WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

Буренина Ирина Валерьевна

процессно-целевой подход к управлению

эффективностью деятельности

нефтегазодобывающих предприятий

Специальность 08.00.05

Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленность)

А в т о р е ф е р а т

диссертации на соискание ученой степени

доктора экономических наук

Санкт-Петербург

2012

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Санкт-Петербургский государственный горный университет»

Научный консультант

доктор экономических наук, профессор

                               Сергеев Игорь Борисович

Официальные оппоненты:

Краснов Олег Сергеевич доктор экономических наук, профессор, Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт, заместитель директора

Орлова Елена Роальдовна доктор экономических наук, профессор, Институт системного анализа РАН, заведующая лабораторией

Садчиков Иван Александрович доктор экономических наук, профессор Санкт-Петербургский государственный инженерно-экономический университет, заведующий кафедрой

Ведущая организация Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится 30 мая 2012 г. в 14 час. 15 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.224.05 при Санкт-Петербургском государственном горном университете по адресу: 199106, Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд. 1166.

       С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного университета

Автореферат разослан 12 апреля 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

к.э.н., доцент         Л.И. ИСЕЕВА

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертационного исследования

При переходе российской экономики на траекторию ресурсно-инновационного развития важным условием является проведение добывающими компаниями мероприятий, соответствующих меняющимся условиям их хозяйственной деятельности и способствующих повышению результативности и конкурентоспособности производства. Особую значимость они приобретают для нефтегазодобывающих предприятий (НГДП), многие из которых функционируют в сложных природно-геологических условиях и эксплуатируют месторождения на поздней стадии разработки. Так, выработанность запасов основных нефтегазоносных провинций в регионах Урало-Поволжья – 65-70%, в Западной Сибири – свыше 60%, свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 80%. Коэффициент извлечения нефти (КИН) остается на очень низком уровне (30%), при этом снижаются объемы вложений в геолого-разведочные работы.

Для удовлетворительного решения проблем отрасли требуется  реализация широкого комплекса мер, предполагающих применение научно-обоснованного подхода к формированию программы повышения экономической эффективности деятельности предприятия. На практике отсутствует единый механизм формирования программы повышения эффективности деятельности предприятия, в связи с чем возникают значительные трудности при осуществлении планирования, оценки и реализации мероприятий. В результате, не увязанные должным образом между собой отдельные операции бизнес-процессов и консервативный подход к формированию планов приводят к накоплению ошибок прошлых лет и, как следствие, в них не находят адекватного отражения происходящие и ожидаемые изменения во внутренней и внешней среде нефтегазодобывающего предприятия.

В связи с этим, основное внимание диссертационного исследования направлено на ключевые моменты стратегии производственного развития, которые позволят обеспечить рациональное взаимодействие всех ресурсов, процессов и технологий производства, необходимых для реализации решений в области повышения экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающих предприятий.

В современных условиях весьма актуальными становятся исследования, направленные на разработку методов и инструментов формирования программ повышения эффективности деятельности НГДП, которые учитывают приоритетные направления развития производства и позволяют получать наилучшие результаты за счет выбора рациональных вариантов и эффективных алгоритмов данных программ.

Возрастающее число публикаций и научных дискуссий по вопросу повышения экономической эффективности промышленных систем подтверждает актуальность поставленной в диссертационной работе проблемы. Так, теоретические подходы к трактовке содержания и оценке базовых категорий стратегического планирования и направлений развития предприятий нефтегазового комплекса (НГК) нашли отражение в работах таких ученых, как: Л.И. Абалкин, А.Ф. Андреев, Б. Баренс, О.Б. Брагинский, Л.С. Бляхман, В.Л. Богданов, В.В. Бочаров, В.Н. Бурков, Н.А. Волынская, М.Х. Газеев, Л.П. Гужновский, В.Д. Зубарева, О.М. Ермилов, А.А. Ильинский, Э.А. Крайнова, О.С. Краснов, А.Э. Конторович, В.С. Литвиненко, К.Н. Миловидов, В.И. Назаров, Е.Р. Орлова, В.В. Пленкина, И.Б. Сергеев, И.А. Садчиков, А.Е. Череповицын и др.

Вместе с тем, несмотря на достаточно высокий общий уровень теоретической разработанности, целый ряд методических и особенно прикладных аспектов повышения экономической эффективности и стратегического управления на НГДП требуют конкретизации и совершенствования.

Наиболее важными среди них являются вопросы совершенствования механизмов, методов и инструментов формирования программ повышения экономической эффективности НГДП, обоснования модели прогнозирования ожидаемых результатов, развития теории и практики комплексной оценки экономической эффективности деятельности предприятий с учетом отраслевых аспектов, выбора научно обоснованных программ внутрифирменного развития, учета и управления производственными рисками.

Цель исследования заключается в разработке концептуальной модели и механизма формирования корпоративных программ повышения экономической эффективности деятельности НГДП на основе процессно-целевого подхода.

Основная научная идея. Управление экономической эффективностью деятельности НГДП целесообразно осуществлять с применением процессно-целевого подхода, позволяющего обеспечить как  поддержание экономического потенциала предприятия, эксплуатирующего месторождения, находящиеся на поздней стадии разработки, так и его развитие в будущем.

Основные задачи диссертационной работы:

  • Исследование состояния, проблем и основных направлений развития нефтегазового комплекса.
  • Обоснование возможности применения процессно-целевого подхода к управлению эффективностью деятельности нефтяных компаний и их бизнес-сегментов.
  • Анализ существующих подходов к комплексной оценке экономической эффективности деятельности добывающих предприятий.
  • Анализ и систематизация направлений повышения экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающих предприятий.
  • Разработка механизма формирования программы повышения экономической эффективности деятельности НГДП.
  • Разработка методического подхода к комплексной оценке программы повышения экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающих предприятий.
  • Исследование методических подходов к оценке рисков и возможность их использования для управления фондом скважин НГДП.
  • Разработка методики оценки и системы управления рисками на основе формирования страхового фонда.
  • Формирование и оценка программы повышения экономической эффективности деятельности  нефтегазодобывающих предприятий на основе процессно-целевого подхода.

Объектом исследования являются добывающие предприятия нефтегазового комплекса.

Предметом исследования являются проблемы управления экономической эффективностью деятельности добывающих предприятий нефтегазового комплекса.

Методология и методы исследований. Теоретической и методологической основой диссертационной работы явились фундаментальные исследования отечественных и зарубежных авторов в области экономических проблем минерально-сырьевого комплекса, прогнозирования хозяйственной деятельности, стратегического планирования в нефтегазовой отрасли. В диссертации применялись системный, процессный и целевой подходы к совокупности субъектов хозяйствования. В диссертационной работе использованы экономико-математические методы исследования, основанные на применении теории вероятности, имитационного моделирования, оптимизации, а также экспертных и информационно-аналитических систем.

