CC BY
143
ББК 65.01 :[658.511.5.001.7:665.6/.7]
О. Н. Каратун
ОСОБЕННОСТИ УПРАВЛЕНИЯ ФОНДОМ СКВАЖИН НА ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
O. N. Karatun
FEATURES OF MANAGEMENT OF DRILLING FUND AT THE GAS ENTERPRISES
Отраслевые особенности управления обновлением фонда скважин являются одной из основных проблем эффективного инвестиционного планирования на газодобывающих предприятиях. Управление процессами обновления основных производственных фондов представляет собой динамичный процесс, который обусловливает необходимость систематизации факторов, выступающих специфическими характеристиками воспроизводства фонда скважин на газодобывающих предприятиях.
Ключевые слова: управление, обновление, фонд скважин, отраслевые особенности.
Branch features of management of drilling fund updating are one of the basic problems of effective investment planning at the gas enterprises. Management of the updating processes of the main industrial funds represents a dynamical process which causes the necessity of ordering of the factors demonstrating specific characteristics of reproduction of drilling fund at the gas enterprises.
Key words: management, updating, drilling fund, branch features.
В числе первоочередных проблем повышения эффективности производственнохозяйственной деятельности нефтегазовой отрасли на современном этапе следует выделить формирование системы управления основными производственными фондами (ОПФ), включающую: анализ состояния, использования и воспроизводства ОПФ компании; разработку предложений по совершенствованию фондовой и амортизационной политики; анализ и прогноз ввода мощностей и инвестиций в добыче газа; анализ инвестиционной деятельности компании и разработку нормативно-методических документов по ее совершенствованию.
Решение указанных задач должно осуществляться с учетом следующих отраслевых особенностей:
— механизма распространения нововведений;
— существенного различия условий добычи газа на различных месторождениях;
— структуры жизненного цикла скважин;
— перехода к проектному управлению отраслью;
— сервисного обслуживания непрофильных производств;
— запасов месторождения как основного актива;
— повышенных требований к промышленной и экономической безопасности.
Рассмотрим более подробно влияние отраслевых особенностей на управление ОПФ
на уровне отрасли и предприятия.
Механизм распространения технологических нововведений. Технологическое нововведение определяется как совокупность технических, производственных и коммерческих мероприятий, приводящих к появлению на рынке новых и улучшенных промышленных продуктов и коммерческому использованию новых и улучшенных производственных процессов и оборудования [1]. Процесс обновления фонда скважин следует рассматривать с позиций системного подхода, т. к. скважина, как преобладающий вид ОПФ газодобывающего предприятия, встроена в систему фонда скважин, которая, в свою очередь является подсистемой газодобывающего предприятия. Целевое назначение скважины - добыча газа при соблюдении условий безопасности, качества и экономической рентабельности. В ходе эксплуатации под воздействием факторов среды скважина выходит за пределы установленного качества функционирования.
Обновление фонда скважин может осуществляться в двух формах: воспроизводство полного технического аналога и воспроизводство скважины нового качества с улучшенными свойствами. Период обновления технологий в нефтегазовой отрасли составляет 5 лет, при этом меж-
ремонтный период скважины - 10-15 лет, срок полезной эксплуатации - 20-25 лет. Указанная разница циклов обновления технологий и непрерывного использования скважин порождает объективное противоречие между темпами научно-технического прогресса в отрасли и невозможностью использовать его последние достижения в процессе эксплуатации скважины.
Специфика скважины как производственного объекта заключается в том, что остановить ее эксплуатацию для внесения изменений в конструкцию невозможно. Таким образом, новые технологии проникают в отрасль только на этапах строительства и капитального ремонта скважин, т. е. исключительно в процессе данных видов воспроизводства.
Непосредственным инструментом реализации нововведений является проектирование, которое регламентирует использование новейших достижений науки и техники при строительстве и капитальном ремонте скважин. Подсчитано, что вероятность получения положительного результата на стадии фундаментальных исследований составляет 5-10 %, на стадии прикладных исследований вероятность возрастает до 85-90 %, а на стадии разработок она достигает 95-97 % [2]. Однако для скважины как объекта нововведений это имеет ограниченное значение, т. к. вследствие специфики ее работы нововведения не могут быть апробированы в эксперименте.
