Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Основные приоритеты развития нефтяной индустрии России в сегменте строительства и технического обслуживания скважин 11
1.1. Управленческие и технологические вызовы нефтяной отрасли России: предпосылки трансформации традиционных подходов 11
1.2. Конъюнктура и перспективы развития российского рынка нефтесервисных услуг в секторе апстрим .20
1.3. Зарубежные и российские методы управления бурением и ремонтом нефтяных скважин 29
Основные выводы главы 1 .47
Глава 2 Разработка экономических инструментов принятия оптимальных решений при бурении и эксплуатации нефтяных скважин и механизма управления на основе передовых концепций цифровой платформизации и технической модернизации 48
2.1. Целевое видение формирования новой концепции стратегического и оперативного управления бурением и техническим обслуживанием скважин 48
2.2. Построение методики управления бурением нефтяных скважин в рамках системы единой цифровой платформы .65
2.3. Формирование инструмента внутрифирменного планирования буровой компании в виде экономической модели оптимизации расходов в условиях ограниченного бюджета .72
2.4. Преобразование управления внутрискважинными работами путем модернизации супервайзинга и получения синергетического эффекта 79
Основные выводы главы 2 .87
Глава 3 Подтверждение значимости разработанного механизма для повышения эффективности бурения и технического обслуживании нефтяных скважин 88
3.1. Предотвращение простоев и минимизация низкоэффективных операций в результате применения методики процессно-ориентированного управления бурением скважин, классификация непроизводительного времени 88
3.2. Обоснование решений по сокращению эксплуатационных затрат и продолжительности простоев в бурении на основе эконометрического моделирования .107
3.3. Повышение эффективности обслуживания скважин вследствие внедрения инструментального супервайзинга как экономического инструмента управления .119
Основные выводы главы 3 128
Выводы и рекомендации .130
Список условных обозначений и сокращений .131
Список литературы 132
Приложения 146
- Конъюнктура и перспективы развития российского рынка нефтесервисных услуг в секторе апстрим
- Построение методики управления бурением нефтяных скважин в рамках системы единой цифровой платформы
- Предотвращение простоев и минимизация низкоэффективных операций в результате применения методики процессно-ориентированного управления бурением скважин, классификация непроизводительного времени
- Повышение эффективности обслуживания скважин вследствие внедрения инструментального супервайзинга как экономического инструмента управления
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Современные вызовы мировой
экономики и тенденции развития нефтяной отрасли России оказывают
непосредственное влияние на эффективность нефтесервисного
производства, определяя актуальность трансформации традиционных подходов к управлению процессами в основных сегментах сектора upstream, включая: эксплуатационное и разведочное бурение нефтяных скважин, текущий и капитальный ремонт скважин (ТиКРС).
Так, двукратное снижение стоимости нефти, экономические и технологические санкции ряда западных стран, рост обводненности продукции добывающих скважин и иные факторы привели к ухудшению основных экономических показателей деятельности нефтедобывающих компаний (НК) России. Для поддержания доходности бизнеса НК увеличили объемы бурения (до 27,6 млн м. проходки в 2017г.) и вынужденно реализовали программу сокращения эксплуатационных затрат, отразившуюся на рентабельности подрядных нефтесервисных предприятий. Как следствие, ухудшение результатов бурения и ремонта нефтяных скважин, многочисленная фальсификация сведений, высокие показатели непроизводительного времени (НПВ).
Проведенные автором исследования, основанные на данных по 704 нефтяным скважинам, показали, что доля только видимого НПВ (без учёта скрытого) составляет более 15% от общего времени бурения скважин. Проблема НПВ независимо от ситуации на нефтяном рынке оказывает негативное воздействие на всех участников процесса и требует действенных способов решения. Необходима разработка методики, позволяющей существенным образом сократить время простоев в бурении и минимизировать влияние такого критического фактора как низкая эффективность операций.
Заключая контракт по минимальным ценам, буровые компании
вынуждены прибегать к любым средствам снижения расходов и решать
дилемму – проводить жёсткую политику экономии и сохранять высокую
долю НПВ или отработать с минимальным временем простоев за счет
привлечения высокооплачиваемого квалифицированного персонала,
проведения расширенного планово-предупредительного ремонта парка
оборудования, замены изношенного инструмента, использования
качественных материалов и реагентов. Выбор из альтернатив в условиях
ограниченного бюджета, а также определение методики поиска «золотой
середины» и эффективного алгоритма оптимизации расходов,
представляет собой нерешенную, но актуальную при стратегическом планировании научную задачу.
Во всем жизненном цикле нефтяной скважины этап эксплуатации является наиболее длительным, а расходы на обслуживание скважин
представляют существенную статью затрат НК. В связи со старением
эксплуатационного фонда скважин повышается уровень сложности
и трудоёмкость его ремонта: усложняется очистка ствола скважины,
растут размеры коррозии, увеличиваются площади разрушенного
цементного камня и т.д. По этой причине становится актуальным
преобразование системы управления ТиКРС, включающим ремонтно-
изоляционные работы, устранение негерметичности эксплуатационной
колонны, аварийно-ловильные работы, зарезку боковых стволов,
гидроразрыв пласта и мн.др.
