Мудрый Экономист

Системное моделирование процессов управления проектной организацией нефтегазового сектора

"Экономический анализ: теория и практика", 2008, N 1

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 Восточной 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-изыскательские 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.

Зоны действия проектов НИР и ПИР Рис. 1

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) 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-технологических 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. Каждое так называемое НГДУ субоптимизовано, держа все в кулаке (кадры, финансы, механику, добычу). Для традиционной системы НК - НИПИ было характерно (рис. 2):

Традиционная система НК-НИПИ

                                       /   <------------------------------------------------------------------------>   /
/ /
/ /
/ /
/ /
/ /
/ /
/ /
/_ _ /_ _
/ /¦ ¦ / /¦ ¦
/-/- - - - - - - - - /-/- - - - - - - - -
/ / / /
/ / / /
/ / / /
/ / / /
/ / / /
/ / / /
/¦/_ _ ¦ /¦/_ _¦
/_ _ _ _ /_ _ _
/ /¦¦ /¦¦ / /¦¦ /¦¦
/-/- - - - - - - - - - - - - - - /- - - /-/- - - - - - - - - - - - - - - /- - -
/ / / / / /
/ / / / / /
/ / / / / /
/ / / / / /
/ / / / / /
/ / / / / /
/ / / / / /
/ / / / / /
/ / / / / /
/ / / / / /
/¦/_ _¦ ¦/_ _¦ /¦/_ _¦ ¦/_ _¦
/ ___________ ___________ ___________ ___________ / ___________ ___________ ___________ ___________
//¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦\ //¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦ /¦\
/- ¦- -¦- -¦- -¦- - + - + - + - + - -¦- -¦- -¦- -¦- - + - + - + - + - /- ¦- -¦- -¦- -¦- - + - + - + - + - -¦- -¦- -¦- -¦- - + - + - + - + -
/ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ / ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ / ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/ ¦/
------------------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------------
L-----------------------------------------------------------------------------¬/ L-----------------------------------------------------------------------------¬/
/ /
-------------------------------------------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------------------

Рис. 2

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 представляют конечную продукцию, предназначенную для НК. При такой организации сотрудники НИПИ на промежуточных уровнях практически не 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:

Новый формат взаимодействия НК-НИПИ Рис. 3

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 в единое информационное пространство предполагает как обмен данными 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 с 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.

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

   -------------------------------------------------------¬
¦Участвующие и заинтересованные в деятельности компании¦
¦ активные субъекты: государство, инвесторы, ¦
¦ недропользователи и др. ¦
L------------------------------T------------------------
--------------------+-----------------¬
¦ -----------¦/-----------¬
¦/ ¦ ¦
--------------------¬ Стратегия ¦ -----------------¬ ¦
¦Нефтегазодобывающая¦позиционирования¦ ¦ Организационная¦ НИПИ¦
-->¦ компания +----------------+>¦ форма, система ¦ ¦
¦ L----------T--------- ¦ ¦ управления, ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ технологии ¦ ¦
¦ ¦ ¦ L----------T-----+ ¦
¦ ¦ ¦ -- ¦
¦ ¦ Тактика ¦ ¦/ ¦
¦ ¦ бюджетирования ¦ ----------------¬ ¦
¦ +-------------------------+>¦ Договор НИОКР ¦ ¦
¦ ¦ ¦ L-------T-------- ¦
¦ ¦ ¦ --+ ... ¦
¦ ¦ Операционная ¦ ¦/¦ ¦
¦ ¦ эффективность ¦ --------+-------¬ ¦
¦ +-------------------------+>¦Допсоглашение 1+--¬ ¦
¦ ¦ ¦ L---------------- ¦/ ¦
¦ ¦ ¦ ----------------¬ ¦
¦ L-------------------------+---->¦Допсоглашение N¦ ¦
¦ ¦ L--------------T- ¦
¦ L--------------------+----
L-------------------------------------------------------------

Рис. 4

Дополнительные соглашения представляют собой 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: P - граница продуктивности для систем оказания
НИПИ
сервиса НИОКР; P - граница продуктивности добычи нефти и газа,
НК
связанная с относительными издержками на НИОКР.

