Синтез структури моделі ефективного управління нафтогазовидобувною компанією

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

УДК 65.01:622.276.5.05-52

Синтез структури моделі ефективного управління нафтогазовидобувною компанією

І. Г. Фадєєва,

кандидат економічних наук, доцент кафедри економіки підприємства

Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу

Анотація

нафтогазовидобувний управління динамічність синергічний

У статті розглянуто питання синтезу структури моделі системи управління нафтогазовидобувними компаніями, для яких характерні відкритість, складна структура внутрішніх зв'язків, переходи між внутрішніми станами, висока динамічність, наявність керувальних параметрів та випадкових чинників. Запропоновано системну модель формування синергічних ефектів у розвитку нафтогазовидобувних компаній як суперпозицію зовнішніх збурень, внутрішньосистемних факторів і керувальних дій, що спрямовані на забезпечення когерентності діючих факторів.

Ключові слова: модель, управління, видобуток нафти і газу, синергічний ефект, ефективність окремої свердловини, відносна рентабельність, прибутковість, підсистеми, ієрархічна структура моделі.

Аннотация

И. Г. Фадеева

Синтез структуры модели эффективного управления нефтегазодобывающей компанией

В статье рассмотрены вопросы синтеза структуры модели системы управления нефтегазодобывающими компаниями, для которых характерны открытость, сложная структура внутренних связей, переходы между внутренними состояниями, высокая динамичность, наличие управляющих параметров и случайных факторов. Предложена системная модель формирования синергетических эффектов в развитии нефтегазодобывающих компаний как суперпозицию внешних возмущений, внутрисистемных факторов и управляющих действий, направленных на обеспечение когерентности действующих факторов.

Ключевые слова: модель, управление, добыча нефти и газа, синергетический эффект, эффективность отдельной скважины, относительная рентабельность, прибыльность, подсистемы, иерархическая структура модели.

Annotation

I. G. Fadyeyeva

Synthesis structure model of effective management by oil and gas

The questions of synthesis framework model system of oil and gas companies, which are characterized by openness, complex structure of internal relations, transitions between internal states, high dynamics, the presence of control parameters and random factors. A systemic model of synergy in the development of oil and gas companies as a superposition of external perturbations and internal system factors controlling actions aimed at ensuring the coherence of existing forces.

Key words: model, management, oil and gas, synergistic effect, the efficiency of individual wells, the relative profitability, profitability, subsystems, hierarchical structure model.

Постановка проблеми. Синтез ефективної структури моделі управління нафтогазовидобувними компаніями є актуальною науково-прикладною проблемою у зв'язку з широким упровадженням інформаційних технологій та необхідністю підвищення ефективності існуючих систем управління, оскільки витрати на нього у цій галузі економіки досягають 30% собівартості нафти [1]. У нафтогазовидобувних компаніях діє багато функціонально відокремлених за економічними результатами моделей, і їх розвиток продовжується [1; 2]. Це істотно гальмує перехід до замкнених систем управління із від'ємними та додатними зворотними зв'язками, орієнтованих на високу техніко-економічну результативність управління видобутком нафти і газу.

Крім того, нині нафтогазовидобувні компанії не мають методології ефективного техніко-економічного управління процесами формування витрат виробництва, відсутні синергічні моделі управління. Очевидно, що ці компанії вкрай потребують гнучкості, оновлення та здатності адаптуватися до складних і жорстких вимог ринкового середовища.

Аналіз останніх досліджень і публікацій. Аналіз літературних джерел (наприклад [1-8] та ін.) показує недостатній обсяг проведених наукових досліджень у контексті розроблення структури моделей техніко-економічного управління нафтогазовидобувними компаніями. Як за кордоном, так і в Україні бракує глибинного опрацювання проблеми функціонування й розвитку систем ефективного управління видобуванням вуглеводнів на основі системно-синергічної методології [11-14].