Совокупность организационных, технических и технологических
проблем бурения и ремонта нефтяных скважин определяет важность
разработки и научно-методического обоснования современного
организационно-управленческого механизма повышения эффективности производства данных видов работ.
Степень научной разработанности темы. Повышение
эффективности производства – один из ключевых и в то же время
многоаспектных вопросов менеджмента предприятий нефтегазового
комплекса. Исследованиями в области оптимизации производства,
эффективного управления, определения стратегических приоритетов,
устойчивого инновационного развития посвящены многочисленные
работы российских и зарубежных учёных, среди них: Андреев А.Ф.,
Друкер П., Мотина Л.И., Сергеев И.Б., Синельников А.А., Телегина Е.А.,
Череповицын А.Е., Шваб М. и др. Вопросы развития теоретических основ,
методических аспектов, практических подходов к организации
и управлению строительством и обслуживанием скважин, повышению
эффективности нефтесервиса рассмотрены в научных трудах авторов:
Балабы В.И., Бонда Д.Ф., Борисова А.В., Бурениной И.В.,
Калашниковой Т.В., Крайновой Э.А., Кульчицкого В.В., Миловидова К.Н.,
Осисана С., Скотта П.В., Торогуда Дж., Хасановой Г.Ф. и др. Инструменты
внутрифирменного планирования, экономико-математические модели
оптимизации стоимости бурения, методические подходы к управлению
затратами рассматривались в трудах учёных: Волковой О.Н.,
Дунаева В.Ф., Зубаревой В.Д., Кайзера М., Карренбауэра М., Лионса Б., Мюллендорфа Р., Саркисова А.С. и др.
Несмотря на значительный вклад указанных выше и других авторов,
проблема повышения эффективности бурового производства
и технического обслуживания нефтяных скважин остается крайне актуальной и недостаточно изученной. Требуется усовершенствование существующих методических подходов и разработка новых методов, учитывающих тенденции развития данного сегмента нефтесервиса и основные критические факторы снижения экономической эффективности.
Целью исследования является решение научной проблемы, связанной с повышением эффективности бурения и ремонта нефтяных
скважин и разработкой организационно-управленческого механизма, позволяющего принимать оптимальные экономические, технологические и производственные решения.
Для достижения поставленной цели решены следующие ключевые
задачи диссертационной работы:
проведен анализ главных вызовов мировой экономики и нефтяного комплекса России и исследовано их влияние на нефтесервисный рынок в сегментах бурения и ТиКРС; проведена оценка существующих российских и зарубежных методов управления бурением и ремонтом скважин; выполнен экономический анализ причин простоев при бурении нефтяных скважин, на основе которого произведена классификация НПВ;
разработана методика процессно-ориентированного управления бурением нефтяных скважин и исследовано ее влияние на конечные результаты взаимодействия нефтедобывающих и сервисных компаний;
разработана экономическая модель оптимизации расходов буровой компании в условиях ограниченного бюджета с целью сокращения времени простоев в бурении и проведена ее апробация путем математического моделирования;
разработана современная методика управления внутрискважинными работами, обеспечивающая улучшение технико-экономических результатов обслуживания эксплуатационного фонда нефтяных скважин; проведены опытно-промышленные испытания методики и её внедрение в производство.
Объектами исследования в диссертационной работе являются: нефтедобывающие компании и нефтесервисные предприятия, задействованные при строительстве и техническом обслуживании нефтяных скважин.
Предметом исследования выступает совокупность теоретических, методических и практических вопросов управления бурением и техническим обслуживанием нефтяных скважин, направленных на повышение эффективности производственных процессов.
Соответствие темы диссертации паспорту специальности ВАК.
Исследовательская работа выполнена в рамках специальности 08.00.05 «Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами -промышленность)» и соответствует следующим пунктам паспорта специальности: 1.1.1, 1.1.4, 1.1.15, 1.1.19.
Теоретическая и методологическая основа исследования.
Теоретической базой исследования послужили фундаментальные и прикладные работы российских и зарубежных ученых, посвященные: вопросам организации и повышения эффективности производства, стратегического и оперативного управления процессами бурения и технического обслуживания нефтяных скважин; проблемам
внутрифирменного планирования и оптимизации расходов; современным подходам к организации производственных процессов на основе концепций цифровизации, платформизации и технической модернизации. Методическую основу проведенной работы составили научные исследования в областях: процессно-ориентированного управления, нелинейного программирования для решения задач оптимизации затрат, синергизма. В процессе исследования автор использовал собственный опыт работы в научных и нефтесервисных организациях.
