Системное моделирование процессов управления проектной организацией нефтегазового сектора Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

ЭкоНомико-матемашигеское

моделирование

СИСТЕМНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЕКТНОЙ ОРГАНИЗАЦИЕЙ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА

Р.Х. БАХИТОВА,

кандидат физико-математических наук, старший научный сотрудник Уфимский филиал Института экономики УрО РАН

Анализ нефтегазовой отрасли и конкурентной ситуации

На развитие сервисного рынка России значительное влияние оказало появление добывающих компаний с частным капиталом. Сейсмическая разведка, геофизические исследования, разработка технологической схемы добычи, капитальное обслуживание и ремонт скважинного оборудования — вспомогательные производства, требующие специального оборудования и высокопрофессиональных специалистов. С переходом к рыночным условиям хозяйствования держать все внутри и финансировать за счет доходов от добычи для большинства компаний стало обременительным по средствам. За прошедшие 15 лет российский рынок нефтесервиса в основном сформировался на 49 % из собственных сервисных подразделений компаний, на 22,7 % из региональных организаций, 10,7 % рынка занимает Schlumberger, 7,9 % — БК «Евразия», 3,9 % — Интегра, 2,6 % - ССК, 1,5 % - Halliburton, 1 % - Baker Hughes, 0,4 % - Wetherford [1].

Сегодня, по мнению аналитиков [2], практически во всех сегментах российского сервисного рынка спрос превышает предложение, обусловленный, в частности, хронической нехваткой свободных производственных мощностей. Полная их загруженность заказами вплоть до 2012 г. актуализирует проблему расширения производств по выпуску добывающих платформ, буровых установок и другого оборудования. С одной стороны, необходимость разработок месторождений Вос-

точной Сибири и потребность интенсификации шельфовых разработок создают значительный потенциал для развития отечественных компаний на рынке сервиса. С другой стороны, экономическая целесообразность подталкивает к выводу за пределы компаний сервисных структур. Очевидно, связанное с высоким спросом развитие сервиса со временем наберет обороты, однако в настоящий период из-за высоких цен и рисков, связанных с низким качеством услуг, отечественные нефтегазовые гиганты не торопятся отпускать эти подразделения на свободный рынок.

Следующая важная проблема в данном секторе отрасли — конкуренция за высококвалифицированных специалистов. Недофинансирование и низкое качество управления ведут к оттоку специалистов к западным фирмам. Западные гиганты зарабатывают не только на сервисных услугах, но и на технологиях, которые не продаются, а продаются только результаты их применения. Эффективность этих компаний не только в комплексности сервиса, но и в финансовой поддержке услуг, подкреплении их длинными кредитами.

Бизнес-модель и конкурентные преимущества нефтегазодобывающей компании

Особенно важным для процессов поиска, разработки и обслуживания месторождений является сервисное обеспечение добывающего предприятия, связанное с проектной организацией, которое

включает такие виды деятельности, как НИР — научно-исследовательские и ПИР — проектно-изыска-тельские работы. НИР — все, что касается действий, регламентирующих деятельность недропользователя под землей, а все, что касается работ на поверхности, — это ПИР (рис. 1). Эти виды деятельности тесно взаимосвязаны. Как правило, НИР влекут за собой ПИР или предшествуют им. Например, если проводится бурение на какой-либо пласт, который описывается в НИР, то автоматически требуется проект на сам процесс бурения, т. е. ПИР.

Геофизические исследования составляют основу анализа месторождений. Для сейсмической разведки, как правило, используется высококлассное иностранное оборудование. Дальше результаты сейсмических данных интерпретируются с использованием отечественных или иностранных программных продуктов. Разведочная скважина стоит более миллиона долларов. Если проектное производство выдало ошибочную точку заложения углеводородного сырья, значит, нефтедобытчик потеряет этот миллион. Если неправильный расчет выдали по всему ковру бурения, значит, убытки

будут намного больше. Сервисная фирма в своих неверных проектных документах может заложить огромные убытки, намного превышающие прогнозные и запланированные. Если вся модель построена неправильно, то через несколько лет может случиться так, что месторождение вместо плановых объемов добычи даст много меньше. Этих ошибок необходимо избежать в самом начале пути, обеспечив «неулучшаемый» результат, т. е. максимально обоснованный прогноз. Главное условие для обеспечения подобного результата — высококлассные специалисты, глубоко знающие геофизику и работающие при этом в тесном контакте с программистами, непрерывно совершенствующими алгоритмическую базу.