Защищаемые научные положения:

  1. Применение процессно-целевого подхода в управлении нефтегазодобывающими предприятиями является оптимальным средством интеграции отдельных мероприятий по повышению экономической эффективности их деятельности в корпоративные программы, объединяющие и координирующие все производственные процессы.
  2. Механизм формирования корпоративных программ повышения экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающих предприятий, основанный на процессно-целевом подходе, обеспечит комплексное решение проблемы оценки роста стоимости нефтяной компании в зависимости от приращения экономического потенциала, учитывающего специфику нефтегазодобывающего производства.
  3. Методической и инструментальной основой разработки корпоративной программы повышения эффективности деятельности нефтегазодобывающего предприятия, направленной на приращение его экономического потенциала, должен стать алгоритм производственного программирования.
  4. При обосновании программы повышения экономической эффективности деятельности предприятия необходимо использовать результаты ее комплексной оценки с учетом отраслевой специфики, которая представлена показателями запасов и качества углеводородов, состояния разработки месторождения и показателями потенциала средств производства.
  5. Концептуальная модель повышения экономической эффективности нефтегазодобывающего производства должна включать алгоритм управления рисками выбытия скважин из эксплуатации с целью снижения доли бездействующего фонда скважин и повышения коэффициента извлечения нефти.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

  1. Выявлены недостатки существующего организационно-экономического механизма формирования производственной программы повышения экономической эффективности НГДП, к которым относятся: сложность практической реализации научно разработанных методов, недостаточное применение экономико-математического инструментария, игнорирование принципа комплексности разработки плановых мероприятий.
  2. Уточнена концепция использования процессно-целевого подхода для повышения эффективности управления сегментом «Геологоразведка и нефтегазодобыча» на основе построения процессно-целевых карт.
  3. Разработан метод формирования программы повышения экономической эффективности деятельности предприятий, учитывающий факторы внешней и внутренней среды и позволяющий обоснованно выбрать стратегические направления деятельности.
  4. Предложена классификация мероприятий, повышающих экономическую эффективность НГДП, которая, в отличие от существующих, учитывает реальные условия хозяйствования и организационно-технологические особенности их проведения, что дает возможность всесторонне и более точно оценить их эффективность.
  5. Разработана модель комплексной оценки программы повышения экономической эффективности деятельности НГДП, учитывающая отраслевую специфику и позволяющая оценить экономический потенциал предприятий с целью дальнейшего его приращения.
  6. Выявлены и систематизированы основные факторы возникновения рисков выбытия скважин и проблемы управления ими на поздней стадии разработки месторождений.
  7. Сформирован экономический механизм управления рисками выбытия скважин в условиях обеспечения устойчивого развития нефтегазодобывающего предприятия, основными элементами которого являются: алгоритм количественной оценки рисков, методика оценки экономического ущерба от выбытия скважин и схема формирования страхового фонда.
  8. Разработан информационно-аналитический комплекс сбора, систематизации и анализа необходимой информации о техническом состоянии скважин, экологической обстановке, экономической ситуации, а также для управления рисками выбытия скважин.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций, содержащихся в диссертации, обеспечивается применением современных экономических теорий и экономико-математических методов исследования, корректным использованием большого объема аналитической и статистической информации по направлениям исследования, оценкой достоверности основных научных положений и рекомендаций на основе современной методологии измерений и их надежности. Основные теоретические и прикладные результаты работы прошли экспертную оценку специалистов, получили практическую апробацию на научных конференциях и  внедрены на нефтегазодобывающих предприятиях.

Практическая значимость. В результате выполненных исследований обоснована система технико-экономических и организационно-управленческих инновационных решений, обеспечивающих повышение эффективности работы нефтегазодобывающих предприятий.

  • Разработаны рекомендации по формированию программы повышения экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающих предприятий.
  • Разработана модель оценки экономического потенциала нефтегазодобывающего предприятия, позволяющая обоснованно сформировать программу повышения экономической.
  • Определены конкретные показатели оценки экономического потенциала нефтегазодобывающего предприятия с учетом отраслевых особенностей, дающие возможность оценить деятельность предприятия с технико-экономической, финансовой и управленческой точек зрения.
  • Модель управления рисками выбытия фонда скважин повышает эффективность работы основных мощностей нефтегазодобывающего предприятия – действующий фонд скважин.

Реализация результатов исследования. Результаты выполненных исследований использовались при разработке программ развития и производственных программ в компаниях ООО «Лукойл-Западная Сибирь», ОАО АНК «Башнефть». Результаты исследования используются при переподготовке и повышении квалификации кадров, в учебном процессе и вошли в программы дисциплин «Планирование на предприятии», «Производственный менеджмент», «Стратегическое планирование».

Апробация диссертации. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на международных и российских научно-технических и научно-практических конгрессах, конференциях и семинарах.

Публикации. Результаты исследований автора изложены в 62 публикациях, в том числе в 4 монографиях, в докладах и статьях. Основные положения диссертации нашли отражение в 15 публикациях в рецензируемых журналах, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией (ВАК).

Объем и структура работы. Диссертация включает 290 стр. и состоит из введения, пяти глав, заключения. В работе содержится 77 таблиц и 42 рисунка. Список литературы включает 256 источников.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Основные результаты исследований отражены в следующих защищаемых положениях:

1. Применение процессно-целевого подхода в управлении нефтегазодобывающими предприятиями является оптимальным средством интеграции отдельных мероприятий по повышению экономической эффективности их деятельности в корпоративные программы, объединяющие и координирующие все производственные процессы.

Исследования современного состояния нефтяного комплекса показали, что по объемам добычи полезных ископаемых, включая нефть и природный газ, Россия  занимает первое место в мире. При этом нефтяные компании России имеют ряд сложных отраслевых проблем:

    • Темп роста добычи нефти за анализируемый период опережает темп прироста запасов, что является следствием низкого уровня инвестиций в добычу (объем инвестиций в переработку превысил объем инвестиций в добычу в 2010 году). 
    • Объемы добычи превышают объемы переработки более чем в 2 раза, причем отсутствует как положительная, так и отрицательная колеблемость данного отношения, следовательно, Россия остается страной, экспортирующей преимущественно сырую нефть.
    • Низкий коэффициент извлечения нефти говорит об отсталости технологий добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи пластов. Крупнейшие нефтяные  державы имеют коэффициент извлечения нефти (КИН) около 40%. Увеличение в России КИН на 1% приводит к увеличению выработки запасов на 10 лет.
    • Высокая доля бездействующего фонда скважин (выше 15%), что ведет к нерациональной разработке нефтяных месторождений, а, следовательно, напрямую влияет на снижение КИН.
  • Рост средней глубины новых скважин, что влечет за собой увеличение капитальных затрат на строительство скважин и увеличение себестоимости добычи нефти.
  • Низкий уровень использования попутного газа (хотя уровень использования попутного газа за анализируемый период вырос с 71 до 79%, он остается на неудовлетворительном уровне).

В таблице 1 представлены существующее положение по основным проблемам нефтяного комплекса России и целевые показатели развития, прописанные в энергетической стратегии России до 2030 года.

Деятельность нефтяной компании должна сводиться к конкретной цели, направленной на удовлетворение потребностей в топливно-энергетических ресурсах. Процессно-целевой подход позволяет определять и управлять ключевыми процессами и результатами деятельности нефтяной компании, а также интегрировать разрозненные действия и направлять усилия на достижение единой цели.

На рисунке 1 представлен укрупненный процессно-целевой подход к управлению нефтяной компании.

Табл.1. Основные проблемы развития нефтяного комплекса России

Проблема

Существующее положение

Целевой показатель

1. Нерациональное недропользование  (низкий КИН, %)

29,9

37

2. Отсутствие комплексных технологий добычи и экономически эффективной утилизации углеводородов (коэффициент полезного использования попутного нефтяного газа, %)

79

95

3. Высокий износ  основных фондов, %

48,3

40

4.Низкие темпы геолого-разведочных работ при освоении месторождений (прирост запасов, млн.т)

500

5122

5. Недостаточная эффективность эксплуатации действующих месторождений (доля бездействующего фонда, %)

15,3

Менее 10

6. Потребности в капиталовложениях, млрд.дол.

32

278

Рис. 1. Укрупненная процессно-целевая карта нефтяной компании

Приняв за основу процессно-целевой подход, необходимо рассматривать технологическую инфраструктуру, формирующуюся различными подсистемами. Зависимость нефтяной компании от сегмента «Геологоразведка и нефтегазодобыча» предопределяет необходимость первоочередного достижения целей нефтяной компании по данному направлению.