Информационная и эмпирическая база исследований. В качестве информационной базы использовались следующие материалы по исследуемой в диссертации проблематике: законодательные и нормативно-правовые документы РФ, ведомственные регламенты и инструкции; внутрикорпоративные методические и нормативные положения НК; официальные данные статистических сборников; опубликованные научные и исследовательские работы; проектные документы на строительство нефтяных скважин; сводные суточные рапорты и чек-листы буровых супервайзеров (интегрированные данные о работе буровых бригад и сервисов по растворам, цементированию, геонавигации, долотам, геолого-технологическим исследованиям и пр.); отчеты нефтесервисных компаний и профильных департаментов НК; протоколы научно-технических совещаний супервайзинговой компании.
Научная новизна диссертационной работы заключается в разработке комплексного организационно-управленческого механизма, обеспечивающего повышение эффективности бурения и ремонта нефтяных скважин за счет применения новых специализированных экономических инструментов. Наиболее существенные результаты, полученные лично автором и составляющие научную новизну:
проведен анализ основных негативных вызовов мировой экономики и нефтесервисного рынка России, который показал, что снижение их влияния на эффективность бурения и ремонта скважин осуществимо в случае трансформации традиционных подходов к управлению, заключающейся в применении единого организационно-управленческого механизма на основе передовых концепций цифровой платформизации и технической модернизации, включая: интеграцию производственных процессов, автоматизацию производства, комбинацию новых технических решений, использование технологий искусственного интеллекта.
разработана методика процессно-ориентированного управления бурением нефтяных скважин, позволяющая существенно сократить продолжительность видимых простоев при одновременном увеличении эффективности операций (снижении времени скрытых простоев). В отличие от известных подходов, методика предполагает: выявление наиболее значимых причин непроизводительного времени бурения
и реализацию превентивных организационно-технических мероприятий с одновременным использованием успешных управленческих решений по участкам лучших композитных скважин; использование единой цифровой платформы для полноценной обработки и многофакторного анализа данных; применение новой классификации НПВ, выполненной на основе фактических данных более 700 скважин и структурированной для осуществления АВС-анализа.
разработана экономическая модель оптимизации расходов, представляющая собой инструмент внутрифирменного планирования буровой компании. В отличие от известных предложенная модель учитывает зависимость финансовых потерь от величины расходов на оказание буровых услуг и позволяет в условиях ограниченного бюджета определить оптимальные управленческие решения и снизить негативный эффект основных причин простоев при бурении скважин;
предложена новая методика управления техническим обслуживанием эксплуатационного фонда нефтяных скважин, характеризующаяся тем, что основана на инструментальном супервайзинге внутрискважинных работ и обеспечивает получение синергетического эффекта. Применение методики позволило улучшить результаты ремонтных работ при сокращении суммарного бюджета нефтедобывающей компании на восстановление и поддержание скважин в рабочем состоянии.
Достоверность и обоснованность исследований. Для получения достоверных научных результатов в диссертации применялся комплексный метод, который: основан на научном обобщении и анализе теоретических материалов, эмпирических данных, статистической информации, производственного опыта; предполагает оценку логически сгенерированных идей путем экспертного критического анализа, мозгового штурма, сравнительного анализа; подразумевает выявление закономерностей и оценку эффективности влияния нововведений путем проведения экспериментов или экономического моделирования.
Теоретическая и практическая значимость полученных результатов. Диссертационная работа способствует приращению научного знания в области управления нефтесервисом в сегментах бурения и ТиКРС. На практике результаты диссертации могут быть использованы руководством профильных подразделений НК, буровых и супервайзинговых предприятий при стратегическом планировании, организации производства и оперативном контроле процессов на этапах строительства и эксплуатации скважин. Практическая значимость результатов выполненных научных исследований подтверждается расчетными или производственными данными, актами опытно-промышленных испытаний (ОПИ), фактическим внедрением в производство.
Апробация результатов работы. В ходе выполнения
диссертационной работы результаты исследований представлялись
на конференциях: «Вторая ежегодная конференция по передовым
технологиям и импортозамещению», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
(Мегион, 2017г.); «Одиннадцатая корпоративная ежегодная конференция
по снижению аварийности при строительстве скважин и ЗБС
в ПАО «НК «РОСНЕФТЬ» за 2016 год» (Тюмень, 2017г.); Двенадцатая
Всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов
«Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика),
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, 2017г.); Вторая
научно-практическая конференция «Супервайзинг строительства
скважин», НТО нефтяников и газовиков (Москва, 2017г.); «Третья
ежегодная конференция по передовым технологиям и
импортозамещению», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (Мегион, 2018г) и др. Апробация результатов работы проведена в ПАО «НК «РОСНЕФТЬ» (2016г.) и ПАО «ЛУКОЙЛ» (2017г.), что отражено в актах ОПИ. Апробация выполнялась на основе разработанной автором методической документации и подготовленных программ испытаний с использованием созданного с участием автора аппаратно-программного комплекса.
