8) сокращение затрат по сбору, обработке и анализу информации за счет создания единого информационного пространства, стандартизации и унификации документооборота;

9) повышение общей культуры управления производством за счет объединения отдельных функционирующих систем АСУ ТП производственных объектов, программных комплексов и информационных систем в единую систему.

Благодаря использованию данного метода на предприятии ОАО «Татнефть» по ряду процессов было снижено количество инцидентов на 70% и значительно увеличилась эффективность их исполнения.

Нефтегазодобывающая отрасль играет важную роль в развитии экономики. В настоящее время нефтяным компаниям необходимо разрабатывать эффективную программу своего развития и правильно выбирать производственную стратегию, связанную с особенностями каждого месторождения, методами увеличения нефтеотдачи, с целью максимального извлечения природных запасов нефти из недр. От того насколько тщательней сформирована производственная деятельность, зависит конечный результат работы предприятия и его конкурентоспособность на рынке.

В отчетном году добыча нефти значительно снизилась, что вызвано увеличением времени бездействия скважин при нахождении их в ремонте и снижением дебита. Это обусловило уменьшение коэффициента эксплуатации (с 0,9084 до 0,865). План по добыче нефти не выполнен на 384,8 тыс. тонн (3,73%). Среднемесячный дебит снизился на 25,06 т/скв - мес. (5,38%).

Особое внимание в области интенсификации добычи нефти в отчетном году уделялось следующим геолого-техническим мероприятиям, направленным на интенсификацию добычи нефти: гидравлический разрыв пласта (ГРП), обработка призабойной зоны (ОПЗ), перевод на вышележащий горизонт (ПВЛГ), одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ), бурение боковых стволов (зарезка боковых стволов), ремонтноизоляционные работы (РИР).

Но несмотря на проведенные мероприятия, добыча нефти уменьшилась на 3%, а себестоимость 1 тонны нефти увеличилась на 10%. Поэтому предприятию необходимо увеличить объем добычи нефти.

Таблица 1. Выполнение программы на месторождении

Показатель	Ед.изм.	Отчётный год (2014)
		план	факт
ГРП
количество операций	скв.	13	13
дополнительная добыча	тыс.т.	41	47
средний прирост на 1 скв	т/сут.	5	14
ОПЗ
количество операций	скв	13	12
дополнительная добыча	тыс.т.	15	21
средний прирост на 1 скв	т/сут.	15	18
ликвидация аварий
количество операций	скв.	2	2
ремонты нагнетательных скважин
количество операций	скв.	10	10
дополнительная добыча	тыс.т.	15	16
средний прирост на 1 скв	т/сут.	11	14
РИР нагнетательной скважины
количество операций	скв.	1	1
дополнительная добыча	тыс.т.	9	11
средний прирост на 1 скв	т/сут.	6	8

Исследование показало, что рост затрат в отчетном периоде был связан с увеличением расходов на материалы для подготовки нефти (деэмульгаторы), на электроэнергию, а также на насосно-компресссорные трубы (НКТ). В этой связи предлагается вариант технологического развития, включающий:

а) снижение удельных норм расхода по материалам системы ППД за счет повторного использования труб в системе ППД и нефтесбора;

б) снижение установленной мощности и замена оборудования с большей мощностью на оборудование с меньшей мощностью - подбор электрооборудования и обоснование необходимой мощности, а также внедрение системы мотивации энергосбережения;

в) смена поставщика деэмульгатора;

г) уменьшение стоимости приобретаемых НКТ за счет замены половины закупаемых труб с металлических на стеклопластиковые;

д) внедрение новой установки по автоматизированному учету НКТ; Экономическая оценка эффекта, проведенная автором, от рекомендуемых мероприятий представлена в табл. 2.

