр и поинтервальная опрессовка с последующей отбраковкой БТ. Падение давления незапланированное СПО из-за негерметичности БТ. Внеплановая опрессовка БК. Обрыв, отворот БТ и КНБК, слом БТ и КНБК, обрыв бурильной колонны по Яссу, потеря веса, полет части КНБК в скважину. Слом ниппельной части БТ при бурении горизонтального участка, слом ниппеля на переводнике, замена рабочего переводника; аварийные работы, связанные со сломом резьбы ниппеля переводника (незапланированные СПО). Ремонт ведущей трубы, роликов вкладыша на квадрате. 3.2. Износ долота. Неплановое СПО для замены долота, из-за падения механической скорости проходки, отсутствия проходки, преждевременного износа. 3.3. Отказ забойной телесистемы (ЗТС). Потеря телеметрической сигнала забойной системы ЗТС. Незапланированное СПО из-за слабого сигнала и тестирования, замены ЗТС. отказа ревизии, ЗТС, для ремонта, Рисунок 3.3 - НПВ на ремонт и замену бурильного инструмента, КНБК (сутки) Источник: составлено автором 4. Категория НПВ «Осложнение ствола» (рисунок 3.4) 4.1. Осложнение ствола без прихвата бурильного инструмента (БИ)/КНБК. Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Ликвидация осложнения ствола скважине при спуске/подъеме БК. Отсутствие проходки, перебуривание ствола, дополнительная шаблонировка, сальникообразование - 96 осложненный подъем КНБК, отсутствие свободной проходимости КНБК по стволу скважины. Затяжки БИ при подъеме, проработка интервалов затяжек при технических СПО, повторная проработка ствола и интервалов затяжек, проработка роторной КНБК. Высокое давление на входе (сужение ствола) – расширение ствола; сужение ствола скважины, что подтверждается посадками, расхаживание до чистого хождения инструмента. Осложнение ствола скважины по причине больших затрат времени на бурение под ЭК. Незапланированные СПО для повторной проработки. Наблюдение за скважиной, прилипание при проведении теста БТ (отсутствует возможность проведения геофизических исследований скважин ГИС ОК - окончательный каротаж, расширенный комплекс), отрицательный результат теста на прихват (подготовка ствола скважины должна обеспечить нахождение БИ без движения не менее 30 минут). Недоход, посадка прибора ГИС, остановка геофизического прибора на глубине, незапланированное СПО из-за непроходимости в бурильных трубах геофизического прибора. Посторонний предмет в БТ, оставление шаблона в бурильных трубах. 4.2. Осложнения и аварии, связанные с прихватом БИ/КНБК. Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Ликвидация прихвата БК, потеря подвижности БК, прихват БК во время наращивания. Забуривание второго ствола. Потеря ствола скважины - перебуривание третьим стволом. Прихват БИ во время ГИС ОК, прихват БИ из-за простоя вследствие падения клина ПКР, прихват КНБК во время бурения. 4.3. Осложнения и аварии, связанные с недохождением, прихватом обсадной колонны (ОК), включая: направление, кондуктор, техническая колонна, ЭК, хвостовик. Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Непрохождение ОК, подъем ОК и переподготовка интервала, посадка при спуске ОК, восстановление циркуляции, расхаживание, ликвидация аварии - прихвата ОК, доп.шаблонировка интервала. Аварийные работы по подъему направления, обрыв стропов для подвешивания направления, переоборудование устья скважины. Прихват кондуктора, непрохождение - посадка при спуске кондуктора, переподготовка ствола скважины из-за посадки кондуктора. Брак при спуске, замятие. Прихват ЭК, потеря подвижности ЭК, переподготовка ствола скважины перед спуском ЭК, перебуривание ствола, внеплановые шаблонировки ствола по причине ожидания завоза ЭК, аварийные работы по извлечению упавших на забой труб ЭК, нарушение пунктов плана работ на 97 спуск ЭК, падение шаблона внутрь спускаемой секции ОК, отворот, обрыв ЭК. Недоход хвостовика до плановой глубины, дифференциальный прихват, посторонние предметы в транспортной колонне хвостовика, недоход шара при активации и подъём хвостовика. 4.4. Потеря циркуляции. Далее указаны характерные ситуации, отнесенный к данной подкатегории. Потеря циркуляции бурового раствора во время бурения, при промежуточной промывке (во время промежуточной промывки при спуске кондуктора и др.). Ликвидация осложнения в виде полной потери циркуляции, восстановление циркуляции с расхаживанием, восстановление режима промывки (частичная потеря циркуляции). Потеря циркуляции - подъем КНБК – спуск калибратора полноразмерного – шаблонировка. Потеря циркуляции при спуске ОК подъем - переподготовка ствола скважины - повторный спуск ОК. Попытка восстановления циркуляции после спуска ОК. Рисунок 3.4 - НПВ из-за осложнения ствола (сут.) Источник: составлено автором 5. Категория НПВ «Несоответствие бурового раствора» Несоответствие бурового раствора (БР) параметрам программы работ, незапланированное приготовление БР, удельный вес раствора ниже проектных перед вскрытием продуктивного горизонта и т.п. 6. Категория НПВ «ГНВП (виновная сторона подрядчик)» Обработка и утяжеление БР баритом, выравнивание параметров и пр. 7. Категория НПВ «Организационные простои» Ожидание тампонажной техники, станции контроля цементирования (СКЦ), завоза герметизирующего устройства устья - ПВО, техники для вывоза шлама. Ожидание завоза ЗИП (для ВСП и др.), завоза фреза, датчиков, шаровых кранов. Неподготовленность оборудования к производству работ. Ожидание топлива, завоза нефти, цемента, ожидание завоза воды для приготовления БР, ожидание завоза солевого 98 раствора. Ожидание разрешения и подготовительно-заключительные работы (ПЗР) к цементажу ЭК, согласования заказчиком корректировок целей. Ожидание геофизической партии, интерпретация данных ГИС и ожидание принятия решения. Не выполнение распоряжения представителя заказчика, остановка бригады - устранение пунктов предписаний, отсутствие документации на бурение скважины. Ожидание завоза ОК (ЭК, кондуктора, допускного патрубка и пр.). 8. Категория НПВ «Превышение нормативного времени» Превышение нормативного времени на монтаж ПВО, на спуск кондуктора, на шаблонировку, на сборку КНБК, на спуск воронки, на СПО, спуск/подъем КНБК, на промывки. Превышение нормативного времени при расширении ствола скважины, при проработке ствола, при спуске хвостовика. Превышение норм времени при проведении ГИС (РК, АКЦ, АМАК и др.). Сверхнормативное время на переобвязку блока глушения и дроселирования (ПВО) согласно схемы обвязки устья. Нарушение плана по глубине проходки за сутки, в т.ч. по причине осложненного спуска воронки-калибратора. Превышение времени при выбросе инструмента на мостки, на чистку емкостей, на снятие замеров, установку отклонителя при бурении. Превышение нормативного времени на разбуривание технической оснастки. Превышение времени на передвижку буровой установки, на ПЗР и спуск ЭК, на бурение в определенном интервале, секции под хвостовик и т.п. Превышение нормативного времени на перетяжку талевого каната, опрессовку ПВО (устранение негерметичности). 9. Категория НПВ «Метеоусловия» Простой из-за низкой температуры воздуха окружающей среды, остановка работ по метеоусловиям, отключение электроэнергии на фидере из-за грозы, аномально низкая температура, выход из строя электроники ВСП из-за грозы и пр. 10. Категория НПВ «Осложнение по геологическим причинам» Ликвидация ГНВП, внеплановое утяжеление бурового раствора, во время бурения буровой раствор на входе на 0,09 г/см3 больше, чем на выходе и пр. 11. Категория НПВ «Дизель-генераторные установки (ДГУ), дизельные электростанции (ДЭС). Промышленная электроэнергия (ПЭ)» (силовой блок БУ). Аварийное отключение, ремонт комплекса ДГУ, диагностика, наладка (регулировка форсунок и пр.), выход из строя двигателя ДГУ, ДВС, отказ 99 электрооборудования, замена ДГУ. Ремонт, наладка и запуск ДЭС. Подготовительные к переходу на ПЭ и ожидание подключения к промышленной сети по причине отсутствия разрешения от Ростехнадзора. Отключение промышленной электроэнергии (работа на ЛЭП), ожидание подключения ЛЭП, замена трансформатора КТП. 12. Категория НПВ «Геофизические исследования» (ГИС и ГТИ) Отказ прибора ГИС (привязка, РК, ВИКИЗ, АКЦ, АМАК и др.). Потеря сигнала во время проведения ГИС. Остановка работ в связи с отсутствием полного комплекта документации на приборы для проведения геофизических работ, нарушение плана производства работ ГИС. Повторная запись ГИС в интервале из-за неисправности прибора, некачественной наконечника. Аварийные или некорректной работы по записи, извлечению перезаделка прибора с кабельного кабелем, обрыв геофизического кабеля - ловильные работы, слом центратора на нижнем модуле ликвидация инцидента. Отказ оборудования станции геолого-технологических исследований (ГТИ). Оценка суммарных финансовых потерь нефтяной компании и бурового подрядчика по причине простоев. В случае НПВ по вине бурового подрядчика, прямые затраты НК связаны не только с оплатой по снижающему коэффициенту услуг буровой компании (БК), но и других сервисных подрядчиков, не ответственных за НПВ, по фиксированной суточной ставке. При этом общая доля затрат НК на услуги БК составляет около 60% от общей стоимости бурения скважины. Таким образом, при средней стоимости одних суток бурения скважины 3,5 млн руб. без учета НДС, убыток НК составляет 1,82 млн. руб./сут. Косвенные убытки – упущенная выгода в связи с более поздним вводом скважин в эксплуатацию: при среднем начальном дебите 50 т/сут ввод 704 скважин позже на 1 сутки равноценен 35 200 тоннам нефти. Экономический ущерб бурового подрядчика в случае оплачиваемого с коэффициентом 0,2 или полностью неоплачиваемого непроизводительного времени также очевиден. 100 Построение композитных скважин (выявление низкоэффективных операций) В соответствии с четвертым этапом алгоритма, после определения структуры НПВ по проекту, предусмотрено построение композитных наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Составление композитных скважин производилось по схожим группам месторождений и по группам пластов (с учетом глубины залегания). На рисунке 3.5 представлен пример сформированной композитной наклонно- направленной скважины, а на рисунке 3.6 пример композитной горизонтальной скважины. Рисунок 3.5 - Композитная наклонно-направленная скважина Источник: составлено автором 101 Рисунок 3.6 - Композитная горизонтальная скважина Источник: составлено автором Как видно из рисунка 3.5. композитная горизонтальная скважина, составленная из лучших по времени операций, соответствует 21,32 суткам. В случае полной ликвидации видимого НПВ минимальное время бурения составит 17,73 суток (практически достижимая горизонтальная скважина). Проведен комплексный сбор информации по лучшим операциям, изучены и проанализированы примененные наиболее успешные организационные и технологические решения. Результаты анализа оптимальных управленческих решений послужили основой для формирования мероприятий по устранению наиболее значимых категорий НПВ, определенных на следующем пятом этапе алгоритма. Сформированные на четвертом и пятом этапах аналитические данные в совокупности будут использованы для повышения эффективности бурения. 