Публикации. По теме диссертации подготовлено 14 научных работ,
в том числе 5 научных статей объемом 3,85 п.л. опубликовано в ведущих
отраслевых периодических журналах, входящих в перечень
рекомендованных ВАК РФ научных изданий.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов и рекомендаций, списка условных обозначений и сокращений, списка литературы из 167 наименований, 7 приложений. Работа изложена на 152 страницах, содержит 13 таблиц, 37 рисунков и 10 формул.
Конъюнктура и перспективы развития российского рынка нефтесервисных услуг в секторе апстрим
Разработка экономического механизма повышения эффективности бурения и ремонта скважин требует полного представления о тенденциях и перспективах развития нефтесервисного рынка в России. В настоящее время наблюдается стабильный рост годовых суммарных объемов нефтесервиса: в денежном выражении увеличение в 3,2 раза за период с 2005 по 2015 год (рисунок 1.5) [17]. Данная динамика характерна для таких основных сегментов сектора апстрим как: строительство нефтяных скважин, включая эксплуатационное и разведочное бурение, сервисы MWD (Measurement While Drilling) и LWD (Logging While Drilling), цементирование и др.; техническое обслуживание скважин, включая капитальный ремонт скважин (КРС), гидроразрыв пласта (ГРП), интенсификация добычи и др.
Рынок строительства скважин имеет большие масштабы не только по размерам капиталовложений в эксплуатационное и разведочное бурение, и по объемам проходки [18, 19]: годовая проходка (объемы бурения) по России за период с 2007 по 2016 гг выросла почти в два раза: с 13,7 млн м. в 2007 г. до 25,6 млн м. в 2016 г. (рисунок 1.6). В том числе объемы эксплуатационного бурения 24,7 млн.м и разведочного 0,9 млн.м. [20]
Активно развивается горизонтальное бурение [21]. В 2007 году доля данного метода разработки месторождений составляла 11% от общего объема эксплуатационного бурения в России (рисунок 1.7). В 2016 году данный показатель достиг величины в 35,6% или 8,8 млн м. [20] и, по оценке исследователей University of Oxford, к 2025 году приблизится к 50% [135].
В приложении 2 представлены интегрированные данные за 2007-2016 гг по проходке в эксплуатационном и разведочном бурении в России, среднесуточной добыче нефти и изменению цены нефти.
Для оценки влияния объемов бурения в регионах России на общую структуру рынка проведен более детальный анализ за период с 2013 по 2016 гг (приложение 3). Несмотря на стабильный ежегодный рост количества новых скважин в Восточной Сибири, большинство буровых работ по-прежнему проводится в Западной Сибири: 81% от общего объема эксплуатационного бурения в 2016 г.
По некоторым экспертным оценкам (рисунок 1.6) ожидается дальнейший прирост рынка строительства нефтяных скважин в связи с непрерывным увеличением НК масштабов буровых работ, что обусловлено необходимостью поддержания уровней нефтедобычи в условиях падающих дебитов действующего фонда скважин и системного снижения эффектов от геолого-технических мероприятий (ГТМ). По мнению отраслевого аналитического агентства RPI объем бурения в 2026 году достигнет 27,2 млн м [19]. В подтверждение данного прогноза ПАО «Газпром нефть» в своей стратегии развития ресурсной базы установила целью рост добычи нефти до 100 млн тн к 2020 году с последующим поддержанием этого уровня [23]. Кроме того, активно развивается освоение месторождений Восточной Сибири, в Арктике, на шельфе, ведется доразведка месторождений в Западной Сибири. Дальнейшие перспективы и темпы бурения также зависят от мировых соглашений, цен на нефть и иных макроэкономических факторов [24]: высока вероятность временного снижения объемов бурения в 2017-2018 гг в соответствии с подписанным соглашением с ОПЕК.
Оценка изменения средней стоимости бурения наклонно-направленных скважин и горизонтальных скважин, произведенная на основании данных утвержденных проектных технологических документов на разработку месторождений Западной Сибири за 3-х летний период, показала увеличение удельной стоимости проходки скважин на месторождениях этой основной нефтегазовой провинции России. По ННС увеличение на 13,3% - с 16 978 руб/м в 2014г. до 19 238 руб/м в 2016г. По ГС увеличение на 15,1% - с 24 121 руб/м в 2014 г. до 27 762 руб/м в 2016 г. [22, 25].
В отраслевых журналах и обзорах представлены и иные оценки удельной стоимости бурения. Например, рассчитанные в среднем по всем эксплуатационным скважинам России (рисунок 1.8): суммарно за минувший 10-летний период стоимость одного метра проходки выросла более чем в 2,32 раза (на 132,2%) [15].