Сочетание уровней позиционирования НК и НИПИ

       /¦                                                  /¦
¦ ¦
¦ * P * * ¦
¦ НК * Ценность НИПИ ¦
<--------------*------*--T-----------T---------------+--------
¦ +-----/----- ¦
¦ * * ДЕЛЬТАR ¦ ¦
¦ ¦ НИПИ ДЕЛЬТАC = 0¦
¦ * * ¦ НИПИ ¦
+-¬- - - - - - - - - --->C<---------- - - - - - - - -+Издержки
¦ ¦ -------- опт B ¦НИПИ
¦ ¦ ДЕЛЬТАR ¦ ¦ * ¦
¦ ¦ HR ¦ * ¦
Ценность¦ ¦ ¦ ¦ * ¦
НК ¦ > ¦ * ¦
¦ ¦ ¦ ¦ * ¦
¦ ¦ ¦ * * ¦
¦ ¦ A¦ ¦ * * ¦
+-+- - - - - - ¬ * P ¦
¦ ¦ НИПИ¦
¦ ¦ * ¦
¦ ¦ ¦
¦ ¦ * ¦
¦ ¦ ¦
¦ ¦ * ¦
¦ ¦ ¦
¦ ¦ДЕЛЬТАC * ¦
¦ НК¦ ¦
¦ +----/---+ * ¦
<-------+--------------+---------+---------------------------+--------
¦ Относительные издержки НК ¦

Рис. 5

    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 точки A в оптимальную, принадлежащую границе
продуктивности P точку C . Реализация такого перехода связана
НК опт
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.
Переход в оптимальную точку продуктивности C ведет к
опт
повышению потребительской ценности НК на величину ДЕЛЬТАR и
НК
связан со снижением относительных издержек на ДЕЛЬТАC . Для НИПИ
НК
операционная эффективность предполагает сохранение того же уровня
издержек для НК (C = 0) при повышении ценности услуг на
НИПИ
ДЕЛЬТАR . В некоторых случаях операционная эффективность во
НИПИ
взаимодействиях может потребовать повышения R при
НИПИ
одновременном снижении издержек (ДЕЛЬТАC < 0).
НИПИ

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 он вправе взимать с НК. В результате граница продуктивности
P постоянно сдвигается влево вниз. Представленные услуги
НИПИ
воздействуют на границу продуктивности P , перемещая ее вовне за
НК
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 управленческим 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 воспринимающим 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 высокотехнологичного 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.-ч 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.

Блок-схема научно-исследовательских работ

                 -----------------------------------
¦ Проектирование разработки НГМ
¦ /
L------------------T---------------/
--------T---------------------------+----T------T--------T---¬
¦ ¦ -------- ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦/ ¦/ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ------+----- ---------+-------- ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ Анализ ¦ Построение ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ геолого- ¦ гидродинамической ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ физической ¦ модели /¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦характеристики/->¦ / ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦месторождения/ L--------T--------/ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ / --------- ¦ ¦ ¦ ¦
¦ L-----------/ ¦ ¦/ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ -----------------+ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ B: Адаптация ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ модели по истории ¬ ¦ ¦ ¦
¦ L->¦ разработки /¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ / ¦ ¦ ¦ ¦
¦ LT----------------/ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ /¦ ¦/¦/ ¦ ¦
¦ ¦ -------------+--+- ¦ ¦
¦ ¦ ¦ C: Выработка и ¦ ¦
¦ ¦ ¦ расчет прогнозных ¬ ¦ ¦
¦ ¦----->¦ вариантов /¦ ¦ ¦
¦ ¦¦ ¦ разработки / ¦ ¦ ¦
¦ ¦¦ LT----------------/ ¦ ¦ ¦
¦ ¦¦ /¦ ¦/ ¦/ ¦
¦ ¦¦ ¦ ---------------+---+ ¦
¦ ¦¦ ¦ ¦ D: Выбор ¦
¦ ¦¦ ¦ ¦ экономически +--¬
¦ ¦¦ ¦ ¦наиболее эффективного/¦ ¦
¦ ----------- ¦¦ ¦ ¦ варианта / ¦ ¦
¦ ¦ A: Анализ ¦¦ ¦ L--------T----------/ ¦ ¦
L>¦разработки /-----------¦ L-------------- --------+---
L----------/ ¦ ¦/ ¦/
¦ ---------+-------+
¦ ¦ E: Расчет
¦ ¦ представленных
¦ ¦ экономических,
L-----------------+ технологических /
¦ показателей /
¦ разработки /
L-----------T-----/
¦/
------------+-----
¦ F: Оформление
¦ отчета ПТД на
¦ разработку НГМ /
¦ /
L-----------------/