102 Пятый этап. Исходные данные для АВС-анализа приведены в Таблице 3.2. Исследуемые данные по потерям времени при бурении скважин содержат 12 категорий. Такое количество выборок является достаточным для объективного распределения критериев АВС методом суммы [8]. Таблица 3.2 - Интегрированные данные НПВ для АВС-анализа и построения диаграммы Парето Источник: составлено автором Граница критерия А и В будет находиться в точке, где сумма «Доли НПВ нарастающим итогом» и «Доли категории нарастающим итогом» будет равна 100 %, а граница групп В и С – где сумма будет равна 150 %. Кривая кумулятивного НПВ при бурении скважин (кривая Лоренца) с разбивкой по критериям А, В и С представлена на рисунке 3.7. 103 Рисунок 3.7 - Графическая интерпретация АВС-анализа НПВ бурения 704 скважин Источник: составлено автором АВС-анализ коррелируется с правилом Парето. Согласно правилу Парето за большинство возможных результатов отвечает относительно небольшое количество причин, т.е. надежный контроль 20% операций позволяет на 80% контролировать систему (рисунок 3.8). В состав наиболее значимых причин НПВ, оказывающих основное влияние на увеличение сроков бурения скважин, предложено включать категории, соответствующие критерию А: «Осложнение ствола скважины», «Вышечно-лебёдочный блок – ремонт», «Бурильный инструмент/КНБК – ремонт, замена». Из группы В рекомендовано обратить внимание на категории: «Организационные простои и ожидание», «Система циркуляции – ремонт, замена». Рисунок 3.8 - Диаграмма Парето по НПВ при бурении 704 скважин Источник: составлено автором На заключительном шестом этапе, с учётом результата анализа примененных на участках композитных скважин организационно-технических решений, разработан комплекс мероприятий реализуемых по посредством устранению оперативных наиболее действий значительных причин супервайзера на НПВ, объекте. Некоторые мероприятия представлены в таблице 3.3. Таблица 3.3 - Мероприятия по устранению наиболее значимых причин НПВ за счет действий бурового супервайзера Источник: составлено автором Резюме. Предложенная автором методика позволяет повысить эффективность бурения нефтяных скважин за счет сокращения видимого НПВ и снижения продолжительности скрытого НПВ - повышения эффективности каждой операции. Апробация методики подтвердила её эффективность: за 5 месяцев 2017г. было 106 пробурено 110 наклонно-направленных и 102 горизонтальных скважин и, как показал анализ, несмотря на увеличение объемов бурения, НПВ сократилось с 15,3% до 11,4% и составило 439 суток. Предложенная структурных методика подразделений управления и бурением руководству позволит руководителям супервайзинговых, буровых и нефтедобывающих компаний: определять наиболее значимые предпосылки возникновения простоев по организационным и технологическим причинам, разрабатывать предотвращающие мероприятия и управлять структурой НПВ в целом; получать формализованные описания, позволяющие оценить эффективность работы отдельных структурных подразделений с дальнейшей корректировкой и координацией их деятельности; добиваться согласованности поставленных задач и принимать стратегически верные решения по внутрипроизводственному управлению; оценивать последствия технологических и организационных мероприятий. Этапы представленного на рисунке 2.6 алгоритма использования методики процессно-ориентированного управления бурением скважин могут быть автоматизированы и реализовываться наиболее оптимальным образом в рамках ЕЦП, в том числе в условиях интеграции с иными методиками и моделями [164, 165]. Программно-аппаратные средства автоматизации контроля и управления при грамотном использовании позволяют существенным образом оптимизировать процессы путем внедрения бизнес-моделей и трансформации бизнеса [130, 153, 166]. Проведенные автором исследования послужили основой для разработки аналитических алгоритмов сбора и обработки данных по НПВ при бурении и формирования композитной скважины с возможностью последующей реализации функционала программного блока управления НПВ супервайзингом корпоративной бурения, аппаратно-программного автоматизированной являющейся комплекса составным супервайзера системы элементом [125, 126], управления инновационного включающего инструменты оперативного анализа для принятия своевременных управленческих решений. 107 3.2. Обоснование решений по сокращению эксплуатационных затрат и продолжительности простоев в бурении на основе эконометрического моделирования В разделе 2.3 и работе [7] описана эконометрическая модель оптимизации расходов буровой компании, позволяющая в условиях ограниченного бюджета снизить убытки из-за НПВ при бурении скважин на нефть, что особо актуально в условиях низкой стоимости данного энергоресурса [167]. Рассмотрим практическое применение предложенной модели [88] и принципы построения функции оптимизации расходов на оптимизацию применительно к буровому предприятию, выполняющему услуги на условиях генерального подряда - «под ключ» (рисунок 1.15). Следует отметить, что предлагаемая модель применима и для бурения на условиях раздельного сервиса. В научной литературе под эконометрической модель – это статистическая модель, являющаяся инструментом прогнозирования значений определенных переменных (эндогенные переменные) на основе исходных данных (экзогенные переменные). Для проведения эконометрического моделирования с целью снижения убытков буровой компании из-за НПВ необходимо понимать структуру стоимости строительства нефтяной скважины. Строительство скважин на нефть и газ осуществляется на основе проектно-сметной документации. Смета затрат учитывает все циклы строительства и содержит разделы [131, 132]: 1. Подготовительные работы к строительству скважины. 2. Строительно-монтажные работы (СМР): сборка и демонтаж БУ, привышечных сооружений и т.п. 3. Бурение и крепление ствола скважины. 4. Испытание скважины на продуктивность. Резерв на производство работ в зимнее время включен в разделы 1 и 2, затраты на промыслово-геофизические работы распределены между разделами 3 и 4. В виде отдельных статей в смету включают [133, 134] накладные и прочие расходы, плановые накопления. Отдельно отражаются расходы на проектные и изыскательские работы, авторский надзор, резерв на непредвиденные работы. На рисунке 3.9 приведена структура стоимости строительства типовой скважины Западной Сибири (на основе данных по 326 скважинам). 108 Рисунок 3.9 - Структура стоимости строительства типовой скважины Западной Сибири Источник: составлено автором При бурении скважин (выполнении работ в соответствии с разделами 3-4 сметы строительства) существует единый методический подход к группировке затрат [132]: 1) зависящие от времени (пропорциональны суткам бурения, крепления, испытания); 2) зависящие от объема работ (глубины и диаметра скважины). К затратам, зависящим от времени, относятся: расходы на оплату труда буровой бригады; содержание бурового оборудования и инструмента; амортизация бурового оборудования, спецтранспорта; материалы и запасные части, расходуемые в процессе эксплуатации бурового оборудования; расходы на транспорт, используемый для перевозки материалов и др. Затраты этой группы составляют до 70% всех расходов на бурение. К затратам, зависящим от объема бурения (1 м проходки), относятся: расход долот, износ бурильных труб, количество цемента, обсадных труб и др. Некоторые статьи затрат зависят одновременно от скорости бурения (времени) и объема бурения. К ним относятся, например, электроэнергия и топливо. По целесообразности затраты делятся на производительные и непроизводительные [132]. Производительными называют затраты, которые оправданы 109 или целесообразны в данных условиях производства (механическое бурение, спускоподъемные операции, подготовительно-вспомогательные работы, крепление). Непроизводительные – это такие затраты, которые образуются по причинам, связанным с недостатками технологии и организации производства (ремонтные работы, ликвидация осложнений, простои по организационным причинам и прочие временные затраты, не являющиеся технически необходимыми при бурении скважины). Как было указано выше, общее время строительства нефтяных скважин включает все виды работ в соответствии со сметой: подготовительные работы, СМР, бурение, крепление, испытания. При этом время производства работ, как и затраты, складывается из производительного и непроизводительного. По результатам проведенного и представленного в разделе 3.1. и статье [8] анализа структуры НПВ при бурении 704 скважин (рассматривались работы по разделам 3-4 сметы строительства) установлено, что НПВ составляет более 15% от общего времени выполнения этих работ. Следует понимать, что рентабельность буровой компании напрямую зависит от продолжительности НПВ. В таблице 3.4 приведен перечень причин НПВ при бурении, удельный вес которых можно регулировать благодаря применению разработанной автором модели оптимизации расходов [88]. Таблица 3.4 - Причины НПВ при бурении нефтяных скважин Источник: составлено автором 110 Исходные данные для проведения эконометрического моделирования Экономико-математическая модель допускает включение как всех указанных в таблице 3.4. причин НПВ, так и выборочно наиболее весомых позиций, например, только связанных с ремонтом (при этом следует учитывать модификацию и наработку оборудования БУ) [88]. На основе фактических статистических данных по НПВ и условных стоимостей, определенных экспертным путем, построим упрощенную экономическую модель. Допустим, план буровой компании по бурению нефтяных скважин на следующий год - 50 скважин, средняя производительность одной БУ - 10 скважин в год. При этом парк БУ, планируемых к применению, представлен двумя 4-х летними БУ типа В и тремя 6-ти летними БУ типа А. Среднее количество буровой бригады 16 человек (буровой персонал и ИТР, задействованные при бурении одной БУ) [88]. В зависимости от региона и условий проведения работ, геологических особенностей и отдаленности месторождения, автономности объекта, степени сложности бурения, применяемых технологий и организации выполнения работ стоимость строительства скважин заметно различается. Для проведения расчётов примем себестоимость одних суток бурения (выполнения работ по разделам 3-4 сметы строительства) на условиях генерального подряда равную 2 100 т руб. без учёта НДС. В математическую модель оптимизации расходов включаем: НПВ из-за поломки оборудования БУ (для упрощения рассматриваемого примера все связанные с неисправностью БУ позиции 1-7 таблицы 3.4 объединим в одну группу). Данная причина НПВ является одной из основных в связи с увеличение степени износа парка БУ в России (рисунок 1.14). НПВ из-за осложнений в процессе бурения (позиция 13 таблицы 3.4). Эта причина НПВ также относится к основным в связи квалифицированного персонала (раздел 1.1). Остальные виды проблем в данном примере не рассматриваем. с недостатком 111 Таким образом, формула будет выглядеть следующим образом: (7) где Li – НПВ с номером i (некоторое численное выражение негативного эффекта от проблемы с номером i), суток; ki – себестоимость суток бурения скважины (коэффициент приведения единиц измерения), тыс. руб./сутки; xi – финансовые ресурсы, направляемые на предотвращение НПВ с номером i (уменьшение негативного эффекта проблемы с номером i), тыс. руб.; fiopt – функция оптимизации расходов (принимает значения от 0 до 1), Mb – максимальный бюджет на оптимизацию, тыс. руб. Решение данной задачи