Различие условий добычи газа. Условия эксплуатации ОПФ при добыче газа складываются под действием четырех факторов: климатического, геологического, временного и экологического. Основные запасы углеводородов России сосредоточены в Западной Сибири, на полуострове Ямал, острове Сахалин, Северном Урале, Прикаспийской низменности и Северном Кавказе - от Заполярья до субтропиков. Таким образом, распределение запасов по месторождениям неравномерно в отношении климата. Месторождения различаются также глубиной залегания продуктивных горизонтов и степенью выработанности запасов. В химическом составе добываемого сырья нередко содержатся компоненты, которые агрессивно воздействуют на оборудование, сокращая срок его полезной эксплуатации. В этом случае необходимы специальные меры для предотвращения экологического ущерба окружающей среде. Все это в совокупности приводит к дифференциации добывающих предприятий по уровню издержек производства в добыче углеводородного сырья. Следствием указанных объективных обстоятельств является необходимость формировать схему управления обновлением фонда скважин в отрасли с учетом возможности консолидации всех доходов и перераспределения их между предприятиями в соответствии с потребностью.
В настоящее время организационная структура ОАО «Газпром» включает четыре крупных блока: производственный, маркетинговый, финансовый и социальный [3]. Управление ОАО «Газпром» дочерними предприятиями основано на обеспечении последних только средствами на операционные расходы, потоки прибылей и амортизации консолидируются и перераспределяются, капитальные вложения на ремонт и строительство скважин на промыслах финансируются центром на 100 % [3]. По этой же причине в газодобывающей отрасли существует практика использования внутренних корпоративных индексов удорожания, используемых в процессе переоценки ОПФ и составляющих коммерческую тайну предприятий.
Сроки полезного использования скважин устанавливаются на уровне дочерних предприятий, входящих в нефтегазовые компании, а в отдельных случаях - на уровне промысловых подразделений. Используемые критерии определения срока службы колеблются между минимальным - для быстрого накопления амортизационного фонда и максимальным - для снижения расходов в части амортизационных отчислений.
Фактические сроки службы оборудования газодобывающих предприятий могут сильно отличаться от нормативных значений. Скважины, работающие в агрессивной среде, выходят из эксплуатации раньше нормативных сроков. Наземное оборудование работает, как правило, дольше подземного. Срок службы оборудования может быть изменен на основании оценки технического состояния. Такая процедура может быть проделана неоднократно.
Анализ показывает, что фактический срок службы оборудования в нефтегазовой промышленности в среднем на 5-7 лет превышает нормативный. Экономически целесообразный срок службы оборудования (технико-экономическая долговечность) соответствует минимальному значению удельных затрат на его эксплуатацию. Алгоритм его расчета должен учитывать переоценку ОПФ.
Дифференциация по условиям добычи углеводородов порождает в управлении предприятием ряд глобальных и локальных проблем, препятствующих достижению показателей экономического роста [4]. К глобальным проблемам относятся: снижение дебитов скважин по мере выработки запасов; увеличение доли трудноизвлекаемых и остаточных запасов, что ведет к сокращению валовой прибыли; значительный возраст скважин; работа на сниженных дебитах, рост рисков и трудоемкости; недостаток в системах транспортировки углеводородов; зависимость от конечного потребителя; низкий уровень инвестиций в геологоразведочные работы; динамичность внешнего рынка углеводородов. К локальным проблемам относятся: неполнота информации; недостаток эффективных методов управления (методики ориентированы на текущую систему управления); рост операционных издержек (непрофильные активы).
Структура жизненного цикла скважин. Жизненный цикл ОПФ нефтегазового предприятия связан с его экономическим циклом. В деятельности предприятия выделяются периоды зарождения, роста, зрелости, спада и оживления, каждый из которых характеризуется определенным сочетанием финансовых показателей, структуры активов и рисков.