Рис. 6

Каждый процесс (этап) последовательно разворачивается в свою блок-схему, в пределе процесс детализации завершается предельно развернутым пооперационным уровнем. Так что если каждую 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:
y - число вариантов расчета месторождения;
1
y - число объектов обустройства с рассчитанными в динамике
2
основными технологическими показателями для проектирования
оборудования;
y - характер отчетов, отвечающих требованиям согласования с
3
конкретными организациями, защиты разработки месторождения в
государственных органах или авторского надзора освоения
месторождения.
Вектор параметров c семейства производственных функций
y = f(x, c) характеризует задачу проектного производства набором
характеристик:
c - общее количество объектов, вовлекаемых в разработку;
1
c - число объектов разработки;
2
c - число участков анализа разработки;
3
c - число расчетных участков;
4
c - число вариантов участков;
5
c - число участков с 2- и 3-мерным гидродинамическим
6
моделированием;
c - число скважин, пробуренных на месторождении на дату
7
составления ПТД НГМ и ТЭО КИН;
c - число скважин на участке модельных расчетов (характерном
8
элементе);
c - число лет разработки месторождения.
9
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:
x - коэффициент сложности разрабатываемого проекта;
1
x - коэффициент, учитывающий сложность создания постоянно
2
действующих гидродинамических моделей;
x - коэффициент, учитывающий стадию разработки.
3
Коэффициент сложности x в общем определяет качество
1
месторождения и представляется в виде свертки физико-химических
его свойств:
0,25n + c 0,25n + c
ов 1 оа 1
x = ------------ ------------ альфа, (1)
1 c c
1 1
где -
¦1,15 при c > 5;
¦ 2
альфа = < 1 при c <= 5.
¦ 2
L
Коэффициент x , учитывающий сложность создания постоянно
2
действующих гидродинамических моделей, рассчитывается по формуле:
0,25c + c
6 1
x = -----------. (2)
2 c
1
Коэффициент x , учитывающий стадию разработки, вычисляется по
3
формуле:
x = 1 + 0,5n , (3)
3 об
где n - средняя обводненность, доли ед.; n - число
об ов
объектов с обширной водно-нефтяной зоной (> 25% от площади
залежи); n - число объектов с аномальными свойствами нефти
оа
(вязкость нефти больше 20МПа x c; проницаемость меньше
-2 2
3 x 10 мкм ; 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.