оптимизации соответствует максимальному доходу бурового предприятия Mprofit, полученному в результате применения методики. Описание функций оптимизации расходов Подробнее остановимся на описании функций эффективности дополнительных расходов для снижения НПВ. «Следует иметь ввиду, что индивидуальна для каждого вида проблемы. Построение функций является достаточно трудоемкой задачей, которая оптимизируется благодаря использованию единой цифровой платформы, и должно опираться на обработку статистических данных, производственный опыт предприятий, экспертные оценки и прогнозы» [88]. «Так, функции по позициям 1 - 7 таблицы 3.4, связанным с ремонтом и заменой неисправных элементов оборудования БУ, строятся на основе зависимости доли НПВ в общем времени бурения от размера затрат на ППР; по позициям 8 - 10 – от типа, стоимости/качества, состояния телесистемы, бурового долота, элементов БК; по проблемам 11 и 13 – от квалификации бурового персонала и ИТР; по причине 12 – от типа, стоимости/качества, состояния геофизических приборов; по позиции 14 – от качества бурового раствора и квалификации персонала. Комплексные данные для формирования аккумулируются путем формирования базы данных на основе 112 собственных агрегированных сведений буровой компании, информации автоматизированной системы управления службы супервайзинга, материалов других буровых и сервисных предприятий, данных от заводов - изготовителей, а также полученных из иных источников» [88]. Отражая каждую конкретную ситуацию нелинейная функция может принимать различный вид. Например, кусочно-постоянный [161, 163] вид может быть обусловлен зависимостью от скачкообразных изменений суммы ежегодных нормативных затрат на ППР, связанных с заменой дорогостоящих деталей БУ. Кусочнолинейный или полиномиальный [161, 163] вид характерен для функции, которая коррелируется с величиной затрат на оплату труда и т.д. Как было указано выше, в рассматриваемом примере (7) функции зависимости от влияния дополнительных расходов на строятся в снижение общей продолжительности НПВ по двум причинам: неисправность оборудования БУ (L1 - L2; L3 - L5); осложнения и аварии (L6). Построение функций для снижения НПВ, связанного с неисправностью БУ «НПВ, связанное с неисправностью оборудования БУ, в формуле (7) обозначено символами L1 - L2, а также L3 - L5. Выход из строя отдельных элементов БУ приводит к НПВ в связи с неплановыми текущими и капитальными ремонтами оборудования, а также к НПВ по причинам сопутствующих осложнений и аварий. Массовое обновление парка буровых станков маловероятно в связи с их высокой стоимостью и в настоящее время большинство предприятий используют далеко не новые БУ. Для поддержания комплекса бурового оборудования в рабочем состоянии, кроме его ежесменного технического сопровождения, проводится ППР. Данное комплексное профилактическое обслуживание согласно плану-графику включает: техническое обслуживание, текущий ремонт, капитальный ремонт. На выполнение ППР буровая компания устанавливает нормативы, регламентирует перечень выполняемых работ» [88]. Заданные для рассматриваемого необходимые для построения примера условные исходные данные, для причин НПВ, связанных с неисправностью 4-х летних БУ типа В (L1 и L2), представлены таблице 3.5, график функции оптимизации расходов – на рисунке 3.10. 113 Таблица 3.5 - Исходные данные для построения графика функции для 4-х летней БУ типа В Источник: составлено автором В первом столбце таблицы 3.5 указаны года с 2010 по 2016 гг., по которым буровой компанией сформированы статистические данные. Во втором столбце – установленные ремонтно-техническим отделом нормы годовых затрат на ППР для 4-х летних БУ типа В. Третий столбец «Необходимое увеличение базовых затрат в год» показывает разницу между установленной в определенном году нормой затрат на ППР и минимальной нормой затрат на ППР за 7 лет (назовём её базовой). Численные значения в третьем столбце соответствуют значению х в формуле (7). В четвёртом столбце для каждого года приведены данные по НПВ из-за выхода из строя 4-х летних БУ, произошедших при установленной на этот год норме затрат на ППР. В шестом столбце, в зависимости от планового количества скважин (5 столбец), рассчитана предполагаемая продолжительность НПВ за год. Величина вероятного негативного эффекта в денежном эквиваленте, полученного за весь год в связи с поломками элементов оборудования 4-х летней БУ типа В, показана в столбце 8 (вычисляется исходя из плановой себестоимости одних суток бурения скважин – столбец 7). Последний 9 столбец отражает значение fiopt. 114 Расчёт fiopt производится по формуле: (Dбазовый-Dрасчетный)/Dбазовый (8) где Dбазовый = (L * k) для базового года, Dрасчетный = (L * k) для расчетного года. Эта функция показывает на сколько можно снизить негативный эффект L 1 и L2 и в данном случае принимает значения в интервале от 0 до 0,62. «В соответствии с представленными в таблице 3.5 данными базовая (минимальная) норма ежегодных затрат на ППР для одной 4-х летней БУ типа В составляет 4 418 тыс р. Денежные средства сверх этой суммы являются финансовыми ресурсами, которые могут быть направлены на уменьшение негативного эффекта проблем L1 и L2» [88]. Рисунок 3.10 - Кусочно-постоянная функция для L1 и L2 Источник: составлено автором На графике (рисунок 3.10) видно, что увеличение ежегодных норм затрат на ППР на сумму 200 тыс р. от базовой величины приводит к сокращению негативного эффекта НПВ за год на 18%; увеличение на 600 тыс р. – к снижению на 33%; 750 тыс р. – 44%; … 1720 тыс р. – 62%. 115 Данные для функции , построенной на основе зависимости продолжительности НПВ из-за неисправности 6-ти летних БУ типа А (L3 - L5) от величины расходов на ППР, приведены в таблице 3.6, график - на рисунке 3.11. Таблица 3.6 - Исходные данные для построения графика функции для 6-ти летней БУ типа А Источник: составлено автором Базовые затраты на ППР в год для одной 6-ти летней БУ типа А составляют 5 034 тыс. руб. Функция для L3, L4, L5 принимает значения в интервале от 0 до 0,26. Рисунок 3.11 - Кусочно-постоянная функция для L3, L4, L5 Источник: составлено автором 116 Построение функции оптимизации расходов для снижения НПВ, связанного с осложнениями и авариями в процессе бурении. «НПВ, связанное с осложнениями и авариями в процессе бурения, в формуле (7) обозначено символом L6. К числу основных факторов НПВ, связанного с прихватами БК и ОК, осложнениями без прихватов, потерей циркуляции и пр. относятся: низкий уровень квалификации задействованного на буровом объекте персонала, нехватка компетентных специалистов, снижение затрат сервисных и буровых предприятий на дополнительное образование и переаттестацию сотрудников, использование «липовых» удостоверений, привлечение низкооплачиваемых работников из ближнего зарубежья. Зачастую буровые профессионалы в поиске более высокого заработка уходят в смежные сферы деятельности, в иные отрасли промышленности, в торговлю или собственный бизнес» [88]. Однако административно-управленческий персонал (АУП) буровой компании имеет возможность косвенного влияния на количество осложнений и степень сложности аварий за счет регулирования фонда оплаты труда и размера средств на повышение квалификации (ФОТиПК) - затрат на привлечение к работе квалифицированного полевого персонала или повышение квалификации специалистов с небольшим опытом работы. Условные исходные данные для функции , построенной на основе зависимости продолжительности НПВ из-за осложнений и аварий (L6) от величины расходов на ФОТиПК, сведены в таблице 3.7, графическое изображение - на рисунке 3.12. Во втором столбце таблицы 3.7. представлен установленный АУП бурового предприятия средний ФОТиПК на одного человека в год. В четвертом и пятом столбце необходимое увеличение базовых затрат в год на полевой персонал буровых бригад: на одного человека и на весь персонал, соответственно. Остальные столбцы формируются аналогично описанию к таблице 3.5. 117 Таблица 3.7 - Исходные данные для построения графика функции для L6 Источник: составлено автором Базовые затраты на ФОТиПК на одного специалиста в год составляют 1 384 тыс р. Функция для L6 принимает значения от 0 до 0,32. Рисунок 3.12 - Кусочно-линейная функция для L6 Источник: составлено автором 118 На графике (рисунок 3.12) видно, что увеличение ежегодных норм затрат на ФОТиПК на весь персонал в размере 4 480 тыс р. (из расчёта 56 тыс р. на одного человека) от базовой величины приводит к сокращению негативного эффекта НПВ за год на 4%; увеличение на 7 680 тыс р. – к снижению на 20%; 16 480 тыс р. – 26%; … 32 480 тыс р. - 32%. Решение оптимизационной задачи Эконометрическое моделирование произведено с применением написанного автором на языке Python программного обеспечения и стохастических алгоритмов оптимизации (методом дифференциальной эволюции [163], возможно использование метода имитации отжига [161, 162]). Величина в формуле (7), выделяемая АУП для снижения негативного эффекта рассматриваемых в рамкам математической задачи проблем L1 - L6, принята равной 12 750 тыс р. Произведен поиск наилучшей экономической модели распределения финансовых средств для получения максимального дохода. В результате решения оптимизационной задачи величина предполагаемого максимального дохода Mprofit, полученного буровым предприятием за счет сокращения НПВ, составила 45 006 тыс р. При этом х1 равен х2 и сумме в размере 1 720 тыс р., х3 равен х4 и х5 и равен 530 тыс р., х6 равен 7 681 тыс р., что соответствует условию . Таким образом, показана возможность значительного повышения рентабельности буровой компании за счёт применения предложенной экономической модели оптимизации затрат, предполагающей обработку и интерпретацию комплексной организационно-экономической и производственно-технической информации, формирования базы знаний, практического использования интегрированных данных и проведения эконометрического моделирования среднесрочных управленческих решений. для принятия просчитанных 119 3.3. Повышение эффективности обслуживания скважин вследствие внедрения инструментального супервайзинга как экономического инструмента управления В разделе 2.4. описаны теоретические аспекты инструментального супервайзинга ТиКРС, способствующего трансформации системы причинно-следственных и обратных связей при организации и управлении техническим обслуживанием нефтяных скважин, сделано научное предположение о синергетическом эффекте технической модернизации мобильного супервайзинга при выполнении внутрискважинных работ (ВСР). Проверка гипотезы синергетического эффекта предложенной методики была произведена в 2016-2017 гг на месторождениях компаний «Роснефть» и «ЛУКОЙЛ». Результаты проведенных ОПИ инструментального супервайзинга при освоении скважин в Оренбургской области представлены в работе [49] и акте ОПИ (приложение №4), при ТиКРС в Западной Сибири представлены в работах [39, 53, 124] и актах ОПИ (приложение №5). Полученные результаты подтвердили ожидаемый эффект и в настоящее время продолжается развитие данного метода управления применительно к контролю выполнения аварийных работ и оптимизации режимов ТиКРС (программа ОПИ представлена в приложении 7). ОПИ в Оренбургской области на месторождении НК «Роснефть» Синергетический эффект интеграции служб ГТИ и