Производственная деятельность сегмента «Геологоразведка и нефтегазодобыча» включает в себя следующие этапы: развитие минерально-сырьевой базы; освоение месторождения; эксплуатация месторождения; вывод месторождения из эксплуатации. Поддержание в стабильном состоянии и развитие сегмента невозможно без крупных инвестиционных вложений. Первые два процесса забирают наибольшую долю инвестиционного потока в сегмент. Тем не менее, остановимся на наиболее важных (проблемных) аспектах, затрагивающих процессы, влияющие на технологически и экономически эффективное функционирование этапа эксплуатации месторождения, так как большинство месторождений находятся на поздних стадиях разработки. На рисунке 2 представлена процессно-целевая карта этапа эксплуатации месторождения.

Рис.2. Процессно-целевая карта этапа эксплуатации месторождения

В российской практике каждый процесс принято рассматривать как отдельно взятый инвестиционный проект и оценивать отдельно от сегмента его технологическую и экономическую эффективность, не учитывая при этом его влияние на другие процессы. Однако каждый процесс этапа представляет собой сложную комбинацию вариантов направленных действий, оказывающих влияние на различные контролируемые показатели деятельности НГДП. Например, увеличение темпов геологоразведочных работ приводит к увеличению объемов строительства скважин, что ведет к приросту добычи нефти, снижению в структуре бездействующего фонда скважин и к повышению текущего КИН.

Таким образом, переход на процессно-целевой подход к управлению сегментом «Геологоразведка и нефтегазодобыча» является не только возможным, но и необходимым условием для повышения экономической эффективности деятельности, которое помогает повысить управляемость нефтяной компании.

2. Механизм формирования корпоративных программ повышения экономической эффективности деятельности НГДП, основанный на процессно-целевом подходе, обеспечит комплексное решение проблемы оценки роста стоимости нефтяной компании в зависимости от приращения экономического потенциала, учитывающего специфику нефтегазодобывающего производства.

Капитализация – это оценка стоимости компании, ценных бумаг и т.д. по приносимому доходу, а именно посредством расчета приведенной суммы ожидаемых доходов, взятой за весь период предполагаемого использования. Величина рыночной капитализации и её рост являются главными характеристиками успешности акционерной компании. В современной бизнес-среде решающим фактором успеха становится увеличение эффективности деятельности компании при верном определении целей. Компания получает конкурентные преимущества, ставя основной ее целью максимизацию стоимости и управляя достижением этой цели.

Для любой вертикально-интегрированной структуры нефтегазового бизнеса основным источником доходов, от объемов и запасов которого зависит успешность деятельности, а также перспективы дальнейшего развития, является показатель объемов добычи нефти. Чем выше объемы добычи нефти, тем больше объемы ее реализации. Соответственно добыча ­–­­­­ источник прибыли компании за счет сбыта самой нефти на внутреннем рынке и ее экспорта, а также за счет реализации нефтепродуктов. Одной из специфических особенностей оценки и прогнозирования капитализации нефтяной компании является зависимость стоимости бизнеса от экономического потенциала нефтяной компании. Только при наличии у компании доказанных запасов возникает потенциал роста объемов добычи, а при наличии перерабатывающих мощностей и собственной системы сбыта нефтепродуктов – потенциал роста стоимости компании. Следовательно, прогнозировать рост стоимости компании можно при условии наращивания экономического потенциала за счет повышения экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающих подразделений компании.

Для нефтегазодобывающих предприятий проведение мероприятий, направленных на повышение их экономической эффективности, представляется особенно важным, так как  большинство их вступило в позднюю стадию разработки. Однако широкое применение  мероприятий, направленных на повышение экономической эффективности, обусловлено с одной стороны дефицитом средств для крупных инвестиций, а с другой – их малой капиталоемкостью при быстром достижении технологических результатов. Наиболее важным, на наш взгляд, является вопрос обеспечения комплексной экономической оценки программы повышения экономической эффективности деятельности предприятия, которая предусматривает определение эффективности всех мероприятий, осуществляемых предприятием в планируемом периоде, и основанный на ней выбор оптимальной производственной программы развития предприятия.

Для принятия обоснованного решения при формировании программы повышения эффективности НГДП необходима методика, учитывающая все технологические процессы и огра­ничения по ресурсам предприятия.  При ее разработке предлагается использовать механизм формирования программы повышения эффективности работы НГДП, состоящий из элементов, представленных на рисунке 3.

Одним из важных моментов является классификация мероприятий, входящих в программу повышения экономической эффективности деятельности (ЭЭД) НГДП. Предложенная классификация систематизирует существующие классификации геолого-технических и организационно-экономических отдельных направлений деятельности нефтегазодобывающего предприятия и предлагает некоторые новые группировочные признаки мероприятий.

.

Рис.3. Механизм формирования программы повышения ЭЭД НГДП

Так, все множество мероприятий, направленных на повышение экономической эффективности деятельности НГДП, предлагается классифицировать в зависимости от: характера мероприятий; целевой направленности, по факторам развития производства; по направлению повышения экономической эффективности; по времени охвата (рис. 4).

Наибольшее внимание нефтегазодобывающие предприятия должны уделять мероприятиям, направленным на улучшение  минерально-сырьевой базы, которые носят инвестиционный характер, поэтому сразу следует выделить понятие «инвестиции в минерально-сырьевую базу».

Инвестиции в минерально-сырьевую базу – инвестиции, направленные на изменение размеров, структуры запасов всех видов углеводородов, темпов и степени их использования.

Основными целями инвестирования в минерально-сырьевую базу являются:

- приращение запасов и повышение их качества, что обеспечит нефтегазодобывающим компаниям долгосрочные конкурентные преимущества;

- интенсификация использования минерально-сырьевой базы (увеличение объемов добычи), что обеспечит как текущие, так и долгосрочные конкурентные преимущества.

Рис. 4. Классификация мероприятий, направленных на повышение ЭЭД НГДП

Инвестиции в реализацию потенциала нацелены на повышение экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающей компании за счет стимулирования внутренних резервов.

В связи с тем, что минерально-сырьевые ресурсы исчерпаемы, нефтяные компании вынуждены вкладывать значительные объемы инвестиционных ресурсов в приращение потенциала.

В таблице 2 предложен авторский подход к систематизации направлений инвестиционной деятельности в минерально-сырьевую базу.

Табл. 2.  Инвестиции в приращение запасов и повышение качества минерально-сырьевой базы НГДП

Виды реализации и приращений потенциала

Направления инвестирования

Виды работ по направлениям

Открытие новых месторождений

Поиск, оценка и разведка запасов

- получение лицензии на право осуществления работ;

- геолого-геофизические работы;

- поисковое, оценочное и разведочное бурение;

- работы по оценке запасов, технико-экономическое обоснование;

- составление и утверждение проектного документа на разработку;

- реализация проектных решений, ввод в эксплуатацию месторождения

Участие в проектах на основе Соглашения о разделе продукции

Открытие новых объектов разработки на эксплуатируемом участке

Разведка и доразведка запасов

- геолого-геофизические работы;

- оценочное и разведочное бурение;

- работы по оценке запасов, технико-экономическое обоснование;

- составление и утверждение проектного документа на разработку;

- реализация проектных решений, ввод в эксплуатацию залежи

Покупка разведанных участков

Приобретение лицензии

- на внутреннем рынке

Горизонтальная интеграция

Покупка действующих НГДП

- на внутреннем рынке;

- за рубежом

На этапе поисков обычно выделялись 3 стадии: предварительные (общие) поиски, детальные поиски и поисково-разведочные (поисково-оценочные) работы; на этапе разведки также 3 стадии: предварительная разведка, детальная разведка и эксплуатационная разведка.