За счет реконструкции скважин осуществляется поддержание и прирост добычи нефти. Согласно прогнозу RPI, среднегодовой рост количества операций в период 2018-2027 гг составит 4% [30]. При этом увеличивается сложность операций ремонта, связанная со старением фонда скважин. Все большее число скважин превышает срок службы, расcчитанный на 25-30 лет, что характерно не только для России [136].
Особую роль в последние годы при управлении строительством и ремонтом скважин приобретает сервис по супервайзингу бурения и ТиКРС. Любой сложный процесс требует профессиональной организации и тщательного контроля. Организация такой деятельности называется супервайзингом. Как элемент управления нефтегазовым производством он зародился в 1990-х годах. Его появление вызвано необходимостью обеспечить высокое качество работ в отрасли. «К настоящему моменту практически все российские и зарубежные нефтяные компании используют этот метод управления, включающего контроль и надзор за подрядными организациями, при бурении и ремонте скважин, при проведении сейсмических исследований» [10]. В этой связи становится очевидным зависимость перспектив развития нефтесервиса в России от динамики прогресса супервайзингового направления. На рисунке 1.10. представлен график изменения объема рынка супервайзинговых услуг при бурении, ТиКРС и прочих видах нефтесервиса в России за трехлетний период
Построение методики управления бурением нефтяных скважин в рамках системы единой цифровой платформы
По результатам исследований сотрудников University of Oklahoma буровые работы составляют более 80% от общей стоимости строительства нефтяных скважин. При этом часто ошибочно полагают, что только технические аспекты буровых работ влияют на результаты бурения [152]. На практике повышение эффективности бурения и снижение эксплуатационных затрат возможно при использовании целостного интегрированного подхода к управлению буровыми проектами.
Автором предложена методика, основанная на известном процессно-ориентированном подходе к управлению. Новизна заключается в его адаптации к управлению бурением нефтяных скважин (рисунок 2.3) и решению крайне актуальной задачи сокращения времени простоев в бурения, в том числе связанных с авариями и осложнениями.
При разработке методики автором произведен анализ следующих подходов:
1. Функциональный подход к управлению. Использован в работах [105, 106]. Данный подход базируется на принципе, заключающемся в том, что деятельность организации – это набор функций, соотнесенных с функциональными подразделениями организационной структуры предприятия. Преимуществом данного подхода является высокое качество выполнения отдельных операций, при этом данное преимущество становится недостатком подхода если цели исполнителей недостаточно четко скоординированы в рамках бизнес-процесса.
2. Ситуационный подход к управлению. Построен на концепции, заключающейся в отсутствии единого верного метода управления, а выбор наиболее подходящего метода зависит от конкретной ситуации.
3. Системный подход к управлению. Данный подход, применительно к управлению строительством скважин, рассмотрен в работах [38, 107]. Системный подход, получивший развитие в 1960-х годах, направлен на выявление элементов системы с дальнейшим анализом взаимосвязей между ними. В отличие от стратегии научного поиска, основанной в первую очередь на анализе и разделении сложного на простые части, в системном подходе внимание акцентируется на изучение целостных явлений, включая их системные интеграционные свойства. 4. Процессный подход к управлению [108, 109]. Основывается на концепции, в соответствии с которой управление – это непрекращающаяся серия взаимосвязанных действий (управленческих функций). В научной литературе различают такие процессно-ориентированные подходы к управлению как: процессно-целевой подход (ориентирован на и достижение определенных целей, использован в работе [72]), процессно-проектный подход (ориентирован на управление проектами, рассмотрен в работах [110, 111]). В зарубежной литературе управление, основанное на данном подходе обозначают как АВМ (Activity based management).
Как показали исследования, процессно-ориентированный подход наиболее приемлем для решения задачи разрабатываемой методики - сокращения продолжительности видимого НПВ (включая аварии и осложнения) и скрытого НПВ при бурении нефтяных скважин (которое представляет собой низкую эффективность операций), а также предотвращения временных затрат на устранение организационных и технологических факторов возникновения простоев. Методика управления жестко привязана к технологической схеме бурового производства, базируется на принципе максимально допустимого (без снижения качества работ) сокращения времени строительства скважин, соответствует принципам ЕЦП, включая возможность использования алгоритмов интеллектуальной интерпретации больших данных по НПВ.
При разработке методики автором был рассмотрен способ выявления причин, влияющих на НПВ бурения скважин, на основе причинно-следственной диаграммы профессора Каору Исикавы (рисунок 2.4). Основными факторами стратификации НПВ определены: Manpower (специалист), Machine (оборудование), Material (раствор), Method (технология), Medium (окружающая среда), Measurement (измерения).
Положительной стороной диаграммы на рисунке 2.4. является её наглядность, однако подобная группировка не позволила определить средства действенного воздействия на причины возникновения простоев. В этой связи были проанализированы следующие методические подходы: программа менеджмента Э. Деминга, методы Г. Тагути, правила управления А. Файоля, принцип В. Парето (80/20), концепция Д. Джурана, метод функционально-стоимостного управления ABCM (Activity-Based Cost Management) и АВС-анализ (Аctivity Based Costing), абсолюты Ф. Кросби и др. Рассмотрены их возможности и целесообразность использования для решения поставленных задач.