супервайзинга при освоении нефтяных скважин, обеспеченный благодаря предоставлению супервайзеру средства автоматизированного инструментального контроля [126, 127], обеспечивающего своевременное получение точной информации по текущему технологическому процессу и принятие обоснованных оперативных управленческих решений, выражался в следующих факторах, определяющих эффективность работ: снижение рисков осложнений, исключение аварий; ликвидация фактов фальсификации данных подрядными организациями; повышение качества сервисных работ; сокращение затрат за счет совмещения супервайзинга и ГТИ. 120 ОПИ в Западной Сибири на месторождениях НК «Лукойл» Этапы апробации методики инструментального супервайзинга ТиКРС в Западной Сибири и последующего внедрения данной формы управления ремонтом нефтяных скважин представлены на диаграмме Ганта (приложение 6). Изначально проведено исследование синергизма инструментального супервайзинга ТиКРС, предполагающего интеграцию мобильного супервайзинга ТиКРС и сервиса по контролю промывочных жидкостей. Это означает, что представленная на рисунке 2.8 схема была реализована только частично (без контроля технологических параметров ГТИ, без эффективного внедрения НИР, без оптимизации режимов операций ТиКРС). На основе производственного анализа и изучения текущей организации ТиКРС в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (рисунок 1.17) были выделены основные операции, требующие особого контроля, и физические параметры, требующие точного измерения. В таблице 3.8 наглядно показана критичность измерения параметров жидкости при основных операциях ТиКРС. Таблица 3.8 - Влияние отклонения параметров закачиваемой жидкости при ТиКРС Источник: составлено автором 121 Как видно из таблицы 3.8, отклонения параметров закачиваемой или перекачиваемой технологической жидкости при ТиКРС зачастую критичны и приводят к инцидентам. «Так, при глушении и промывке скважин отклонение плотности () и объема (V) жидкости от плановых величин в меньшую сторону увеличивает риск газонефтеводопроявления скважины (ГНВП), в большую сторону - приводит к перенасыщению пласта с последующим длительным выводом скважины на оптимальный режим добычи, при этом перерыв в процессе глушения способствует расслаиванию жидкостей разной с угрозой ГНВП» [39]. «При ремонтно-изоляционных работах (РИР) отклонение параметров расхода (Q) и давления (Р) приводит к некачественному производству работ, возможному прихвату инструмента цементным раствором; использование технологической жидкости с меньше проектной увеличивает риск некачественных РИР из-за быстрого влагоотделения; в случае недостаточного V не произойдет перекрытия планового интервала негерметичности эксплуатационной колонны, при переизбытке V увеличивается риск дополнительных работ по вымыву излишек цементного раствора при срезке и возможному прихвату насосно-компрессорной трубы (НКТ); технологический перерыв недопустим в связи с неизбежным прихватом колонны НКТ, а увеличение времени закачки увеличивает риск прихвата инструмента или не доводки цементного раствора до планового интервала» [39]. При обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ) V жидкости меньше плана увеличивает риск не доводки реагента до планового интервала обработки, V жидкости больше плана - увеличивает риск вымыва реагента с планового интервала обработки – работы по ОПЗ сводятся к нулю; в случае отклонение возможен перелив (при разнице скважинной и закачиваемой жидкости); перерыв увеличивает риск снижения эффективности ОПЗ. «При закачке композиционных растворов отклонение Q увеличивает риск шламования (оседания) реагента в трубном и затрубном пространтстве НКТ (технологическое осложнение); отклонение уменьшает эффективность работ по снижению приемистости скважины и увеличивает риск осложнений при закачке; V жидкости меньше плана уменьшает эффективность работ по снижению приемистости 122 скважины, V жидкости больше плана – увеличивает риск дополнительных работ по вымыву излишек реагента; технологический перерыв недопустим – процесс закачки реагента в полном объеме должен быть непрерывным, а увеличение времени закачки приводит к осложнениям» [39]. При очистке забоя фрезерованием в случае применения ВЗД и жёсткой компоновки отклонение Q является причиной некачественного выноса механических примесей и забойных осадков из скважины, что приводит к оседанию шлама на муфтах колонны рабочей подвески (НКТ, СБТ - технологическое осложнение); отклонение Р и Q при использовании ВЗД влияет на ритмичную работу ВЗД ивынос шлама и приводит к неэффективной работе ВЗД. Получаемый в ходе ОПИ статистический материал по каждой скважине автором системно анализировался, составлялись рекомендации подрядчикам по ремонту. Усиление постов супервайзинга аппаратно-программными комплексами (контрольноизмерительными средствами) обеспечило объективный контроль операций в режиме реального времени и показало истинную картину о состоянии, качестве и эффективности ТиКРС на подконтрольных объектах. В таблице 3.9. представлены наиболее часто встречающиеся нарушения технологий ТиКРС и основные причины потери времени (НПВ), выявленные по результатам ОПИ. Таблица 3.9 - Наиболее часто встречающиеся нарушения и причины НПВ Источник: составлено автором Кроме того, сервисными подрядчиками по ТиКРС допускались критические отклонения параметров технологических жидкостей, зачастую объем раствора при глушении скважин был недостаточен (риск ГНВП). 123 Стоит особо отметить, что благодаря своевременному выявлению нарушений распоряжения по их исправлению супервайзером отдавались подрядчику, согласовывались с заказчиком и контролировались незамедлительно. Помимо этого, удалось предотвратить искажение информации и фальсификацию сводки. Тем самым была обеспечена оперативность исправления брака и высокое качество ремонта скважин. В результате применения инструментального супервайзинга ТиКРС на скважинах месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» и ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь» за девять месяцев (в период с 01.04.2017 по 30.12.2017 гг.) отмечено значительное повышение эффективности и качества ремонта скважин [39]. Количественное изменение основных параметров, влияющих на эффективность ТиКРС, представлены в таблице 3.10. Таблица 3.10 - Повышение эффективности работ ТиКРС в результате внедрения инструментального супервайзинга Источник: составлено автором на основе акта ОПИ Положительный эффект внедрения инструментального супервайзинга был достигнут благодаря интеграции мобильного супервайзинга ТиКРС с сервисом по контролю растворов, предполагающей: 1) предоставление супервайзеру высокоточного сертифицированного и поверенного программно-аппаратного средства измерений параметров при ТиКРС, данные замеров которого являются неопровержимым доказательством нарушений 124 (отчет супервайзера становится неопровержимым доказательством в суде – эффективное средство воздействия на сервисных подрядчиков). 2) выполнение контроля параметров высококвалифицированными специалистами службы супервайзинга, наделенными полномочиями Заказчика и выполняющими функции оперативного управления технологическими операциями и сервисами по ремонту скважин; 3) наглядность и объективность замеров и независимость информации по ремонту скважин (объективность измерений подтверждается протоколом комиссионной проверки, проведенной с применением средств метрологического контроля); 4) своевременность выявления нарушений технологии ремонта, оперативность корректировки программы работ с последующим контролем исправлений; По итогам проведения ОПИ на основе фактических данных был произведен и предоставлен НК расчет повышения технико-экономических показателей ТиКРС нефтяных скважин в случае использования предлагаемой методики управления (таблица 3.11). Из таблицы видно, что внедрение инструментального супервайзинга принесет НК дополнительную прибыль в размере 112 млн. руб./год без учета НДС за счет сокращения расходов на необоснованную оплату бригад ТиКРС и сокращения расходов на необоснованную оплату объемов растворов. При этом в расчетах не учтен дополнительный доход НК в результате сокращения сроков ремонта скважин, уменьшения количества нарушений технологических операций и повторных ремонтов, минимизации непроизводительного и неэффективного времени, исключения сложных аварий и случаев ликвидации скважин (или бурения второго ствола) в случае прихвата инструмента [3]. 125 Таблица 3.11 – Расчет увеличения дохода НК в результате внедрения инструментального супервайзинга ТиКРС Источник: составлено автором на основе акта ОПИ 126 Таким образом, эффект синергии ∑Si выражается в получении НК дополнительной прибыли в сравнении с прибылью от текущей организации ТиКРС. Формула расчета общего эффекта [121] от работ по ТиКРС в случае внедрения инструментального супервайзинга имеет следующий вид: Э = ЭРЕМ +ЭРАС+Э МС + ∑ Si , где: Э Э РЕМ Э РАС Э МС ∑ Si (9) – общий эффект от работ по ТиКРС; – эффект от выполнения сервиса по ремонту скважин; – эффект от выполнения сервиса по растворам; – эффект от сервиса по мобильному супервайзингу; – эффект от объединения мобильного супервайзинга и инструментального контроля параметров (рисунок 2.8), где (таблица 3.12): ∑ Si = (S1 + S2 + S3 + S4) + S5 Таблица 3.12 – Слагаемые супервайзинга ТиКРС Эффекты S1 – эффект от выявления простоев бригад ТиКРС неопровержимое НПВ. S2 – эффект от предотвращения (или выявления и своевременного устранения) нарушений планов материальнотехнического снабжения. S3 – эффект от предотвращения или своевременного устранения нарушений регламентов выполнения технологических операций. (10) синергетического эффекта инструментального Результат для НК Исключение необоснованной оплаты работы бригады ТиКРС (необоснованной оплаты организационных простоев). S2 = s о.р. + s л.а. ., где: s о.р. – сокращение (исключение) необоснованной оплаты не завезённого на скважину объема раствора; s л.а. – исключение расходов на ликвидацию аварий из-за несоответствия объема и характеристик раствора. S3 = s о. + s а. + s м.п. s о. – сокращение (исключение) расходов на доп. ремонт скважины из-за осложнений; s а. – сокращение (исключение) расходов на повторный ремонт из-за аварий; s м.п. – сокращение расходов в связи с увеличением межремонтного периода. S4 – эффект от сокращения S4 = s с.п. + s р.в. + s д.с. + s р.г. сроков сдачи скважины в s с.п. – сокращение расходов на оплату ремонта скважины эксплуатацию (исключение за счет сокращения скрытого НПВ (повышения эффектив«долгостроя», повышение ности операций) путем подбора оптимальных режимов производительности труда ТиКРС; бригад ТиКРС) и оптимиза s р.в. – доп. доход в связи с более ранним получением нефти ции режимов ТиКРС. (вводом скважины); s д.с. – доп. доход в связи с предотвраще-нием снижения дебита скважины. s р.