Таблица 1

Производственные функции трудозатрат на составление технологических проектных документов и ТЭО КИН

-----T--------------------T----------------------------T----------------------------¬
¦Этап¦ Наименование этапа ¦ Трудозатраты на ¦ Трудозатраты на составление¦
¦ ¦ работ ¦ составление разделов ¦ разделов ТЭО КИН ¦
¦ ¦ ¦ проектных технологических ¦ ¦
¦ ¦ ¦ документов на разработку ¦ ¦
¦ ¦ ¦ месторождений ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ A ¦Предпроектная ¦ 30x ¦ 30x ¦
¦ ¦проработка ¦ 1 ¦ 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ A ¦1. Общие сведения ¦ 3x ¦ ¦
¦ ¦о месторождении ¦ 1 ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ A ¦2. Геолого- ¦(3 + 18c + 30c + 0,01c )x ¦ (3 + 20 )x ¦
¦ ¦физическая ¦ 1 2 7 1¦ 2 1 ¦
¦ ¦характеристика ¦ ¦ ¦
¦ ¦месторождения ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ A ¦2.0. Создание базы ¦ (3c + 0,01c )x ¦ ¦
¦ ¦данных ГИС ¦ 2 7 1 ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦2.1. Геологическое ¦ (3 + 14c )x ¦ 3x ¦
¦ ¦строение ¦ 1 1 ¦ 1 ¦
¦ ¦месторождения и ¦ ¦ ¦
¦ ¦залежей ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦2.2. Физико- ¦ (4c + 23c )x ¦ 16c x ¦
¦ ¦гидродинамическая ¦ 1 2 1 ¦ 2 1 ¦
¦ ¦характеристика ¦ ¦ ¦
¦ ¦продуктивных ¦ ¦ ¦
¦ ¦коллекторов, ¦ ¦ ¦
¦ ¦вмещающих пород и ¦ ¦ ¦
¦ ¦покрышек ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦2.3. Свойства и ¦ 3c x ¦ 3c x ¦
¦ ¦состав нефти, газа, ¦ 2 1 ¦ 2 1 ¦
¦ ¦конденсата и воды ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦2.4. Запасы нефти, ¦ c x ¦ c x ¦
¦ ¦газа и конденсата ¦ 2 1 ¦ 2 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3. Геолого- ¦ (1 + 33c + 60c + 31c + ¦ (1 + 33c + 60c + 31c + ¦
¦ ¦промысловое и ¦ 1 2 3 ¦ 1 2 3 ¦
¦ ¦технико- ¦ ¦ ¦
¦ ¦экономическое ¦ + 31c + 0,02x c c + ¦ + 31c + 0,02x c c + ¦
¦ ¦обоснования ¦ 4 2 8 9 ¦ 4 2 8 9 ¦
¦ ¦вариантов разработки¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ 2 ¦ 2 ¦
¦ ¦ ¦ + x (2y + 0,001c + 20c +¦ + x (2y + 0,001c + 20c +¦
¦ ¦ ¦ 3 1 8 4 ¦ 3 1 8 4 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ + 0,5c + 0,01c c x ) + ¦ + 0,5c + 0,01c c x ) + ¦
¦ ¦ ¦ 8 8* 9 3 ¦ 8 8* 9 3 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ + 0,3c + 0,265c )x ¦ + 0,3c + 0,265c )x ¦
¦ ¦ ¦ 8 7 1 ¦ 8 7 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ A ¦3.1. Анализ ¦ (14c + 0,015c )x ¦ (14c + 0,015c )x ¦
¦ ¦результатов ¦ 4 7 1 ¦ 4 7 1 ¦
¦ ¦исследований ¦ ¦ ¦
¦ ¦скважин и пластов, ¦ ¦ ¦
¦ ¦результатов пробной ¦ ¦ ¦
