104685 (590888), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

Польза предприятию от внедренной системы менеджмента качества состоит также в том, что система предоставляет инструмент руководства, с помощью которого может быть стабилизирован и поднят уровень качества, причем при эффективном снижении затрат. Отсюда следует, что система менеджмента качества оказывает помощь предприятию, предупреждает возникновение претензий со стороны общества или третьих лиц.

Нормы DIN ISO 9000 «Система менеджмента качества» обеспечивают достижение следующих целей качества:

1. Достигать и поддерживать такое качество выпускаемого продукта или оказываемых услуг, чтобы постоянно выполнять установленные требования заказчика.

2. Заботиться о создании базы доверия в отношении заказчика, чтобы достигать необходимого качества поставляемого продукта или оказываемой услуги.

3. Постоянно выполнять все требования, устанавливаемые законами и распоряжениями.

4. Достигать и обеспечивать имидж, признание на рынке и ограничения риска экономически целесообразными средствами.

5. Системы менеджмента качества различны от предприятия к предприятию, а также внутри отрасли и в зависимости от размеров предприятия.

2. РАЗРАБОТКА СТРАТЕГИИ УПРАВЛЕНИЯ КАЧЕСТВОМ предприятия ОАО «Самаранефтегаз»

2.1. Общая характеристика предприятия

В начале 1990-х годов, после распада Советского Союза, российская нефтяная промышленность состояла из сотен слабо связанных друг с другом государственных предприятий, с узкой специализацией, ограниченных географическим пространством и с разными экономическими интересами.

Структуры эти были неэффективными, нерентабельными, с раздутыми штатами, и действовали только благодаря государственной поддержке. Российское правительство решило кардинально перестроить отрасль таким образом, чтобы она стала прежде всего конкурентоспособной в условиях рыночной экономики.

Задача была достигнута через объединение разрозненных предприятий в вертикально-интегрированные нефтяные компании, работающие по принципу «от скважины – до бензоколонки». Предприятия, входящие в такую компанию, должны были составить единую технологическую цепочку: одни проводят геологоразведку, другие добывают нефть, третьи ее перерабатывают, четвертые - продают. Все взаимосвязаны и работают на общий результат.

15 апреля 1993 года российское правительство подписало Постановление № 354 о создании первой вертикально-интегрированной нефтяной компании «ЮКОС».

Название «ЮКОС» – это аббревиатура, составленная из начальных букв двух первоначальных основных производственных структур: ОАО «Юганск-нефтегаз» – крупное нефтедобывающее предприятие, расположенное в Тюменской области, и ОАО «Куйбышевнефтеоргсинтез» – нефтехимический холдинг в Самарской области.

Период с 1993 по 1995 год можно назвать переходным – от плановой регулируемой экономики к рыночной.

Первоначально в нее вошли одно нефтедобывающее предприятие–«Юганскнефтегаз», три нефтеперерабатывающих завода – Куйбышесвский, Новокуйбышевский и Сызранский, и восемь предприятий нефтепродукто-обеспечения, расположенных в Самарской, Пензенской, Воронежской, Орловской, Брянской, Тамбовской, Липецкой и Ульяновской областях. Два года спустя в соответствии с постановлением правительства от 1 сентября 1995 года №864 в состав ЮКОСа были включены нефтедобывающее предприятие ОАО «Самаранефтегаз», новые предприятия по сбыту нефтепродуктов, ряд научно – исследовательских и производственных организаций.

К концу 1995 года «ЮКОС» резко снизил объемы добычи нефти, возникла огромная задолженность по зарплате. Фактически главное нефтедобывающее предприятие Компании – ОАО «Юганскнефтегаз» – оказалось банкротом: задолженность перед государством составляла миллиард долларов. Чтобы спасти Компанию, Правительство РФ принимает решение продать государственный пакет акций «ЮКОСа» частным инвесторам. В 1995-96 годах состоялись тендеры и аукционы. По условиям соглашения о покупке, новые владельцы «ЮКОСа» должны были инвестировать в развитие Компании около 350 миллионов долларов. Программе предусматривала:

• модернизацию НПЗ;

• модернизацию нефтяных скважин;

• инвестиции в нефтяные месторождения, принадлежащие «Юганскнефтегазу», «Самаранефтегазу» и «ЮКОСу»;

• комплексную реконструкцию существующей сбытовой сети, включая создание сети нефтебаз в центральной части России.

Поменяв статус государственной компании на частную, «ЮКОС» полностью расплатился с долгами перед российскими бюджетами различных уровней. В течение года после приватизации «ЮКОС» привлек инвестиций и кредитов на сумму миллиард долларов. В 1996-97 годах «ЮКОС» вложил 900 миллионов долларов в модернизацию бурения, капитальное строительство и разработку новых нефтяных месторождений.