Таблица 2. Влияние мероприятий на изменение затрат

Мероприятия	Капитальные затраты на внедрение, тыс.руб.	Изменение себестоимости, тыс.руб.
1. Внедрение автоматизированной системы учета НКТ	2 000,00	- 2 023,00
2. Замена импортного деэмульгатора на деэмульгатор российской компании	-	-7 149,89
3. Замена 50% объема закупаемых НКТ - металлических на более дешевые и долговечные стеклопластиковые	-	-55 567,00
4. Мероприятия по увеличению нефтеотдачи: соляно-кислотная обработка, гидроразрыв пласта и изоляция притоков воды	-	+226,56 +234 500 т нефти
5. Замена ЭЦН «Алнас» на УЭЦН «REDA» на 10 скважинах	8 010,00	-3 554,20 +21 000 т нефти
Дополнительный объем добычи нефти, тыс. т	-	+255,5
Экономия по себестоимости 1 т нефти, руб.		-169,1

Расчёты показали, что, применив геолого-технические мероприятия (гидроразрыв пласта, обработка призабойной зоны, ремонтно-изоляционные работы нагнетательной скважины), добыча нефти увеличится на 255,5 тыс. т, при этом потребуются дополнительные инвестиции в размере свыше 10 млн. руб., а затраты сократятся на 67 млн.руб. Это свидетельствует о высокой экономической эффективности рекомендованного варианта развития предприятия.

В то же время малодебитные скважины составляют значительную часть фонда механизированных скважин ОАО «Татнефть». Вопросы их эксплуатации имеют большое значение с точки зрения экономики, так как затраты на эксплуатацию этих скважин весьма значительны. По мере вступления многих месторождений в поздний период разработки фонд малодебитных скважин увеличивается. При определенных условиях нефтедобывающие предприятия заинтересованы в прекращении эксплуатации малодебитных нерентабельных скважин. Однако принятие такого решения влечет за собой множество негативных последствий за счет безвозвратных потерь в недрах невоспроизводимого углеводородного сырья, сокращения доходов бюджета, рабочих мест и т.д.

Фонд добывающих скважин в ОАО «Татнефть» делится на рентабельный и нерентабельный (в том числе убыточный). Критерием отнесения скважин к рентабельному фонду является получение прибыли от реализации продукции данной скважины: скважина убыточная, если доход не окупает переменных затрат; скважина нерентабельная, если доход превышает переменные затраты, но она тем не менее, является нерентабельной по сравнению с уровнем всех распределенных на нее затрат (при остановке такой скважины предприятие теряет больше, чем при ее работе); скважина рентабельна, если доход превышает все распределенные на нее затраты.

На уровень рентабельности оказывают влияние различные факторы, такие как цена, средний дебит, обводненность добываемой продукции. Следовательно, структура фонда скважин не является постоянной.

Часть скважин может выйти из рентабельного фонда, часть снова перейти в этот фонд. Причинами роста нерентабельного фонда являются: естественное снижение дебита, рост доли трудноизвлекаемых запасов, единовременные затраты на ремонт скважин и т.д. С экономической точки зрения, убыточную скважину выгоднее остановить, однако окончательное решение по остановке нефтяных скважин должно быть принято после дополнительного анализа с использование геологических моделей с целью соблюдения проектных принципов разработки месторождения.

При остановке убыточных скважин происходит высвобождение следующих затрат: переменных, на оборудование (если извлекается оборудование для его дальнейшего использования), на ремонт скважин. Негативным последствием остановки скважин является потеря объема добычи нефти. Компенсации добычи нефти можно достичь, проводя эффективные геолого-технические мероприятия (ГТМ).

В связи с тем, что вопрос определения источника финансирования различных ГТМ для ОАО «Татнефть» является актуальным, предлагается в качестве дополнительного источника финансирования использовать сумму высвобожденных средств. Из разных вариантов был проведен подбор ГТМ, компенсирующих потерю добычи нефти, а по затратам не превышающих дополнительный источник финансирования. Экономический подход к управлению фондом скважин оказал положительное влияние на результаты деятельности предприятия: добыча нефти увеличивается, доля убыточных скважин снижается, прибыль от продаж и рентабельность продукции возрастают.

Таким образом, система управления методом процессного подхода является актуальной и востребованной. Она охватывает и соприкасается с разными современными методиками бизнес-управления, развивает новые взаимоотношения в процессе производства, требуя от каждого работника продуманного, осознанного подхода к выполнению стоящих перед ним задач.

Глава III. Оценка возможностей развития управления производством в нефтедобывающей отрасли

3.1 Общеотраслевые направления развития управления производством в нефтедобыче

Экономическая ситуация в России в огромной мере зависит от уровня развития нефтедобывающей промышленности. Однако в обозримый период времени природно-сырьевая база нефтяной отрасли будет ухудшаться. В сложившейся ситуации важным является решение управленческих проблем.