¦ ¦эксплуатации, ¦ ¦ ¦
¦ ¦характеристики ¦ ¦ ¦
¦ ¦режимов эксплуатации¦ ¦ ¦
¦ ¦и динамики ¦ ¦ ¦
¦ ¦продуктивности ¦ ¦ ¦
¦ ¦скважин ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ A ¦3.2. Анализ текущего¦ (3c + 22c + 28c + ¦ (3c + 22c + 28c + ¦
¦ ¦состояния ¦ 1 2 3 ¦ 1 2 3 ¦
¦ ¦и эффективности ¦ ¦ ¦
¦ ¦применяемой ¦ + 0,015c )x ¦ + 0,015c )x ¦
¦ ¦технологии ¦ 7 1 ¦ 7 1 ¦
¦ ¦разработки ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.2.1. Анализ ¦ (2c + 0,05c )x ¦ (2c + 0,05c )x ¦
¦ ¦структуры фонда ¦ 2 7 1 ¦ 2 7 1 ¦
¦ ¦скважин и ¦ ¦ ¦
¦ ¦показателей их ¦ ¦ ¦
¦ ¦эксплуатации ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.2.2. Сопоставление¦ 5c x ¦ 5c x ¦
¦ ¦фактических и ¦ 2 1 ¦ 2 1 ¦
¦ ¦проектных ¦ ¦ ¦
¦ ¦показателей ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.2.3. Пластовое ¦ 2c x ¦ 2c x ¦
¦ ¦давление в зонах ¦ 2 1 ¦ 2 1 ¦
¦ ¦отбора и закачки. ¦ ¦ ¦
¦ ¦Температура пласта ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.2.4. Анализ ¦ (3c + c + 25c )x ¦ (3c + c + 25c )x ¦
¦ ¦выработки запасов ¦ 1 2 3 1 ¦ 1 2 3 1 ¦
¦ ¦нефти из пластов ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.2.5. Анализ ¦ (12c + 3c + 0,1c )x ¦ (12c + 3c )x ¦
¦ ¦эффективности ¦ 2 3 7 1 ¦ 2 3 1 ¦
¦ ¦реализуемой системы ¦ ¦ ¦
¦ ¦разработки ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ B ¦3.3. Обоснование ¦ (23c + 5c + 15c + ¦ (23c + 5 + 15c + ¦
¦ ¦принятой методики ¦ 1 2 3 ¦ 1 2 3 ¦
¦ ¦прогноза ¦ ¦ ¦
¦ ¦технологических ¦ + 0,02x c c + x (2y + ¦ + 0,02x c c + x (2y + ¦
¦ ¦показателей ¦ 2 8 9 3 1 ¦ 2 8 9 3 1 ¦
¦ ¦разработки ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ 2 ¦ 2 ¦
¦ ¦ ¦ + 0,001c + 20c + 0,5c + ¦ + 0,001c + 20c + 0,5c + ¦
¦ ¦ ¦ 8 4 8 ¦ 8 4 8 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ + 0,01c c x ) + 0,3c + ¦ + 0,01c c x ) + 0,3c + ¦
¦ ¦ ¦ 8* 9 3 8 ¦ 8* 9 3 8 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ + 0,1c )x ¦ + 0,1c )x ¦
¦ ¦ ¦ 7 1 ¦ 7 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.3.1. Способы ¦ 5c x ¦ 5c x ¦
¦ ¦схематизации пластов¦ 2 1 ¦ 2 1 ¦
¦ ¦и методы расчета ¦ ¦ ¦
¦ ¦технологических ¦ ¦ ¦
¦ ¦показателей ¦ ¦ ¦
¦ ¦разработки ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.3.2. Построение ¦ (16c + 0,1c )x ¦ (16c + 0,1c )x ¦
¦ ¦цифровой ¦ 1 7 1 ¦ 1 7 1 ¦
¦ ¦геологической и ¦ ¦ ¦
¦ ¦фильтрационной ¦ ¦ ¦
¦ ¦моделей объекта как ¦ ¦ ¦
¦ ¦основы для ¦ ¦ ¦
¦ ¦проектирования ¦ ¦ ¦
¦ ¦разработки ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.3.3. Измерения ¦ 3c x ¦ 3c x ¦