Поскольку контроль выполнения основных, в том числе экологических, регламентов осуществляет государство, отклонение от них или их несоблюдение влечет жесткие меры, вплоть до отзыва лицензии на эксплуатацию и разработку нефтегазового месторождения (НГМ). Чрезвычайная значимость геофизических исследований приводит к тому, что каждая крупная нефтяная компания (НК)

Рис. 1. Зоны действия проектов НИР и ПИР

для разработки проектов, как правило, учреждает свой корпоративный научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа (НИПИ), выводя его из соображений экономической эффективности в аутсорсинг. Владеющий лицензией НИПИ обеспечивает проектное производство НК, хотя он также может выполнять заказы сторонних заказчиков. Существующие правила таковы, что вся деятельность добывающих предприятий организована на основании проектно-техноло-гических документов (ПТД) на разработку НГМ и технико-экономических обоснований коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН). Проекты, прошедшие экспертизу и защиту в государственных органах, превращаются для нефтегазовой компании в главный правовой документ деятельности по добыче углеводородного сырья. Проекты могут выполнять только специализированные организации, имеющие государственную лицензию. Отсюда актуальность экономически обоснованной проектной организации, состоящей, с одной стороны, из НИПИ, который представляет высокотехнологичную организацию проектирования на базе передовых научно-технических достижений отрасли, обеспечен интеллектуальными сотрудниками, мотивированными на оказание высококачественных услуг. С другой стороны, НК с полным набором инструментальных средств, позволяющих оценить стоимость проектов, с системой коммуникаций, выверенной относительно требований пользователей на обоснованную инженерную и экономическую информацию разработки НГМ.

Углеводородное хозяйство чрезвычайно сложно. Поскольку добыча нефти является в основном технологичной, то с начала века оптимизация процессов управления НК и сокращение не оправдавших себя промежуточных звеньев и структур стали осуществляться на основе процессного подхода [3]. Традиционно бизнес-процессы разбиваются на четыре блока: планирование производства, реализация производственных программ, освоение капитальных вложений и поддержка бизнеса. Блок планирования производства отвечает за стратегию бизнеса, поиск и исследование запасов, совершенствование технологий, планирование добычи и инвестиций. Именно эта структура обеспечивает взаимодействие с НИПИ, осуществляя техническое посредничество между

проектной организацией и другими службами предприятия. Блок реализации производственных программ организует мероприятия, согласованные с утвержденным планом добычи нефти и газа. Здесь решаются вопросы, касающиеся бурения, ремонта скважин, интенсификации добычи, обеспечения промыслов электроэнергией. Блок освоения капитальных вложений обеспечивает исполнение инвестиционных программ и капитального ремонта. Через другие подрядные сервисные организации осуществляются строительство и капитальный ремонт наземных сооружений. Блок поддержки бизнеса отвечает за вопросы администрирования, финансов, кадровой политики, юридического сопровождения и экономической безопасности. Каждый блок состоит из нескольких управлений, например, непосредственное производство распределено между Управлениями добычи нефти и газа, поддержки пластового давления, подготовки нефти, эксплуатации промысловых и магистральных трубопроводов.

В XX столетии нефтедобывающие предприятия страны состояли из нефтегазодобывающих управлений, созданных по принципу пространственного распределения НГМ. Каждая так называемая НГДУ субоптимизована, держа все в кулаке (кадры, финансы, механику, добычу). Для традиционной системы НК-НИПИ было характерно (рис. 2):

• директивное управление;

• иерархическая система контроля и координации;

• внутренняя ориентация.

На рис. 2 изображено традиционное взаимодействие между НК и НИПИ (горизонтальные стрелки), которое на высшем уровне сводится к утверждению бюджета института.

Проекты по освоению месторождений представляет конечную продукцию, предназначенную для НК. При такой организации сотрудники НИПИ на промежуточных уровнях практически не

Рис. 2. Традиционная система НК-НИПИ

вовлечены в производство, поскольку проектные документы используются как формальные расчеты моделей освоения НГМ. Они практически не подвергаются тщательному анализу ввиду отсутствия авторского надзора НГМ.