Регулирование деятельности нефтедобывающих предприятий с целью повышения их эффективности осуществляется различными способами с использованием различных механизмов. Важнейшими из этих способов являются организационные и экономические методы регулирования, которые реализуются посредством разнообразных управленческих механизмов. В общем случае управленческие механизмы регулирования деятельности нефтедобычи с целью повышения её эффективности представляют собой методические, организационные, технологические, экономические, правовые методы и участие государства в развитии и продвижении научных разработок.

Правовое участие государства в повышении эффективности нефтедобычи также должно быть направлено и на развитие малого и среднего бизнеса в нефтедобыче, так как вертикально-интегрированные нефтяные компании не занимаются разработкой мелких месторождений и низкорентабельными с точки зрения менеджмента или акционеров инвестиционными проектами. В данной области необходим отдельный федеральный закон о малом и среднем предпринимательстве в нефтяной отрасли и изменение ставок налога на добычу полезных ископаемых для новых месторождений углеводородов, значительно расширяющего действие нынешних норм.

Энергетическая стратегия России (ЭС-2030) также признаёт, что отрасль уже много лет не дотягивает до необходимого уровня для поступательного развития в объемах капитальных вложений. То есть, поводов сдерживать инвестиционную активность, увеличивая налоговую нагрузку, нет.

Все проектные документы по разработке нефтегазовых месторождений (технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти, технологическая схема разработки, технико-экономическое обоснование проекта опытно-промышленных работ и др.) проходят экспертизу в государственном комитете по запасам Российской Федерации и центральной комиссии по разработке нефтегазовых месторождений Российской Федерации или его филиалов, в соответствие с утвержденными методическими рекомендациями.

Для повышения эффективности нефтедобычи в методической области необходимо разработать с учетом достигнутого научного опыта и изменившихся экономических условий «Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» так как существующий документ 1984 года издания устарел и не соответствует инновационному развитию отрасли, а также необходимо решить проблему достаточной обеспеченности страны подготовленными запасами:

· для этого в области лицензирования геологоразведочных работ на новых землях (вне границ горного отвода добывающих предприятий), снизить платежи;

· для повышения эффективности освоения недр необходимо оставить как конкурсную, так и аукционную форму доступа к недрам, каждая из которых имеет свои плюсы и минусы и может применяться в зависимости от местных условий.

· обновить «Сборник нормативных показателей удельных капитальных затрат в нефтедобывающей промышленности», так как существующий документ 1990 года издания уже не соответствует экономическим условиям дальнейшего развития нефтяной промышленности.

В области надзора необходимо усилить государственный контроль за выполнением лицензионных соглашений с учетом ежегодных дополнений, в которых следует записывать годовые уровни добычи нефти и газа, воспроизводства запасов углеводородного сырья по категориям, объемы разведочного и эксплуатационного бурения.

В большинстве нефтедобывающих стран мира, даже в тех, которые обеспечены запасами на 50 лет и более, забота о полноте извлечения нефти из недр становится приоритетной. Создаются такие экономические условия, при которых недропользователям выгодно развивать и применять современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Но и государство, в конечном итоге, увеличивает поступления в бюджет не только от дополнительной добычи нефти, но и за счет развития смежных отраслей.

Проекты с применением современных МУН в зарубежной практике стимулируются государством, так как только их применение позволяет кардинально повысить нефтеотдачу месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и высоковязкими нефтями. Что касается технологий и геолого-технических мероприятий, применение которых приводит к увеличению нефтеотдачи вытеснением, то они являются составными компонентами как при базовых способах разработки, так и при применении МУН и не могут рассматриваться в качестве самостоятельных способов разработки.

Следует заметить, что в нефтяном бизнесе высокая нефтеотдача не является первостепенной целью недропользователя. Главное для него - получение максимальной прибыли для удовлетворения экономических интересов акционеров компании и инвесторов.

Решение этой задачи, как правило, входит в противоречие с достижением максимально возможного коэффициента извлечения нефти. Увеличение нефтеотдачи и на этой основе увеличение извлекаемых запасов - одна из важнейших задач хозяина недр, т.е. государства, а не недропользователя.