Согласно положений закона «О недрах»,  разведка и разработка месторождений неразрывно связаны между собой. Недропользователь, получивший право на разведку и добычу полезных ископаемых, может доводить детальность разведочных работ до степени, позволяющей с его точки зрения минимизировать риск вложения собственных средств в разработку месторождения. Геологоразведочные работы являются, по сути, единственным способом приращения минерально-сырьевой базы.

Поскольку нефтегазодобывающие компании проводят большое количество разнообразных воздействий на минерально-сырьевую базу, необходимо отделить понятие методов интенсификации добычи от методов увеличения нефтеотдачи, следующим замечанием: МУН – мероприятия, воздействующие комплексно на пласт, а не на призабойную зону, целью которых является увеличение конечной нефтеотдачи. В соответствии с этим критерием определены конкретные группы МИДН и МУН (таблица 3).

Табл. 3. Инвестиции в интенсификацию использования минерально-сырьевой базы нефтегазодобывающего предприятия

Виды реализации и приращений потенциала

Направления инвестирования

Группы методов по направлениям

Ускорение сроков выработки

Внедрение  методов интенсификации добычи (МИДН)

  • разрушение продуктивных коллекторов;
  • бурение боковых стволов;
  • физико-гидродинамические методы;
  • химические методы;
  • тепловые методы;
  • микробиологические методы

Увеличение нефтеотдачи

Внедрение методов увеличения нефтеотдачи (МУН)

  • физико-химическое заводнение;
  • газовые методы;
  • тепловые методы;
  • микробиологические методы;
  • комбинированные методы

Стоит отметить, что каждая технология предусматривает большое разнообразие конкретных способов реализации МИДН и МУН, которые могут в рамках одной технологии отличаться как незначительно, так и весьма существенно.

3. Методической и инструментальной основой разработки корпоративной программы повышения эффективности деятельности нефтегазодобывающего предприятия, направленной на приращение его экономического потенциала, должен стать алгоритм производственного программирования.

Существующие подходы к оценке результатов реализации  программы повышения ЭЭД НГДП не обеспечивают в достаточной степени учет комплексного влияния программы на результаты деятельности предприятия. В свою очередь, в зависимости от источников и направлений реализации программы повышения экономической эффективности, комплексность ее влияния на процесс предприятие выражается в следующих аспектах:

- программа повышения ЭЭД НГДП меняет форму и структуру активов предприятия, определяя тем самым его имущественный потенциал и производственные возможности;

- программа должна быть направлена на развитие предприятия вне зависимости от конкретного направления и требует адекватного развития системы управления предприятием и реализации кадрового потенциала;

- источники осуществления программы повышения ЭЭД  образуют портфель долговых обязательств предприятия и влияют на размер свободных собственных средств, что определяет финансовое состояние предприятия.

В диссертации разработан алгоритм формирования программы повышения экономической эффективности деятельности предприятия, учитывающий комплексное воздействие программы на процесс развития предприятия.

На первом и втором этапах алгоритма определяются общие направления повышения ЭЭД НГДП и структура оценки экономической эффективности. Данные этапы типичны для предприятий любых видов производственной деятельности и не учитывают отраслевую специфику.

Третий и четвертый этапы алгоритма учитывают особенности функционирования отрасли через факторы, влияющие на эффективность деятельности предприятий отрасли. В диссертационном исследовании выделены 4 группы факторов: природные (география месторождений, различная ценность недр, ограниченность и  невозобновляемость запасов); технологические (отсутствие радикальных изменений в технологиях добычи; неполнота извлечения углеводородов; многовариантность применения различных технологий; накопление информации об объекте разработки по ходу осуществления работ; уровень развития альтернативной энергетики); государственная политика (фискальная политика, правовое регулирование); факторы рынка (многофакторная зависимость мировой цены на нефть; основные потребители нефти и газа – страны, импортирующие их;  доступность финансовых ресурсов).

Учет особенностей дает возможность выявить специфические направления повышения ЭЭД НГДП (этап 5) (классификация мероприятий).

Рис. 5. Алгоритм формирования программы повышения ЭЭД  НГДП

На шестом этапе проводится комплексная оценка ЭЭД НГДП, на основе модели, представленной на рисунке 6.

В основу методического подхода комплексной оценки деятельности нефтегазодобывающего предприятия легло понятие экономического потенциала.

Анализ результатов комплексной оценки и выделенные специфические направления повышения ЭЭД НГДП позволяют определить цели повышения и сформировать сценарии программы (этапы 7 и 8).

На девятом этапе происходит определение взаимосвязи экономического потенциала по сформированным сценариям, что дает возможность оценить уровень экономического потенциала по сформированным сценариям программы повышения ЭЭД НГДП (этап 10), а также провести оценку удовлетворенности результатов оценки  сценария  (этап 11) целям повышения экономической эффективности деятельности и стратегии развития нефтяной компании в данном сегменте бизнеса.

Рис. 6. Модель комплексной оценки экономического потенциала НГДП

Согласно алгоритму процесс реализации программы повышения ЭЭД НГДП находится в тесной взаимосвязи с производственным, финансовым и управленческим  потенциалами предприятия, характеристика которых раскрывается следующим образом: с одной стороны, для реализации программы предприятие должно обладать совокупностью технологий, активов, финансовых ресурсов и компетенций, с другой стороны, инвестиционная деятельность направлена, в конечном итоге, именно на приращение экономического потенциала предприятия.

4. При обосновании программы повышения экономической эффективности деятельности предприятия необходимо использовать результаты ее комплексной оценки с учетом отраслевой специфики, которая представлена показателями запасов и качества углеводородов, состояния разработки месторождения и показателями потенциала средств производства.

С учетом особенностей процесса нефтегазодобычи выделены элементы отраслевой структуры экономического потенциала, представленные на рис. 7.

Соотношение между тремя базовыми элементами экономического потенциала НГДП в пользу производственного потенциала во многом определяется состоянием минерально-сырьевой базы, а именно,  ограниченностью запасов месторождений, условиями их залегания и качества.

Исходя из этого, при комплексной  оценке производственного потенциала нефтегазодобывающего предприятия автором предложено дифференцированно рассматривать его природно-ресурсную составляющую – минерально-сырьевой потенциал.

Рис. 7.  Показатели комплексной оценки ЭЭД НГДП

Минерально-сырьевой потенциал является базовым в структуре производственного потенциала нефтегазодобывающего предприятия и в каждом случае в определенной степени уникальным.

В структуре производственного потенциала также обладает отраслевой спецификой  потенциал средств производства. В деятельности нефтегазодобывающего предприятия основным средством производства, обеспечивающим процесс подъема углеводородов из недр, является скважина. В этой связи в группу показателей потенциала средств производства включены показатели эффективности работы фонда скважин. Вместе с тем, по мнению автора, отсутствие сырья как предмета труда исключает необходимость его учета в потенциале средств производства нефтегазодобывающего предприятия. 

В таблице  4 сформирована градация значений показателей, составляющих экономического потенциала нефтегазодобывающего предприятия, приведенных к единой системе измерения, в основу которой положены следующие значения бальной шкалы для: уровня А – 9 баллов;  уровня B  – 7 баллов;  уровня C  – 5 баллов; уровня D – 3 балла.

Для каждого элемента комплексного показателя подбирается система показателей, отвечающая следующим критериям: измеримости, количественных и качественных характери­стик элементов КП, возможности градации значений, полноты оценки.