Внедрение системы процессного управления в компании недропользования показало свою эффективность во многом благодаря централизации власти в управляющей компании. Наличие многих центров при традиционной системе управления не позволяло эффективно решать назревшие вопросы оптимизации затрат, оперативности управленческих решений. Продуктивность производства была достигнута за счет повышения концентрации квалифицированных кадров, сокращения бюрократизации принятия решений и полноценного использования преимуществ единого центра. НИПИ в такой системе представляет технологическую структуру — аналитический центр НК, предназначенный для научно обоснованного сопровождения деятельности всех блоков системного процесса добычи нефти и газа. Новый формат системы НК-НИПИ (рис. 3) позволяет:

• внедрить управление по целям (процессам);

• обеспечить широкий доступ в единое информационное пространство;

• формировать целостный взгляд;

• обеспечить необходимыми компетенциями и

формировать систему ответственности.

При такой организации на всех уровнях работники НИПИ должны быть мотивированы на качественную продукцию, а работники НК владеть полной информацией о возможностях проектной организации, характере услуг, их качестве, а также оснащены инструментальными средствами для их оценки.

Новые правила недропользования требуют нового формата взаимодействия как между НК и НИПИ, так и внутри каждого из них. Горизонтальные стрелки между подсистемами означают управление по конечным целям, являющимся результатами множества задач, а широкий доступ

Рис. 3. Новый формат взаимодействия НК-НИПИ

в единое информационное пространство предполагает обмен данными как внутри подсистем, так и прозрачность хозяйственной деятельности для всех вовлеченных в систему НК-НИПИ.

Эффективная деятельность в условиях жестких правил пользования недрами предполагает новый формат как собственно самих организаций — НК и НИПИ, так и механизма их взаимодействий. Оптимальность системы НК-НИПИ тесно связана как с экономикой, так и политикой. Определяемый максимальной ценностью экономический оптимум всей системы предполагает такое перераспределение ресурсов внутри нее, которое непосредственно отражается на качестве НИПИ, что в свою очередь воздействует на ценность НК. Предназначение НИПИ — доставлять большую или создавать сравнимую с рынком подобных услуг ценность при более низких издержках, или то и другое сразу. Существует много, можно сказать бесконечно много возможных ситуаций повышения ценности системы НК-НИПИ. Даже если исключить все неоптимальные, все же возникнет проблема выбора среди оставшихся стратегий единственной, определяющей оптимум НК-НИПИ. Поэтому ключевое позиционирование является в большей степени политической управленческой процедурой, чем экономической, поскольку поднимает вопрос организации производства, сравнения полезностей или «заслуг» проектного института перед компанией, в большей степени носит черты субъективизма. На рис. 4 схематично представлены контуры обратных связей уровней управления и их взаимное влияние. Стратегическое позиционирование — это выбор таких организационных форм, управленческих подходов и новейших технологий, которые в совокупном сочетании способны улучшить системные параметры, определяющие уникальность выгод и ценность выполнения задач НИОКР. Целенаправленное улучшение системных параметров реализуется не только как стратегическая задача, оно может осуществляться на оперативном уровне путем постепенного совершенствования тактик и модифицирования технологических операций в процессе исполнения проектов [4]. Тактика бюджетирования НИПИ исходит из максимального использования созданного потенциала научно-исследовательской базы. Тактические цели устанавливаются рамочным договором на НИОКР по темам. Объем работ,

срок выполнения и стоимость определяются дополнительными соглашениями. Стоимость работ, трудозатраты по каждой теме устанавливаются в объеме годового лимита численности института и согласованного норматива стоимости чел. -дня.

Дополнительные соглашения представляют детализированные работы по темам. Они инициируются средним управленческим звеном исходя из текущей (плановой) или оперативной деятельности. Составленные в рамках общего договора сторон на предстоящий год дополнительные соглашения ставятся руководством для организации, согласования и приемки работ на участке их реализации. Ответственность сторон за планируемые мероприятия и их практическую реализацию должна быть основана на корпоративном стандарте, в котором идентифицированы технологии разработки схем, расчета объема затрат по всем видам ресурсов и другие параметры проектного производства.

Технологическую связь уровня наличных ресурсов в виде ценностей и издержек их создания геометрически можно изобразить на производственно прямоугольной диаграмме (рис. 5). Схема характеризует взаимное расположение границ продуктивности, каждая из которых представляет собой сумму всех существующих лучших практик в некоторый момент времени в соответствующих областях деятельности: РНИПИ — граница продуктивности для систем оказания сервиса НИОКР; РНК — граница продуктивности добычи нефти и газа, связанная с относительными издержками на НИОКР.