Существующие технологии обычно могут обеспечить невысокие коэффициенты извлечения нефти месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и высоковязкими нефтями. Без применения инновационных технологий и прогрессивных МУН существенно повысить коэффициент извлечения нефти невозможно. Приоритетность внедрения МУН объясняется особенностями геологического строения месторождений, свойствами нефтей и ранее применяемыми системами разработки. Цель применения инновационных МУН заключается в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить либо уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов и увеличить коэффициент извлечения нефти.

Повышение эффективности управления нефтедобычей и транспортировкой продукции связано с разработкой интегрированных автоматизированных систем управления, способных решать задачи усовершенствованного управления:

согласованное управление агрегатами и блоками (например, в системах поддержания пластового давления и т.п.);

программное управление (например: процессов транспорта нефти - включение-отключение агрегатов, программа маршрутизации перекачек в резервуарных парках и т.п.);

оптимизация режимов работы установок (например, в системах подготовки нефти дозирование реагентов, выбор температурных режимов и т.п.);

диагностика прогнозирования неисправностей и защиты от их последствий;

моделирование процессов, расчет технико-экономических показателей эффективности производства вплоть до отдельного процесса или агрегата для целей оперативного управления, оптимизации издержек и обеспечения экологической безопасности.

Инвестиционное планирование служит основой для организации проектной (пообъектной) структуры учета средств предприятия, определения приоритетности финансирования и строгий учет расходов сразу в нескольких направлениях производственной деятельности (по подразделениям, бизнес-направлениям, проектам).

Государственная поддержка крупных, системных инноваций должна осуществляться в первую очередь через реализацию целевых инновационных программ, органично увязанных со среднесрочными перспективами развития реального сектора и социально-экономическими прогнозами.

Нефтяные компании, занимающиеся разработкой, испытанием и внедрением новых технологий в нефтедобыче, указывают на отсутствие юридической базы для сотрудничества с государством в области внедрения новых технологий.

Одним из важнейших направлений государственной политики по совершенствованию управленческих механизмов повышения эффективности добычи нефти должна стать организация и финансирование научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ.

Ресурс увеличения добычи нефти за счёт роста эффективности разработки «старых» месторождений еще может быть использован в ближайшем будущем, нефтяные компании для создания долговременных условий роста должны искать новые источники. Инвестиции в новые месторождения, с одной стороны, гораздо масштабней, чем в реконструкцию старых, а с другой - имеют гораздо больший период окупаемости и, следовательно, в значительно большей степени подвержены рискам.

3.2 Оценка возможностей развития управления производством в ОАО «Татнефть»

В целях стабилизации и увеличения объемов нефтедобычи, ОАО «Татнефть» реализует программные мероприятия, направленные на повышение эффективности производственных показателей и контроль рентабельности добычи за счет применения современных технологий, оптимизации фонда скважин и систем разработки месторождений.

Повышение результативности обработки данных при поиске месторождений обеспечивается новыми технологиями, применяемыми наряду с традиционными способами сейсморазведки. Ведется прогнозирование нефтеперспективных объектов методом искусственного интеллекта, выделение перспективных объектов методом полевой геофизики и геохимии с использованием комплексного параметра вероятности (КПВ) нефтеперспективности. При геохимическом способе поисков залежей нефти и газа примененяются пассивная адсорбция углеводородов, низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ), геолого-геофизическая технология оптимизации выбора места бурения скважин (ГТО ВМ), электромагнитное зондирование (ЭМЗ), новый комплекс программ обработки материалов сейсморазведки 3Д «Stratimegic». Для выявления на малых глубинах пластов, насыщенных сверхвязки минефтями - метод ЯМР (томографического зондирования).

В бурении применено 53 технологии. Наиболее эффективными технологиями, в части повышения качества крепления скважин, являются установки силикатных ванн в интервале продуктивных пластов, применение цемента марки G, применение устройств манжетного цементирования, в части достижения высоких дебитов нефти - строительство горизонтальных и многозабойных скважин.

Доказала свою эффективность технология бурения скважин малым диаметром. В 2014 году в ОАО «Татнефть» пробурено 38 скважин малого диаметра (СМД), из них 36 скважин введены для добычи нефти (добыча нефти - 44,726 тыс. т.). Средний дебит составил 6,2 т/сут. Общий фонд скважин малого диаметра составил 296 скважин.