«В качестве нового инструмента для определения приоритетов - наиболее существенных и требующих первоочередного решения проблем, влияющих на возникновение простоев в бурении, определен АВС-анализ в совокупности с принципом Парето. Разрешение первоочередных проблем принесёт НК максимальный экономический эффект». [8] Тем самым, создается компактная модель для принятия управленческих решений [87, 156]. АВС-анализ, как следует из названия, наиболее часто применяется в экономике при управлении затратами [80]. Но в рамках предложенной автором методики он будет использован для группировки факторов НПВ.
Для более глубокого анализа причин возникновения простоев и определения действенных средств сокращения сроков строительства скважин детально исследован практически-ориентированный инструментарий для решения внутрикорпоративных задач повышения эффективности бурового производства, предложенный специалистами ПАО «Газпром нефть» на основе принципа «Технического предела» при бурении скважин [42]. Данный подход подробно описан в разделе 1.3, он позволяет транслировать успешные организационно-технические решения на новые буровые объекты. Лучшая композитная скважина (ЛКС) представляет собой скважину, составленную из лучших по времени операций бурений, включая минимальное время НПВ. Теоретически возможное время строительства (ТМП или «технический предел») при бурении нефтяной скважины достигается в случае исключения видимого (заактированного) и скрытого НПВ при условии использования новейших технологических разработок, позволяющих повысить эффективность и сократить сроки бурения (рисунок 2.5.).
Недостатком концепции «Технического предела» является вероятность снижения рентабельности проекта строительства скважины в случае применения дорогостоящих инновационных технологий, что учтено автором при разработке новой методики.
К основным характеристикам предложенной автором методики процессно-ориентированного управления бурением нефтяных скважин относятся следующие:
является статистическим методом с элементами многофакторного анализа;
важным преимуществом является простота для внедрения и автоматизации в рамках единой цифровой платформы (ЕЦП), при этом интеллектуальная интерпретация больших данных по НПВ может быть основана на кластерной технологии обработки или технологии распределенной БД [104];
позволяет разработать систему оптимальных превентивных организационных и технических мер по сокращению времени простоев - устранению наиболее значимых причин видимого НПВ и скрытых простоев в бурении (то есть повысить эффективность каждой операции);
система превентивных мер реализуется за счет организационно-технических средств супервайзинговой компании и бурового супервайзера как представителя НК на буровом объекте.
Алгоритм методики представлен на рисунке 2.6.
Предотвращение простоев и минимизация низкоэффективных операций в результате применения методики процессно-ориентированного управления бурением скважин, классификация непроизводительного времени
В разделе 2.2 описана методика процессно-ориентированного управления бурением нефтяных скважин, позволяющая предотвращать простои, минимизировать низкоэффективные операции (скрытое НПВ), сокращать количество осложнений и сложных аварий. Было отмечено, что в связи с большим массивом данных, которые необходимо обрабатывать при проведении буровых работ, целесообразно использование единой цифровой платформы (ЕЦП, рисунок 2.3) для автоматизированной и интеллектуальной интерпретации. Однако, в связи с отсутствием в настоящее время готового технического решения ЕЦП, апробация предложенной методики проведена (и ниже представлена) «в ручном режиме» в соответствии с этапами представленного на рисунке 2.6 алгоритма. Тем самым, выполнена оценка эффективности методики и целесообразности автоматизации ее алгоритма.
На первом этапе на постах супервайзинга выполнялись следующие действия: составление актов аварий, осложнений, простоев; подробное описание происшествий, последствий, порядка действий, результатов расследования их причин; передача в региональное подразделение супервайзинговой организации сводных рапортов с информацией о проводимых операциях и актов НПВ (дважды в сутки).
На втором этапе в региональном подразделении супервайзинговой организации выполнялись следующие действия: интеграция сведений «в ручном режиме» со всех супервайзинговых постов (по проекту, включающему буровые работы на нескольких нефтяных месторождениях в регионе, в целом).
На третьем этапе в региональном подразделении осуществлялись: первичная обработка данных, первичный анализ для разрешения разночтений в описаниях НПВ.
Последующие этапы алгоритма выполнялись в аналитическом центре супервайзинговой организации (автором исследования). На четвертом этапе, в процессе сбора и обработки данных по НПВ, автором исследована структура НПВ по скважинам нефтяной компании, пробуренным в 2015 и 2016 годах на месторождениях ХМАО-Югра со схожими горно-геологическими условиями и инженерно-технологическим сопровождением. Общая продолжительность бурения 704 скважин, в том числе 362 наклонно-направленных и 342 горизонтальных, составила 13 451 сутки. Доля НПВ в общей продолжительности бурения скважин 15,3% (в 2015г. – 15,5%, в 2016г. – 15,1%). Для объективного анализа были отбракованы некорректные данные по одной из 705 скважин.