¦ ¦характеристик ¦ 1 1 ¦ 1 1 ¦
¦ ¦пластов для создания¦ ¦ ¦
¦ ¦модели ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.3.4. Исходная ¦ (4c + 5c + 0,1c + ¦ (4c + 5c + 0,1c + ¦
¦ ¦информация для ¦ 1 4 8 ¦ 1 4 8 ¦
¦ ¦создания ¦ ¦ ¦
¦ ¦математических ¦ + 0,01c c x )x ¦ + 0,01c c x )x ¦
¦ ¦моделей ¦ 8* 9 3 1 ¦ 8* 9 3 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.3.5. Обработка и ¦ (10c + 0,01x c c + ¦ (10c + 0,01x c c + ¦
¦ ¦интерпретация ¦ 4 2 8 9 ¦ 4 2 8 9 ¦
¦ ¦исходных данных ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ + 0,2c )x ¦ + 0,2c )x ¦
¦ ¦ ¦ 8 1 ¦ 8 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.3.6. Представление¦ 2 ¦ 2 ¦
¦ ¦моделей ¦ x (2y + 0,001c )*x ¦ x (2y + 0,001c )x ¦
¦ ¦ ¦ 3 1 8 1 ¦ 3 1 8 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.3.7. Создание и ¦ (20c + 0,5c + ¦ (20c + 0,5c + ¦
¦ ¦экспертиза моделей ¦ 4 8 ¦ 4 8 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ + 0,01c c x )x x ¦ + 0,01c c x )x x ¦
¦ ¦ ¦ 8* 9 3 2 1 ¦ 8* 9 3 2 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ A ¦3.4. Обоснование ¦ (7c + 2c )x ¦ (7c + 2c )x ¦
¦ ¦выделения ¦ 1 3 1 ¦ 1 3 1 ¦
¦ ¦эксплуатационных ¦ ¦ ¦
¦ ¦объектов ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.4.1. Обоснование ¦ (7c + 2c )x ¦ (7c + 2c )x ¦
¦ ¦выделения ¦ 1 3 1 ¦ 1 3 1 ¦
¦ ¦эксплуатационных ¦ ¦ ¦
¦ ¦объектов по геолого-¦ ¦ ¦
¦ ¦физическим ¦ ¦ ¦
¦ ¦характеристикам ¦ ¦ ¦
¦ ¦пластов ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ A ¦3.5. Обоснование ¦ (17c + c )x ¦ (17c + c )x ¦
¦ ¦технологий и рабочих¦ 2 3 1 ¦ 2 3 1 ¦
¦ ¦агентов для ¦ ¦ ¦
¦ ¦воздействия на пласт¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.5.1. Обоснование ¦ (14c + c )x ¦ (14c + c )x ¦
¦ ¦технологии ¦ 2 3 1 ¦ 2 3 1 ¦
¦ ¦воздействия на пласт¦ ¦ ¦
¦ ¦и призабойную зону ¦ ¦ ¦
¦ ¦пласта ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦3.5.2. Обоснование ¦ 3c x ¦ 3c x ¦
¦ ¦рабочих агентов для ¦ 2 1 ¦ 2 1 ¦
¦ ¦воздействия на пласт¦ ¦ ¦
¦ ¦и призабойную ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ C ¦3.6. Обоснование ¦ (1 + 16c + 2c )x ¦ (1 + 16c + 2c )x ¦
¦ ¦расчетных вариантов ¦ 2 4 1 ¦ 2 4 1 ¦
¦ ¦разработки и их ¦ ¦ ¦
¦ ¦исходные ¦ ¦ ¦
¦ ¦характеристики ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦4. Технологические ¦ (7y + (8 + 7y )c + ¦ (7y + (8 + 7y )c + ¦
¦ ¦показатели ¦ 1 1 2 ¦ 1 1 2 ¦
¦ ¦вариантов разработки¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ + 15c )x ¦ + 15c )x ¦