В 2014 году пробурено 59 горизонтальных скважин и 12 многозабойных скважин, добыча нефти по ним составила 87,2 тыс. т. Всего с начала проведения мероприятий количество горизонтальных скважин достигло 613 скважин, количество многозабойных скважин 104 скважины.

Применение современных методов повышения нефтеотдачи пластов обеспечило Компании в 2014 году дополнительную добычу 6 192,5 тыс. тонн. Доля нефти, добытой за счет третичных МУН, по итогам 2014 года составила 21,3% от общего объема добычи. Компания «Татнефть» активно развивает технологию одновременно-раздельной добычи нефти из двух или нескольких пластов одной скважиной. Средний прирост нефти на 1 скважину по технологии ОРД (ОРД/З) достиг 4,4 т/сут., по технологии ОРЗ - 1,9 т/сут.

Проведенный анализ ОАО «Татнефть» также показал, что некоторые вопросы инновационной деятельности исследованы не в полной мере, что выражается в отсутствии системных разработок применительно к формированию научно-методической базы обоснования инновационного проектирования с учетом отраслевой специфики и государственной поддержки и мотивации инновационно-технологического развития компаний.

Немаловажным моментом при управлении производственно-ресурсным потенциалом ОАО «Татнефть» является определение и выбор методики его оценки. Наряду с небольшим количеством методик оценки производственно-ресурсного потенциала существует еще и проблема понятия «объект оценки». Здесь можно говорить об оценке в двух различных плоскостях.

Во-первых, об оценке производственно-ресурсного и инновационного потенциалов говорят, как о готовности компании к реализации конкретного инновационного проекта. Такая оценка проводится либо при условии, что компания-инноватор гармонично сливается с инновационным проектом, либо при обосновании инновации и подготовки проекта к ее реализации как одной из составляющей текущей деятельности действующего предприятия.

Отправной точкой данного вида оценки является составление описания нормативного состояния производственно-ресурсного потенциала предприятия на предмет дальнейшего инновационного развития. Здесь четко устанавливаются качественные и количественные требования ко всем параметрам, которые обеспечивают достижение поставленной инновационной цели. Впоследствии определяется фактическое состояние производственно-ресурсного и инновационного потенциала в соответствии с вышеуказанным параметрами, анализируются отклонения фактических параметров инновационного потенциала от желаемых, выявляются сильные (соответствующие нормативу) и слабые (несоответствующие нормативу) стороны. На завершающем этапе составляется перечень рекомендаций по сохранению сильных и устранению слабых сторон.

Данный анализ интересен своей наглядностью и ясностью результатов, однако его слабой стороной является то, что в нем не учитываются факторы внешней среды.

При другом подходе, который часто называют диагностическим, все параметры, от которых зависит состояние производственно-ресурсного и инновационного потенциала предприятия в каждый конкретный момент, делят на диагностические (характеризуют внешнюю среду предприятия) и структурные (описывают внутреннюю среду предприятия). В отличие от вышеприведенного вида оценки, дающего моментную оценку состояния параметров, в данной модели подразумевается составление каталога динамики показателей, что позволяет дать более объективную оценку.

Стратегическое управление и планирование может быть успешным только при условии взвешенного отношения к реальным возможностям и противоречиям принципов стратегического управления проектами. Принципы стратегического управления проектами являются существенными. Нарушение любого из них разрушает целостность и снижает качество всей системы стратегического управления проектами.

Выявив тенденции развития в динамике показателей, пытаются установить взаимосвязи между диагностическими и структурными параметрами системы. На основании выявленных взаимосвязей составляют модель интегральной оценки, на основании которой в дальнейшем и определяют уровень развития производственно-ресурсного и инновационного потенциала экономической системы.

Важно отметить, что в настоящее время одним из ключевых моментов в области развития будет являться способность руководства мобилизовать все имеющиеся ресурсы на реализацию любого инновационного проекта.

Инновационная возможность характеризуется готовностью предприятия к инновационным изменениям. В этой связи персонал фирмы также является источником ее развития. От мотивации сотрудников, их готовности и восприимчивости к изменениям зависит эффективное управление развитие производственно-ресурсного и инновационного потенциала предприятия в целом.

