Внедрение инновационных технологий в нефтегазовой компании:организационно-функциональный аспект(на примере деятельности УКРС и ПНП)

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 04 Апреля 2012 в 18:47, дипломная работа

Краткое описание

Целью дипломной работы является анализ системы управления внедрения инновационных технологий в нефтегазовой компании в организационн-функциональном аспекте на примере деятельности УКРС и ПНП для выработки предложений по её совершенствованию.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

В соответствии с целью, объектом и предметом исследования были поставлены следующие задачи:

1. Изучить нормативно-правовые основы управления деятельностью нефтяной компанией.

2.Дать обзор отечественного и зарубежного опыта внедрения инновационных технологий нефтяной компании.

3.Проанализировать деятельность УКРС и ПНП нефтяной компании.

4. Рассмотреть деятельность УКРС и ПНП как процессной организации.

5. Сформулировать предложения по совершенствованию управления внедрением инновационных технологий в нефтегазовой компании.

Содержание работы

ВВЕДЕНИЕ………………………………..……………………………………..4

1 ТЕОРИТИКО-ПРАВОВЫЕ АСПЕКТЫ УПРАВЛЕНИЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬЮ ПО ВНЕДРЕНИЮ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ………………………………… 8
Нормативно-правовые основы управления деятельностью нефтяной компанией………………………………………………………………….. 8
Отечественный и зарубежный опыт внедрения инновационных технологий нефтяной компании: краткий обзор………………………. .14

2 АНАЛИЗ ПРАКТИКИ ВНЕДРЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ: ОРГАНИЗАЦИОННО-ФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ АСПЕКТ (НА ПРИМЕРЕ УКРС И ПНП ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»…………………………………………………….… 21

2.1 Деятельность УКРС и ПНП нефтяной компании: общая характеристика и специфические особенности ………………………………………………21

2.2 Деятельность УКРС и ПНП как процессной организации: модель «как есть»……………………………………………………………………………32
3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬЮ ПО ВНЕДРЕНИЮ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НЕФТЯНОЙ КОМПАН……… .42

3.1 Предложение по совершенствованию управления деятельностью УКРС и ПНП управления нефтяной компании…………………………………… 42

3.2 Предложения по формированию инновационной системы управления УКРС и ПНП нефтяной компании…………………………………………. 52

3.3 Предложения по формированию набору профессиональных компетенций менеджеров УКРС и ПНП нефтяной компании…………… 58

ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………61

ГЛОССАРИЙ……………………………………………………………….. 64

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………… 67

ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………70

Содержимое работы - 1 файл

Диплом Олег (2).docx

— 416.83 Кб (Скачать файл)

Теперь можно перейти  к анализу бизнес процессов.  Для  этого удобно составить матрицу функций УКРС и ПНП (рис.4 приложение 3). Матрица структурируется по направлениям деятельности – развитие производства, производство, технический сервис и по основным этапам цикла управления – планирование мероприятий, выполнение работ, учет и контроль исполнения и анализ результатов. Производство рассматривается в совокупности всех аспектов деятельности: подготовка к ремонту и бурению скважин, закачка вытесняющего агента, фонд скважин, подготовка продукции скважин, транспорт и сдача. Направление – развитие производства – включает капитальное строительство, в том числе бурение скважин, геологоразведочные работы и геолого-технические мероприятия, направленные на вовлечение в разработку новых запасов и увеличение нефтеизвлечения. Технический сервис включает все виды ремонтов скважин, в том числе подземный, оборудования и наземных сооружений и материально-техническое, энергетическое и транспортное обеспечение. См.  приложение.

        Практическая деятельность функциональных и производственных подразделений определяется системой целей, критериями эффективности и показателями деятельности. Первые задают ориентиры функционирования и развития производства. Показатели деятельности позволяют оценивать деятельность подразделений на предмет достижения ими плановых и нормативных показателей. Персонал предприятия должен иметь информационную поддержку на современном технологическом уровне и на всесторонне развитой информационной базе, включающей не только первичные, накопленные и расчетные данные. Для принятия качественных решений необходимо наличие в информационной базе Компании информации о финансовых, экономических, производственных и технологических показателях, характеризующих наличие, состояние, динамику изменения, эффективность формирования, использования и восстановления минерально-сырьевой и материально-технической базы производства, трудовых, материальных и финансовых ресурсов.

Достижение рассмотренных  выше целей предполагает привлечение  определенного набора ресурсов, к  которым относятся производственные мощности, оборотные средства, персонал и ряд других видов ресурсов. Очевидно, что успешное достижение поставленных перед нефтедобывающим производством  целей возможно при совместном управлении производственными, технологическими и финансовыми ресурсами. В рамках концепции вся иерархия целей  управления нефтедобывающим производством  группируется по следующим направлениям (рис.1 ):

  • Производство;
  • Издержки и затраты;
  • Активы.

