CC BY
28
УДК 332.62
ВЫЯВЛЕНИЕ И МИНИМИЗАЦИЯ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Владимир Васильевич Елгин
Тюменский государственный нефтегазовый университет, 625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 47, доктор экономических наук, профессор, тел. (345)268-57-66, e-mail: [email protected]
Для предприятий, эксплуатирующих месторождения на завершающей стадии эксплуатации, актуальным является вопрос обеспечения стабильности и повышения эффективности деятельности. Для снижения эксплуатационных затрат требуется инвестирование в новые технологии и инновации, приводящие к увеличению издержек в краткосрочном периоде, но позволяющие повысить эффективности деятельности в перспективе.
Ключевые слова: экономическая эффективность, добыча газа, газовая компания, эксплуатация месторождений.
IDENTIFY AND MINIMIZE THE FACTORS INFLUENCING THE ECONOMIC PERFORMANCE OF THE GAS ENTERPRISES IN THE FINAL STAGES EXPLOITATION
Vladimir V. Elgin
Tyumen State Oil and Gas University, 625000, Russia, Tyumen, 47 Republic Str., Ph. D., Professor, tel. (345)268-57-66, e-mail: [email protected]
For companies operating in the field the final stage operating current is the issue of stability and improved performance. To reduce operating costs required to invest in new technology and innovation, leading to an increase in short-term costs, but to improve the efficiency of activities in the long term
Key words: economic efficiency, production of gas, the gas company, the exploitation of deposits.
В газовой отрасли существуют определенные специфические особенности и ограничения деятельности газодобывающего предприятия, которые оказывают влияние на выбор направлений оптимизации. Основным ограничительным фактором управления производственной деятельностью, кроме геологических, климатических и географических, является зависимость добывающего предприятия от головной организации, которая устанавливает планируемую величину количества добываемого газа и планируемую себестоимость.
Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Оренбургское нефтегазоконденсат-ные месторождения являются базовыми объектами газовой промышленности России, на них приходится более половины добываемого в стране газа (таблица). Они введены в разработку в 70-80-е гг. прошлого столетия и на сегодняшний день вступили в период завершающей стадии эксплуатации.
Таблица
3
Месторождения газа на завершающей стадии эксплуатации, трлн м
Месторождение Компания оператор Начало разработки Балансовые запасы
Уренгойское ООО «Газпром добыча Уренгой» 1978 10,0
Ямбургское ООО «Газпром добыча Ямбург» 1980 6,9
Медвежье ООО «Газпром добыча Надым» 1972 4,7
Оренбургское ООО «Газпром добыча Оренбург» 1971 1,8
Вуктыльское ОАО «Газпром» 1968 0,8
Эксплуатация месторождений на поздней стадии подвержена влиянию геологических и технологических факторов, которые приводят к ухудшению условий работы скважин и выводу их действующего фонда, ухудшению технического состояния подземного и устьевого оборудования, снижению фильтра-ционно-емкостных средств после ремонта [1].
Специфика экономических условий функционирования и развития предприятий газодобычи, входящих в структуру ПАО «Газпром», заключается в обеспечении максимального контроля над товарными и финансовыми потоками, а также в централизации управления и ресурсов на уровне материнской компании. Указанные цели обусловили формирование современного экономического статуса добывающих предприятий как, по сути, технологических подразделений компании. Для такой системы отношений характерны следующие основные моменты:
- отсутствие непосредственных связей предприятий с субъектами рынков газа (внутреннего и внешнего);
- распространение собственности материнской компании на основные производственные фонды, обеспечивающие основное производство - добычу газа;
недостаток у добывающих предприятий финансовых ресурсов, необходимых для собственной инвестиционной деятельности.
Такой экономический статус добывающих предприятий характеризуется термином «центр затрат». Российская и мировая экономическая практика свидетельствуют о том, что у хозяйствующих субъектов, имеющих в рыночных условиях указанный экономический статус, мотивации эффективного развития и функционирования в значительной степени снижены. Тем сильнее это проявляется в случаях, когда хозяйствующий субъект является производителем товарной продукции конечного потребления (в отличие от производителей полуфабрикатов) и относится к отраслям, производство в которых сопряжено с активной инвестиционной деятельностью.
При такой жесткой централизации неизбежно ослабевают обратные связи, что приводит к снижению гибкости управления и потере управляемости. В результате даже при наличии эффектов интеграции в масштабах компании в целом, на уровне отдельных предприятий компании проявляются экономические ущербы, не являющиеся локальными, которые компенсируются за счет системных эффектов по компании в целом в сфере газоснабжения.
Сложившаяся в настоящее время система экономических отношений ПАО «Газпром» определяет специфику экономических условий деятельности газодобывающих предприятий, характеризующуюся:
исключительно затратной моделью ценообразования, противоречащей естественным мотивациям снижения затрат и росту эффективности в добыче газа;
дефицитом инвестиционных ресурсов, обуславливающимся невозможностью привлечения финансовых средств из внешних источников;
- отсутствием экономических предпосылок для эффективной разработки месторождений, вошедших в стадию истощения.