Табл.4. Градация значений показателей (элементов) комплексного показателя нефтегазодобывающего предприятия

Показатель, группа показателей

Уровень показателя

Высокий, A

Выше среднего, B

Средний, C

Низкий, D

1. ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ

1.1 МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ ПОТЕНЦИАЛ

1.1.1 Показатели запасов

Остаточные промышленно зна­чимые нормально-рентабель­ные запасы

Уникальные

Крупные

Средние

Мелкие

1.1.2 Показатели, характеризующие качество добываемой продукции

Качественный состав нефти (ГОСТ 51858-2002)

Не менее двух пока­зателей имеют зна­чение 1, а остальные не более 2

Ни один показатель не имеет значения более 2

Хотя бы один показатель имеет значение 3

Хотя бы один по­казатель имеет значение 4

Качественный состав газа

1.1.1; 1.1.2; 1.2.1; 2.1.1

1.2.2; 2.2.1; 2.1.2

2.2.2; 2.2.3; 2.3.2; 3.2.2

2.3.3; 3.3.2; 3.2.3; 3.3.3

Качественный состав газового конденсата

1.1.1; 1.1.2;

1.2.1; 2.1.1

1.2.2; 2.2.1;

2.1.2

2.2.2; 2.2.3;

2.3.2; 3.2.2

2.3.3; 3.3.2;

3.2.3; 3.3.3

Обводненность, %

<10

10-55

55-95

>95

1.1.3 Показатели, характеризующие состояние разработки

Стадия разработки

2

1

3

4

Отклонение текущего коэффи­циента извлечения нефти от проектного, %

0

1-5

5-10

10

Количество видов МУН, МИДН

5

3-4

1-2

0

Годовой прирост добычи от МУН и МИДН, %

20

10-20

0-10

0

1.2 ПОТЕНЦИАЛ СРЕДСТВ ПРОИЗВОДСТВА

1.2.1 Показатели потенциала фонда скважин

Коэффициент использования фонда скважин

0,90-1,00

0,75-0,91

0,50-0,76

0,49

Темп роста ввода новых сква­жин

1,1

1-1,09

0,01-0,99

0

Величина бездействующего фонда скважин, %

<4

4-7

7-10

>10

Рентабельность эксплуатацион­ного фонда скважин, %

10

5-10

2-5

0-2

1.2.2 Общие показатели потенциала средств производства

Коэффициент замены ОФ

<0,9

0,9-1

1-1,2

>1,2

Коэффициент износа ОФ, %

0-20

40-20

60-40

>60

Фондоотдача

>1,5

1,2-1,5

1-1,2

<1

1.3 КАДРОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ

Темп изменения выра­ботки на 1 работника, %

5

2-5

0-2

<0

Квалификационный уровень

Персонал пол­ностью удовлетво­ряет требо­ваниям ор­ганизации

Персонал соответст­вует по­треб­ностям компании

Необходимо повышение ква­лификации

Необхо­димо обучение и обнов­ление кадров

Текучесть кадров, %

3-6

2-3

6-10

>10; <2

2. ФИНАНСОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ

Коэффициент автономии

>0,50

0,36-0,50

0,20 - 0,35

<0,20

Коэффициент текущей лик­видности

>2,0

1,5-2,0

1,0-1,5

<1,0

Коэффициент обеспеченно­сти собственными оборот­ными средствами, %

>15,0

10,0-15,0

5,0-10,0

<5,0

Интенсивность оборота аван­сируемого капитала

>3

2,5-3

2-2,5

<2

Рентабельность активов, %

>12

10-12

8-12

<8

Темп роста себестоимости до­бычи 1 т.нефти

1,0

1,01-1,05

1,05-1,15

>1,15

3. УПРАВЛЕНЧЕСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ

Соотношение изменений тем­пов роста заработной платы и производительности труда (ПТ)

Оба темпа роста 1,

их отноше­ние:

0,75-1,25

Темп роста ПТ >1, их отно­шение:

0,99-0,6

Темп роста ПТ >1, их отношение не соответствует интервалам бо­лее высокого уровня

Темп роста

ПТ < 1

Доля административно-управ­ленческих расходов в общей сумме затрат предприятия

<0,10

0,10-0,20

0,20-0,30

>0,3

Нагрузка управляемости

5-10

10-16

3-5

16-20

<3; >20

В общем виде расчет показателя экономического потенциала предприятия производится по формуле 1:

ЭПП = ПП + ФП + УП, (1)

где ПП – производственный потенциал;

ФП – финансовый потенциал;

УП – управленческий потенциал

ПП = МСП + ПСП + КП (2)

Представим общую формулу расчета для каждого из них.

где Бijз,– балл по j-ому показателю запасов i-ого объекта разработки;

Бijк – балл по j-ому показателю качества продукции i-ого объекта разработки;

Бiкин – балл по показателю отклонения текущего КИН от проектного по i-ому объекту разработки;

Бijр – балл по j-ому показателю состояния разработки i-ого объекта разработки;

ni – доля запасов i-ого объекта разработки в сумме всех запасов, учитываемых при расчете;

k, p, d, m – количество показателей, характеризующих запасы, качество продукции и состояние разработки соответственно.

Представим формулу расчета потенциала средств производства

где Бjскв – балл по j-ому показателю фонда скважин;

БjОФ – балл по j-ому показателю основных фондов;

n, s –  количество показателей, характеризующих фонд скважин и основные фонды соответственно.

Бjкп – балл по j-ому показателю кадрового потенциала;

r – количество показателей, характеризующих кадровый потенциал предприятия.

Бjфп – балл по j-ому показателю финансового потенциала;

b – количество показателей, характеризующих финансовый потенциал предприятия.

Аналогичным образом рассчитывается значение управленческого потенциала.

Бjуп – балл по j-ому показателю управленческого потенциала;

z – количество показателей, характеризующих потенциал управления  предприятия.

Далее, на основе подобранных показателей устанавливаются  границы для их значений.

При обосновании градации показателей экономического потенциала автор основывался на следующих правилах:

  1. Принято 4 уровня градации.
  2. Верхнее значение градации (высокий уровень A) – самая высокая оценка значения показателя, интерпретируемое как оптимальное или лучшее, наиболее желаемое.
  3. Уровень выше среднего (B) характеризует значение показателя как очень хорошее, близкое к оптимальному или лучше среднего значения.
  4. Средний уровень показателя С применялся для определения значения показателя как среднего по отрасли или при его приближении к граничному критическому значению.
  5. Низкий уровень показателя D свидетельствует о тенденции к ухудшению значения показателя, возможном несоответствии требованиям нормативных документов и угрозе для предприятия в поддержании, реализации и приращении соответствующего потенциала.

В таблице 5 представлены нижние границы интервалов для каждого уровня комплексного показателя.

Табл.5. Расчет нижних границ уровней потенциалов нефтегазодобывающего  предприятия

Потенциал

Нижняя граница уровней потенциала

Высокий

Средний

Ниже среднего

Низкий

Экономический

15A+11B = 212

15B+11C =160

15C+11D = 108

78

Производственный

10A+7B = 139

10B+7C = 105

10C+7D = 71

51

Минерально-сырьевой

4A+3B = 57

4B+3C = 43

4C+3D = 29

21

Средств  производства

4A+3B = 57

4B+3C = 43

4C+3D = 29

21

Кадровый

2A+1B = 25

2B+1C = 19

2C+1D = 13

9

Финансовый

3A+3B = 48

3B+3C = 36

3C+3D = 24

18

Управленческий

2A+1B = 25

2B+1C = 19

2C+1D = 13

9

Апробация механизма формирования программы повышения экономической эффективности проводилась на нефтегазодобывающем предприятии, эксплуатирующем месторождения, находящиеся на разных стадиях разработки. На основе отчетности НГДП было определено значение  экономического потенциала для предприятия на конец 2008 года (таблица 6). Комплексный показатель нефтегазодобывающего предприятия находится на уровне «ниже среднего» по причине недостаточного уровня производственного и финансового потенциалов. Далее была проведена оценка существующей на предприятии программы повышения ЭЭД, ориентированная на период 2009-2011 гг. Основной целью реализации программы являлось приращение и использование минерально-сырьевой базы. Результаты расчета показали, что планируемая программа не сможет обеспечить увеличение значения экономического потенциала в части прироста минерально-сырьевого потенциала, более того, произойдет его снижение на 2,81 балла.