Принятие решения о моменте инвестирования в процессе жизненного цикла ОПФ (скважины) связано с закономерными изменениями экономических показателей объекта на фоне влияния случайных событий экономической среды. В течение срока полезного использования скважина проходит стадии проектирования, строительства, эксплуатации, капитального ремонта и ликвидации. В процессе проведения капитального ремонта допускается реконструкция и модернизация скважины. Из этих стадий только строительство и ликвидация реализуются однократно, остальные повторяются всякий раз в новом качестве.
Таким образом, для жизненного цикла скважины характерна повторяемость его стадий. Наиболее часто повторяется стадия проектирования, которая необходима для перехода скважины в другие стадии жизненного цикла, кроме эксплуатации. По этой причине проектирование имеет определяющее значение для эффективности функционирования будущей скважины. Вместе с тем следует отметить, что в России отсутствуют качественная проектная документация, современные средства автоматизированного контроля и управления со стороны заказчика проекта, а на стадиях строительства и ремонта отмечается низкий уровень квалификации буровых бригад. Сведения в специальной литературе о прогрессе в области проектирования скважин крайне ограниченны. Кроме того, наблюдается разрыв между проектной сметной стоимостью и фактической ценой скважины.
Консервация скважин (прекращение их использования в производственной деятельности) чаще всего производится на стадии подготовки месторождения к эксплуатации и при возникновении угрозы эксплуатации скважины окружающей среде. Ликвидация скважин относится к самым сложным проблемам, вследствие необходимости мобилизации значительных денежных средств.
Скважина как высокорисковый объект. Одной из особенностей скважин газодобывающих предприятий является их принадлежность к классу особо опасных производственных объектов. С этим связана высокая степень техногенного риска эксплуатации скважин в конце межремонтного периода и на ранних стадиях их жизненного цикла. Главная проблема - длительные сверхнормативные фактические сроки эксплуатации объектов ОПФ. Так, на газодобывающих предприятиях Надымгазпрома, Уренгойгазпрома и Ямбурггаздобычи ОПФ, находящиеся в эксплуатации свыше нормативных сроков, составляют 90, 54 и 40 % соответственно.
Основные экономические риски нефтегазодобывающих предприятий связаны с рыночными ценами на газ, продуктивностью месторождения (дебитом скважин) и себестоимостью добычи. Создание резервов на предстоящие расходы по ремонту и ликвидации скважин представляет меру снижения экономического риска.
Проектное управление отраслью. В нефтегазовой отрасли в настоящее время осуществляется переход к проектному управлению. Инфраструктура проектного управления включает три уровня: стратегический уровень, методологический и организационно-технический - конкретные проекты. Первый уровень контролируется проектным комитетом, второй - службой управления проектами, третий - инвесторами и пользователями проектов. Основным критерием отбора проектов в отрасли является внутренняя норма доходности [3].
Сервисное обслуживание непрофильных производств. Производство работ по строительству, капитальному ремонту, модернизации и другим видам обслуживания ОПФ, в частности скважин, в настоящее время признано непрофильной деятельностью для нефтегазодобывающих компаний во всем мире.
В отечественной экономической практике до настоящего времени долговременное планирование буровых работ проводится затратным методом. Стратегия не меняется, она заложена на период до 2020 г., проблема качества строительства остается на втором плане. Альтернативой служит схема аутсорсинга, широко применяемого в международной практике управления ОПФ в нефтегазовой отрасли, основные недостатки и преимущества представлены в таблице.
