Красноборов Денис Николаевич Ведущий инженер управления технологии добычи нефти и газа (УТДНГ) отдела добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Главная цель службы производственного сервиса добывающего предприятия состоит в качественном сопровождении технологического процесса добычи нефти при обязательном выполнении требований промышленной и экологической безопасности. Среди задач, стоящих перед сервисной службой, можно выделить повышение эффективности управления производственным сервисом, эффективное регулирование затрат на сервисное обеспечение, а также управление результатами деятельности сервисных предприятий. В условиях ограничения ресурсов на сервисное обслуживание необходимо добиться от подрядчиков качественного выполнения заказываемого объема работ, соблюдая при этом принцип «нельзя хуже, но не надо лучше, потому что это будет дороже».

Функциональная стратегия каждого из направлений сервиса детализирована до мероприятий, определены их сроки и ответственные за проведение. Все мероприятия сведены в организационно-технический план – составную часть общего стратегического функционального плана компании. В качестве примеров мероприятий можно привести разработку и внедрение контрольных показателей деятельности, создание службы заказчика, оптимизацию использования нефтепромысловых объектов и оборудования, их модернизацию, внедрение инновационных технологий и управления рисками, оптимизацию запасов материально-технических ресурсов.

Такой подход дает возможность обоснованно формировать затраты на сервисное обслуживание. Эта задача планомерно решается в соответствии со стратегической программой развития ПАО «ЛУКОЙЛ», а также согласно сервисной стратегии ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» посредством выстраивания отношений с подрядчиками. Для этого внедряются паспортизация сервисных организаций, различные механизмы партнерских отношений.

СХЕМА СЕРВИСНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

В настоящее время сервисное обслуживание в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» строится по типовой схеме независимо от видов работ (рис. 1). Сначала определяются потребности компании в сервисном обслуживании, затем они корректируются в соответствии с возможностями и ограничениями головной компании (установленными объемами добычи, ключевыми показателями инвестиционной и производственной программ).

В зависимости от ситуации на рынке и поставленных задач поиск подрядчиков осуществляется разными путями. При наличии достаточного количества претендентов на выполнение данного вида работ объявляется тендер, и сервисная компания выбирается в ходе торгов. Если на рынке нет достаточного предложения по данному виду работ, с компанией, которая способна и готова их выполнить, заключается договор с взаимными обязательствами: со стороны подрядчика – удержание стоимости обслуживания и повышение качества сервиса за счет совершенствования технического оснащения, со стороны добывающей компании – обеспечение объемами работ на среднесрочный период (3–5 лет). В последнем случае подрядчиками, как правило, выступают региональные научно-исследовательские институты, выполняющие уникальные виды работ.

Сервисная компания-подрядчик выполняет работы в рамках поставленных целей и установленных ограничений. В результате неудовлетворительного качества сервисных услуг подрядчику выставляются претензии.

Отношения между заказчиком и исполнителем работ регулируются условиями договора, правилами безопасности и требованиями надзорных органов, а также регламентами, разработанными в компании. Все регламенты, имеющие отношение к процессу, являются неотъемлемой частью договора и обязательны к исполнению.

ПОКАЗАТЕЛИ БИЗНЕС-ПРОЦЕССА

Для примера рассмотрим показатели бизнес-процесса «Обеспечение работы добывающих скважин». Они подразделяются на три категории: плановые показатели, показатели самого бизнес-процесса и контрольные показатели. Среди первой категории выделяются годовые, квартальные, месячные планы добычи нефти, а также технологические режимы добывающих скважин. Во вторую группу входят мероприятия, выполняемые в рамках лимитов по действующим договорам по каждому из направлений деятельности сервисных организаций. Это совершенствование работы добывающих скважин, проведение регламентных работ, обеспечение работоспособности ГНО и оптимизация затрат на проведение ремонта скважин. Третья категория представляет собой показатели для оценки эффективности выполненных мероприятий. Они используются в день окончания работ, а также в ходе формирования мероприятий на последующие годы. К контрольным показателям относятся недоборы от простоев скважин в ожидании или ремонте, удельные затраты на обслуживание и ремонт ГНО на 1 т добытой нефти, затраты на проведение текущего ремонта одной скважины, а также наработка оборудования на отказ.

ОРГАНИЗАЦИЯ СЕРВИСНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ГНО

В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» обслуживанием и ремонтом ГНО занимаются предприятия внешнего сервиса. Сервисное обслуживание УЭЦН и УШГН включает такие работы, как ревизия и входной контроль, текущий ремонт, комплектация оборудования в соответствии с заявками заказчика, шеф-монтаж на скважине, завоз и вывоз оборудования. Также с некоторыми предприятиями заключены договоры на проведение КРС, которые в первую очередь включают капитальный ремонт оборудования и транспортные услуги (рис. 2). Применение такой схемы способствовало значительному росту наработки на отказ (рис. 3).

Компания стремится выбирать только тех подрядчиков, которые способны обеспечить максимально качественные работы. В последние два года в качестве сервисных организаций на рынке выступают и заводы-производители оборудования, что позволяет значительно повысить качество сервисных услуг. Повышение качества сервиса достигается в том числе за счет использования стендов, а также привлечения к процессу конструкторов, которые занимаются разработкой этого оборудования. Кроме того, завод имеет возможность анализировать причины отказов оборудования в тех или иных условиях эксплуатации, проводить работы по модернизации и совершенствованию серийного оборудования в нужном направлении.