Схема демонстрирует соотношение НК-НИПИ, но она может также отражать соотношение между структурными подразделениями с точки зрения эффективности проектного обеспечения тех или иных бизнес-процессов добычи. Выбор управленческого решения по повышению операционной эффективности связан с переходом из некоторой

Рис. 4. Схема взаимосвязанных систем обратных связей стратегического, тактического и оперативного уровней принятия решений системы НК-НИПИ

точки А в оптимальную, принадлежащую границе продуктивности РНК точку Сопт. Реализация такого перехода связана с решением комплекса проблем по выстраиванию эффективных коммуникаций между подразделениями НК и НИПИ, непрерывным улучшением операционной производительности проектного института с использованием лучших из доступных технологий, навыков, методов управления и приобретаемых ресурсов. Взаимодействие НК-НИПИ предполагает обмен по каналам связи качественно структурированной информацией с достаточным уровнем детализации факторов, моделей технологических циклов и процедур анализа схем разработки проектов.

Относительные издержки НК Рис. 5. Сочетание уровней позиционирования НК и НИПИ

Переход в оптимальную точку продуктивности Сопт ведет к повышению потребительской ценности НК на величину Д^НК и связан со снижением относительных издержек на ДСНК. Для НИПИ операционная эффективность предполагает сохранение того же уровня издержек для НК (СНИПИ=0) при повышении ценности услуг на Д^НИПИ. В некоторых случаях операционная эффективность во взаимодействиях может потребовать повышения ЯНИПИ при одновременном снижении издержек

(д<инипи<0).

Чем выше экономичность, тем ниже издержки. Операционная эффективность взаимодействий НК и НИПИ, безусловно, включает в себя экономичность, но не исчерпывается только ею. Комплексная ценность проектирования НГМ в глазах тех, кто является непосредственным пользователем результатов геофизических исследований, содержит наличие таких факторов, как качество расчетов, компетентность исполнителей, доступность проектировщиков для консультаций, простота и удобство инженерного обслуживания, отсутствие влияния на внешнюю среду и др. Но проектный институт может оказывать свои услуги и сторонним заказчикам. Таким образом, стратегическое позиционирование НИПИ на основе нужд содержит потенциал формирования конкурентоспособного игрока на рынке проектирования НГМ. Ключевой фактор успеха в данном случае заключается в создании сильной модели бизнеса в структуре нефтегазодобывающей компании.

В основе инновационного пути развития нефтегазодобывающей компании лежат простые результаты НИОКР на уровне «лучших мировых образцов», в частности, хорошие инженерные разработки повышения нефтеотдачи пластов, сокращение сроков разработки месторождений и т. д. Чем выше предоставляемая НИПИ ценность услуги, тем большую цену она вправе взимать с НК. В результате граница продуктивности Р,

нипи

посто-

янно сдвигается влево вниз. Представленные услуги воздействуют на границу продуктивности РНК, перемещая ее вовне за счет повышения ценности НК, сопряженного со снижением относительных издержек других ее подсистем.

НК, исходя из внутренних потребностей проектного производства, формирует бюджет НИПИ. Для управления бюджетом со стороны НК, а также для внутреннего финансового контроля НИПИ актуальна разработка комплексной системы управленческого учета. Норма прибыли жестко регламентируется НК, поэтому главным управ-

ленческим направлением деятельности института становится управление именно расходной частью бюджета. Релевантная информация для центров ответственности по освоению месторождений может обеспечиваться математическим моделированием реального проектного производства со встроенным эконометрическим моделированием имитационного описания процессов разработки проектов, непосредственно воспринимающего изменения технологических схем добычи. Модельно-методический инструментарий предназначен для обеспечения прозрачности ценообразования разработки проектов, аналитической обоснованности бюджета НИПИ, одновременно он должен служить инструментальным средством координации и согласования служб НК-НИПИ, обеспечивающих освоение НГМ в соответствии с его проектом.

Методические аспекты управления проектным производством

В данной работе автором предложена методика экономического обоснования цен и трансформации затрат на основе процессного подхода разработки проектов НГМ. Исходными данными при анализе поставленной задачи стали сметы затрат, технологические схемы разработки проектов, нормативно-техническая база по освоению месторождений. Проведены исследования действующего в компании механизма оценки затрат, формирования цен, статистики трудозатрат и их связей с сегодняшним состоянием разрабатываемых месторождений.

Проводимые НИПИ научно-исследовательские работы по сути представляют интеллектуальную деятельность с использованием высокотехнологического оборудования и специальных программных продуктов. Анализ научных исследований показал, что типовых или иных утвержденных рыночной методикой учета цен на выполнение НИОКР нет [5, 6]. Проекты различаются уровнем сложности анализируемых НГМ, норма затрат в которых определяется экспертно как объем приведенных чел. -час. на исполнение проекта.