В декабре 1997 года «ЮКОС» приобрел контрольный пакет акций Восточной нефтяной компании, созданной постановлением правительства от 20 марта 1994 года № 499. В Компанию вошли ОАО «Томскнефть», Ачинский НПЗ, Томская, Новосибирская и Хакасская сбытовые организации, а также несколько исследовательских и транспортных предприятий. «ЮКОС» успешно интегрировал ВНК и ее дочерние предприятия в корпоративную, финансовую и операционную структуры.

ОАО «Самаранефтегаз» - одно из крупнейших предприятий нефте-газодобывающей промышленности Самарского региона. Оно представляет собой структурное подразделение нефтяной компании ЮКОС.

ОАО "Самаранефтегаз" сегодня обладает главными производственными мощностями по добыче нефти и газа во всем Самарском регионе. Предприятие осуществляет добычу и подготовку нефти и газа, разрабатывает нефтяные месторождения, ведет геолого-поисковые, поисково-разведочные, марк-шейдерские, топографо-геодезические, картографические работы, занимается обустройством месторождений. В отчетном году уровень добычи ОАО «Самаранефтегаз» составил около 16 % от всей добычи нефти НК «ЮКОС» в 2005 году.

На 01.01.2007 года на балансе акционерного общества числится 115 мес-торождений, в том числе 110 разрабатываемых и 5 (в том числе 1 газовое и 1 газоконденсатное) в разведке.

В настоящее время ОАО «Самаранефтегаз» имеет 101 лицензию на добычу нефти и газа, 14 лицензий на геологическое изучение и добычу.

Выработанность запасов разрабатываемых месторождений по акционерному обществу на 01.01.2006г. – 81,7 %.

Средняя обводненность добываемой продукции составила 78,3 %, т.е. уменьшилась по сравнению с предыдущим годом на 3,3 % за счет остановки высокообводненных скважин и проведения геолого-технических работ по изоляции притока воды в скважины. Сдано 10 926,641 тыс.тонн нефти, в т.ч. 8 315,15 тыс.тонн по первой группе качества, что составило 76,1 %.

За 2006 год добыча нефти по ОАО “Самаранефтегаз” составила 12486,623 тыс.т., что на 486,6 тыс.т превышает плановое задание (104 % к плану).

За прошедший год подготовлено и сдано 10 926,64 тыс. т нефти при плане 10 476,05 тыс.т.

На 01.01.2007 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составил 5614 единиц, в т.ч. действующих – 4 108 единиц, бездействующих – 1 505 еди-ниц (26,8 % от эксплуатационного фонда)

Средний дебит нефти одной скважины на конец 2006 года составил 8,1 т/сут., жидкости – 36,1 т/сут.

Коэффициент эксплуатации нефтяных скважин составил 0,959 при плане 0,955.

В 2006 году общий объем добычи попутного и природного газа по ОАО «Самаранефтегаз» составил 347,185 млн.м. Сверх плана добыто 1,19 млн.м, в том числе природного 0,12 млн.м. Сожжено в факелах 119,668 млн.м.

Из 347,185 млн.мпопутного газа 247,525 млн.м поставлено на Отрадненский и Нефтегорский ГПЗ, что составило 71,32 % от объема добычи газа.

В 2006 году геологоразведочные работы проводились на 6 месторождениях и структурах, в результате чего:

• прирост запасов нефти промышленных категорий составил 4,44 млн.т. при плане 3,4 млн.т.

• открыты три новых месторождения и 1 новая залежь.

За 2006 год пробурено 10,8 тыс.м. поискового и 3,4 тыс.м. разведочного метража. Закончено бурением 7 поисково-разведочных скважин, из них в 5 скважинах получены положительные результаты.

План буровых работ в целом выполнен на 100,7 % (при плане по проходке 57 820 м фактически пробурено 58 210 м).

По целям бурения проходка распределилась следующим образом:

• эксплуатационное бурение: при плане 48 230 м пробурено 48 062 м горных пород, что составило 99,7 %;

• разведочное бурение: при плане 3 090 м пробурено 3 406 м, что составило 110,2 %;

• поисковое бурение: при плане 6 500 м пробурено 6 742 м, что составило 103, 7 %.

В целом по сравнению с 2002 годом объем буровых работ сократился на 34,9 % (2002 г. – 58 210 м, 2001 г. – 89 454 м.).

Сдано в 2006 году 44 скважины, на 12 скважин больше, чем в 2005 году (32 скважины).