Управление производством в нефтедобыче содержит в себе аспекты планирования и оптимального распределения ресурсов, конечной целью которого является выполнение миссии предприятия. При отсутствии эффективной системы управления руководитель и участники проекта сталкиваются с проблемами, связанными с конфликтами целей, приоритетов, сроков и нехваткой ресурсов. Успешная реализация проектов в таких условиях, как правило, достигается за счет усилий отдельных руководителей и значительных незапланированных денежных потоков. При этом необходимо учитывать, что внедрение управления проектом требует дополнительных затрат. Соответственно, о необходимости его введения стоит говорить только тогда, когда его достоинства компенсируют неизбежные дополнительные издержки.

В основании управления проектами нефтедобывающих компаний лежит концепция устойчивого развития. Она направлена на сбалансированное, экологически безопасное социально-экономическое развитие без исчерпания природно-ресурсного потенциала и предполагает усиление ответственности компании за все формы деятельности, наносящие ущерб окружающей природной среде.

Устойчивое развитие выступает важным аспектом в корпоративной стратегии нефтедобывающих компаний. Ими накоплен богатый опыт в области управления проектами путем сбалансированного повышения экономической и социальной эффективности с одновременным снижением негативного воздействия на окружающую среду. Можно выделить следующие основные инструменты устойчивого управления проектами, применяемые на практике компаниями нефтедобывающей отрасли:

Рис.3 Система операционного менеджмента

В ходе реализации проекта и в течение срока его эксплуатации в концерне оценивается полученный опыт, который распространяется на специалистов в области организации труда, правил безопасности и социальной ответственности.

На стадии внедрения все проекты изучаются с точки зрения возможных социальных и экологических последствий, которые могут возникнуть. Создается квалифицированная команда специалистов, которая, определяет экологическую и социальную чувствительность проекта, область его потенциального воздействия на экосистемы, возможный объем потребления природных ресурсов, объемы выбросов и сбросов, а так же оценивает социальную напряженность в регионе, демографические показатели и т.п. Располагая всей необходимой информацией и руководствуясь нормативными требованиями, команда дает оценку потенциального воздействия проекта и рекомендует конкретные меры по смягчению этого воздействия.

Прежде чем приступить к выполнению работ по крупным проектам или на действующих производственных объектах, концерн Shell проводит оценку законодательных, природоохранных и социальных последствий наряду с оценкой коммерческих и технических факторов. Оценки экологических, социальных последствий и последствий для здоровья проводятся с целью анализа и управления рисками и возможностями. Shell также оценивает потенциальные затраты проектов, касающихся выбросов СО₂, исходя из цены 40 долларов за тонну СО₂.

Для России управление проектами - это новое и одно из перспективных направлений для развития нефтедобывающих компаний.

В 1990-х годах управление проектами применялось в отдельных проектах нефтедобывающих компаний, однако в качестве корпоративной методологии оно принято не было и попытки применения были больше связаны с энтузиазмом отдельных людей, чем с политикой корпорации.

В программу инновационного развития компании заложены такие пункты, как повышение эффективности использования электрической, тепловой энергии и котельно-печного топлива за счет сокращения потерь и нерационального их потребления, применения энергосберегающего оборудования и прогрессивных технологий, экология, альтернативная энергетика.

В результате выполнения упомянутой программы запускаются организационный и финансово-экономический механизмы энергосбережения. Реализуются проекты по внедрению энергосберегающей техники и технологий, производству энергетически эффективных материалов и оборудования, повышается энергоэффективность в промышленности, снижаются выбросы вредных веществ и потребление невозобновляемых энергетических ресурсов. Однако, необходимо отметить, что компания немаловажное внимание уделяет опыту зарубежных компаний. Поэтому для управления проектами компания приглашает зарубежных специалистов в этой области. Можно сделать вывод, что управление проектами в нефтегазовой отрасли - это инновационная деятельность, направленная на защиту социальной сферы и окружающей среды. Специфика нефтегазового отрасли усугубляет, в силу своих особенностей, практическое использование новой системы, давно доказавшей свою эффективность в странах с традиционно рыночной экономикой.

Российские предприятия, так же, как и зарубежные, стремятся принять активное участие в управлении проектами, но на сегодняшний день данные механизмы используются не в полной мере.

Заключение

Обобщим основные исследовательские выводы.