Жесткая структура распределения работ по разработке проектов НИР позволяет построить принципиальную схему, которая состоит из взаимосвязанных процессов, представленных на рис. 6, укрупненных этапов работ.

Каждый процесс (этап) последовательно разворачивается в свою блок-схему, в пределе процесс детализации завершается предельно развернутым пооперационным уровнем. Так что если каждую

Проектирование разработки НГМ

V

Анализ геолого-

физической характеристики месторождения

Построение гидродинамической модели

В: Адаптация модели по истории разработки

/V

А: Анализ разработки

V

С: Выработка и расчет прогнозных вариантов разработки

Рис. 6. Блок-схема научно-исследовательских работ

\(\(

Э: Выбор экономически наиболее эффективного варианта

V-

Е: Расчет представленных экономических, технологических показателей разработки.

V

Р: Оформление отчета ПТД на разработку НГМ

операцию описать через производственную функцию трудозатрат, то, суммируя необходимые для разработки реального проекта этапы из технологических операций, можно получить производственную функцию трудозатрат. Задача сводится к реализации аппроксимирующего принципа образования цепи последовательных приближений от общего описания объекта (структурная модель на рис. 6) к частным целям исследования.

В теоретическом обосновании возможности формализованного через производственную функцию описания исходным фактором является «черный ящик» — проектный механизм, обеспечивающий существование семейства решаемых в нем задач. Выходной вектор «черного ящика» отвечает совокупности требований, предъявляемых к разрабатываемому документу. Для нефтегазового сектора такой вектор представлен следующими компонентами:

у1 — число вариантов расчета месторождения; у2 — число объектов обустройства с рассчитанными в динамике основными технологическими показателями для проектирования оборудования;

у3 — характер отчетов, отвечающих требованиям согласования с конкретными организациями,

защиты разработки месторождения в государственных органах или авторского надзора освоения месторождения.

Вектор параметров с семейства производственных функций у=/(х, с) характеризуют задачу проектного производства набором характеристик:

с1 — общее количество объектов, вовлекаемых в разработку;

с2 — число объектов разработки; с3 — число участков анализа разработки; с4 — число расчетных участков; с5 — число вариантов участков; с6 — число участков с 2- и 3-мерным гидродинамическим моделированием;

с7 — число скважин, пробуренных на месторождении на дату составления ПТД НГМ и ТЭО КИН;

с8—число скважин на участке модельных расчетов (характерном элементе);

с9 — число лет разработки месторождения. Задачи геофизических исследований — ПТД НГМ и ТЭО КИН различаются уровнем сложности, который количественно выражается через объем чел. -часов приведенного труда. Поэтому

входной вектор в механизм проектирования месторождения описывает сложность проекта совокупностью компонент:

х1 — коэффициент сложности разрабатываемого проекта;

х2 — коэффициент, учитывающий сложность создания постоянно действующих гидродинамических моделей;

х3 — коэффициент, учитывающий стадию разработки.

Коэффициент сложности х1 в общем определяет качество месторождения и представляется в виде свертки физико-химических его свойств:

Х _ 0,2Ча+с 0,2Ч„+С1 а

(1)

где

а _

1,15 при с2 > 5;

[1 при с2 < 5.

Коэффициент х2, учитывающий сложность создания постоянно действующих гидродинамических моделей, рассчитывается по формуле:

0,25с6 + с1

(2)

Коэффициент х3, учитывающий стадию разработки, вычисляется по формуле:

Хз _ 1 + 0,5по6, (3)

где поб — средняя обводненность, доли ед.; пов — число объектов с обширной водно-нефтяной зоной (>25 % от площади залежи);поа — число объектов с аномальными свойствами нефти (вязкость нефти больше 20МПас; проницаемость меньше 3-10-2 мкм2; начальная насыщенность нефти меньше 50 %; песчанистость меньше 0,4 и т. д.).

Производственные функции технологических операций описываются в тех же терминах. Для каждой из них анализируется статистический материал по разработанным проектам, что позволяет идентифицировать производственную функцию операции. Для этого используется многомерная корреляция фактических трудозатрат имитационного описания технологии ее выполнения. Результаты расчетов многократно были выверены в соответствии с мнениями экспертов, тех, кто имеет значительный опыт работы в данной сфере. В табл. 1 представлены результаты расчетов производственных функций технологических операций и укрупненных блоков технологических схем.

