Внедрение инновационных технологий в нефтегазовой компании:организационно-функциональный аспект(на примере деятельности УКРС и ПНП)

ОГЛАВЛЕНИЕ

        ВВЕДЕНИЕ………………………………..……………………………………..4

1 ТЕОРИТИКО-ПРАВОВЫЕ АСПЕКТЫ  УПРАВЛЕНИЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬЮ ПО  ВНЕДРЕНИЮ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ  НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ………………………………… 8

1. Нормативно-правовые основы управления деятельностью нефтяной компанией………………………………………………………………….. 8
2.   Отечественный и зарубежный опыт  внедрения инновационных  технологий нефтяной компании: краткий обзор………………………. .14

  2 АНАЛИЗ ПРАКТИКИ ВНЕДРЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ: ОРГАНИЗАЦИОННО-ФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ АСПЕКТ (НА ПРИМЕРЕ УКРС И ПНП ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»…………………………………………………….… 21

2.1  Деятельность УКРС и ПНП нефтяной компании: общая характеристика и специфические особенности ………………………………………………21

2.2  Деятельность УКРС  и ПНП как процессной организации:  модель «как есть»……………………………………………………………………………32

3  СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬЮ  ПО  ВНЕДРЕНИЮ  ИННОВАЦИОННЫХ  ТЕХНОЛОГИЙ НЕФТЯНОЙ  КОМПАН……… .42

3.1 Предложение по совершенствованию  управления деятельностью УКРС  и ПНП управления нефтяной компании…………………………………… 42

3.2  Предложения по формированию  инновационной системы управления  УКРС и ПНП нефтяной компании…………………………………………. 52

3.3 Предложения по формированию  набору профессиональных компетенций  менеджеров УКРС и ПНП нефтяной  компании…………… 58

ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………61

ГЛОССАРИЙ……………………………………………………………….. 64

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………… 67

ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………………. 70

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

        

ВВЕДЕНИЕ

 

       Актуальность.  Нефть и газ, с момента их технологического освоения были, остаются и еще достаточно продолжительное время будут оставаться основными энергоносителями. В условиях постоянного повышения спроса на углеводороды, нефтегазовые компании должны повысить объемы добытой нефти и газа не только за счет освоения новых месторождений, но и за счет применения инновационных, наукоемких технологий с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения и получения дополнительных тонн нефти и газа.

   Одной из таких инноваций является технология зарезки боковых стволов и применения установки «Непрерывная труба». Для внедрения данной технологии 01.01. 2001 года в ОАО «Сургутнефтегаз» было создано новое производственное подразделение – Управление по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин (УЗБС и КРС), которое в дальнейшем было переименовано в Управление капитального ремонта скважин  и повышению нефтеотдачи пластов «УКРС и ПНП», коллектив которого был призван решать стратегические задачи одной из крупнейших в России нефтяных компаний.

     Все вышесказанное обусловило актуальность дипломной работы.

     Целью дипломной работы является анализ системы управления внедрения инновационных технологий в нефтегазовой компании в организационн-функциональном аспекте на примере деятельности УКРС и ПНП для выработки предложений по её совершенствованию.

     Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

         В качестве объекта исследования выбрана система внедрения инновационных технологий в нефтегазовой компании.

Предмет исследования – её организационно-функциональный аспект.

В соответствии с целью, объектом и предметом исследования были поставлены следующие задачи:

   1. Изучить нормативно-правовые основы управления деятельностью нефтяной компанией.

 2.Дать обзор  отечественного и зарубежного опыта  внедрения инновационных технологий нефтяной компании.

 3.Проанализировать деятельность УКРС и ПНП нефтяной компании.

 4. Рассмотреть деятельность УКРС  и ПНП как процессной организации.

 5. Сформулировать предложения по совершенствованию управления внедрением инновационных технологий в нефтегазовой компании.

 В работе использованы традиционные методы анализа, такие как сравнительный, статистический, метод системного подхода.