Метою статті є синтез структури моделі техніко-економічного управління нафтогазовидобувними компаніями на основі системно-синергічного підходу [1-13]. Цей підхід до дослідження розвитку нафтогазовидобувних компаній як структурних компонентів національної економіки відрізняється від відомих тим, що він враховує нелінійність, неврівноваженість, безповоротність процесів із фазовими і структурними трансформаціями, що дає змогу ефективно описувати процеси розвитку в соціотехнічних системах та застосовувати його до реальних тенденцій розвитку нафтогазовидобувних компаній.

Основні результати дослідження. Нафтова і газова промисловість як системна цілісність, що забезпечує розвиток економіки, є системно-синергічною єдністю в умовах ринкових перетворень економіки. Ефективне техніко-економічне управління у цих умовах передбачає отримання прибутку з певними показниками рентабельності шляхом збільшення видобутку (доходів) та (або) зменшення витрат та собівартості нафти і газу (продукції) в усій структурі процесів нафтогазовидобутку та на всіх рівнях управління. Для цього необхідно оцінювати частку доходу кожної свердловини в загальному доході й визначати витрати, які віднесені до кожної свердловини за виробничо-технічною структурою і рівнями управління. Ефективність кожної свердловини в умовах українських реалій визначається багатьма факторами, які на різних родовищах і підприємствах мають різний ступінь значущості витрат у структурі собівартості видобутих вуглеводнів.

Сьогодні інтегральна оцінка ефективності процесу видобування нафти на рівні підприємства або технологічного комплексу здійснюється за такими показниками [1; 6; 8; 10]:

* чистий прибуток підприємства за місяць n без урахування амортизації капіталу:

, (1)

* рентабельність:

, (2)

де D_n - дохід за місяць n(n =1, 2, …, 12);

В_n - витрати на видобування нафти, зокрема на систему управління.

Дохід визначається видобутком та реалізацією нафти і газу по кожній експлуатаційній свердловині, режими та показники яких відрізняються в десятки разів [1; 10] навіть у рамках одного родовища. Режими роботи свердловин, компонентний склад продукції і основні їх потоки в технологічній структурі вимірюються або оцінюються за промисловими даними.

Облік витрат, їх опис та структуризація є більш складним методичним і організаційним завданням, оскільки сукупні витрати на видобуток нафти складаються із таких видів витрат [1; 6]:

* технологічні, що забезпечують функціонування процесів видобутку за всією технологічною структурою;

* виробничі, що пов'язані з виконанням ремонтів, послуг, обслуговуванням обладнання та ін.;

* управлінські, що передбачають проведення аналізу, планування, геолого-технічне, інженерне й ресурсне забезпечення виробництва.

Характер розподілу витрат за свердловинами досить складний і залежить не тільки від режимів роботи кожної свердловини, а й від вмісту води в речовині, що видобувається, витрат за технологічною структурою та рівнями управління, співвідношення доходів і витрат технологічних комплексів підприємства.

Оскільки первинний облік витрат на підприємстві ведеться диференційовано за місцями їх виникнення, а формується в бухгалтерських звітах інтегровано, то це заважає техніко-економічному аналізу ефективності на рівні свердловин, покладів, процесів, цехів і бригад.

Слід відзначити, що джерелами доходів є лише видобувні свердловини, але їх ефективність є різною. Тому аналіз роботи свердловин з урахуванням індивідуальних показників видобутку нафти, прямих та приведених витрат має визначальне значення для ефективного управління процесами нафтовидобутку. Проте, сьогодні завдання аналізу ефективності роботи свердловин та координації управління ними не вирішуються [2; 4; 6], а ефективність окремої свердловини визначається співвідношенням

, (3)

де P_i - прибуток від і-ї свердловини;

D_i - дохід від і-ї свердловини;

- витрати на і-у свердловину.