г. – сокращение расходов на геофизику - на партию ГИС для определения горизонта S5 – эффект от повышения культуры организации производства сервисных предприятий по ТиКРС Источник: разработано автором 127 Следует пояснить, что в отличие от S1 – S4, эффект S5 достигается без обязательного присутствия мобильного поста инструментального супервайзинга на скважине при проведении ремонтных работ. Данный эффект складывается из эффектов S1 - S3 по всему фонду эксплуатационных скважин НК, на которых выполняется ТиКРС, и образуется в результате повышения культуры организации производства сервисных предприятий по ТиКРС. В связи с убытками, понесенными сервисными компаниями по ремонту скважин из-за необходимости исправления нарушений, выявленных постом инструментального супервайзинга (включая проведение повторных ремонтов), без дополнительной оплаты, была изменена идеология организации работы. Вместо экономии на ремонте скважин с последующими расходами на устранение брака, подрядчик выбирает альтернативный вариант: соблюдение технологии работ, выполнение планов материально-технического снабжения, полный и своевременный ППР оборудования. Кроме дополнительной прибыли предлагаемая автором методика обеспечивает получение и морально-этического эффекта, выражаемого в предотвращении нарушений ПБОТиОС (HSE) и исключении несчастных случаев на производстве – факторов, влияющих на KPI руководства НК. При расчете синергетического эффекта, представленном в таблице 3.11, учтены только эффекты S1 и S2 и не учтены эффекты S3-5, которые также подтверждены результатами ОПИ, но их точный расчет в ручном режиме представляется затруднительным из-за необходимости учёта большого числа исходных и расчетных данных (требуется применение ресурсов ЕЦП) и отсутствия доступа к ним автора исседований. Результаты ОПИ показали, что инструментальный супервайзинг ТиКРС как экономический инструмент управления внутрискважинными работами «приводит к триединому результату: повышению экономической эффективности - для НК; увеличению конкурентоспособности с помощью концентрации технологического потенциала и интеллектуальных ресурсов – для супервайзинговой организации; снижению убытков - для сервисных компаний по ремонту скважин» [3]. По результатам ОПИ принято решение о внедрении авторской методики инструментального супервайзинга во всех территориально-производственных 128 подразделениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». «Лангепаснефтегаз», «Покачнефтегаз», «Повхнефтегаз», «Когалымнефтегаз», «Урайнефтегаз». Продолжается развитие предложенной методики применительно к управлению аварийными работами при обслуживании скважин и разработке методических подходов для оптимизации режимов ТиКРС. Проводится исследование синергизма инструментального супервайзинга, предполагающего не только интеграцию мобильного супервайзинга ТиКРС и сервиса по контролю промывочных жидкостей, но и сервиса по контролю технологических параметров ГТИ (утвержденная НК программа ОПИ представлена в приложении 7). Это означает, что представленная на рисунке 2.8. схема реализуется полностью. Инструментальный супервайзинг позволяет обеспечить эффективное выполнение аварийных внутрискважинных работ и оптимизировать следующие режимы основных операций ТиКРС: подбор режима фрезерования, подбор режима нормализации забоя, подбор режима разбуривания цементного моста с применением ВЗД, выбор режима расхаживания инструмента, выбор режима ловильных работ, контроль заворота труб при спуске ГНО, контроль спускоподъемных операций и т.д. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ГЛАВЫ №3 В главе 3 автором приводятся результаты применения разработанных экономических инструментов организационно-управленческого механизма повышения эффективности бурения и ремонта нефтяных скважин. В разделе 3.1. представлены результаты апробации методики процессноориентированного управления бурением и описана предложенная классификация НПВ при бурении нефтяных скважин, выполненная на основе анализа фактических данных по 704 скважинам ХМАО-Югра. Предложенная методика позволяет повысить эффективность бурения нефтяных скважин за счет сокращения видимого НПВ и снижения продолжительности скрытого НПВ - повышения эффективности каждой операции. Использование методики в рамках концепции единой цифровой платформы позволит повысить уровень автоматизации и улучшить результаты аналитической обработки большого объема данных при проведении буровых работ. 129 В разделе 3.2. отражены результаты опробования экономической модели оптимизации расходов буровой компании, позволяющей сократить количество осложнении и аварий, приводящих к убыткам из-за неоплачиваемого времени простоев. Из разработанной модели и проводимых по ней расчетов следует, что опасным для функционирования буровых предприятий является НПВ, влекущее за собой снижение эффективности производства. Предлагаемая модель отражает реальные особенности проведения буровых работ, позволяет автоматизировать процесс подготовки альтернативных решений и выбрать из них наиболее целесообразное. Основная цель предложенной модели оптимизации расходов – получение буровой компанией наибольшей прибыли за счет сокращения НПВ. Эконометрическое моделирование произведено с применением написанного автором на языке Python программного обеспечения, оптимизационная задача решается за счет стохастических алгоритмов методом дифференциальной эволюции. Проведенные расчеты подтвердили научное предположение о применимости модели на практике. В разделе 3.3. описаны проводимые на месторождениях НК «Роснефть» и «ЛУКОЙЛ» испытания (ОПИ) новой методики управления внутрискважинными работами, рассчитан синергетический эффект ее внедрения. Данная методика разработана в результате исследований существующих проблем и поиска возможных преобразований представляющем результатам на этапе эксплуатации существенную испытаний статью скважины, затрат инструментального НК. наиболее Актом, супервайзинга длительном составленным ТиКРС, и по отмечено значительное повышение производительности и эффективности ТиКРС, снижение эксплуатационных затрат заказчика (НК), сокращение времени ремонтных работ. Использование предложенной методики в рамках концепции ЕЦП принесет НК дополнительный экономический эффект за счет полноценного анализа достоверных скважинных данных. 130 ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Проведенные исследования позволили установить основные негативные факторы, влияющие на эффективность бурения и технического обслуживания нефтяных скважин: недостаток квалифицированного производительности, увеличение персонала, степени снижение износа основных темпов фондов, роста снижение рентабельности сервиса и пр. 2. Производственный анализ показал, что для бурения и ремонта скважин характерна высокая продолжительность видимого и скрытого времени простоев, связанного с организационными и технологическими причинами. 3. Нефтедобывающим предприятиям рекомендуется трансформация традиционных подходов к управлению бурением и ремонтом скважин на основе концепций цифровой платформизации и технической модернизации, что повысит эффективность бурового производства и ТиКРС. 4. Нефтедобывающим предприятиям и супервайзинговым организациям предлагается использование новой методики управления бурением нефтяных скважин, обеспечивающей повышение эффективности каждой операции при одновременном сокращении видимого НПВ. 5. Буровым компаниям рекомендуется применение новой экономической модели оптимизации расходов в условиях ограниченного бюджета, позволяющей принимать обоснованные управленческие решения с целью предотвращения убытков из-за осложнений и аварий при проведении буровых работ. 6. Нефтедобывающим предприятиям и супервайзинговым организациям предлагается использование новой методики управления техническим обслуживанием эксплуатационного фонда нефтяных скважин, основанной на инструментальном супервайзинге ТиКРС и обеспечивающей получение синергетического эффекта. 131 СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ Общие обозначения АПК – аппаратно-программный комплекс АУП – административно-управленческий персонал АСУ - автоматизированная система управления БД – база данных БУ – буровая установка БК - бурильная колонна БИ - бурильный инструмент БТ - бурильные трубы ВВП – валовый внутренний продукт ВУЗ – высшее учебное заведение ВСР – внутрискважинные работы ГНВП – газонефтеводопроявления ГТМ – геолого-технологические мероприятия ГТИ – геолого-технологические исследования ГРП – гидроразрыв пласта ДИПО - дистанционное интерактивнопроизводственное обучение ЕЦП – единая цифровая платформа ЗБС – зарезка (забуривание) боковых стволов ИТР - инженерно-технические работники КРС – капитальный ремонт скважин КПД – коэффициент полезного действия КИН – коэффициент извлечения нефти КНБК - компоновка низа бурильной колонны ЛКС – лучшая композитная скважина МГРП – многостадийный гидроразрыв пласта НК – нефтедобывающая компания НКТ – насосно-компрессорная труба НПВ – непроизводительное время НИР – научно-исследовательская работа НИОКР – научно-исследовательская и опытноконструкторская работа НТС – научно-техническое совещание ОКР – опытно-конструкторская работа ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента ОПИ – опытно-промышленные испытания ОПЗ – обработка призабойной зоны ОК - обсадная колонна ППР – планово-предупредительный ремонт ППС - паритет покупательной способности ПЗР - подготовительно-заключительные работы ПНП – повышение нефтеотдачи пласта ПО - программное обеспечение РИР – ремонтно-изоляционные работы РУС – роторно-управляемая система СПО – спуско-подъемные операции СКУТП – станция контроля и управления тех. параметрами жидкостей СМР - строительно-монтажные работы ТиКРС – текущий и капитальный ремонт скважин ТРС – текущий ремонт скважин ТЭП – технико-экономические показатели ТМП – теоретически максимальная производительность ТО – техническое обслуживание ФОТиПК - фонд оплаты труда и повышения квалификации ЭК - эксплуатационная колонна Специальные обозначения при классификации НПВ в бурении АКБ – автоматический буровой ключ УМК – универсальный машинный ключ БЛ – буровая лебёдка ВСП – верхний силовой привод БН – буровой насос ВЗД – винтовой забойный двигатель ЗТС – забойная телесистема ГИС – геофизические исследования скважин Сокращения на английском языке ABM – activity-based management ABC – activity-based costing ABCM – activity-based cost management API - application programming interface EOQ - economic order quantity EPR - economic production run KPI – key performance indicators LWD - logging while drilling MWD - measurement while drilling NPV - net present value (чистая приведённая стоимость) IPM - integrated project management RTOC - real-time operations center HSE - health and safety executive Условные обозначения – плотность, Q – расход, V – объем, Р - давление 132 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Статистические данные по отраслям ТЭК России: нефтедобывающая промышленность 2016г. – М.: ФГБУ «ЦДУ ТЭК», 2016. 2. Индикаторы инновационной деятельности: 2016. Статистический сборник. – М.: НИУ ВШЭ, 2016. 3. Пархоменко А.К., Крайнова Э.А. Организационно-управленческий механизм взаимодействия нефтегазодобывающих и сервисных предприятий на этапе эксплуатации нефтяных скважин /А.К. Пархоменко, Э.А. Крайнова // Экономика и предпринимательство – 2017. №9 (ч.1) - с.899-904. 4. Руднева Л.Н. Организация и управление деятельностью бурового предприятия в условиях сервисного обслуживания. Учебное пособие под ред. проф. Андреева А.Ф. /Л.Н. Руднева. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – с.166 5. Борисов А.