Суммарное НПВ формировалось из видимого (зарегистрированного и заактированного) времени простоев на следующих этапах строительства нефтяной скважины: цикл монтажа, сборка и спуск КНБК, углубление, геофизические исследования скважин (ГИС), подъем и разборка КНБК, выброс инструмента, цикл подготовки ствола скважины, спуск эксплуатационной колонны, сборка и спуск хвостовика, цементирование, ожидание затвердения цемента (ОЗЦ), цикл демонтажа.
В результате проведенных исследований автором произведена и научно обоснована новая классификация НПВ. В основу положена «Инструкция по классификации, расследованию и учеты аварий при бурении скважин на нефть и газ» [128], разработанная в 1979 году и предусматривающая распределение в зависимости от объекта аварий: аварии с элементами бурильной колонны (БК), обрыв БК, аварии с долотами, прихваты БК и обсадных колонн (ОК), аварии с ОК и «элементами ее оснастки, аварии из-за неудачного цементирования, аварии с забойными двигателями, падение в скважину посторонних предметов, прочие» [128]. При этом аварии, на устранение которых затрачено менее 8 часов, в соответствии с данной инструкцией регистрируются, но не учитываются. Однако существует необходимость предотвращения не только аварий, но и осложнений, время на ликвидацию которых занимает менее 8 часов.
В практике бурения также применяют «Инструкцию по расследованию аварий, не повлекших за собой несчастных случаев на подконтрольных Госгортехнадзору предприятиях и объектах». Кроме того, нефтедобывающие и буровые компании индивидуально подходят к классификации НПВ, включая аварии и осложнения. Так, например, существует системная классификация [129] в зависимости от характеристики аварий: по источнику (оборудование, природный и субъективный фактор), по объекту, по масштабам последствий (по порядку отражения в документах, по степени тяжести, по категории), по факторам аварий (технические, технологические, организационные, геологические). В соответствии с данной классификацией технические причины аварий связаны с низким качеством материала БУ и инструмента, усталостью металла, использованием изношенных технических средств, их несоответствием или низкими эргономическими показателями. Технологические причины вызваны неправильным выбором параметров режимов бурения, несоблюдением правил крепления скважины, ошибками в выборе рецептур промывочных жидкостей и тампонажных смесей, использованием компонентов низкого качества, необеспечением однородности раствора по стволу скважины, недоучетом геологических и гидрогеологических условий, неудовлетворительной подготовкой скважины. Организационные причины НПВ из-за аварий происходят в связи с низкой дисциплиной или квалификацией, нерегулярным ППР, несовершенством диспетчерской службы, несоответствием смены вахт, невыполнением профилактических мероприятий, неудовлетворительным материальным и техническим обеспечением. К геологическим причинам предложено относить аварии в связи с нарушением целостности стенок скважины и независящие от исполнителей обстоятельства.
Существующие классификации НПВ являются или недостаточными для выработки полноценного комплекса решений по предотвращению осложнений и аварий, или сложными для их использования в производственном процессе. С целью наиболее эффективного выполнения аналитических действий, предусмотренных пятым этапом алгоритма использования предложенной автором методики процессно-ориентированного управления бурением нефтяных скважин (рисунок 2.6), а также разработки оптимальных управленческих решений на шестом этапе алгоритма, распределение НПВ производилось автором по категориям и подкатегориям, отличающимся организационными и технологическими подходами к устранению предпосылок их возникновения. В таблице 3.1 представлена фактическая структура НПВ по 704 скважинам.
Повышение эффективности обслуживания скважин вследствие внедрения инструментального супервайзинга как экономического инструмента управления
В разделе 2.4. описаны теоретические аспекты инструментального супервайзинга ТиКРС, способствующего трансформации системы причинно-следственных и обратных связей при организации и управлении техническим обслуживанием нефтяных скважин, сделано научное предположение о синергетическом эффекте технической модернизации мобильного супервайзинга при выполнении внутрискважинных работ (ВСР).
Проверка гипотезы синергетического эффекта предложенной методики была произведена в 2016-2017 гг на месторождениях компаний «Роснефть» и «ЛУКОЙЛ». Результаты проведенных ОПИ инструментального супервайзинга при освоении скважин в Оренбургской области представлены в работе [49] и акте ОПИ (приложение №4), при ТиКРС в Западной Сибири представлены в работах [39, 53, 124] и актах ОПИ (приложение №5). Полученные результаты подтвердили ожидаемый эффект и в настоящее время продолжается развитие данного метода управления применительно к контролю выполнения аварийных работ и оптимизации режимов ТиКРС (программа ОПИ представлена в приложении 7).