        Применение данной классификации вызвано тем, что при управлении организацией по капитальному ремонту скважин по рассматриваемым направлениям происходит целенаправленное воздействие на такие ключевые носители акционерной стоимости, как запасы и объемы добычи нефти, затраты, основные фонды и др.

 

 

 

 

 

    

Рис.1. Иерархия целей управления нефтедобывающим производством

 

Очевидно, что только совокупность всех направлений достаточно полно  отражает цели управления структурой по ремонту скважин. Движение к главной  цели достигается через реализацию системы частных целей нижнего  уровня, структурированных в следующем  разрезе:

  • Развитие производства:
  • Производство;
  • Технический сервис.

Естественно, информационная поддержка управления, обеспечивающего достижения описанной выше системы целей, должна состоять из соответствующей временным контурам и иерархической структуре управления системы показателей производственно-экономической деятельности. Существующая в настоящее время в компаниях отчетность, содержащая иногда тысячи показателей, эклектична и совершенно не пригодна для применения экономических методов, особенно на нижних уровнях оперативного управления. Средства АСУ ТП вместе с операторскими и диспетчерскими пунктами в основном фиксируют события и отслеживают выполнение работ.  Пока они являются только сборщиками и поставщиками информации на различные уровни.

Как мы показали выше, может  быть создана новая система показателей, которая станет инструментом поддержки  принятия решений не только для топ - менеджеров компании при решении  стратегических задач, но и всех менеджеров всех уровней – УКРС и буровых  бригад. Более того, различные синтетические  показатели технологической и экономической  эффективности по фактическим и  прогнозным данным могут коренным образом  изменить роль диспетчерских и операторских служб по оперативному управлению. Диспетчер промысла получит по объему и качеству информацию достаточную  для выработки мероприятий и  принятия управленческих решений. Он сам  рассмотрит состояние скважины, подберет варианты мероприятий, оценит риски, закажет  материалы, спецтехнику, бригаду, отследит выполнение, оценит результаты. Диспетчер  промысла становится главным производителем товарной продукции. Тогда роль менеджеров следующего уровня управления должна состоять в планировании с учетом бюджетов и контроле за состоянием производства в целом, анализе ситуаций, проигрывании различных вариантов  сценариев развития производства с  учетом дополнительных геологических  и экономических условий. Предлагается информационные системы связать  через новую систему показателей  соответствующего уровня в ситуационном центре и предоставить доступ к различным  данным , моделям и проектам компании (рис.5 приложение 4). Достигается кратное ускорение принятия решений, существенная экономия ресурсов, повышается эффективность производства.

Ведущие российские нефтяные компании уже столкнулись  с неспособностью старых АСУП решать новые задачи организации  производства по капитальному ремонту  скважин.

Современная концепция создания автоматизированной системы  производства по ремонту скважин, разработанная  компанией IBS, включает новые решения как для уровня управления производством, изложенные здесь, так и для уровня АСУТП, что является предметом отдельной статьи. Хотелось бы лишь отметить, что главное направление развития АСУТП состоит в создании единого комплекса обеспечения ремонта скважин и подготовки бурового оборудования, управление которым напоминает управление автоматическим цехом. В едином комплексе ремонта и подготовки должны быть автоматизированы технологические процессы не только отдельных установок, но и их совокупности во взаимодействии. В концепции подробно проработаны архитектурные решения:

  • архитектура данных - интеграционная архитектура,
  • архитектура приложений,
  • архитектура платформенная,
  • архитектура вычислительных сетей.

 

      Таким образом, современные информационные технологии дают возможность построить систему управления структурой по ремонту скважин, подчиненную основным целям бизнеса компании (рис 6). См. приложение 5.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬЮ ПО  ВНЕДРЕНИЮ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НЕФТЯНОЙ  КОМПАНИИ

 

3.1 Предложения  по совершенствованию управления  деятельностью нефтяной компании

 

Главные задачи анализа выполнения производственной программы - определение  степени выполнения плана по количественным и качественным показателям, установление факторов, повлиявших на отклонение от плана, выявление резервов, использование  которых дает возможность в будущем  улучшить работу бурового предприятия - повысить коммерческую скорость и  на этой основе увеличить объемы бурения, повысить производительность труда, снизить  себестоимость строительства нефтяных и газовых скважин.

Динамика основных технико-экономических  показателей приведена в таблице 2.

 

Таблица 2.

Технико-экономические показатели за 2010 год

Показатели

2010  год

план

Факт

%

1. Количество сданных скважин,  шт

65

66

101,5

2. Проходка, м

39000

39600

101,5

3. Станко-месяцы бурения, ст. мес

78

68,6

112

4. Коммерческая скорость, м/ст. мес

500

577

115,4

5. Механическая скорость, м/час

4,22

4,84

114,7

6. Производительность труда, м/чел

55,47

49,75

110,3

7. Проходка на долото

400,7

503,4

125,6

8. Продолжительность бурения 1 скв., сут.