В. Управление инновационно-инвестиционной деятельностью в сфере капитального ремонта нефтяных скважин. Диссертация по специальности 08.00.05 /Борисов Андрей Владимирович – Самара, 2005. 6. Кульчицкий В.В. Современные тенденции развития супервайзинга строительства скважин и роль кафедры БНиГС РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина в подготовке буровых супервайзеров нового поколения / В.В. Кульчицкий // Материалы XX пленума НТО нефтяников и газовиков имени академика И.М.Губкина – М.: 2016. 7. Пархоменко А.К. Оптимизация затрат в условиях ограниченного бюджета для устранения непроизводительного времени бурения скважин / А.К. Пархоменко // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом –2017. №11 - с.41-46. 8. Пархоменко А.К., Крайнова Э.А. Процессно-ориентированное управление бурением нефтяных скважин /А.К. Пархоменко, Э.А. Крайнова // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом –2017. №9 - с.55-59. 9. Подобедова Л. Нефтесервисные компании попросили научить «Роснефть» платить за 30 дней [Электронный ресурс] / Л. Подобедова // Информационное агентство «РБК» – 2015. – Режим доступа: http://www.rbc.ru 10. Щебетов А.В. Супервайзинг как бизнес: дешево и сердито /А.В. Щебетов // ROGTEC – 2017. №48 – с.66-75. 11. Кульчицкий В.В. Супервайзинг - фактор снижения аварийности при строительстве и освоении скважин /В.В. Кульчицкий // Материалы 11-й корпоративной конференции по снижению аварийности при строительстве скважин и ЗБС в ОАО «НК «Роснефть» за 2016г., - Тюмень: 2016. 12. Основные фонды. Официальная статистика 2016г. – М.: Федеральная служба государственной статистики (Росстат), 2016. 133 13. Княгинин В.Н. Новая технологическая революция: вызовы и возможности для России. Экспертно-аналитический доклад Фонда «Центр стратегических разработок» / В.Н. Княгинин – М.: 2017. 14. Статистический профиль страны: Российская Федерация. Аналитическостатистический отчет – П.: Организация экономического сотрудничества и развития (OECD), 2017 15. Гнибидин В., RPI: Управление эффективностью раздельного сервиса в бурении: Направления совершенствования ключевых инструментов / В. Гнибидин //ROGTEC – 2017. №49 – с.74-85. 16. Барков С., Грунис Е., Хавкин А. Нефтедобыча: запасы и КИН [Электронный ресурс] / С. Барков, Е. Грунис, А. Хавкин // Отраслевой журнал NEFTEGAZ.RU – 2013. – Режим доступа: https://neftegaz.ru 17. Аналитика. Мировой рынок. Российский нефтесервис [Электронный ресурс] //Отраслевой журнал NEFTEGAZ.RU – 2017. – Режим доступа: https://neftegaz.ru 18. Ананенко С., Гнибидин В., Рудницкий С. RPI: Российский рынок бурения в 2017 году: рыночные перспективы и управленческие вызовы / С. Ананенко, В. Гнибидин, С. Рудницкий //ROGTEC – 2017. №48 – с.34-47. 19. Российский рынок бурения нефтяных скважин: текущее состояние и прогноз до 2026 года. Аналитический обзор. – М.: RPI, 2017. 20. Состояние и перспективы развития нефтесервисного рынка России – 2016. Сегменты «Бурение», «ТиКРС», «Геофизика». Аналитический отчет. – М.: Deloitte, 2017. 21. Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений. Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной основателю горизонтального бурения - А. М. Григоряну. Аппарат Президента Республики Татарстан, Министерство промышленности и торговли Республики Татарстан, ПАО "Татнефть" им. В. Д. Шашина - Казань: Слово, 2017. 22. Янин А.Н., Юрецкая Т.В. О стоимости эксплуатационног бурения на нефтяных месторождениях Западной Сибири / А.Н. Янин, Т.В. Юрецкая // Бурение и нефть – 2017. №5 - с.36-41. 23. Алексеев А. Газпром нефть: Стратегия будущего развития /А. Алексеев //ROGTEC – 2016. №46 – с.50-58. 24. Буренина И.В., Хасанова Г.Ф., Эрмиш С.В. Проблемы, тенденции и перспективы рынка нефтесервисных услуг: научное издание / И.В. Буренина, Г.Ф. Хасанова, С.В. Эрмиш – Уфа: РИЦ УГНТУ, 2014. – 119 с. 25. Статистика // Бурение и нефть – 2017. №2 - с.64. 134 26. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. – М.: ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. – 288 с. 27. Методические указания о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин. РД-13-07-2007, - М.: 2007. 28. Балаба В.И. Реконструкция и капитальный ремонт скважин как объекты правоотношений /В.И. Балаба // Промышленная и экологическая безопасность – 2010. №04 – с. 66-71. 29. Приказ Минэнерго РФ от 24 июня 2008 г. № 5 «Об утверждении Рекомендаций по определению видов ремонтных работ в скважинах, эксплуатируемых организациями нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, газовой и нефтехимической промышленности» [Электронный ресурс] //Гарант. Информационно-правовое обеспечение. Режим доступа: http://base.garant.ru/12161961/ 30. Российский рынок капитального ремонта скважин: текущее состояние и прогноз до 2027 года. Аналитический обзор. – М.: RPI, 2017. 31. Исследование рынка буровых установок в нефтегазовой отрасли России 4-й выпуск. Аналитический обзор. – М.: АТ Консалтинг, 2017. 32. Пармухина Е.Л. Развитие рынка наземных буровых установок в России /Е.Л. Пармухина // Территория Нефтегаз – 2016. №2 – с.25-27. 33. Методические указания по экспертизе промышленной безопасности буровых установок с целью продления срока безопасной эксплуатации. МУ 03-008-06, - М.: 2006. 34. Чуев Д.Э. Современные тенденции развития мирового рынка нефтесервисных услуг: автореф. дис. канд.экон.наук 08.00.14 / Чуев Дмитрий Эдуардович. – М., 2014. – с.16-20. 35. Гапоненко А.Л., Савельева М.В. Теория управления / А.Л. Гапоненко, М.В. Савельева– М.: Изд-во РАГС, 2017. – с.153-281. 36. Бекетов С.Б., Косович Т.А., Штепа С.И. Анализ рисков при реализации научно-технических решений в области бурения и капитального ремонта скважин [Электронный ресурс] / С.Б. Бекетов, Т.А. Косович, С.И. Штепа – Режим доступа: https://cyberleninka.ru 37. Крайнова Э.А., Куярова Ю.В. Экономическая оценка эксплуатационных факторов риска освоения новых скважин / Э.А Крайнова, Ю.В. Куярова // Записки Горного института, т. 179 «Проблемы развития минерально-сырьевой и топливноэнергетического комплексов России 2008» - СПб.: Издательство СПГГИ (ТУ) имени Г.В.Плеханова, 2008. - С. 31-36. 135 38. Балаба В.И. Обеспечение результативности и эффективности бурения нефтяных и газовых скважин на основе системного подхода: диссертация доктора технических наук: 25.00.15. / Владимир Иванович Балаба – М.: РГУ нефти и газа, 2010. 39. Пархоменко А.К., Кульчицкий В.В., Щебетов А.В Современные тенденции развития супервайзинга строительства и ремонта скважин» / А.К. Пархоменко, В.В. Кульчицкий, А.В Щебетов // Нефть.Газ.Новации – 2017. №11 – с. 53-61. 40. Кульчицкий В.В. Повышение роли супервайзера при управлении строительством скважин и ЗБС в условиях раздельного сервиса/В.В Кульчицкий // Материалы 9-й корпоративной конференции по снижению аварийности при строительстве скважин и ЗБС в ОАО «НК «Роснефть» за 2015г. - Нижневартовск: 2015. 41. Шишов В. Нестандартный сервис / В. Шишов // Глобус: геология и бизнес – 2009. №3 – с.16-18. 42. Зорина С., Рагулин А., Борисов А. «Газпром нефть» запускает масштабную программу повышения эффективности бурения /С. Зорина, А. Рагулин, А. Борисов //ROGTEC – 2015. №9. - с.38-50. 43. Кульчицкий В.В. Технология ДИПО-Вахта – инновационная методика подготовки буровых супервайзеров /В.В Кульчицкий //Научные труды XXI Международной научной интернет-конференции «Новые образовательные стратегии в современном информационном пространстве», - Спб.: Издательство РГПУ им.А.И.Герцена и СЗО РАО, 2017 - с. 41-45. 44. Алексеев А. Газпром нефть: инновации на горизонте / А. Алексеев // ROGTEC – 2017. №49 - с.54-64 45. Буренина И.В., Хасанова Г.Ф. Синергия как метод повышения эффективности деятельности компании. [Электронный ресурс] / И.В. Буренина, Г.Ф. Хасанова //Научный журнал "Нефтегазовое дело" - 2011. -№6. Режим доступа: http://www.ogbus.ru. 46. Гиниатуллин Р.Р., Киреев В.В., Пилипец Е.Ю., «Роснефть»: Две скважины вместо одной – сокращение сроков бурения. Сложнее - Глубже – Быстрее / Р.Р. Гиниатуллин, В.В. Киреев, Е.Ю. Пилипец // ROGTEC – 2017. №48 - с.16-24. 47. Голенкин М. Ю., Латыпов А. С. ЛУКОЙЛ: Первые Интеллектуальные двуствольные скважины TAML5 на месторождении им. В. Филановского / М.Ю. Голенкин, А.С. Латыпов // ROGTEC – 2017. №51 - с.38-55. 48. Клабуков А., Дубровин А., Шульга В. Сокращение сроков строительства горизонтальной скважины на ВЧНГКМ / А. Клабуков, А. Дубровин, В. Шульга //ROGTEC – 2016. №44 - с.80-86. 49. Пархоменко А.К., Семеняк А.Е., Коновалов А.М. Отчет по результатам ОПИ инструментального супервайзинга в ПАО «Оренбургнефть». / А.К. Пархоменко, 136 А.Е.Семеняк, А.М. Коновалов – Бузулук, 2016. 50. Рустамов И.Ф., Макаров В.А., Черевко С.А. Применение проактивных методик для эффективного управления процессом бурения скважин в режиме реального времени / И.Ф. Рустамов, В.А. Макаров, С.А. Черевко // Нефтяное хозяйство – 2017, №2 – с.50-53. 51. Веселков С.Н. О системе управления и проведения капитальных ремонтов скважин [Электронный ресурс] /С.Н. Веселков // Монография, - 2016. – Режим доступа: http://veselkov.me. 52. Современный технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития // Сборник докладов конференции – Г.: НПФ «Нитпо», 2016. 53. Пархоменко А.К., Даутов И.И., Нигматуллин Р.И. Отчет по результатам ОПИ инструментального супервайзинга в ПАО «Лукойл» / А.К. Пархоменко, И.И. Даутов, Р.И. Нигматуллин – Когалым, 2017. 54. Крайнова Э.А., Кротков Г.И. Проблемы и стратегические приоритеты развития российского рынка нефтесервисных услуг / Э.А. Крайнова, Г.И. Кротков // Нефть, газ и бизнес -2011. №7 - с. 12-15. 55. Вторая ежегодная конференция по передовым технологиям и импортозамещению, ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» // Материалы конференции. г. Мегион, 2017. 56. Корпоративный портал закупок товаров и услуг для нужд ПАО «Газпром нефть» [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://s49.gazprom-neft.ru/irj/portal# 57. Хасанова Г.Ф., Буренина И.В. Проблемы рынка нефтесервисных услуг [Электронный ресурс] / Г.Ф. Хасанова, И.В. Буренина // Интернет-журнал «Науковедение». – М.: Науковедение. – 2013. – №6. - Режим доступа: http://naukovedenie.ru/ 58. Андреев А.Ф., Пельменёва А.А. Гордашников М.А., Полонский М.М. Управление проектами в нефтегазовой промышленности: мировой и отечественный опыт / А.Ф Андреев, А.А. Пельменёва, М.А. Гордашников, М.М Полонский //Нефть, газ и бизнес. – 2015. №12. – с. 11-15 59. Крайнова Э.А., Андреев А.Ф. Организация производства (на примере нефтегазового комплекса) / Э.А. Крайнова, А.Ф Андреев. - М.: Издательство «Недра», 2010. – 250 с. 60. Андреев А.Ф., Оганов С.А., Оганова И.А. Пути повышения эффективности и снижения рисков строительства нефтегазовых скважин / А.Ф. Андреев, С.А Оганов, И.А. Оганова// Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом – 2015. №8 – с.36-40 137 61. Андреев А.Ф., Лопатина С.Г., Шпакова З.Ф. Планирование на предприятии нефтегазового комплекса: учебник / А.Ф. Андреев, С.Г. Лопатина, З.Ф. Шпакова. - М.: Недра, 2010. — 298 с 62. Андреев А.Ф., Булискерия Г.Н., Синельников А.А. Риск-анализ инвестиционных проектов в сегменте Upstream /А.Ф. Андреев, Г.Н. Булискерия, А.А. Синельников - Материалы конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли» – Альметьевск: 2016. 