Сегодня в сервисном обслуживании оборудования ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» участвуют следующие заводы: «Татнефть-Кабель» (ремонт кабеля), «Мотовилихинские заводы» (ремонт штанг), «Элкам-Нефтемаш» (сервис УШГН), ООО «РИТЭК-ИТЦ» (ремонт вентильных двигателей).

В результате вывода сервисных подразделений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» во внешний сервис компания избавилась от безвозвратных расходов на содержание данных предприятий и стала заказывать услуг ровно столько, сколько необходимо для основной деятельности. Кроме того, в результате реорганизации удалось создать здоровую конкурентную среду на рынке сервиса, что способствует повышению качества сервисных услуг и достижению плановых показателей. Затраты на обслуживание и ремонт объектов и оборудования нефтедобычи в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ниже аналогичных показателей по другим обществам компании ЛУКОЙЛ, в которых только начался переход на работу со сторонними предприятиями.

ПРОГРАММЫ ПОДКОНТРОЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

С каждым годом условия эксплуатации скважин меняются в худшую сторону: растет обводненность продукции, осложняющие факторы оказывают все большее влияние. В связи с этим для выполнения плановых показателей добычи необходимо постоянно искать, испытывать и внедрять новые технологии и технические решения.

Программа испытаний новых технологий и оборудования формируется на основе анализа результатов работы механизированного фонда и предложений оборудования со стороны поставщиков. Скважины для испытаний, как правило, выбираются из осложненного фонда с низкими показателями наработки серийного оборудования или/и высокими удельными затратами на добычу в связи с проведением дополнительных мероприятий по борьбе с осложнениями.

К основным целям, преследуемым при организации подконтрольной эксплуатации нового оборудования и технологий, относятся определение работоспособности и проверка характеристик оборудования на соответствие заявленным; отработка технологических алгоритмов; обучение персонала; повышение энергоэффективности процесса добычи; сокращение эксплуатационных затрат; формирование рекомендаций по подбору и эксплуатации оборудования и технологий.

Схема реализации программ подконтрольной эксплуатации включает в себя несколько этапов (рис. 4). Первый этап представляет собой анализ работы механизированного фонда скважин с учетом эксплуатационных осложнений, а также анализ эффективности технологий, которые применялись на данном фонде ранее. Второй этап – рассмотрение предложений производителей по внедрению нового оборудования, оценка характеристик и применимости предложенного оборудования в тех или иных скважинных условиях. На третьем этапе проводятся консультации с производителями по предложенному оборудованию, подбирается оборудование, запол-няются опросные листы, формируются программы подконтрольной эксплуатации. На следующем этапе оборудование внедряется, отрабатываются методы его эксплуатации. На последнем, пятом этапе проводится анализ работы подконтрольного оборудования, на основе полученных результатов делаются окончательные выводы и формируются дальнейшие программы по внедрению.

Подбор оборудования для подконтрольной эксплуатации осуществляют специалисты ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» совместно со специалистами производителя оборудования на основании опросных листов.

При реализации программ основные риски перераспределяются между участниками проекта. К рискам добывающего предприятия относятся дополнительные затраты на проведение ТРС в случае отказа оборудования (затраты на замену оборудования могут значительно превышать его стоимость), а также риски потери добычи, связанные с технологическими простоями при внедрении нового оборудования или технологий. Риски производителя сводятся к отсрочке оплаты подконтрольного оборудования добывающим предприятием на 6–12 месяцев. Если в течение этого периода происходит отказ оборудования или не достигается ожидаемый эффект от его внедрения, то оно может быть возвращено производителю.

При проведении подконтрольных испытаний поставщик оборудования проводит обучение специалистов заказчика и персонала сервисных организаций. Поставщик участвует в монтаже, запуске и выводе скважин на рабочий режим, выдает рекомендации по оптимизации работы оборудования и при необходимости участвует в комиссионных разборах оборудования.

Внедрение нового оборудования производится после подъема скважинного оборудования из-за отказа или в связи с проведением ГТМ.

Следует отметить, что проведение подконтрольной эксплуатации может быть направлено не только на решение конкретных эксплуатационных задач нефтедобывающего предприятия, но и на совершен-ствование конструкции того или иного оборудования или технологии. Такую цель, как правило, преследует завод-производитель или разработчик технологии, чтобы в дальнейшем иметь возможность предложить добывающему предприятию готовое техническое решение.

В течение 2009–2010 годов было реализовано около 15 программ подконтрольной эксплуатации оборудования и технологий. Все программы реализовывались при участии производителей и сервисных организаций. Программы главным образом были направлены на решение проблем осложненного фонда скважин, связанных с коррозией, выносом мехпримесей, высоким содержанием газа на приеме насосов, а также на повышение энергоэффективности процесса добычи нефти.

Увы, не все проекты подконтрольной эксплуатации были успешно реализованы. При этом все достигнутые положительные результаты работ учтены при формировании программ, направленных на повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».