На основании приведенных данных, предложена новая программа повышения ЭЭД, заключающейся в реализации  минерально-сырьевого потенциала. В результате предложенных мероприятий увеличилось значение экономического потенциала на 12,86 балла за счет изменения его составных частей и предприятие перейдет из уровня «ниже среднего» к «среднему».

Таким образом, разработанный механизм представляет собой систему методов и средств, последовательная реализация которых  приведет к достижению поставленной в исследовании цели.        Реализация данного механизма позволит не только сформировать программу повышения экономической эффективности, но и определить уровень экономического потенциала нефтегазодобывающего предприятия и возможности его дальнейшего развития  в условиях конкурентной среды.

Табл. 6. Изменение значения комплексного показателя в результате осуществления инвестиций в минерально-сырьевую базу в 2009-2011 гг. с учетом предложенной оптимизации

Вид потенциала

Значение

2008 г.

при действующей программе

при предлагаемой программе

1.    Производственный потенциал

92,47

91,66

102,34

1.1 Минерально-сырьевой потенциал

40,47

37,66

44,34

показатели запасов

5,00

5,00

5,00

показатели качества продукции

11,16

10,26

14,54

показатели состояния разработки

24,32

22,40

24,8

1.2 Потенциал средств производства

39,00

39

43

показатели фонда скважин

12,00

16

20

общие показатели средств производства

25,00

23

23

1.3 Кадровый потенциал

13,00

15

15

2.  Финансовый потенциал

30,00

32

34

3.  Управленческий потенциал

25,00

23

24

Итого комплексный показатель

147,47

146,66

160,34

5. Концептуальная модель повышения экономической эффективности нефтегазодобывающего производства должна включать алгоритм управления рисками выбытия скважин из эксплуатации с целью снижения доли бездействующего фонда скважин и повышения коэффициента извлечения нефти.

Управление рисками на нефтегазодобывающих предприятиях невозможно без достаточной системы экономического, финансового, экологического анализа, основой которых должен стать экономический механизм, представляющий собой систему управления риском выбытия скважины с учетом финансовых отношений, возникающих в процессе управленческих решений: целенаправленный поиск, предвидение рисков; определение их вероятных размеров и последствий; организация работы, информирование политики нефтегазового предприятия по снижению степени риска выбытия скважины в неопределенной  хозяйственной ситуации.

Конечная цель управления заключается в построении стратегии на базе выбора оптимальной тактики с целью достижения приемлемого соотношения прибыли и риска выбытия скважины.

Рископланирование в управлении фондом скважин является относительно новым явлением в деятельности НГДП. Оно представляет собой управленческий процесс создания и поддержания стратегического соответствия между целями, потенциальными возможностями, рисками и результатами в управлении фондом скважин. В зависимости от стадии жизненного цикла отдельно взятой скважины оно опирается на изложение основных целей и задач, а также  четко сформулированные программные документы: технологическая схема и смета строительства; план проведения капитальных ремонтов скважин; план проведения работ по ликвидации скважины и смета таких расходов.

В основу экономического механизма управления риском выбытия скважин положены определенные принципы:

- выявление рисков выбытия;

- прогнозирование возникновения и величины рисков выбытия;

- финансирование уменьшения риска выбытия скважин;

- четкость политики управления рисками выбытия скважин;

- контроль за рисками выбытия скважин.

Общая логическая последовательность процесса управления риском выбытия может быть представлена в виде следующей блок-схемы (рис. 8).

Концептуальная модель управления риском выбытия  скважины из эксплуатационного фонда  позволяет определить следующие этапы.

  1. Анализ объективных и субъективных факторов среды НГДП и геолого-технического состояния фонда скважин с учетом технологической специфики скважин.
  2. Формализация постадийных факторов  риска выбытия скважины и неопределенности в управлении фондом скважин.
  3. Выбор наиболее значимых рисков выбытия, их оценка и формирование определенной рискологической стратегии управления фондом скважин.
  4. Разработка сценариев программ действий по снижению риска выбытия посредством  выбора методов и инструментов управления рисками с учетом выявленных факторов.
  5. Выполнение программ действий по снижению риска выбытия скважины.
  6. Оценка фактических результатов  управления риском выбытия фонда скважин.

Анализ данных о фактическом выбытии скважин показал, что имеют место значительные отклонения фактических показателей разработки нефтяных месторождений от проектных (добыча нефти, средний дебит скважин, эксплуатационный фонд скважин, выбытие скважин из эксплуатационного фонда и т.д.). Следовательно, имеет место плановое и внеплановое выбытие скважин из эксплуатационного фонда  на разрабатываемых нефтяных месторождениях.

Рис. 8.  Блок-схема  управления риском выбытия фонда скважин

Исходя из анализа нормативных и методических разработок, предлагается ввести четыре основных категории выбытия скважин из эксплуатационного фонда: выполнение скважиной  своего назначения; выбытие по геологическим причинам; выбытие по техническим причинам; выбытие по технологическим, экологическим и другим причинам.

Табл. 7. Факторы риска выбытия скважин из эксплуатационного фонда и его составляющие

Фактор риска выбытия скважин

Составляющие риска выбытия скважины

  1. Технический (аварийный)
    1. Возникновение открытого фонтана, пожара.
    2. Нарушение в эксплуатационной колонне.
    3. Негерметичность устьевого сальника.
    4. Неплотность резьбовых соединений.
    5. Смятие, слом обсадных колонн.
    6. Некачественное цементирование.
    7. Приток пластовых вод.
    8. Разрушение вследствие стихийных бедствий.
  1. Технологический

2.1. Несоответствие прочностных и коррозионностойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям;

2.2.Непригодность скважины в условиях проведения тепловых и газовых методов воздействия на пласт;

2.3.Нецелесообразность дальнейшей консервации.

  1. Экологический

3.1.Расположение в санитарно-защитных зонах населенных пунктов, водоохранных зонах рек, запретных зонах согласно требованиям природоохранных органов.

3.2.Изменение экологических, санитарных требований и мер безопасности.

4.Геологический

4.1.Изменение геологических условий.

Цели и задачи стратегии управления риском выбытия фонда скважин в большей степени определяются постоянно изменяющейся внешней экономической средой, в которой приходится работать НГДП. В управлении риском выбытия фонда скважин получение надежной и достаточной информации играет главную роль, так как оно позволяет принять конкретное решение в условиях риска неопределенности среды.

В зависимости от стадии жизненного цикла скважины и временного интервала ее выбытия, экономические затраты, связанные с выбытием скважины из эксплуатационного фонда можно представить в таблице 8.