63. Друкер П. Эффективное управление: Экономические задачи и оптимальные решения: Перевод с английского. / П. Друкер – М.: Фаир-прес, 2003 – 288 с. 64. Зайнутдинов Р. А., Крайнова Э. А. Теория и практика экономической оценки повышения эффективности нефтегазодобывающего производства / Р.А. Зайнутдинов, Э.А. Крайнова- М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. – 384 с. 65. Исикава К. Японские методы управления качеством / К. Исикава. Сокр.пер. с англ. под. ред. А. В. Гличева. — М: Экономика, 1988. — 214 с. 66. Кобаяси И. 20 ключей к совершенствованию бизнеса. Практическая программа революционных преобразования на предприятиях /И. Кобаяси, пер. с япон. А.Н. Стерляжникова. – М.: РИА «Стандарты и качество», 2006. – 248 с. 67. Синельников А.А. Методический подход к анализу организационных решений с учетом информационных технологий / А.А. Синельников // Нефть, газ и бизнес. – 2015. №12. - с. 42-45 68. Череповицын А.Е., Смирнова Н.В., Пикалова Т.А. Концептуальное видение стратегии инновационного развития топливно-энергетического комплекса / А.Е. Череповицын, Н.В. Смирнова, Т.А. Пикалова // Экономика и предпринимательство. 2014. № 12 (53). С. 111-118. 69. Абасова Х.А. Развитие методов управления финансовыми рисками в организациях нефтесервиса: дис. канд. экон. Наук: 08.00.10 / Абасова Хидижат Айдиновна – М.: РГУ нефти и газа, 2015. 70. Балаба В.И. Управление качеством в бурении: учебное пособие. /В.И. Балаба − М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. − 448 с. 71. Балаба В.И. Методология обеспечения результативности и эффективности строительства скважин / В.И. Балаба //Управление качеством в нефтегазовом комплексе. − 2010. № 3. − c. 2−7. 72. Буренина И.В. Процессно-целевой подход к повышению экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающего предприятия: диссертация доктора экономических наук: 08.00.05 /Буренина Ирина Валерьевна - Санкт-Петербург: СанктПетербургский государственный горный институт (технический университет) 2012. 138 73. Калашникова Т.В. Организация и управление сервисным сектором в разведке и разработке нефтяных месторождений: мировая практика: диссертация канд. эконом. наук: 08.00.14 / Калашникова Татьяна Владимировна – М.: РГУ нефти и газа, 2007. 74. Крайнова Э.А., Голубев Д.В. Критерии обоснования принятия управленческих решений для обеспечения безубыточности нефтегазового производства. / Э.А. Крайнова, Д.В. Голубев // Научно-экономический журнал «Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом» - М-ОАО ВНИИОЭНГ. - 2011. №1. - с. 25-28. 75. Крайнова Э.А. Поэтапная стратегия реструктуризации бурового производства и ее экономическая значимость / Э.А. Крайнова // Записки Горного института – Спб., 2011 – т.194 – с.260-264. 76. Миловидов К.Н. Нефтегазовое производство - экономика и управление/ К.Н. Миловидов - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. — 429 с. 77. Нестерова Т. Н., Ендовицкий В. В. Ряд ключевых аспектов развития супервайзинга при строительстве скважин / Т.Н. Нестерова, В.В. Ендовицкий // Бурение и нефть. - 2007. №6. 78. Нешкес В., Сорокин А., Зубков С. и др. Управление проектами на примере строительства скважин / В. Нешкес, А. Сорокин, С. Зубков // Нефтегазовая вертикаль. 2005. №4, – с.34-42 79. Бойтоловский Н.В., Морозова В.Д., Таныгина М.В. Актуальные аспекты управления затратами на промышленных предприятиях в современной рыночной экономике /Н.В. Бойтоловский, В.Д. Морозова, М.В. Таныгина // Проблемы современной экономики – 2013. № 3 – с.47. 80. Волкова О.Н. Функциональный подход в управлении затратами / О.Н.Волкова // Журнал «Экономический анализ: теория и практика» – 2006. №6 - С.33-37. 81. Голубев Д.В. Управление затратами по критериям эффективности нефтегазодобывающего производства / Д.В. Голубев // Сборник материалов 7 международного форума ТЭК России. - СпБ изд-во Горного института 2007, стр. 6063. 82. Дунаев В.Ф., Виноградов Г.А. Система бюджетирования как эффективный механизм управления /В.Ф. Дунаев, Г.А. Виноградов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2018. № 3. - С. 29-34. 83. Кабанова Д.Р. Оптимизация затрат на геологоразведочные работы на примере группы объектов Восточной Сибири: диссертация к.э.н.: 08.00.05 /Кабанова Дарья Романовна – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2013. 84. Зубарева В.Д., Коршунов Д.В. Интеграция стратегического планирования и бюджетирования (на примере нефтедобывающего предприятия) / В.Д. Зубарева, Д.В. Коршунов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 139 2011. № 2. - С. 10-15. 85. Мюллендорф Р., Карренбауэр М. Производственный учет. Снижение и контроль издержек. Обеспечение их рациональной структуры. / Р. Мюллендорф, М. Карренбауэр, переврод с нем. М.И. Корсакова. - М .: ЗАО «ФБК -ПРЕСС», 2001. 86. Саркисов А.С., Гузь В.В. Оценка синергетических эффектов инвестиционных проектов нефтегазовой компании / А.С. Саркисов, В.В. Гузь // Труды РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина. 2013. №2 (271).- С.96-110. 87. Платонов В.В., Дюков И.И., Максимов Д.Н. Навигатор инновационного развития компаний нефтегазовой отрасли / В.В. Платонов, И.И. Дюков, Д.Н. Максимов // Нефтяное хозяйство – 2017. №10 – с.59-63. 88. Пархоменко А.К. Финансово-экономическая модель обоснования решений по оптимизации затрат буровой компании /А.К. Пархоменко // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом –2017. №12 - с.32-39. 89. Пархоменко А.К. Процессно-ориентированное управление бурением нефтяных скважин / А.К. Пархоменко // Двенадцатая Всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика),- М.: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2017. 90. Егоров С.В. Повышение экономической эффективности управления парком буровых установок (методические вопросы): дис. канд. экон. наук: 08.00.05 /Егоров Сергей Владимирович. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 91. Пархоменко А.К. Модель трансформации управления бурением и обслуживанием нефтяных скважин посредством внедрения единой цифровой платформы /А.К. Пархоменко // Первая Международная конференция «Управление бизнесом в цифровой экономике», Спб.: Санкт-Петербургский государственный университет, 2018. 92. Шушаков А.А., Билинчук А.В., Халиков Ф.Н. «ЭРА: Добыча» интегрированная платформа для повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин / А.А. Шушаков, А.В. Билинчук, Ф.Н. Халиков // Нефтяное хозяйство – 2017. №12 – с.60-67. 93. Чернер А. Мы начинаем масштабную цифровую трансформацию / А. Чернер // Сибирская нефть – 2017. №4 – с.49-50. 94. Гулулян А.Г. Оценка экономической эффективности использования технологий цифровых месторождений при принятии управленческих решений в нефтегазовом производстве: диссертация к.э.н.: 08.00.05 / Гулулян Акоп Георгиевич – М.: РГУНГ им. И.М.Губкина, 2017. 95. Черемных С.В., Семенов И.О., Ручкин В.С. Структурный анализ систем: 140 IDEF-технологии. / С.В. Черемных, И.О. Семенов, В.С. Ручкин – М.: Финансы и статистика, 2001. 96. Коваленко И.В., Кузнецов С.В, Рахимов С.Э. Развитие автоматизированных информационных систем мониторинга разработки на примере ВосточноМессояхинского месторождения / И.В. Коваленко, С.В. Кузнецов, С.Э. Рахимов // Нефтяное хозяйство – 2017. №12 – с.68-71. 97. Зорина С. Платформа эффективности / С. Зорина // Нефтяное хозяйство – 2017. №2 – с.92-95. 98. Турчанинов В., Захарова Н., Хаббард Д. Применение открытого стандарта обмена данными WITSML совместно с технологией Wellook [Электронный ресурс] / В.Турчанинов, Н. Захарова, Д. Хаббард // ROGTEC – 2013. – Режим доступа: https://rogtecmagazine.com. 99. Коровин Я.С., Ткаченко М.Г. Программно-аппаратная платформа построения системы цифрового месторождения / Я.С. Коровин, М.Г. Ткаченко // Нефтяное хозяйство – 2017. №1 – с.84-87. 100. Корнилов В.В., Современные информационные технологии в бизнесе [Электронный ресурс] /В.В. Корнилов // Высшая школа экономики, Москва – 2017 – Режим доступа: https://www.hse.ru. 101. Панина Н. Перспективы портфеля решений SAP для нефтегазовой отрасли [Электронный ресурс] /Н. Панин – Режим доступа: http://zentralasien.ahk.de 102. Юсупов Р.М. ИТ-поддержка сервисных услуг при разработке и эксплуатации месторождений в рамках концепции Unofactor / Р.М. Юсупов // Материалы 37-й конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Инновационные решения в бурении нефтяных и газовых скважин», - Москва: 2013. 103. Кульчицкий В.В., Александров В.Л., Гришин Д.В. Автоматизированная система управления супервайзингом бурения, капитального и текущего ремонта скважин (АСУ СБ, КиТРС) / В.В. Кульчицкий, В.Л. Александров, Д.В. Гришин // Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ №2014619243 от 16.05.2014. 104. Фрэнкс Б. Укрощение больших данных. Как извлекать знания из массивов информации с помощью глубокой аналитики. /Б. Фрэнкс - М.: Манн, Иванов и Фербер, 2014. 105. Маркин О.В. Структурно-функциональный подход к верификации инструментария организационно-управленческого взаимодействия компаний нефтяной отрасли: диссертация к.э.н.: 08.00.05 /Маркин Олег Владимирович - Ростов-на-Дону: Юж. федер. ун-т, 2012. - 238 с. 106. Калачева Е.А. Функциональный и процессный подходы к управлению/Е.А. Калачева //Материалы Международной научно-технической 141 конференции INTERMATIC – М: 2015. 107. Балаба В.И. Системные аспекты управления строительством скважин / В.И. Балаба // Научный сборник «Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина», - 2011. №2 – с. 45-49. 108. Репин В.В., Елиферов В.Г. Процессный подход к управлению. Моделирование бизнес-процессов. / В.В. Репин, В.Г. Елиферов – М.: РИА «Стандарты и качество», 2004. 109. Хомяк И.Г. Методика перехода предприятия на процессно-ориентированное управление / И.Г. Хомяк // Вестник ОмГУ. Серия: Экономика. – 2011. №1. – с.170-176. 110. Назмутдинова С.С. Основные этапы перехода компаний на процесснопроектное управление / С.С. Назмутдинова // Экономика и предпринимательство. – М., 2015. №1. – С.637-639. 111. Хусаинов Р.Р., Назмутдинова С.С. Экономический потенциал как инструмент проектного управления предприятием / Р.Р. Хусаинов, С.С. Назмутдинова // Экономика и предпринимательство. – М. - 2013. № 12. Ч. 2. – С. 648 – 651. 112. Волгин В.А., Борхович С.Ю., Дьяченко О.И. Разработка модели экономической оценки определения условий повышения эффективности эксплуатации фонда скважин / В.А. Волгин, С.Ю. Борхович, О.И. Дьяченко // Нефть. Газ. Новации. – 2011. №5 - с.76-80. 113. Мехеев Е.В. Модель прогнозирования экономической целесообразности строительства добывающей скважины / Е.В. Мехеев // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2011. №4 - с. 28-31. 114. Алиев. А.Г. Особенности разработки экономико-математических моделей финансовых затрат при геологоразведочном бурении нефтегазовых месторождений в условиях неопределенности / А.Г. Алиев // Нефть, газ и бизнес. -2012. № 3- с. 45-49. 115. Чекменёв А.В., Чекменёва Т.Д. Задача оптимизации затрат на ресурсы производства с ограничением в виде производственной функции / А.В. Чекменёв, Т.Д. Чекменёва // Вестник КемГУ, - 2009. №2 – с.104-106. 116. Корчагин В.А., Красовский В.Н., Попцов В.В. Методика оптимизации затрат на систему технического обслуживания и ремонта автомобилей с позиции системы менеджмента качества / В.А. Корчагин, В.Н. Красовский, В.