 Теоретическую и методологическую основу дипломного проекта составляют: нормативно-правовые акты РФ, труды ведущих экономистов, периодические издания, локальные нормативные акты ОАО «Сургутнефтегаз» и «УКРС и ПНП», инструктивные материалы и внутренняя документация «УКРС и ПНП».

 Значительные исследования в области управления инновациями и инвестициями изложены в трудах ряда ученых, среди которых необходимо отметить С.В.Рогожин, Т.В.Рогожина, Румянцева З.П., Соломатин Н.А., Е.А.Ананькина, С.В.Данилочкин, Н.Г.Данилочкина, Крапивин О. М., Власов В. И. Илнатьева А.В., Максимов М.М. Герчикова И.Н., Мильнер, Бляхман Л.С.,   Волков О.И.  Ворст И., Ревентлоу П. Грузинов В.П. Дунаев В.Ф. ,  Зайцев Н.Л. , Пелих А.С. Раицкий К.М. , Рахматуллин Д. , Сафронов Н.А. ,Семенов В.М., Баев И.А., Терехова С.А., Сергеев И.В., Титов В.И.  Царев Р.М., Шишков, Шелепенко Г.И.,  Юркова Т.И. и других, а также материалы сети интернет.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 1. ТЕОРЕТИКО-ПРАВОВЫЕ  АСПЕКТЫ УПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬЮ ПО  ВНЕДРЕНИЮ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ  НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ

 

1. Нормативно-правовые основы управления деятельностью нефтяной компанией

 

Так как  УКРС и ПНП  является структурным подразделением нефтяной компании, то вся нормативно правовая деятельность управления осуществляется в рамках единой правовой законодательной базы. Начальник управления осуществляет свою деятельность на контрактной основе с объединением.

Стратегия развития организации  предполагает расчет исключительно  на собственные силы. За прошедшие  годы нефтяная  компания не создала ни одного совместного предприятия, не привлекала крупных иностранных кредитов, не размещала облигации. Такая политика обеспечивает исключительный запас прочности, что подтвердил кризис 1998 года. На графиках, иллюстрирующих динамику производственных показатей, отсутствует провал в 1998-1999 годах, который характерен для большинства российских нефтяных компаний. Поскольку фирма не имела долгов в иностранной валюте, резкое обесценивание валюты Российской Федерации не нанесло ей существенного ущерба.

Органами управления являются: - общее собрание акционеров; - совет  директоров (наблюдательный совет);

- единоличный исполнительный орган (генеральный директор, правление); - коллегиальный исполнительный орган (исполнительная дирекция, исполнительный директор); - ликвидационная комиссия; - ревизионная комиссия (орган внутреннего контроля за финансово-хозяйственной и правовой деятельностью федерации); - счетная комиссия (постоянно действующий орган общего собрания).

Высшим органом управления союза является общее собрание акционеров.

Общее руководство деятельностью  федерации осуществляет Совет директоров, который вправе принимать решения  по любым вопросам деятельности союза, кроме тех, которые отнесены в  соответствии с Уставом федерации  к компетенции общего собрания акционеров. Члены Совета директоров союза избираются годовым собранием акционеров, в  порядке, предусмотренном Уставом  федерации, сроком до следующего годового общего собрания акционеров. Лица, избранные  в состав Совета директоров, могут  переизбираться неограниченное число  раз.

В соответствии с Уставом, общество не имеет коллегиального исполнительного  органа.

Генеральный директор является единоличным исполнительным органом  союза и руководит текущей  деятельностью федерации в порядке  и в пределах компетенции, определенной Уставом союза, а также в соответствии с решениями Совета директоров и  общего собрания акционеров. Генеральный  директор федерации назначается  Советом директоров союза на срок 5 лет.

По истечении срока  полномочий Генерального директора  он может быть назначен Советом директоров на тот же срок неограниченное число  раз. Генеральный директор подотчетен Совету директоров и общему собранию акционеров федерации.

Полномочия органов управления союза определены Уставом.

Компетенция советов  директоров.