Для оценки разработанной методики проведен численный эксперимент на примере проекта «Авторский надзор месторождения». Технология расчета включает 6 этапов, обозначенных буквами А, В, С, D, Е, F на рис. 6 и табл. 1. Анализируемое месторождение характеризуется совокупностью

Таблица 1

Производственные функции трудозатрат на составление технологических проектных документов и ТЭО КИН

с

с

с

Этап Наименование этапа работ Трудозатраты на составление разделов проектных технологических документов на разработку месторождений Трудозатраты на составление разделов ТЭО КИН

А Предпроектная проработка 30х1 30х1

А 1. Общие сведения о месторождении 3х1

А 2. Геолого-физическая характеристика месторождения (3+18с1+30с2+0,01с7) х1 (3+202) х1

А 2.0. Создание базы данных ГИС (3с2+0,01с7) х1

2.1. Геологическое строение месторождения и залежей (3+14с1) х1 3х1

2.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек (4с1+23с2) х1 16с2х1

2.3. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды 3с2х1 3с2х1

2.4.Запасы нефти, газа и конденсата с2х1 с2х1

3. Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснования вариантов разработки (1+33с1+60с2+31с3+31с4+0,02х2с8с9 +х3(2у1+0,001с8л2+20с4+0,5с8+ ' 0,01с8,с9х3) +0,3с8+0,265с7) х1 (1+33с1+60с2+31с3+31с4+ 0,02х2с8с9+х3(2у1+0,001с8Л 2+20с4+0,5с8+0,01с8,с9х8) +0,3с8+0,265с7) хс1

А 3.1. Анализ результатов исследований скважин и пластов, результатов пробной эксплуатации, характеристики режимов эксплуатации и динамики продуктивности скважин (14с4+0,015с7) х1 (14с4+0,015с7) х1

Продолжение табл. 1

Этап Наименование этапа работ Трудозатраты на составление разделов проектных технологических документов на разработку месторождений Трудозатраты на составление разделов ТЭО КИН

А 3.2. Анализ текущего состояния и эффективности при меняемой технологии разработки (3^+22^+28^+0,015^) x1 (3с1+22с2+28с3+0,015с7) х1

3.2.1. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации (2с2+0,05с7) x1 (2с2+0,05с7) х1

3.2.2. Сопоставление фактических и проектных показателей 5c2x1 5с2х1

3.2.3. Пластовое давление в зонах отбора и закачки. Температура пласта 2c2x1 2с2х1

3.2.4. Анализ выработки запасов нефти из пластов (3е1+е2+25е3) x1 (3с1+с2+25с3) х1

3.2.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки (12с2+3с3+0,1с7) x1 (12с2+3с3) х1

В З.З.Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки (23c1+5c2+15c3+0,02x2c8c9+x3(2y1+ 0,001с8А2+20с4+0,5с8+0,01с8,с9х3) +0,3с8+0,1с7) х1 (23с1+52+15с3+0,02х2с8с9+х3 (2у1+0,001с8А2!+20с4+0,5с8+0 ,01с8,с9х3) +0,3с8+0,1с7) х1

3.3.1. Способы схематизации пластов и методы расчета технологических показателей разработки 5с2х1 5с2х1

3.3.2. Построение цифровой геологической и фильтрационной моделей объекта как основы для проектирования разработки (16с1+0,1с7) х1 (16с1+0,1с7) х1

3.3.3. Измерения характеристик пластов для создания модели 3с1х1 3с1х1

3.3.4. Исходная информация для создания математических моделей (4с1+5с4+0,1с8+0,01с8,с9х3) х1 (4с1+5с4+0,1с8+0,01с8,с9х3) х1

3.3.5. Обработка и интерпретация исходных данных (10С4+0,01Х2С8С9+ 0,2С8) X! (10с4+0,01х2с8с9+0,2с8) х1

3.3.6. Представление моделей х3(2у1+0,Шс/2) *х1 х3(2у1+0,001с8А2) х

3.3.7.Создание и экспертиза моделей (20с4+0,5с8+0,01с8,с9х3) х2х1 (20с4+0,5с8+0,01с8,с9х3) х2х1

А 3.4. Обоснование выделения эксплуатационных объектов (7с1+2с3) х1 (7с1+2с3) х1

3.4.1. Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов (7с1+2с3) х1 (7с1+2с3) х1