В. Попцов // Инженерный вестник Дона. - 2015. №3. 117. Чинадзе В.К. Решение невыпуклых нелинейных задач оптимизации / В.К. Чинадзе - М.: Наука, 1983, 256с. 118. Бертсекас Д.П. Нелинейное программирование /Д.П. Бертсекас - Белмонт: Athena scientific, 1999. 794 с. 119. Медынский М.М., Антоний Е.В., Численные методы нелинейной 142 оптимизации: алгоритмы и программы. / М.М. Медынский, Е.В. Антоний - М.: МАИ, 2003. — 192 с. 120. Полбин А.В. Построение динамической стохастической модели общего равновесия для экономики с высокой зависимостью от экспорта нефти / А.В. Полбин // Экономический журнал высшей школы экономики. – 2013. №2 - с.323-359. 121. Храмова Е.А. Синергетический эффект в интегрированных формированиях /Е.А. Храмова // Экономические науки – 2011. №3 – с.331-334. 122. Кириков И.А., Колесников А.В., Листопад С.В. Компьютерная модель синергии коллективного принятия решений /И.А. Кириков, А.В. Колесников, С.В. Листопад // Информатика и ее применения. – 2017. №3 - с34-41. 123. Иванова Т.Ю. Теория и методология синергетического подхода в управлении организационными изменениями: диссертация на соиск. степ. доктора эконом. наук: 08.00.05 / Иванова Татьяна Юрьевна – У.: Ульяновский государственный университет, 2006. 124. Пархоменко А.К., Кульчицкий В.В., Яскин С.А. Геосупервайзинг прогрессивная система управления качеством внутрискважинных работ /А.К. Пархоменко, В.В. Кульчицкий, С.А. Яскин //Управление качеством в нефтегазовом комплексе. -2016. №4 - с.12-16. 125. Пархоменко А.К., Кульчицкий В.В., Щебетов А.В. и др. Аппаратнопрограммный комплекс геосупервайзинга бурения и внутрискважинных работ / А.К. Пархоменко, В.В. Кульчицкий, А.В. Щебетов //Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2017. №2 - с.55-59. 126. Пархоменко А.К., Кульчицкий В.В., Коновалов А.М., Щебетов А.В. Программный комплекс «АРМ Геосупервайзера» / А.К. Пархоменко, В.В. Кульчицкий, А.М. Коновалов, А.В. Щебетов //Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2017611562, дата регистрации 06.02.2017г. 127. Пархоменко А.К., Кульчицкий В.В., Насери Я. Мобильная станция геологотехнологических исследований для супервайзера / А.К. Пархоменко, В.В. Кульчицкий, Я. Насери //Патент на изобретение по заявке №2016148006 (приоритет от 07.12.2016г.) 128. Инструкция по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефти и газ. – М.: ВНИИОЭНГ, 1979. – 26 с. 129. Щепетов О.А. Системная классификация аварий в бурении/О.А. Щепетов // Вестник АГТУ– Астрахань, 2009. №2 – с.36-42. 130. Крайнова Э.А. Повышение эффективности процессов управления в компании за счет трансформации бизнеса (на примере нефтегазовой отрасли). Сборник научных трудов научно-практической конференции с зарубежным участием «Глобальные вызовы в экономике и развитие промышленности» (ИНПРОМ-2016) / 143 Э.А. Крайнова– СПб: изд-во Политехнического университета, 2016. - с. 322-335. 131. Ведомственные строительные нормы ВСН 39-86 «Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ» - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. 132. Руднева, Л. Н. Резервы снижения стоимости строительства нефтяных и газовых скважин: учебное пособие / Л. Н. Руднева. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. – 72 с. 133. Единые нормы времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые с дополнениями. – М.: ВНИИОЭНГ, 2000. 134. Мнацаканов А.П. Проблемы расчета и анализа себестоимости бурения нефтяных и газовых скважин / А.П. Мнацаконов //Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2010. № 7 - с. 8-11 Иностранные источники: 135. Henderson J., Grushevenko E. Russian oil production outlook to 2020 [Электронный ресурс] / J. Henderson, E. Grushevenko // Oxford Institute for Energy Studies– 2017. – Режим доступа: https://wwwoxfordenergy.org. 136. Davis T., Frisby R., Stewart P. Innovative Approach to Workover Operations Utilize Field Proven Premium Stage Cementing Solutions / T. Davis, R. Frisby, P. Stewart // SPE Bergen One Day Seminar –Bergen. – 2015. 137. Graham M., Sheldon P., Harjadi Y. Drilling Efficiency and Rate of Penetration: Definitions, Influencing Factors, Relationships, and Value (Chevron Corp.) / M. Graham, Р. Sheldon, Y. Harjadi // IADC-SPE Drilling Conference and Exhibition. - New Orleans – 2010 138. Bang J., Jegbefume O., Ledros A. Analysis and Quantification of Wellbore Tortuosity / J. Bang, O. Jegbefume, A. Ledros // SPE Production & Operations – 2017. 139. Amer M., Ilya I., Ali A., Amir A, Muhaisen A. (Saudi Aramco). A Fair and Competitive Drilling and Workover Services Assignment Process / Amer M., Ilya I., Ali A., Amir A, Muhaisen A. (Saudi Aramco) // IADC-SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference. - Singapore - 2016. 140. Shoaib F., Iftikhar H., Sumair A. Integrated Drilling-Maximize Land Well Drilling Efficiency (Weatherford, NED University) / F. Shoaib, H. Iftikhar, A. Sumair // SPE-PAPG Annual Technical Conference. - Pakistan – 2010. 141. Wardt J. The Drilling Business Model: Driver or Inhibitor of Performance and Innovation / J. Wardt // IADC-SPE Drilling Conference and Exhibition, Texas (USA) – 2014. 142. Scott P.W, Bond D.F. Setting and Achieving Technical Limit Goals in Well Construction by Enabling the Talents, Energies and Attributes of People / P.W. Scott, D.F. Bond //Paper OCT 8637. — 1998. 143. Saeverhagen E., Bouillouta F., Cranfield A. Economic and Technical Value of 144 Remotely Operated Services in Real Time / E. Saeverhagen, F. Bouillouta, A. Cranfield // Society of Petroleum Engineers Conference. - Abu Dhabi – 2015. 144. Xiaoyan S., Yingcao Z., Integrated Drilling Database Enables Automated Drilling Engineering Design (CNPC) / S. Xiaoyan, Z. Yingcao // SPE-IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. - Nusa Dua – 2015. 145. Azlan M., Latif M., Rosli A. Comprehensive Rigsite Operations Surveillance for Better Drilling Efficiency (PETRONAS, Halliburton) / M. Azlan, M. Latif, A. Rosli // Offshore Technology Conference-Asia. - Kuala Lumpur – 2014. 146. Hooff G., Hinke S. Maximizing Extended Reach Drilling Efficiency with Unconventional Thinking (Cenovus) / G. Hooff, S. Hinke. // SPE-IADC Drilling Conference and Exhibition. - Hague – 2017. 147. Ajimoko O. Application of Game Theory for Optimizing Drilling Cost Reduction Programmes / O. Ajimoko // Offshore Technology Conference-Asia. - Kuala Lumpur – 2016. 148. Kumar G., Muneef S., Aziz M. Enhancing Risk Management Process on Rigs through E-JSA / G. Kumar, S. Muneef, M. Aziz // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. - Abu Dhabi – 2016. 149. Zangl G., Neuhofer L., Zabel D. Smart and Automated Workover Candidate Selection (Mining University Leoben, OMV-Petrom Romania SA) / G. Zangl, L. Neuhofer, D. Zabel // SPE Intelligent Energy International Conference and Exhibition Aberdeen Scotland – 2016. 150. Syrtlanov V., Mezhnova N., Kovaleva E. Automation of the Flooding Optimization Process and Selection of Prospective Sites/Wells for Workover (Baker Hughes) / V. Syrtlanov, N. Mezhnova, E. Kovaleva // SPE Russian Petroleum Technology Conference. – Moscow. – 2015. 151. Schwab K. The Fourth Industrial Revolution [Электронный ресурс] / K. Schwab // Foreign Affairs – 2015.– Режим доступа: https://www.foreignaffairs.com. 152. Omosebi O., Osisanya S., Ahmed R. Integrated Model-Based Approach to Drilling Project Management (University of Oklahoma) / O. Omosebi, S. Osisanya, R. Ahmed // SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. - Lagos – 2014. 153. Iversen F.P., Thorogood J.L., Macpherson J.D., Macmillan R.A., Business models and KPIs as drivers for drilling automation / F.P.Iversen, J.L. Thorogood, J.D. Macpherson, R.A. Macmillan - UK, SPE-181047-MS, 2016. 154. Mark J., Kaiser A. Survey of Drilling Cost and Complexity Estimation Models / J. Mark, A. Kaiser // International Journal of Petroleum Science and Technology ISSN 09736328 Volume 1, Number 1, 2007, pp. 1–22 155. Lions B. Inventory Management: Economic Order Quantity, JIT, and the Theory of Constraints, Chapter 18 - [Электронный ресурс] – Режим доступа:. 145 http://www.cengage.com/ 156. Shiffirin R.M., Nosofsky R.M. Seven plus or minus two: a commentary on capacity lmitations / R.M. Shiffirin, R.M. Nosofsky // Psychological Review – 1994. №2 – р.357-361. 157. The most important big data concepts and what they mean [Электронный ресурс] – Режим доступа: https: dataflog.com. 158. Crompton J., Gilmart H. The Future of Integrated Operations (Chevron Corp., Science Appl. Intl. Corp.) / J. Crompton, H. Gilmart // SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition. – Utrecht – 2010. 159. Meer K.H. Best Practices in ERP Software Applications. / K.H. Meer — Lincoln, NE: iUniverse, 2005. 160. Leduc S., Sill K. A Quantitative Analysis of Oil-price Shocks, Systematic Monetary Policy and Economic Downturns / S. Leduc, K. Sill // Journal of Monetary Economics. - 2004. № 51 (4). - P. 781–808. 161. Kirkpatrick S., Gelatt Jr., Vecchi M. P. "Optimization by Simulated Annealing". / S. Kirkpatrick, Jr. Gelatt, M. P. Vecchi //Science. 220 (4598): 671-680. - 1983 162. Černý, V. "Thermodynamical approach to the traveling salesman problem: An efficient simulation algorithm". / Černý, V. // Journal of Optimization Theory and Applications -1985, р. 41–51. 163. Storn Rainer, Price Kenneth. Differential Evolution — A Simple and Efficient Adaptive Scheme for Global Optimization over Continuous Spaces / Storn Rainer, Price Kenneth //Technical Report TR-95-012, ICSI, March 1995. 164. Bahari A., Baradaran A., Drilling Cost Optimization in Iranian Khangiran Gas Field / A. Bahari, A. Baradaran // SPE International Oil Conference and Exhibition in Mexico held in Veracruz. - Mexico - 2007. 165. Mark J. Modeling the time and cost to drill an offshore well / J. Mark // Energy. – 2009. №34. – p.1097–1112 166. Radhwi A.O., Amer M.M., Idrees H., Fakhruddin A., Hazzazi M.A. WellPlanET – smart & efficient drilling well program by Saudi Aramco / A.O. Radhwi, M.M. Amer, H. Idrees, A. Fakhruddin, M.A. Hazzazi - UAE, SPE 167481, 2013. 167. Trends in U.S. Oil and Natural Gas Upstream Costs // U.S. Energy Information Administration. - Washington. – 2016 146 Приложение 1 Снижение стоимости нефтесервиса в России с 2012 по 2016 гг на примере бурового супервайзинга в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» Источник: [10] 147 Приложение 2 Интегрированные данные по объемам бурения и добыче нефти в России за период с 2007 по 2016 гг Источник: [1, 22] Приложение 3 Тенденции в эксплуатационном и поисково-разведочном бурении по регионам России Источник: составлено автором на основе данных [1] Приложение 4 Источник: акт по результатам ОПИ инструментального супервайзинга, организованных и проведенных автором в ПАО «Оренбургнефть» 150 Приложение 5 Источник: акт по результатам ОПИ инструментального супервайзинга, проведенных автором в ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» Приложение 6 Этапы апробации и внедрения инструментального супервайзинга ТиКРС в Западной Сибири Источник: составлено автором Приложение 7 Источник: разработанная автором программа ОПИ по совершенствованию инструментального супервайзинга для контроля аварийных работ и оптимизации режимов ТиКРС