Табл.8. Затраты на выбытие скважин на разных стадиях жизненного цикла скважин

Затраты в связи с выбытием  скважины

временное выбытие

окончательное выбытие

- затраты на возмещение ущерба от аварий на скважине;

- затраты на проведение ремонтных работ

- затраты на возмещение ущерба от аварий на скважине;

- остаточная (недоамортизированная) стоимость скважины;

- затраты на проведение работ по ликвидации скважины

       

Структура ущерба от аварий на скважине включает: полные финансовые потери организации, эксплуатирующей скважину, на которой произошла авария; расходы на ликвидацию аварии; социально-экономические потери, связанные с травмированием и гибелью людей; вред, нанесенный окружающей природной среде; косвенный ущерб.

При расчете выделяются три группы затрат: недоамортизированная стоимость скважины; оценка величины затрат, связанных с устранением негативных факторов (на проведение капитального ремонта скважины, ущерба окружающей среде, ущерба персоналу организации, ущерба третьих лиц, ущерба в связи с вынужденным простоем скважины на время проведения капитального ремонта) и оценка затрат на ликвидацию скважины, вследствие невозможности ее дальнейшей эксплуатации (на ликвидацию скважины, на демонтаж оборудования, на восстановление территории).

Одним из эффективных финансовых инструментов управления рисками выбытия скважин является создание страхового фонда.

Страховой фонд  управления рисками выбытия скважин как экономическая категория представляет собой резерв денежных средств, предназначенный  для возмещения экономического ущерба, связанного с рисками выбытия скважины из эксплуатационного фонда.

Страховой фонд решает следующие задачи:

  • компенсировать  экономический ущерб, связанный с риском уничтожения или повреждения  скважины;
  • бесперебойное финансирование ликвидационных работ на скважинах;
  • оперативное регулирование страховых возмещений, отчислений и контроля за дефицитом страховых сумм, а также необходимость своевременного привлечения дополнительных источников.

Страховой  фонд  включает в себя ресурсы:

- поступающие от страховой организации;

- поступающие из резервного фонда самострахования, образуемый НГДП.

Ресурсы от страховой организации предлагается направлять на покрытие возникшего ущерба от выбытия скважин в возрасте до 15 лет, т.е. амортизируемые скважины.

В работе предложен алгоритм расчета страховых премий от наступления различных неблагоприятных ситуаций, а также от преждевременного выбытия.

Рис. 9. Алгоритм расчета страховых премий

Бюджетом предприятия предусмотрен размер ремонтно-ликвидационного фонда в 120000 тыс. руб.

Затраты на страхование всего фонда скважин включают затраты на страхование нефтяных и нагнетательных скважин. Определение затрат на страхование нефтяных скважин включает расчет затрат для скважин в возрасте от 1 до 15 лет, а также после 15 лет. Что касается фонда нагнетательных скважин, то, как это принято на большинстве предприятий, в него включаются скважины, которые старше 15 лет. Результаты расчета затрат на страхование фонда скважин, а также расчет страхового возмещения приведены в таблице 9.

Средств ремонтно-ликвидационного фонда не хватит, чтобы застраховать все группы рисков. Таким образом, среди представленных видов страховых событий необходимо выбрать оптимальный вариант страхования. Наибольшая страховая сумма, а также наибольший ущерб приносит воздействие всех групп рисков (строка ИТОГО в таблице), а также комплексное воздействие рисков, которые могут привести к ликвидации скважины (группы 1.2, 1.5, 1.7, 1.8). Отсюда можно сделать вывод о том, что именно эти группы рисков и следует страховать в первую очередь.

Табл. 9. Расчет общих затрат на страхование скважин по вариантам страхования, млн.руб.

Вид страхового события

Общие затраты на страхование скважин

Максимальный размер страхового возмещения, получаемого предприятием

1.1. Возникновение открытого фонтана, пожара

0,6

1074,5

1.2. Нарушение в эксплуатационной колонне

12,1

2397,0

1.3. Негерметичность устьевого сальника

9,0

184,1

1.4. Негерметичность резьбовых соединений

7,2

216,3

1.5. Смятие, слом обсадных колонн

34,6

2646,7

1.6. Некачественное цементирование

44,3

736,8

1.7. Приток пластовых вод

4,6

2487,8

1.8. Разрушение вследствие стихийных бедствий

48,4

1821,2

ИТОГО

160,8

11564,2

Страхование по договору, предусматривающему возможность воздействия одного из следующих рисков (1.2+1.5.+1.7+1.8)

99,8

9352,6

Для определения оптимальной схемы страхования выделены три варианта, представленные на рисунке 10.

Рис. 10. Варианты страхования

При равном размере премии варианты различаются по размеру максимального возмещения (страховой суммы). Из рисунка видно, что размер страховой суммы наибольший в варианте 1. Однако, в варианте 1 риск некачественного цементирования (1.6) застрахован на значительно меньшую сумму, чем в двух других вариантах. С учетом этого, а также с учетом того, что страховая сумма по варианту 3 практически равна сумме по варианту 1, следует предпочесть вариант 3.

Таким образом, процесс управления рисками выбытия скважин из эксплуатации стандартизирован и обеспечивает базу для стратегического планирования на нефтегазодобывающих предприятиях.

Основные выводы

Диссертация представляет собой комплексную научно-квалификационную работу, в которой предложен процессно-целевой подход к управлению эффективностью деятельности нефтегазодобывающих предприятий.

1. Обобщены проблемы развития нефтегазового комплекса, основными из которых являются: отставание ежегодных объемов прироста запасов топливно-энергетических ресурсов, осуществляемых за счет геолого-разведочных работ; низкий коэффициент извлечения нефти вследствие недостаточной эффективности эксплуатации действующих месторождений; отсутствие комплексных технологий добычи и экономически эффективной утилизации углеводородов (сжигание попутного нефтяного газа); высокий износ основных фондов; большой процент бездействующего фонда скважин.

  1. Использование процессно-целевого подхода к управлению повышением эффективности деятельности сегмента «Геологоразведка и нефтегазодобыча» позволяет определять и управлять ключевыми процессами и результатами деятельности компании, а также интегрировать разрозненные действия и направлять усилия на достижение единой цели.

3. В основе роста стоимости нефтяной компании лежит, прежде всего, наращивание экономического потенциала сегмента «Геологоразведка и нефтегазодобыча», поэтому основной задачей нефтяной компании в данном сегменте  является повышение экономической эффективности деятельности через управление его экономическим потенциалом.

4. Методический подход к повышению ЭЭД  НГДП, основанный на механизме формирования программы, позволит управлять экономической эффективностью как в краткосрочный, так и в долгосрочный периоды.

5. Представляется перспективным использование экономического потенциала для оценки программы повышения ЭЭД НГДП, основанного на производственной, управленческой и финансовой составляющих. Для НГДП производственный потенциал как его способность производить продукцию требуемого рынком качества является ключевым в реализации экономического потенциала. Управленческий потенциал связывает в единую систему управления всю деятельность компании и характеризуется ее способностью достигать поставленные цели. В условиях рынка экономический потенциал НГДП основывается не только на способности к производственной деятельности, но и финансовой эффективности, способности привлекать необходимые ресурсы на свободных рынках.

6. Минерально-сырьевой потенциал является базовым в структуре производственного потенциала и рассматривается как совокупность углеводородных ресурсов, имеющихся в распоряжении  НГДП, с учетом их качественного состава и возможности извлечения, и в каждом случае в определенной степени уникальным.

7. Обоснована градация показателей для определения уровня экономического потенциала и сформулирован общий подход к его определению.

8. Одним из главных направлений поддержания стабильного уровня добычи и увеличение коэффициента извлечения нефти является управление фондом скважин  в эксплуатационный период.

