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.м?попутного 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.