К компетенции Совета директоров, определяемой в соответствии с Уставом  союза,   относятся следующие вопросы:

1. вынесение на решение  общего собрания акционеров вопросов, предусмотренных Уставом федерации;

2. рекомендации о размере  выплачиваемого акционерам дивиденда  и порядке его выплаты; 

3. определение приоритетных  направлений деятельности союза; 

4. созыв годового и  внеочередного общих собраний  акционеров федерации; 

5. утверждение повестки  дня общего собрания акционеров;

6. определение даты составления  списка лиц, имеющих право на  участие в общем собрании акционеров, даты, места и времени проведения  общего собрания акционеров, сообщения  акционерам о его проведении, перечня предоставляемых акционерам  материалов (информации) при подготовке  к проведению общего собрания  акционеров, формы и текста бюллетеня  для голосования; 

7. предварительное утверждение  годовых отчетов, бухгалтерских  балансов, счетов выгод и убытков  союза; 

8. увеличение уставного  капитала федерации путем размещения  федерацией:

дополнительных обыкновенных акций по открытой подписке в пределах количества и категории (типа) объявленных  акций, если количество дополнительно  размещаемых обыкновенных акций  составляет 25 и менее процентов  ранее размещенных союзом обыкновенных акций;

дополнительных привилегированных  акций посредством открытой подписки;

дополнительных акций  за счет имущества союза;

9. утверждение отчета  об итогах выпуска и приобретения  федерацией акций федерации; 

10. внесение изменений  в Устав союза, связанных с  увеличением уставного капитала  федерации путем увеличения номинальной  стоимости акций; 

11. внесение изменений  в Устав союза, связанных с  увеличением уставного капитала  федерации путем размещения дополнительных  акций; 

12. размещение союзом:

Облигаций и иных эмиссионных ценных бумаг, конвертируемых в акции, если указанные облигации (иные эмиссионные ценные бумаги) размещаются посредством открытой подписки  и при этом могут быть конвертированы в обыкновенные акции союза, составляющие 25 и менее процентов ранее размещенных обыкновенных акций;

Облигаций и иных эмиссионных  ценных бумаг в случае, когда по условиям размещения они не являются конвертируемыми в акции федерации;

13. определение рыночной  стоимости имущества союза; 

14. приобретение и выкуп  размещенных федерацией акций,  облигаций и иных ценных бумаг  в случаях, предусмотренных Уставом  федерации; 

15. распоряжение приобретенными  и выкупленными союзом акциями,  а также акциями, поступившими  в распоряжение союза в силу  неисполнения покупателями долгов  по их оплате;

16. избрание Председателя  Совета директоров и Заместителя  Председателя Совета директоров  из числа членов Совета директоров;

17. назначение Генерального  директора федерации, установление  размеров выплачиваемых ему вознаграждений  и компенсаций; 

18. рекомендации по размеру  выплачиваемых членам Ревизионной  комиссии союза вознаграждений  и компенсаций и определение  размера оплаты услуг аудитора;

19. определение направлений  использования резервного, целевых  и иных фондов федерации; 

20. утверждение внутренних  документов союза, за исключением  внутренних документов, утверждение  которых отнесено к компетенции  общего собрания акционеров Федеральным  законом «Об акционерных союзах»,  а также иных внутренних документов  федерации, утверждение которых  отнесено к компетенции генерального  директора союза настоящим Уставом; 

21. создание филиалов и  открытие представительств федерации; 

22. внесение изменений  в Устав союза, связанных с  созданием филиалов, открытием представительств  федерации и их ликвидацией; 

23. принятие решения об  одобрении федерацией крупных  сделок, в соответствии с  Федеральным законом "Об акционерных федерациях";

24. принятие решений об  одобрении союзом сделок, в совершении  которых имеется заинтересованность, в порядке, предусмотренном Уставом союза;

25. принятие решения о  заключении договора об установлении  отношений между УКРС и ПНП и нефтяной компанией

26. утверждение регистратора  союза, утверждение и расторжение  договора с ним; 

27. иные вопросы, предусмотренные законодательством России.

Компетенция исполнительных органов управления.

Компетенция единоличного исполнительного  органа в соответствии с Уставом.  