Положительные и отрицательные стороны аутсорсинга
Плюсы Минусы
Сокращение издержек за счет: нерегулярной занятости узкопрофильных специалистов, их обучения и повышения квалификации, аттестации и сертификации; расходов на приобретение, получение разрешений и техническое обслуживание оригинальных технических устройств; сокращения научных исследований; расходов на получение лицензий; расходов на социальную сферу, страхование и т. п. Повышение прозрачности и управляемости компании. Уменьшение материальных, социальных, некоторых других рисков. Получение качественных услуг по оптимальной цене. Привлекательность для малых компаний Сравнительно большие первичные затраты (организационные). Повышенный риск: увеличения стоимости услуг при неблагоприятной конъюнктуре рынка услуг; зависимости от сервисных компаний при отсутствии предложений на рынке услуг; утечки экономической информации при допуске к ней посторонних специалистов; промышленного шпионажа
С 2005 г. организация работ по обслуживанию эксплуатационного фонда скважин (строительство, капитальный ремонт и модернизация) в компании ОАО «Газпром» осуществляется в соответствии со схемой, представленной на рисунке. Однако применение этой схемы сдерживается неразвитостью рынка сервисных услуг в нефтегазовом секторе экономики России.
Заказчик
I
Торги подряда
Генеральный проектировщик Торги подряда (тендер) , Генеральный буровой подрядчик
I
Рынок
Субподрядчики Рынок Субподрядчики
сервисных компаний
Модель организации сервисного обслуживания эксплуатационного фонда скважин
Приоритетными элементами управления инвестиционными проектами в этой области считаются конкурсный отбор сервисной компании, система менеджмента качества, оценка соответствия и результативность. Все эти элементы управления поддерживаются системой соответствующих международных стандартов. Качество скважины характеризуется соответствием цели (функциональность), сохранением целевых параметров (надежность), обеспечением безопасности на всех стадиях жизненного цикла, оптимизацией затрат ресурсов на всех стадиях жизненного цикла (экономичность).
Структура активов нефтедобывающего предприятия. В настоящее время в нефтегазовой отрасли сложилась благоприятная конъюнктурная среда для развития с целью экономически эффективного удовлетворения внутреннего и внешнего спроса на топливно-энергетические ресурсы, формирования стабильного платежеспособного спроса на них предприятий других отраслей, решения задачи обеспечения энергетической безопасности и политических интересов России.
Высокая капиталоемкость проектов освоения и разработки месторождений углеводородного сырья, сооружения объектов переработки, утилизации углеводородов и транспортировки порождают особенности структуры активов добывающего предприятия: запасы углеводородов
месторождения и производственная инфраструктура являются основными активами нефтегазовой компании. Несмотря на то, что с 2004 по 2010 г. коэффициент обновления ОПФ в отрасли повысился до 7,1 %, износ оборудования составил 51 %, а в среднем по стране - 65 %. Следует отметить, что необходимый объем финансовых ресурсов для обновления ОПФ намного превышает имеющиеся инвестиционные возможности и продолжает расти, опережая объем ОПФ, пришедших в негодность.
В сложившейся ситуации предъявляются повышенные требования к научно-методическому обеспечению инвестиционного планирования процессов управления ОПФ и их обновлением, что требует глубокого анализа проектов обновления ОПФ и оценок инвестиционных рисков.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Николаев М. Условия инвестиционного воспроизводства // Экономист. - 2007. - № 3. - С. 17-25.
2. Воробьев С. В. Инвестирование инноваций // Экономические науки. - 2006. - № 12 (25). - С. 162-166.
3. Тягненко В. В., Карлина Е. П. Методика оценки эффективности бизнес-процесса «Управление капитальным ремонтом основных фондов» // Вестн. Астрахан. гос. техн. ун-та. Сер.: Экономика. - 2010. -№ 1. - С. 103-107.
4. Акопов А. С. Об одной методике экономизации бизнес-процессов в нефтегазодобывающем объединении // Аудит и финансовый анализ. - 2004. - № 2. - С. 268-272.
Статья поступила в редакцию 6.12.2011
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ
Каратун Ольга Николаевна - Астраханский государственный технический университет; д-р техн. наук, профессор; профессор кафедры «Химическая технология нефти и газа»; karatunon@mail.ru.
Karatun Olga Nickolaevna - Astrakhan State Technical University; Doctor of Technical Science, Professor; Professor of the Department "Chemical Technology of Oil and Gas"; karatunon@mail.ru.