В 2006 году введены в эксплуатацию 40 нефтяных скважин при плане 37; добыча нефти из них составила 327 тыс.т (план –464,8 тыс.т).

Из бездействия прошлых лет введены 74 скважины (план 10), добыча нефти из которых составила 166,19 тыс.т (план 18 тыс.т).

Переведено с фонтанного способа эксплуатации на механизированную добычу 6 скважин, прирост добычи нефти составил 26,57 тыс.т.

Проведены 330 операций по интенсификации добычи нефти (план – 278); прирост добычи нефти составил 1525,55 тыс.т. (план – 1284,4 тыс.т).

Оптимизирован режим работы 123 скважин, прирост добычи нефти составил 66,187 тыс.т.

Произведено 69 скважино–операций по воздействию на призабойную зону пласта нефтяных скважин (план – 20), прирост добычи нефти составил 39,44 тыс.т. (план - 36 тыс.т). Произведено 20 скважино-операций по гидроразрыву пласта.

За 2006 год общий МРП работы скважин по ОАО «Самаранефтегаз» составил 478 суток, что на 54 суток выше 2005 года.

В целях обеспечения равномерной и наиболее полной выработки продуктивных пластов месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, продолжены работы по развитию очагового заводнения (освоено 19 очаговых скважин на Сологаевском, Хилковском, Подгорненском, Ново-Зап-рудненском, Криволукском, Неклюдовском, Южно-Неприковском, Заборовс-ком, Покровском, Софинско-Дзержинском, Горбуновском, Красногородецком, Шумолгинском, Озеркинском месторождениях).

С начала 2006 г. ОАО «Самаранефтегаз» было освоено капитальных вложений на сумму 1,8 млрд. руб., направленных на поддержание текущей добычи нефти (бурение, обустройство эксплуатационных скважин, с целью ввода из консервации и бездействия и т.д.), а так же на реализацию целевых программ для обеспечения добычи нефти.

Ввод основных фондов предприятия в 2006 г. составил 1 583 млн. руб.

В 2006 г. введена 21 нефтяная скважина, построено 30 км газопроводов, 24 напорных нефтепроводов, 106 км нефтесборных сетей.

2.2. Функциональное представление системы управления качеством

Согласно требованиям заказчика, изложенным в договоре, и согласно нормативной документации, в которой определены требования к изготовлению продукции, выбирается стандарт под выпуск продукции и объем элементов; согласно требованиям элементов определяется объем документов системы качества.

Разрабатываются документы системы менеджмента качества, которые гарантируют достижение поставленных целей в области качества. Эта система обеспечивает эффективное управление деятельностью завода, и гарантирует выполнение требований заказчиков в полном объеме и в установленные сроки.

Для поддержания эффективного функционирования системы менеджмента качества создаются проверки, т.е. собирается информация о выполнении документов системы менеджмента качества.

На основании собранной информации выявляются отклонения от нормативных требований. Выявляются причины отклонений в действующей системе. Причины могут быть в ненадлежащем выполнении документации СМК или в том, что завод не может выполнить запланированные требования по каким-либо причинам.

Руководителям подразделений, в которых нашли отклонения, направляется документ, в котором указаны недостатки и сроки их устранения. Руководитель подразделения разрабатывает корректирующие мероприятия по устранению замечаний, регулируя производственную систему.

Затем собирается информация о выполнении документов СМК, но уже с выполненными корректирующими мероприятиями.

Этот процесс проверки документации СМК должен происходить непрерывно, точное выполнение требований документации СМК дает возможность выпускать качественную продукцию, что ведет к достижению поставленных целей завода в области качества.

Исходя из требований продукции, планируется организационная система производства продукции нужного качества, планируется количество и уровень методов контроля, который позволяет выявить все дефекты, планируются условия, которые гарантируют сохранность качества готовой продукции.

После организует, т.е. строит производственную систему таким образом, чтобы достичь запланированной цели. Но в производственной системе работают люди, которые могут не качественно выполнять свои функции и поэтому необходимо постоянно контролировать ее.

Для этого собирается информация о состоянии производственной системы и протекающих в ней процессах (учет). Выявляются отклонения в состоянии производственной системы от запланированных показателей (контроль). После выявления отклонений проводится анализ, выявляются причины отклонений. Причинами их возникновения могут быть: низкая квалификация рабочих; недостаточность производственных мощностей; не качественность материалов.

После нахождения причин отклонений принимаются решения и отдаются команды по устранению отклонений (корректирующие мероприятия) в производственную систему.

Затем происходит сбор информации из производственной системы о выполнении корректирующих мероприятий.

2.3. Микроскопическое представление системы управления качеством

Характеристики

Список файлов ВКР