К компетенции Генерального директора федерации относится:

выполнение решений общего собрания акционеров и Совета директоров союза;

издание приказов, инструкций, распоряжений, указаний и других актов  по вопросам деятельности федерации, обязательных для исполнения всеми работниками  союза;

совершение в пределах предоставленных ему прав всех необходимых  действий для реализации правомочий владения, пользования и распоряжения имуществом федерации, в том числе  заключение договоров на приобретение, отчуждение имущества союза; заключение договоров кредитов, кредитных договоров; кроме того, в связи с невозможностью определения на дату проведения общего собрания акционеров федерации сделок, подлежащих совершению в продолжение хозяйственных отношений между федерацией и нефтяной компанией, в совершении которых в будущем может возникнуть заинтересованность генерального директора союза, установить, что сделки указанного характера, в т.ч. сделки кредита, а также сделки, связанные с приобретением или отчуждением союзом прямо или косвенно имущества, в т.ч. акций, в предельной сумме, составляющей 10% балансовой стоимости активов федерации на дату принятия решения о заключении таких сделок, могут совершаться генеральным директором самостоятельно;

представительство от имени  союза в отношениях с любыми российскими  и иностранными юридическими и физ. лицами, заключение на территории России и за границей соглашений, договоров и совершение иных сделок от имени федерации, в том числе заключение договоров на приобретение имущества, ценой до 25% балансовой стоимости активов союза, определенной по данным бухгалтерской отчетности федерации на последнюю отчетную дату, осуществление распоряжения средствами резервного, целевых и иных фондов союза в соответствии с указанными Советом директоров федерации направлениями, выдача доверенностей на совершение сделок, открытие расчётных и иных счетов в банках и иных организациях и учреждениях;

решение вопросов, связанных  с инвестициями в развитие предприятий, организаций;

утверждение и изменение  структуры союза, образование и  прекращение деятельности структурных  подразделений федерации, утверждение  положений о структурных подразделениях союза;

утверждение штатного расписания, сметы затрат на содержание, размеров и форм оплаты труда работников федерации, Правил внутреннего трудового распорядка и должностных инструкций для  всех категорий работников союза;

приём на работу, назначение и освобождение от должности, увольнение работников федерации, руководителей структурных подразделений, установление им должностных окладов и надбавок, применения к ним мер поощрения и дисциплинарного воздействия, принятие решений о привлечении их к материальной ответственности, заключение от имени союза трудовых договоров (контрактов) с работниками;

решение вопросов социального  развития федерации  и его дочерних союзов;

принятие решений о  предъявлении от имени союза претензий  и исков к юридическим и  физ. лицам как в России, так и за рубежом в соответствии с законодательством.

Генеральный директор федерации  вправе также принимать решения  по любым вопросам руководства текущей  деятельностью союза и его  дочерних федераций, не относящимся  к компетенции общего собрания акционеров и Совета директоров федерации. Генеральный  директор самостоятельно принимает  решения по вопросам, относящимся  к его компетенции.  

Генеральный директор на время  своего отсутствия и при иных обстоятельствах  вправе назначить из числа должностных  лиц союза лицо, временно исполняющее  обязанности Генерального директора.

 

 

 

2. Отечественный и зарубежный опыт внедрения инновационных технологий  в нефтяной компании: краткий обзор

 

История возникновения данной техники и технологий традиционна  для нашей страны. Первым опытом применения непрерывной гибкой металлической  трубы для подземного ремонта и добычи пластовой жидкости можно считать использование установки погружного электроцентробежного насоса, разработанной под руководством Н.В. Богданова. Ее отличительной особенностью был спуск и эксплуатация погружного агрегата на колонне гибких стальных труб. Кабель питания погружного двигателя при этом располагался внутри колонны. Это предложение и было основным в идее автора проекта, поскольку исключало контакт кабеля со стенками эксплуатационной скважины при спускоподъемных операциях и эксплуатации. В результате надежность кабеля многократно увеличивалась по сравнению с традиционными схемами. Помимо этого, выполнение подземного ремонта сводилось к наматыванию трубы на барабан без свинчивания и развинчивания резьбовых соединений колонны. Данное техническое решение имеет много положительных сторон, но в контексте рассматриваемого вопроса важно одно – колонна непрерывных металлических труб использовалась для операций подземного ремонта скважин (ПРС). К сожалению, это направление создания нефтепромыслового оборудования не получило дальнейшего развития прежде всего из-за отсутствия на тот момент надежных и дешевых гибких труб.