¦ ¦ ¦ 5 1 ¦ 5 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ E ¦4.1. Обоснование ¦ 5c x ¦ 5c x ¦
¦ ¦предельных толщин ¦ 2 1 ¦ 2 1 ¦
¦ ¦пласта для ¦ ¦ ¦
¦ ¦размещения скважин и¦ ¦ ¦
¦ ¦сроков выработки ¦ ¦ ¦
¦ ¦извлекаемых запасов,¦ ¦ ¦
¦ ¦количество резервных¦ ¦ ¦
¦ ¦скважин и ¦ ¦ ¦
¦ ¦местоположение ¦ ¦ ¦
¦ ¦скважин-дублеров ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ C ¦4.2. Технологические¦ (7y + 7y c + 15c )x ¦ (7y + 7y c + 15c )x ¦
¦ ¦показатели вариантов¦ 1 1 2 5 1 ¦ 1 1 2 5 1 ¦
¦ ¦разработки ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ E ¦4.3. Анализ ¦ 3c x ¦ 3c x ¦
¦ ¦расчетных ¦ 2 1 ¦ 2 1 ¦
¦ ¦коэффициентов ¦ ¦ ¦
¦ ¦извлечения нефти ¦ ¦ ¦
¦ ¦из недр ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦5. Технико- ¦ (14 + 7y + (13 + 7y )c + ¦ (14 + 7y + (13 + 7y )c + ¦
¦ ¦экономический анализ¦ 1 1 2 ¦ 1 1 2 ¦
¦ ¦проектных решений ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ + 4c )x ¦ + 4c )x ¦
¦ ¦ ¦ 5 1 ¦ 5 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ D ¦5.1. Общие положения¦ 10x ¦ 10x ¦
¦ ¦ ¦ 1 ¦ 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ D ¦5.2. Показатели ¦ (7y + 7y c )x ¦ (7y + 7y c )x ¦
¦ ¦экономической оценки¦ 1 1 2 1 ¦ 1 1 2 1 ¦
¦ ¦вариантов разработки¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ D ¦5.3. Оценка ¦ 5c x ¦ 5c x ¦
¦ ¦капитальных вложений¦ 2 1 ¦ 2 1 ¦
¦ ¦и эксплуатационных ¦ ¦ ¦
¦ ¦затрат ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ D ¦5.4. Налоговая ¦ 2x ¦ 2x ¦
¦ ¦система ¦ 1 ¦ 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ D ¦5.5. Источники ¦ 2x ¦ 2x ¦
¦ ¦финансирования ¦ 1 ¦ 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ D ¦5.6. Технико- ¦ 3c x ¦ 3c x ¦
¦ ¦экономический анализ¦ 5 1 ¦ 5 1 ¦
¦ ¦вариантов ¦ ¦ ¦
¦ ¦разработки, ¦ ¦ ¦
¦ ¦обоснование выбора ¦ ¦ ¦
¦ ¦рекомендуемого к ¦ ¦ ¦
¦ ¦утверждению варианта¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ D ¦5.7. Технико- ¦ (6c + c )x ¦ (6c + c )x ¦
¦ ¦экономическая ¦ 2 5 1 ¦ 2 5 1 ¦
¦ ¦эффективность новых ¦ ¦ ¦
¦ ¦технологических и ¦ ¦ ¦
¦ ¦технических решений ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ D ¦5.8. Практическое ¦ 2c x ¦ 2c x ¦
¦ ¦осуществление ¦ 2 1 ¦ 2 1 ¦
¦ ¦рекомендуемого ¦ ¦ ¦
¦ ¦варианта разработки ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ E ¦6. Технология и ¦ (48c + 0,01c )x ¦ - ¦
¦ ¦техника добычи нефти¦ 2 7 1 ¦ ¦
¦ ¦и газа ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦6.1. Обоснование ¦ (8c + 0,01c )x ¦ ¦
¦ ¦выбора рационального¦ 2 7 1 ¦ ¦