1.Выбор стратегии с учетом все внешних и внутренних факторов может быть осуществлен только на основе оценки эффективности мероприятий, проводимых на объектах управления (издержек по объектам управления), что возможно только при соответствующей информационной поддержке.

Необходимым условием формирования информационной поддержки, обеспечивающей объективность получаемых оценок, является перенос акцентов с подразделения как центра затрат на объект разработки, что взаимосвязано изменением организационной структуры компании.

Основным инструментом информационной поддержки при территориальной распределенности, характерной для предприятий нефтегазового сектора, является корпоративная информационная система, которая позволяет обеспечить единое информационное пространство и универсализировать информационные потоки по объектам управления.

2.В российских компаниях в настоящее время осуществляется переход от трехуровневой к двухуровневой организационной структуре управления, сопровождающийся изменением подходов к информационной поддержке.

На основе анализа структуры и эффективности эксплуатации фонда скважин одного из нефтегазодобывающих управлений ОАО «Татнефть». Выявлены основные факторы, влияющие на рентабельность эксплуатации добывающих скважин, а именно: рыночная цена на нефть, объем добычи нефти, обводненность продукции скважин и издержки производства.

Повышение результативности обработки данных при поиске месторождений обеспечивается новыми технологиями, применяемыми наряду с традиционными способами сейсморазведки. Ведется прогнозирование нефтеперспективных объектов методом искусственного интеллекта, выделение перспективных объектов методом полевой геофизики и геохимии с использованием комплексного параметра вероятности (КПВ) нефтеперспективности. При геохимическом способе поисков залежей нефти и газа примененяются пассивная адсорбция углеводородов, низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ), геолого-геофизическая технология оптимизации выбора места бурения скважин (ГТО ВМ), электромагнитное зондирование (ЭМЗ), новый комплекс программ обработки материалов сейсморазведки 3Д «Stratimegic». Для выявления на малых глубинах пластов, насыщенных сверхвязкими нефтями - метод ЯМР (томографического зондирования).

При остановке убыточных скважин происходит высвобождение следующих затрат: переменных, на оборудование (если извлекается оборудование для его дальнейшего использования), на ремонт скважин. Негативным последствием остановки скважин является потеря объема добычи нефти. Компенсации добычи нефти можно достичь, проводя эффективные геолого-технические мероприятия (ГТМ). В связи с тем, что вопрос определения источника финансирования различных ГТМ для ОАО «Татнефть» является актуальным, предлагается в качестве дополнительного источника финансирования использовать сумму высвобожденных средств.

Стратегическое управление и планирование может быть успешным только при условии взвешенного отношения к реальным возможностям и противоречиям принципов стратегического управления проектами, что и подтвердил проведённый анализ управления производственным процессом на ОАО «Татнефть».

3.В работе предложено развитие управления производством в нефтедобывающей отрасли.

В программу инновационного развития компании заложены такие пункты, как повышение эффективности использования электрической, тепловой энергии и котельно-печного топлива за счет сокращения потерь и нерационального их потребления, применения энергосберегающего оборудования и прогрессивных технологий, экология, альтернативная энергетика. В результате выполнения упомянутой программы запускаются организационный и финансово-экономический механизмы энергосбережения. Реализуются проекты по внедрению энергосберегающей техники и технологий, производству энергетически эффективных материалов и оборудования, повышается энергоэффективность в промышленности, снижаются выбросы вредных веществ и потребление невозобновляемых энергетических ресурсов. Также компания немаловажное внимание уделяет опыту зарубежных компаний.

Список использованной литературы

1. Агарков С. А. Инновационный менеджмент и государственная политика- М.: Академия Естествознания, 2011. - 143 с.

2. Афанасьева В.Л.. Нефтегазовый комплекс: производство, экономика, управление. - М.:Экономика,2014 - 717 с.

3. Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи: Учебное пособие, - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 128с.

4. Герчикова, И.Н. Менеджмент. 3-е изд., перераб. н доп.. - М.: ЮНИТИ, 2009. -238 с.

5. Гершман М. А. Инновационный менеджмент. - М.: Маркет ДС Корпорейшн, 2012. - 482 с.

6. Гольдштейн Г. Я. Стратегические аспекты управления НИОКР. - Таганрог: Изд-во ТРТУ, 2010. - 244 с.