Приоритет в области конструирования, изготовления и промышленной эксплуатации установок с колонной гибких труб (КГТ) принадлежит фирмам США и  Канады.

В настоящее время в  мире эксплуатируется более 600 установок, причем их число все время возрастает. В нашей стране их количество не превышает 30.

Основной особенностью описываемого оборудования является работа гибкой трубы при наличии пластических деформаций, что требует создания труб с принципиально иными свойствами, чем изготавливаются в настоящее время. Достаточно интенсивные работы в этом направлении, специалисты ведут под эгидой ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь" НК "ЛУКОЙЛ", ОАО «Сургутнефтегаз».

Бурное развитие техники  и технологии с использованием колонны  гибких труб обусловлено следующими их преимуществами:

а) при исследовании скважин:

– обеспечение возможности  доставки приборов в любую точку  горизонтальной скважины;

– высокая надежность линии  связи со спускаемыми приборами;

б) при выполнении подземных ремонтов:

– отсутствует необходимость  в глушении скважины и, как одно из следствий, не ухудшаются коллекторские  свойства призабойной зоны продуктивного  пласта;

– сокращается время проведения спускоподъемных операций за счет исключения свинчивания (развинчивания) резьбовых  соединений колонны труб;

– уменьшается период подготовительных и заключительных операций при развертывании  и свертывании агрегата;

– исключается загрязнение  окружающей среды технологической  и пластовой жидкостями;

в) при проведении буровых работ: 

– исключается возникновение  ситуаций, связанных с внезапными выбросами, открытым фонтанированием;

– обеспечивается возможность  бурения с использованием в качестве бурового раствора нефти или продуктов  ее переработки. Это позволяет осуществлять вскрытие продуктивного пласта оптимальным  образом и совмещать процесс  бурения с отбором пластовой  жидкости;

– становится возможным  выполнять разрушение породы в условиях депрессии;

– обеспечивается эффективное бурение горизонтальных участков скважин;

– становится возможным  применять устройства, информирующие  бурильщика о режимах бурения  и оперативного управления процессом проводки скважины. При работе с подобным оборудованием реализуется "эффект присутствия" оператора установки на забое скважины.

Весьма важным при проведении любых работ в скважине является решение социальной задачи – исключается  значительный объем операций, выполняемых  под открытым небом в любое  время года при любой погоде. Хотя наиболее трудоемкие операции по свинчиванию  и развинчиванию труб в настоящее  время механизированы, объем ручного  труда остается значительным.

В ряде случаев, это касается прежде всего работ в горизонтальных скважинах, применение КГТ является необходимым условием проведения операций. К таким случаям относится  выполнение любых работ в горизонтальных участках большой длины.

При разбуривании и эксплуатации морских месторождений использование  КГТ особенно эффективно.

Следует отметить и недостатки, присущие рассматриваемой технике. К ним, в частности, относятся:

а) самопроизвольное и неконтролируемое скручивание КГТ;

б) невозможность принудительного  проворота КГТ;

в) ограниченная длина труб, намотанных на барабан; 

г) сложность ремонта КГТ  в промысловых условиях.

В то же время новые технологии не являются панацеей от всех бед и  полностью не заменяют существующих традиционных технологий, а в ряде областей не могут быть ими заменены. Наличие оборудования для работы с колонной гибких труб не исключает  применения агрегатов ПРС, подъемников и другого существующего нефтепромыслового оборудования. Оно дополняет его и в ряде случаев приумножает до сих пор не реализованные возможности.

В то же время область  применения описываемых технологий постоянно расширяется. Сейчас у  специалистов, работающих над созданием и совершенствованием оборудования, существует мнение, что нет таких операций или процессов при бурении и ПРС, где нельзя было бы применить КГТ. Предполагают, что в ближайшее время с помощью таких установок будут выполнять более половины всех подземных ремонтов скважин.