36

31,29

113,3

9. Себестоимость проходки 1 метра,  млн. руб.

5000

4238

115,2

10. Цикл строительства скважин,  сут.

42

36,2

111

11. Проходка на 1 бур.  бригаду, м

2294,1

2329,4

101,5


 

Приведенные в таблице 2 показатели дают возможность оценить выполнение производственной программы по строительству нефтяных и газовых скважин, сравнить достигнутые результаты с соответствующими показателями по плану. Такое сравнение позволяет проследить динамику изменения показателей и выявить на базе этого эффективность осуществляемых организационно-технических мероприятий по ускорению строительства скважин.

Сравнение сдачи скважин  в течение 2010 года по плановым и фактическим  показателям приводится в таблице 3.

 

Таблица 3.

Плановые и фактические  показатели сдачи скважин за 2010г.

 

Сдача скважин, 2010г

план

факт

%

Эксплуатация

65

66

101,5


 

Из таблицы 3 видно, что в 2010 году сдача скважин НГДУ увеличилась на 1,5%.

Выполнение плана по сдаче  скважин НГДУ является не менее важным и для бурового предприятия, так  как образование фондов экономического стимулирования буровых предприятий  нефтяной промышленности, осуществляющих эксплуатационное бурение, поставлено в зависимость от показателей  вновь созданных мощностей по добычи нефти и газа, измеряемого  числом скважино - суток нахождения у заказчика законченных строительством скважин со дня их сдачи до конца  планового периода, т.е. потенциальным  временем работы новых скважин в  нефтегазодобывающем управлении. Поэтому  одним из условий успешной работы бурового предприятия по строительству  скважин является ритмичность работы (сокращение продолжительности цикла  их сооружения).

Работа по строительству  скважин в отдельные периоды  года обусловливаются природно-климатическими условиями, в которых осуществляются буровые работы.

Рассматривая работу бурового предприятия, необходимо установить факторы, оказавшие влияние на рост по строительству  скважин и объектов буровых работ  по сравнению с предшествующим годом, и дать им количественную оценку.

Одними из основных факторов являются: рост коммерческой скорости бурения и число отработанных станко-месяцев в бурении. Рассмотрим их.

Из анализа проходки (п.3.1) определим:

влияние коммерческой скорости бурения на проходку DНV = 6 006 м;

влияние изменения отработанных станко-месяцев бурения на проходку

 

Т= - 5 423,8 м.

Зная среднюю глубину  одной скважины, можно определить перевыполнение плана по числу законченных  скважин по формуле (4.1):

 

n = , скв.


 

где НСР - средняя глубина скважины, НСР = 600 м.

 

n = скв.

 

Коммерческая скорость бурения - важный качественный показатель деятельности бурового предприятия, определяющий темп производства буровых работ, производительности труда, стоимости строительства  скважин и эффективности использования  основных производственных фондов. Поэтому  выявление факторов, обусловливающих  изменение уровня коммерческой скорости бурения, резервов и дальнейшего  повышения, является важнейшей задачей  анализа производственной деятельности предприятия.

Коммерческая скорость бурения  отражает затраты времени на строительство  скважин. Повышение коммерческой скорости приводит к снижению затрат времени, экономии времени против утвержденных норм и нормативов.

Коммерческая скорость бурения  определяет величину проходки, приходящуюся на один календарный станко - месяц. Этот показатель отражает достигнутый  уровень техники, технологии и организации  производства буровых работ.

По уровню коммерческой скорости бурения финансируются буровые  работы, планируются капитальные  вложения, трудовые, материальные ресурсы  на строительство скважин. В течение 2010 года коммерческая скорость увеличилась  на 77 м/ст. мес.

Механическая скорость бурения  характеризует скорость разрушения горных пород в течение работы долота на забое. Механическая скорость проходки зависит от многих факторов: от физико-механических свойств буримых  пород, способа бурения, типа, размера  и конструкций долот, параметров режима бурения. В результате изменения  этих факторов механическая скорость проходки в течение 2010 года увеличилась  на 14,7%.

С уменьшением БУ в хозяйстве  на 1 ст., а также с увеличением коммерческой скорости на 15,4%, произошло увеличение проходки в течение 2010 года на 1,5%.

В связи с этим увеличилась  сдача скважин НГДУ в 2010 году на 1,5% (см. таблицу 4). Увеличение проходки на долото можно объяснить тем, что уменьшилось время на наращивание, на крепление, вспомогательные работы, на ремонт и на осложнения. Производительное время уменьшилось на 11%.

Аварии, возникающие в  процессе бурения скважин, оказывают  отрицательное влияние на темп буровых работ. В таблице 4 приведены виды аварий и их число в течение 2010 года.

 

        Таблица  4

Информация о работе Внедрение инновационных технологий в нефтегазовой компании:организационно-функциональный аспект(на примере деятельности УКРС и ПНП)