А 3.5. Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт (17С2+С3) х1 (17с2+с3) х1

3.5.1. Обоснование технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта (14с2+с3) х1 (14с2+с3) х

3.5.2. Обоснование рабочих агентов для воздействия на пласт и призабойную 3с2х1 3с2х1

С 3.6.Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики (1+16с2+2с4) х1 (1+16с2+2с4) х1

4. Технологические показатели вариантов разработки (7у1+ (8+7у1) С2+15С5) х (7у1+ (8+7у1) С2+15С5) х1

Е 4.1. Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважин и сроков выработки извлекаемых запасов, количество резервных скважин и местоположение скважин — дублеров 5с2х1 5с2х1

С 4.2.Технологические показатели вариантов разработки (7у1+7у1с2+15с5) х1 (7у1+7у1с2+15с5) х1

Е 4.3.Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр 3с2х1 3с2х1

5.Технико-экономический анализ проектных решений (14+7у1+ (13+7у1) С2+4С5) х (14+7у1+ (13+7у1) С2+4С5) х1

Окончание табл. 1

Этап Наименование этапа работ Трудозатраты на составление разделов проектных технологических документов на разработку месторождений Трудозатраты на составление разделов ТЭО КИН

D 5.1. Общие положения 10х1 10х1

D 5.2. Показатели экономической оценки вариантов разработки (7у1+7у1с2) х1 (7у1+7у1с2) х1

D 5.3. Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат 5с2х1 5с2х1

D 5.4. Налоговая система 2х1 2х1

D 5.5. Источники финансирования 2х1 2х1

D 5.6.Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта 3с5) х1 3с5) х1

D 5.7. Технико-экономическая эффективность новых технологических и технических решений (6с2+с5) х1 (6с2+с5) х1

D 5.8. Практическое осуществление рекомендуемого варианта разработки 2с2х1 2с2х1

Е 6. Технология и техника добычи нефти и газа (48с2+0,01с7) х1 -

6.1. Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования (8с2+0,01с7) х1

6.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин 10с2х1 —

6.3. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин 10с2х1 —

6.4. Техника и технология добычи природного газа и конденсата С2х1 -

6.5. Требования и рекомендации к системе ППД 10с2х1 —

6.6. Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при внедрении методов повышения нефтеизвлечения 9с2х1

Е 7. Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин (2+20с2) х1

7.1. Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ (1+10с2) х1 —

7.2. Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин (1+10с2) х1 —

В 8. Обоснование проекта прогноза добычи нефти, газа, конденсата, объемов буровых работ и закачки воды в пласт с2

В 9. Проектирование систем контроля и регулирования (6с2+0,01с7) х1 —

9.1. Контроль за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений 3с2х1

9.2. Регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных залежей (3с2+0,01с7) х1

Е 10. Охрана окружающей среды и недр (60+30с2+0,1с7) х1 (45+25с2+0,1с7) х

10.1. Охрана окружающей среды (40+20с2+0.1с7) х1 (30+20с2+0,1с7) х

10.2. Охрана недр (60+30с2+0.1с7) х1 (15+5с2) х1

F Оформление работы и формирование единого отчета 1.5(12+3с1+10с2+3с3+3с4) х1 1,5(12+3^+10^+3^+3^) х1

Е Расчеты по объектам обустройства 5У2^ —

F Экспертиза 113к^ (с7) -134 2[113log (с7) —134]

F Согласование, защита 10У3^

параметров х1=0,9, х2=1,125, х3=1,3, с1=2, с2=2, с3=1, с=1, с5=12, с6=1, с7=80, с8=5, у1=4, у2=0, у3=2, пов=0, пда=0, поб=0,6. Из расчета по производственным функциям технологических операций этапов работ, выделенных в табл. 1, получены объемы трудозатрат на разработку НГМ (табл. 2). Значение общего объема трудозатрат, полученных по методике, незначительно отличается от величины, заложенной в бюджете НИПИ, что в общем случае свидетельствует о корректности модели.