В нашей стране до сих  пор не сформировалась и не устоялась  терминология этой новой области  нефтепромысловой техники и технологии. Основным применяемым термином у  нас для обозначения этого  направления является русифицированная транскрипция "coiled tubing" – колтюбинг, что означает трубу, наматываемую на катушку.

Впервые массовое использование  гибких труб большой длины было осуществлено при проведении операции по форсированию Ла-Манша при высадке союзных  войск во Франции во время второй мировой войны. Для обеспечения  снабжения войск горючим было развернуто 23 нитки трубопроводов  по дну пролива: 6 трубопроводов были стальными с внутренним диаметром  76,2 мм, а остальные имели композиционную конструкцию – внутри слой из свинца, снаружи стальная оплетка. Укладку стальных трубопроводов проводили с плавучих катушек диаметром порядка 12 м. На них были намотаны секции трубопроводов длиной 1220 м. Каждая секция, в свою очередь, состояла из сваренных встык труб длиной 6,1 м.

Подобная технология была положена в основу изготовления колонн гибких непрерывных труб в начальный  период проведения работ на промыслах. Впервые это осуществила компания "Creat Lakes Steel Co." (США) в 1962 г. Трубы диаметром 33,4 мм с толщиной стенки 4,4 мм сваривали в атмосфере инертного газа встык из 15 кусков. Изготовленную трубу наматывали на катушку с диаметром сердечника 2,7 м.

Технологию создания гибких труб все время совершенствовали и отрабатывали, но только к концу 70-х годов их качество стало соответствовать  требованиям, необходимым для проведения работ на нефтепромыслах.

Параллельно специалисты  Канады создавали гибкие трубы для  бурения скважин. К 1976 г. фирмой "Flex Tube Service Ltd." была изготовлена и использована при проведении буровых работ гибкая колонна из стали диаметром 60,3 мм, которая наматывалась на катушку с диаметром сердечника около 4 м и состояла из сваренных встык 12-метровых труб.

Вскоре специалисты этой же фирмы изготовили колонну бурильных  труб диаметром 60,3 из алюминия. Работы по созданию труб подобной конструкции  были прекращены из-за их низкой прочности, при которой спуск на глубину  колонны возможен лишь до 900 м.

Основное внимание изготовителей  труб было сосредоточено на отработке  технологии, которая могла бы обеспечить как можно большую длину отдельных  плетей и таким образом сократить  число поперечных стыков, а также  на совершенствовании конструкции  самого стыка.

К 1983 г. благодаря использованию заготовок ленты из Японии специалистам фирмы "Quality Tubing Inc." (США) удалось увеличить длину плетей до 900 м. Стыки отдельных плетей выполняли еще до поступления ленты в трубогибочную машину, что позволило существенно повысить качество труб. При этом наружный диаметр последних был увеличен до 89 мм.

К 1991 г. глубина спуска КГТ увеличилась до 5200 м, а в 1995 г. был начат выпуск труб с наружным диаметром 114,3 мм.

В связи с необходимостью внедрения технологии «гибкая труба» при эксплуатации малодебитных месторождений было создано принципиально новое структурное подразделение: Управление по боковой зарезке стволов и капитальному ремонту скважин (УЗБС и КРС). Освоение инновационных технологий потребовало создания принципиально новых систем управления производственной и экономической деятельностью предприятия.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2. АНАЛИЗ ПРАКТИКИ ВНЕДРЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ: ОРГАНИЗАЦИОННО-ФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ АСПЕКТ (НА ПРИМЕРЕ УКРС И ПНП ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»

2.1 Деятельность УКРС  и ПНП нефтяной компании: общая  характеристика  и специфические  особенности

 

 

1 января 2001 года в ОАО  «Сургутнефтегаз» создано новое  производственное подразделение-Управление  по зарезке боковых стволов  и капитальному ремонту скважин (УЗБС и КРС) коллектив которого был призван решать стратегические задачи одной из крупнейших в России нефтяных компаний.