9. Концептуальная модель управления риском выбытия скважины из эксплуатационного фонда позволяет определить следующие этапы: анализ объективных и субъективных факторов среды предприятия-недропользователя и геолого-технического состояния фонда скважин с учетом технологических специфики скважин; определение постадийных факторов риска выбытия скважины и неопределенности в управлении фондом скважин; выбор наиболее значимых рисков выбытия, их оценка и формирование определенной рискологической стратегии, связанной с управлением фондом скважин; разработка постадийных программ действий по снижению риска выбытия посредством выбора методов и инструментов управления рисками с учетом выявленных факторов; выполнение программ действий по снижению риска выбытия скважины; оценка фактических результатов управления риском выбытия фонда скважин.

10. Организация экономического механизма управления риском выбытия скважины предполагает наличие стратегии и тактики управления риском, т.е. управление риском как на перспективу, так и в конкретной ситуации на сегодняшний момент времени. Несмотря на многообразие приемов и методов организации экономического механизма управления риском выбытия скважины в этой области большую роль играет применение экономического моделирования рисков выбытия скважины, которое само по себе является универсальным инструментом количественной оценки риска.

11. Разработанный алгоритм расчета страховых премий с учетом многофакторности рисков выбытия скважин из эксплуатации лежит в основе формирования страхового фонда.

12. Разработаны варианты страхования рисков выбытия скважин из эксплуатации, позволяющие повысить экономическую эффективность деятельности нефтегазодобывающего предприятия за счет оптимизации сроков простоя скважин в ожидании ремонта и организации предупредительных мероприятий по выбытию скважин из эксплуатации.

Список основных публикаций по теме диссертации

Монографии

  1. Крайнова Э.А. Экономические рычаги взаимодействия предприятий нефтегазового комплекса с окружающей средой / Э.А. Крайнова, Р.А. Зайнутдинов, И.В. Юшкова (Буренина). М.: ИД «Альта-Пресс», 2001. 210 с.
  2. Буренина И.В. Повышение экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающего предприятия (теория и методология): Монография / И.В. Буренина, В.В. Бирюкова, С.А. Зац. СПб: Недра, 2010. 280 с.
  3. Буренина И.В. Управление рисками выбытия скважин из эксплуатации: Монография. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. 165 с.
  4. Буренина И.В. Процессно-целевой подход к повышению экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающих предприятий. СПб: Недра, 2011. 262 с.

В изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России:

  1. Буренина И.В. Учет финансовых рисков при стратегическом планировании  /  И.В. Буренина, А.С. Зуева  //  Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2007. №1. URL:  http://www.ogbus.ru/authors/Zueva/Zueva_1.pdf.
  2. Буренина И.В. Управление фондом скважин на основе комплексной оценки эффективности их эксплуатации / И.В. Буренина, Д.А. Гамилова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2007. №1. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Gamilova/Gamilova_1.pdf.
  3. Буренина И.В. Влияние оптимального метода оценки стоимости  нефтегазовой компании в современных условиях развития экономических систем / И.В. Буренина, А.А. Тимофеева // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2007. №1. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Timofeeva/Timofeeva_1.pdf.
  4. Буренина И.В. Вопросы к реформированию газового рынка / И.В. Буренина, Ю.М. Мохов // Записки Горного института, 2007.Том 179. С.112-115.
  5. Буренина И.В. Механизм определения уровня экономического потенциала субъекта энергетического рынка / И.В. Буренина, М.В. Герасимова // Нефть, газ, бизнес, 2008. № 5-6. С.32-37.
  6. Буренина И.В. Особенности оценки производственного потенциала нефтегазодобывающего предприятия / И.В. Буренина, Д.А. Гамилова // Записки Горного института, 2009. Том 184. С.118-120.
  7. Буренина И.В. Инвестиции в минерально-сырьевую базу нефтегазодобывающих компаний / И.В. Буренина, Д.А. Гамилова // Экономика и управление, 2010, №2. С.76-81.
  8. Буренина И.В. Факторы, определяющие тенденции и направления инвестиционной деятельности в нефтегазодобыче / И.В. Буренина, Д.А. Гамилова // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 2010. №5. С.17-20.
  9. Буренина И.В. Необходимость учета минерально-сырьевой базы в оценке производственного потенциала нефтегазодобывающей компании / И.В. Буренина, Д.А. Гамилова // Нефть, газ, бизнес, 2010. № 4. С.17-20.
  10. Буренина И.В. Построение сценариев планирования деятельности нефтегазодобывающего предприятия с учетом факторов внешней и внутренней среды // Записки Горного института, 2011. Том 191. С.232-235.
  11. Буренина И.В. Механизм формирования программы повышения экономической эффективности деятельности нефтегазодобывающего предприятия // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 2011, №2. С.7-9.
  12. Буренина И.В. Организация экономического механизма управления  рисками выбытия скважин при их эксплуатации в условиях обеспечения устойчивого развития нефтегазового предприятия  // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. №1. URL:  http://www.ogbus.ru/authors/Burenina/Burenina_1.pdf.
  13. Буренина И.В. Роль нефтяной промышленности в энергетической стратегии России. // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. №6. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Burenina/Burenina_2.pdf
  14. Буренина И.В. Синергия – как метод оценки эффективности деятельности нефтяных компаний / И.В. Буренина, Г.Ф. Хасанова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. №6. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Khasanova/Khasanova_1.pdf
  15. Буренина И.В. Вопросы формирования регионального кластера. / И.В. Буренина, А.А.Овчинникова // Экономика и управление, 2011. №4. С.23-27.

В прочих изданиях:

  1. Юшкова (Буренина) И.В. Разработка имитационной модели для прогнозирования экономической величины ущерба от аварий на объектах нефтегазодобычи / Э.А. Крайнова, И.В. Юшкова (Буренина) / Материалы Второго Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». – Уфа: Реактив, 2000. С.276-277.
  2. Юшкова (Буренина) И.В.Формула безопасности / Э.А.Крайнова, Р.А. Зайнутдинов, И.В.Юшкова (Буренина) // Нефть России, 2000, № 12. С.44-46.
  3. Буренина И.В. Планирование технического развития нефтегазовых компаний с учетом отраслевых проблем / И.В. Буренина, В.В. Бирюкова // Материалы Всероссийской научно-практической Интернет-конференции «Теория и практика программного развития регионов». Уфа: «Гилем», 2004. С.118-120.
  4. Буренина И.В.Учет рисков при планировании на предприятиях нефтегазового комплекса / Буренина И.В., Тасмуханова А.Е. Межвузовский сборник научных трудов «Актуальные проблемы методики и практики бухгалтерского учета, аудита, налогообложения и экономического анализа» - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. С.269-271.
  5. Буренина И.В. Особенности классификации рисков предприятий нефтегазового сектора / И.В.Буренина, А.Е.Тасмуханова. Межвузовский сборник научных трудов «Современные проблемы экономической теории и практики». Выпуск 3.  Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. С258-260.
  6. Буренина И.В. Применение сценарного подхода как инструмента внутрифирменного планирования / И.В. Буренина, И.М. Захарова // VIII Молодежная международная научно-практическая конференция. Ухта, Севергеотех-2007. С.105-107.
  7. Буренина И.В. Стратегическое развитие нефтяного бизнеса России// Альманах современной науки и образования. Тамбов, «Грамота», 2007, № 4. С.36-37. 
  8. Буренина И.В. Влияние результатов реструктуризации на экономический потенциал компании // Научно-практический семинар «Стратегическое управление энергетическим комплексом: риски и современные вызовы». М: Изд-во РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2008. С.58-60.
  9. Буренина И.В. Роль  страхования в организации процесса минимизации рисков при эксплуатации фонда скважин / И.В. Буренина, И.М. Захарова. Международная науч.-практ. конференции «Актуальные вопросы экономики топливно-энергетического комплекса». Уфа, 2008. С.60-63.





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.