Витрати функціонально залежать від таких основних і додаткових показників та параметрів [1]:

(4)

де - видобуток нафти, рідини і попутного газу з і-ої свердловини, закачування води в нагнітальну свердловину відповідно;

- обводненість видобутої нафти на і-ій свердловині;

- кількість свердловин у технологічному комплексі;

- сумарний видобуток товарної нафти, видобуток рідини, попутного газу і кількість води, яка закачана в пласт у технологічному комплексі загалом;

- питомі витрати на 1 т нафти;

- питомі витрати на 1 т або м³ рідини та газу, яка видобута;

- питомі експлуатаційні витрати на одну свердловину;

- амортизаційні відрахування від свердловин;

- прямі витрати на ремонт, заміну обладнання свердловин, матеріали;

- коефіцієнт ранжування експлуатаційних витрат.

Наведені показники враховуються за завітний період в єдиних структурах. Відносна рентабельність і-ї свердловини дорівнює:

. (5)

Доход і-тої свердловини розраховується за формулою

, (6)

де - ціна нафти, грн./т;

- ціна газу, грн./1000 м³;

- газовий фактор нафти в і-й свердловині, м³/т;

- коефіцієнт утилізації газу (0,1ч1,0).

Витрати по кожній і-й свердловині визначається за формулою

(7)

де - питомі витрати на тонну нафти, грн./т;

- питомі витрати на тонну рідини та газу, грн./т;

- видобуток попутної води у свердловині, т;

- питомі витрати на свердловину, грн./св.;

- прямі витрати на свердловину (ремонти, матеріали), грн.;

- приведені витрати експлуатації обладнання, грн./св.

Умову прибутковості роботи свердловини можна представити у вигляді формули:

 (7)

де - обводненість продукції свердловини (0,0ч0,99).

Відзначимо, що B_рn , B_рj , B_рe , визначаються за певною методикою, де беруться за основу результати обліку витрат за виробничо-технологічною структурою та рівнями управління.

Тоді відносна рентабельність і-ї свердловини дорівнює

. (8)

Для визначення прибутковості свердловин, а також їх ранжування на прибуткові, умовно прибуткові та збиткові проводиться аналіз техніко-економічних показників. Вхідні техніко-економічні чинники по технологічному комплексу, які необхідні для здійснення аналізу: УQn: видобуток нафти на N свердловинах, т; УQj_i: видобуток рідини на N свердловинах, т; УQg_i: видобуток газу на N свердловинах, м³; W_i: середня обводненість видобутої нафти (0,0ч0,99); Qvi: обсяг закачування води в системі підтримання пластового тиску, м³; С_n: ціна нафти, грн./т; С_g: ціна газу, грн./м³; Kug: коефіцієнт утилізації газу, (0,1ч1,0); Nsv: фонд експлуатаційних свердловин, шт.; Bam_sv: амортизація ліцензій, грн.; Ri_пл: планована відносна рентабельність (0ч2,0); Z_d: витрати на енергію для вилучення продукції з пласта, грн.; В_рр: витрати щодо впливу на пласт у системі підтримання пластового тиску, грн.; В_sb: витрати на збір і транспорт продукції, грн.; В_tn: витрати на технологічну підготовку нафти, грн.; Re_ob: витрати на експлуатацію обладнання, грн.; O_t P_z: відрахування, інші невиробничі витрати, грн.; В_os: заробітна плата основного виробничого персоналу, грн.; В_od : зарплата додаткова, грн.; В_z: цехові витрати, грн.; В_obs: загальновиробничі витрати, грн.; P_r,S_n: виробнича собівартість нафти, грн./т; P_r,S_g: виробнича собівартість газу, грн./м³.

Прибутковою вважається свердловина з позитивним значенням показника прибутку P_i. Перехід від прибуткових свердловин до умовно прибуткових здійснюється за критерієм P_i ? 0, а перехід до збиткових свердловин - за критерієм R_nak ? R_en (задається в межах 0,0ч2,0), де R_nak - накопичене значення рентабельності.

Проте слід зазначити, що інформація, яка формується в базах даних підприємства, не об'єднана моделями і методиками управління та оптимізації процесів виробництва по горизонталі, вертикалі і за техніко-економічними критеріями [1].

Деталізація процесу формування витрат нафтогазовидобувних підприємств (НГВП) до рівня витрат в окремих підсистемах дозволяє розглянути окремо НГВП як складну систему. У результаті декомпозиції загального завдання управління була побудована ієрархічна структура моделі системи управління НГВП (рис. 1) або нафтової компанії.