Таблица 2

Трудозатраты на выполнение анализа разработки «Авто-

рский надзор месторождения» по основным процессам

Трудозат-

Этап проекта раты, чел-. дней

Анализ истории разработки А 260

Адаптация модели В 207

Выработка прогнозных вариантов разработки С 269

Выбор экономически наиболее эффективного варианта D 155

Расчет ТЭО показателей разработки Е 255

Оформление отчета, экспертиза и F 158

защита

Итого по методике 1304

Итого по НИПИ 1375

Рассчитанные по методике объемы трудозатрат по этапам разработки проекта позволяют рассчитать объем зарплаты на этапы работ исходя из заложенного в договоре стоимости чел. -дня, которая составляет 4 494 руб. /чел. -день (табл. 3). Прямые и накладные расходы отнесены пропорционально трудозатратам как основной статьи расхода. Данные для расчетов взяты из годового бюджета НИПИ. К прямым расходам относятся амортизационные отчисления и лизинговые платежи за использование комплексных информационных систем и специального оборудования, а также

командировочные и иные расходы, связанные с экспертизой и защитой проекта.

Результаты расчетов показывают, что утвержденный бюджет дороже рассчитанного по методике на 14 %, а по гибкому бюджету — на 12 %, что подтверждает необоснованность бюджетирования выполнения проекта.

Финансовые службы НК и НИПИ традиционно, основываясь на здравом смысле, накопленном практическом опыте прошлых лет, пользуясь интуицией и иными доводами, согласуют объемы работ, затраты и сроки исполнения проектов на предстоящий год. На практике это скорее напоминает торг, в результате проекты финансируются неравномерно. Проведенные исследования показали, что недостаточность бюджетирования ПИР покрывается за счет бюджета, выделенного для НИР. Однако хозяйственная деятельность, основанная на финансовых документах, не отражающих реальную практику проектирования, не может быть эффективным средством управления оперативной деятельностью. Все специализированные службы НК координируют внутрихозяйственные мероприятия через блок планирования, который взаимодействует с аналитическими службами НИПИ. Для управления многочисленными и неоднородными связями особенно актуальны аналитически выверенные и прозрачные отношения между участниками.

Разработка системы коммуникаций, внедрение корпоративного стандарта и управленческого учета на основе разработанной методики содержат потенциал построения качественно новой системы взаимодействий между НК и НИПИ. Проведенные исследования показали, что технологичность процессов позволяет внедрить и автоматизировать управленческий учет для контроля и координации действий всех участников, создать единое информационное пространство с широким доступом вов-

Таблица 3

Анализ проекта «Авторский надзор освоения месторождения»

Этапы разработки проекта Зарплата, руб. Прямые расходы, руб. Накладные расходы, руб. Итого

Анализ истории разработки А 572 987 207 695 780 683

Адаптация модели В 455 202 74 690 165 001 694 893

Выработка прогнозных вариантов разработки С 592 814 97 270 214 882 904 965

Выбор экономически эффективного варианта D 341 898 123 930 465 828

Расчет показателей ТЭО Е 560 698 203239 763 934

Оформление отчета, экспертиза и защита F 349 055 769 200 126 525 1 244 780

Сумма затрат 2 872 650 941 160 1 041 273 4 855 083

Итого по методике 3096 198 1 014 400 1 122 304 5 232 902

Итого по бюджету 6 178 710

Гибкий проект 5 859 674

леченных в деятельность добычи углеводородных ресурсов, обеспечить управления по целям.

Разработанная методология содержит потенциал развития до уровня модельно-методологи-ческого инструментария обоснования стратегии НК. Однако отечественные добывающие компании не создают спрос на стратегическую потребность на НИОКР, несмотря на их устойчивое финансово-экономическое положение на корпоративном уровне достаточных ресурсов. В отсутствии аналитически выверенной государственной стратегии контроля углеводородного богатства для отечес-

твенной ТЭК значимым и даже определяющим является политическая составляющая, когда государственные преференции обеспечивают реальный рост отрасли. В существующих условиях научно обоснованные проектные заделы развития, прозрачность и внятность хозяйственной деятельности в долгосрочной перспективе не всегда вписываются в систему норм окологосударственной экономики. Возможно отчасти и этим объясняется существенная величина накладных расходов, составляющих порядка 24 % в приведенном примере.

Литература

1. Источник: Douglas-Westwood.

2. Матвелашвили Д. На краю скважины / Профиль. № 38/15 октября 2007 г.

3. ТомскНефть: история. — Новосибирск: Изд-во «Приобские ведомости», 2006.

4. Michael E. Porter. What is Strategy? Harvard Business Review, November-December, 1996.

5. Скорняков С. М, Тарасов В. Н. О договорных ценах на научно-техническую продукцию геологических НИОКР. Разведка и охрана недр. № 5, 1989.

6. Герасимов Р. Выбор лучшего предложения при закупках работ научного и научно-производственного характера // Конкурсные торги. — 2004. — № 8.