Однако при полном отсутствии хозяйственной самостоятельности низовых добывающих и обслуживающих подразделений такое комплексное управление затратами предприятий осуществить невозможно. В ведении низовых звеньев остаются, по сути, лишь управление производством и персоналом. Чтобы в такой ситуации эффективно управлять затратами производственных и обслуживающих подразделений, центр прежде всего должен иметь систему целевых показателей управления, четкую систему норм и нормативов, систему мотивации (поскольку низовые звенья при таких хозяйственных взаимоотношениях не заинтересованы в снижении затрат), систему учета и мониторинга [2].
Влияние самозадавливающихся скважин на общую добычу газа по Медвежьему месторождению значительно. Их количество в течение года неодинаково и зависит от сезонных колебаний отбора газа, связанных с ними остановок части добывающего фонда, а также от количества проводимых геолого-технических мероприятий и реконструкций месторождения (рисунок).
Систематически скапливающуюся на забоях скважин жидкость удаляют продувками скважин на факел с выпуском газа в атмосферу. В периоды между продувками скважины работают с постепенно уменьшающимися дебитами газа.
Постоянные продувки скважин приводят к нарастанию процесса разрушения продуктивного пласта и, как следствие, к увеличению содержания механических примесей в потоке газа, что в конечном итоге ведет к ускоренному износу промыслового технологического оборудования. Потери газа при продувках стволов скважин сеноманской газовой залежи за 2014 г. составили 14,6 млн.м .
Систематически скапливающуюся на забоях скважин жидкость удаляют продувками скважин на факел с выпуском газа в атмосферу. В периоды между продувками скважины работают с постепенно уменьшающимися дебитами газа.
■ Действующие скважины /4 ■ 73
■ Самозадавливающиеся скважины
чп
38 39 37
зп 31
18 18 18
¿и 10 11_ к 1 11 15 1-
Д(ГП) № 1 Ц(ГП)№2 Ц(ГП) № 3 Ц (ГП) № 4 1. [ГП) № 6 Ц(ГП)№8 Ц(ГП) № 9
Рис. Соотношение количества самозадавливающихся скважин и скважин действующего фонда по цехам (ГП) сеноманской газовой залежи
Прогнозируется, что в дальнейшем темп выбытия скважин из действующего фонда будет нарастать по причине снижения эффективности ремонта скважин из-за продолжающегося естественного снижения энергетического потенциала, разрушения пласта-коллектора, обводнения залежи.
В Медвежинское ГПУ за 2015 г. объем добычи природного газа составил 7,6 млрд. м . Объем добычи нестабильного газового конденсата составил 4368 тонн. В целом по Медвежьему месторождению добыча газа имеет тенденцию к снижению. Расход газа горючего природного на собственные нужды со-
3 3
ставил 209,5 млн. м , потери - 55,8 млн м .
Для компенсации быстрого падения добычи газа на предприятии проводятся капитальный ремонт скважин и ремонтно-профилактические работы промыслового оборудования. Так, в 2014 г. выполнено 17 скважино-ремонтов с использованием койлтюбинговой установки, 18 скважино-ремонтов с использованием ППА, проведено 88 скважино-ремонтов эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока газа. В ходе ремонтно-профилактических работ проведена замена изношенного и устаревшего оборудования, направленная на повышение надежности эксплуатации газопромысловых объектов и обеспечение безаварийной работы.
Инновационная деятельность предприятия позволяет снижать потребление энергии и экономить расход газа на собственные технологические нужды. В 2014 г. таким образом сэкономлено 29, 3 млн м газа. Работа по оптимизации затрат, основу которой составляют мероприятия по энергосбережению, позволила снизить расходы по МГПУ на 38,4 млн. руб.
К возможным направлениям оптимизации деятельности газодобывающего предприятия на завершающей стадии эксплуатации относятся: инновационные технологические решения для стабилизации падения добычи газа за счет ее интенсификации на действующем фонде скважин, а также добычи и переработки низконапорного газа, оптимизация расходов в капитальном ремонте, реконструкция объектов добычи газа с внедрением новых технологий и заменой газопромыслового оборудования более совершенным и экономичным, сокращение издержек сервисных подразделений, снижение потерь материально-технических и топливно-энергетических ресурсов, совершенствование технологических процессов, оптимизации режимов работы оборудования, оптимизация процессов закупки материально-технических ресурсов, оптимизация взаимодействия подразделений организации.
В условиях падающей добычи проведение капитального ремонта является обязательным мероприятием для поддержания скважин в действующем состоянии, однако эффективность проведения капитального ремонта в 2013 г. составила всего 87,9 %, и с каждым годом этот показатель ухудшается. В связи с этим важным направлением оптимизации деятельности предприятия является определение целесообразности проведения капитального ремонта на основе разработанных в работе рекомендаций с использованием дерева решений.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Меньшиков С.Н., Елгин В.В., Середа Т.Е., Ягольницер М.Л. Оптимизация издержек газодобывающих предприятий на поздних стадиях эксплуатации месторождений // Газовая промышленность. - 2010. - №3. - С. 72-75.
2. Управление затратами газодобывающего предприятия: проблемы и пути решения/ В.В. Елгин, Т.И. Зинаидова, Т.Е. Середа; Ин-т эк. и орг. пром. произв., Сиб. отд-ние, Рос. акад. наук, Открытое акц. о-во «Газпром», О-во с ограниченной ответственностью «Надым-газпром». - Новосибирск: Издательство СО РАН, 2006. - 80 с.
© В. В. Елгин, 2016