За результатами проведеного структурного аналізу моделі запропоновано розділити отриману ієрархічну систему на п'ять рівнів:

І - Координати стану об'єкта управління (і - кількість експлуатаційних свердловин: фонтанних, глибинно-насосних із зануреними насосами).

ІІ - Процеси формування витрат на нагрівання рідини, сепарацію нафти від газу, деемульсацію, перекачування товарної нафти, осушення газу, транспортування газу на ГПЗ, підготовку води і закачування її в пласт, які відбуваються в підсистемах: S₂₀₁ - підсистема видобування нафти і газу; S₂₀₂ - підсистема збору нафти і газу; S₂₀₃ - підсистема нагрівання рідини; S₂₀₄ - підсистема технологічної підготовки нафти (сепарація, деемульсація); S₂₀₅ - підсистема перекачування товарної нафти; S₂₀₆ - підсистема осушення газу; S₂₀₇ - підсистема транспортування газу на ГПЗ; S₂₀₈ - підсистема технологічної підготовки води.

Рис. 1. Ієрархічна структура моделі системи управління НГВП

Джерело: Авторська розробка

Позначення: і - кількість свердловин; Ц _Н,Г - ціни реалізації одиниці продукції (нафти, газу); СППР - система підтримки прийняття рішень, ОЗ - обсяг збуту продукції

ІІІ - Цільові функції підсистеми: S₃₀₁ - мінімальні витрати на видобування та технологічну підготовку нафти; S₃₀₂ - мінімальні витрати на перекачування товарної нафти; S₃₀₃ - мінімальні витрати на видобування і технологічну підготовку газу; S₃₀₄ - мінімальні витрати на транспортування газу на ГПЗ; S₃₀₅ - мінімальні витрати на видобування та технологічну підготовку води; S₃₀₆ - мінімальні витрати на закачування води у пласт.

ІV - Цільові функції системи: S₄₀₁ - мінімальна виробнича собівартість продукції.

V - Рівень прийняття керувальних рішень.

Правильність декомпозиції процесу управління складної багаторівневої системи перевірена можливістю відновлення її цілісності шляхом синтезу виділених підсистем (S_i), починаючи з І по V рівень.

При створенні єдиного підходу при синтезі цільової функції системи S₄₀₁ на основі виділених підсистем рівнів I-V та параметрів математичних моделей враховано те, що вектор координат стану кожної підсистеми, що передається на вищий рівень, містить координати стану нижніх рівнів. Як видно на рис. 1, у процесі формування реальної ієрархічної структури НГВП здійснено не тільки формальну процедуру розбиття початкової системи на підсистеми, а й забезпечено цілісність і відносну самостійність усіх підсистем.

Система управління підприємством перетворюється в корпоративну інформаційну систему шляхом розширення її можливостей завдяки інтеграції з існуючими системами АСКТП. Вона має будуватися як єдиний комплекс організаційних та програмно-технічних рішень, які охоплюють не тільки виробничі, технологічні, фінансові й господарські процеси, а й об'єднують усі підрозділи в єдиний інформаційний простір [14].

Основними завданнями корпоративної інформаційно-управлінської системи є: автоматизація всіх бізнес-процесів корпорації, здійснення оперативного контролю та управління процесами видобутку і промислової підготовки нафти і газу; підтримка діяльності всіх підрозділів та об'єктів корпорації; створення єдиного інформаційного простору для великої кількості територіально віддалених один від одного об'єктів і підрозділів підприємства - свердловин, сховищ, транспортних систем та ін.; обробка і аналіз інформації за допомогою потужних сучасних засобів; забезпечення високошвидкісної передачі по каналах зв'язку будь-яких видів інформаційних потоків; забезпечення необхідного рівня безпеки і захисту інформаційних ресурсів підприємства.