ОПИ в Оренбургской области на месторождении НК «Роснефть»
Синергетический эффект интеграции служб ГТИ и супервайзинга при освоении нефтяных скважин, обеспеченный благодаря предоставлению супервайзеру средства автоматизированного инструментального контроля [126, 127], обеспечивающего своевременное получение точной информации по текущему технологическому процессу и принятие обоснованных оперативных управленческих решений, выражался в следующих факторах, определяющих эффективность работ:
снижение рисков осложнений, исключение аварий;
ликвидация фактов фальсификации данных подрядными организациями;
повышение качества сервисных работ;
сокращение затрат за счет совмещения супервайзинга и ГТИ.
ОПИ в Западной Сибири на месторождениях НК «Лукойл»
Этапы апробации методики инструментального супервайзинга ТиКРС в Западной Сибири и последующего внедрения данной формы управления ремонтом нефтяных скважин представлены на диаграмме Ганта (приложение 6).
Изначально проведено исследование синергизма инструментального супервайзинга ТиКРС, предполагающего интеграцию мобильного супервайзинга ТиКРС и сервиса по контролю промывочных жидкостей. Это означает, что представленная на рисунке 2.8 схема была реализована только частично (без контроля технологических параметров ГТИ, без эффективного внедрения НИР, без оптимизации режимов операций ТиКРС).
На основе производственного анализа и изучения текущей организации ТиКРС в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (рисунок 1.17) были выделены основные операции, требующие особого контроля, и физические параметры, требующие точного измерения. В таблице 3.8 наглядно показана критичность измерения параметров жидкости при основных операциях ТиКРС.
Как видно из таблицы 3.8, отклонения параметров закачиваемой или перекачиваемой технологической жидкости при ТиКРС зачастую критичны и приводят к инцидентам.
«Так, при глушении и промывке скважин отклонение плотности (р) и объема (V) жидкости от плановых величин в меньшую сторону увеличивает риск газонефтеводопроявления скважины (ГНВП), в большую сторону - приводит к перенасыщению пласта с последующим длительным выводом скважины на оптимальный режим добычи, при этом перерыв в процессе глушения способствует расслаиванию жидкостей разной р с угрозой ГНВП» [39].
«При ремонтно-изоляционных работах (РИР) отклонение параметров расхода (Q) и давления (Р) приводит к некачественному производству работ, возможному прихвату инструмента цементным раствором; использование технологической жидкости с р меньше проектной увеличивает риск некачественных РИР из-за быстрого влагоотделения; в случае недостаточного V не произойдет перекрытия планового интервала негерметичности эксплуатационной колонны, при переизбытке V увеличивается риск дополнительных работ по вымыву излишек цементного раствора при срезке и возможному прихвату насосно-компрессорной трубы (НКТ); технологический перерыв недопустим в связи с неизбежным прихватом колонны НКТ, а увеличение времени закачки увеличивает риск прихвата инструмента или не доводки цементного раствора до планового интервала» [39].
При обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ) V жидкости меньше плана увеличивает риск не доводки реагента до планового интервала обработки, V жидкости больше плана - увеличивает риск вымыва реагента с планового интервала обработки -работы по ОПЗ сводятся к нулю; в случае отклонение р возможен перелив (при разнице р скважинной и закачиваемой жидкости); перерыв увеличивает риск снижения эффективности ОПЗ.
«При закачке композиционных растворов отклонение Q увеличивает риск шламования (оседания) реагента в трубном и затрубном пространтстве НКТ (технологическое осложнение); отклонение р уменьшает эффективность работ по снижению приемистости скважины и увеличивает риск осложнений при закачке; V жидкости меньше плана уменьшает эффективность работ по снижению приемистости скважины, V жидкости больше плана – увеличивает риск дополнительных работ по вымыву излишек реагента; технологический перерыв недопустим – процесс закачки реагента в полном объеме должен быть непрерывным, а увеличение времени закачки приводит к осложнениям» [39].
При очистке забоя фрезерованием в случае применения ВЗД и жёсткой компоновки отклонение Q является причиной некачественного выноса механических примесей и забойных осадков из скважины, что приводит к оседанию шлама на муфтах колонны рабочей подвески (НКТ, СБТ - технологическое осложнение); отклонение Р и Q при использовании ВЗД влияет на ритмичную работу ВЗД ивынос шлама и приводит к неэффективной работе ВЗД.
Получаемый в ходе ОПИ статистический материал по каждой скважине автором системно анализировался, составлялись рекомендации подрядчикам по ремонту. Усиление постов супервайзинга аппаратно-программными комплексами (контрольно-измерительными средствами) обеспечило объективный контроль операций в режиме реального времени и показало истинную картину о состоянии, качестве и эффективности ТиКРС на подконтрольных объектах. В таблице 3.9. представлены наиболее часто встречающиеся нарушения технологий ТиКРС и основные причины потери времени (НПВ), выявленные по результатам ОПИ.