7. Гринтанс, Я.М. Организационное проектирование и реструктуризация (реинжиниринг) предприятий и холдингов: экономические-управленческие и правовые аспекты. -М.: Волтерс Клувер, 2010 - 321 с.

8. Дебердиева Е.М., Ленкова О.В. Закономерности структурных преобразований в нефтегазодобыче // Бурение и нефть, 2011. - №12. - с. 12-15.

9. Дейнека О.С. Экономическое сознание: феноменология, структура и потенциал развития: Сборник научных статей. Нац. исследовательский ун-т ВШЭ // Культура и экономическое поведение / Под ред. Н.М.Лебедевой, А.Н.Татарко. М.: МАКС Пресс, 2011. - 544 с., С.118-148.

10. Енокян Р. Д. Методы проектного управления инновационным развитием нефтедобывающих компаний. Автореферат дис. ... канд. экон. наук.- М., 2010 - 18 с.

11. Зайнутдинов Р.А. Теория и практика экономической оценки повышения эффективности нефтегазодобывающего производства: Монография. - М. ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ Нефти и газа, 2002. - 384 с.

12. Лебедев А.С., Карнаухов М.Н., Осиновская И.В. Планирование эффективного использования производственно-ресурсного потенциала в добыче нефти. - Научное издание.- СПб.: Недра, 2009. - 218 с.

13. Ленкова О.В., Дебердиева Е.М. Корпоративная стратегия развития нефтегазовой компании. Монография. - Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2011. - 168 с.

14. Ленкова О.В., Дебердиева Е.М., Осиновская И.В. Реализация концепции устойчивого развития в нефтегазовых компаниях / Economic and legal management procedures of overcoming the social crisis / Materials digest of the XXVII International Scientific and Practical Conference and the II stage of Research Analytics Championship in culturology, architecture, art history and philosophical sciences (London, June 28-15, 2012)

15. Ленкова О.В., Дебердиева Е.М., Осиновская И.В. Устойчивое развитие нефтегазовых компаний: условия и перспективы // Нефть, газ и бизнес. - 2012. - №11. - с. 11-13.

16. Ленкова О.В., Осиновская И.В. Критериальная основа выбора предпочтительной стратегии развития предприятия // Экономика промышленности, 2011. - № 2. - с.10-13.

17. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 516 с.

18. Макаренко М.В. Производственный менеджмент. - М. : Приор, 1998. - 384 с.

19. Мильнер Б. З. Теория организации. - М.: ИНФРА-М, 2009. - 480 с.

20. Пленкина В.В., Андронова И.В., Осиновская И.В. Управленческие решения. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2009. - 160 с.

21. Поляков Г.А., Поляков Т.В. Модели и прогнозные оценки перспектив добычи нефти. - М.: Московский государственный институт международных отношений (Университет), 2004.-152 с.

22. Ричард Б. Чейз, Николас Дж. Эквилайн, Роберт Ф. Якобе Производственный и операционный менеджмент. - 8-е издание / пер. с англ. - М. : Издательский дом «Вильямс», 2004. - 704 с.

23. Статистическое моделирование и прогнозирование: Учебное пособие/ Г.М. Гамбаров, Н.М. Журавель, Ю.Г. Королев и др.; Под ред. А.Г. Гранберга. - М.: Финансы и статистика, 1990. - 383 с.

24. Степанов И.Г. Организация производства: учеб. пособие / НФИ КемГУ. - Новокузнецк, 2003. - 93 с.

25. Фатхутдинов Р.А. Производственный менеджмент. - М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 1997. - 447 с.

26. Филимонова О.В. «Хэй-метод»: инновационные подходы к мотивации трудовой деятельности // Материалы восьмой научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. М.:МПСИ.-2010

27. Чернышев С.А. Моделирование экономических систем и прогнозирование их развития: Учебник. - МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2003.-368 с.

28. Щепетова С.Е. Менеджмент и экономика качества: от естественного к формальному, от формального к естественному. - М.: УРСС, 2008.

29. Якунина О.Г. Реорганизация управления обслуживающим производством в нефтедобыче: дис. ... канд. экон. наук. - Тюмень, 2005.

30. Якунина О.Г. Эволюция методических подходов к оценке уровня организации производства и управления на нефтедобывающих предприятиях // Экономика и предпринимательство. - 2014. - № 11/2. - С. 512-516.

Размещено на Allbest.ru