Перевагами корпоративної інформаційно-управлінської системи є вихід на якісно новий рівень управління та планування діяльності підприємства завдяки впровадженню сучасних інформаційних технологій; можливість планувати виробничі процеси та прогнозувати видобуток нафти і газу; контроль за використанням обладнання; підвищення оперативності та якості роботи кожного підрозділу і кожного співробітника підприємства. Остання перевага забезпечується шляхом створення та використання системи електронного документообігу, що дозволяє раціонально організувати внутрішні й зовнішні інформаційні потоки; впровадження єдиного інформаційного простору для бізнес-систем і технологічних систем, які входять в інтегровану інформаційно-управлінську систему; організації чіткого персонального контролю за виконанням наказів та розпоряджень керівництва.

Висновок

Уперше запропонована системна модель формування синергічних ефектів у розвитку нафтогазовидобувних компаній як суперпозиція зовнішніх збурень, внутрішньосистемних факторів і керувальних дій, які спрямовані на забезпечення їх когерентності. Вона дає змогу кількісно оцінити синергічну ефективність організаційно-управлінських рішень та проектувати організаційно-економічний механізм ефективного розвитку нафтогазовидобувних компаній.

Література

1. Шадрин В. П. Основы развития эффективного управления в нефтедобыче / В. П. Шадрин, С. В. Шадрин // Проблемы нефтегазового комплекса России. - Уфа : УНИ, 1998. - С. 147-151.

2. Шишкин О. П. Автоматизированные системы управления предприятиями нефтяной промышленности / О. П. Шишкин // М. : Недра, 1981. - 159 с.

3. Горбійчук М. І. Моделювання об'єктів та систем керування в нафтогазовій промисловості : навч. посіб. / М. І. Горбійчук. - Івано-Франківськ : Факел, 1999. - 603 с.

4. Балакиров Ю. А. Оптимальное управление процессами нефтедобычи / Ю. А. Балакиров, Л. В. Капущак, Е. А. Слепян. - К. : Тeхника, 1998. - 148 с.

5. Хасанов М. М. О методах анализа и управления самoорганизующимися процессами нефтегазодобычи / М. М. Хасанов // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 2. - С. 74-77.

6. Шадрин В. П. Анализ эффективности эксплуатационных добывающих скважин в системах управления / В. П. Шадрин // Проблемы нефтегазового комплекса России. - Уфа : УНИ, 1998. - С. 152-156.

7. Лысенко В. Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений / В. Д. Лысенко. - М. : Недра, 1991. - 296 с.

8. Липерт А. И. Повышение эффективности использования фонда скважин / А. И. Липерт. - М. : Недра, 1981. - 60 с.

9. Ладанюк А. П. Основи системного аналізу / А. П. Ладанюк. - Вінниця : Навч. книга, 2004. - 173 с.

10. Троянов Т. А. Задачи автоматизации управления нефтедобычей на Сахалине / Т. А. Троянов // Проблемы нефтегазового комплекса России. - Уфа : УНИ, 1998. - С. 189-194.

11. Ансофф И. Новая корпоративная стратегия / И.Ансофф ; пер. с англ. под ред. Ю. Н. Котуревского // Спб. : Питер, 1999.- 416 с.

12. Кузнецов Б. Л. Введение в экономическую синергетику / Б. Л. Кузнецов. - Набережные Челны : КамПИ, 1999. - 326 с.

13. Кузнецова С. Б. Системно-синергетический подход к решению задач экономической безопасности крупного промышленного комплекса / С. Б. Кузнецова, И. А. Кашкина // Социально-экономическое развитие России в ХХІ веке. - Пенза, 2003. - С. 127-129.

14. Определение синергетических эффектов [Электронный ресурс]. - Режим доступа : http://mmop.vstu.ru/Khosenkov/?page_id=49

15. Шагеев А. Ф. Автоматизированный мониторинг процессов обработки скважин - первая ступень интеллектуальных систем управления / А. Ф. Шагеев, А. М. Тимушева, Л. Н. Шагеева, А. С. Гришкин // Нафтяное хозяйство. - 2000. - № 11. - С. 48-49.

Стаття надійшла до редакції 18 травня 2012 року

Размещено на Allbest.ru