¦ ¦способа подъема ¦ ¦ ¦
¦ ¦жидкости в ¦ ¦ ¦
¦ ¦скважинах, устьевого¦ ¦ ¦
¦ ¦и внутрискважинного ¦ ¦ ¦
¦ ¦оборудования ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦6.2. Мероприятия по ¦ 10c x ¦ - ¦
¦ ¦предупреждению и ¦ 2 1 ¦ ¦
¦ ¦борьбе с ¦ ¦ ¦
¦ ¦осложнениями при ¦ ¦ ¦
¦ ¦эксплуатации скважин¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦6.3. Требования и ¦ 10c x ¦ - ¦
¦ ¦рекомендации к ¦ 2 1 ¦ ¦
¦ ¦системе сбора и ¦ ¦ ¦
¦ ¦промысловой ¦ ¦ ¦
¦ ¦подготовки продукции¦ ¦ ¦
¦ ¦скважин ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦6.4. Техника и ¦ C x ¦ - ¦
¦ ¦технология добычи ¦ 2 1 ¦ ¦
¦ ¦природного газа и ¦ ¦ ¦
¦ ¦конденсата ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦6.5. Требования и ¦ 10c x ¦ - ¦
¦ ¦рекомендации к ¦ 2 1 ¦ ¦
¦ ¦системе ППД ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦6.6. Требования к ¦ 9c x ¦ - ¦
¦ ¦технологии и технике¦ 2 1 ¦ ¦
¦ ¦приготовления и ¦ ¦ ¦
¦ ¦закачки рабочих ¦ ¦ ¦
¦ ¦агентов в пласт при ¦ ¦ ¦
¦ ¦внедрении методов ¦ ¦ ¦
¦ ¦повышения ¦ ¦ ¦
¦ ¦нефтеизвлечения ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ E ¦7. Требования к ¦ (2 + 20c )x ¦ - ¦
¦ ¦конструкциям скважин¦ 2 1 ¦ ¦
¦ ¦и производству ¦ ¦ ¦
¦ ¦буровых работ, ¦ ¦ ¦
¦ ¦методам вскрытия ¦ ¦ ¦
¦ ¦пластов и освоения ¦ ¦ ¦
¦ ¦скважин ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦7.1. Требования к ¦ (1 + 10c )x ¦ - ¦
¦ ¦конструкциям ¦ 2 1 ¦ ¦
¦ ¦скважин, технологиям¦ ¦ ¦
¦ ¦и производству ¦ ¦ ¦
¦ ¦буровых работ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦7.2. Требования к ¦ (1 + 10c )x ¦ - ¦
¦ ¦методам вскрытия ¦ 2 1 ¦ ¦
¦ ¦продуктивных пластов¦ ¦ ¦
¦ ¦и освоения скважин ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ B ¦8. Обоснование ¦ C ¦ - ¦
¦ ¦проекта прогноза ¦ 2 ¦ ¦
¦ ¦добычи нефти, газа, ¦ ¦ ¦
¦ ¦конденсата, объемов ¦ ¦ ¦
¦ ¦буровых работ и ¦ ¦ ¦
¦ ¦закачки воды в пласт¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ B ¦9. Проектирование ¦ (6c + 0,01c )x ¦ - ¦
¦ ¦систем контроля и ¦ 2 7 1 ¦ ¦
¦ ¦регулирования ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦9.1. Контроль за ¦ 3c x ¦ ¦
¦ ¦разработкой нефтяных¦ 2 1 ¦ ¦
¦ ¦и газонефтяных ¦ ¦ ¦
¦ ¦месторождений ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦9.2. Регулирование ¦ (3c + 0,01c )x ¦ ¦
¦ ¦процесса разработки ¦ 2 7 1 ¦ ¦
¦ ¦нефтяных и ¦ ¦ ¦
¦ ¦газонефтяных залежей¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ E ¦10. Охрана ¦ (60 + 30c + 0,1c )x ¦ (45 + 25c + 0,1c )x ¦
¦ ¦окружающей среды и ¦ 2 7 1 ¦ 2 7 ¦
¦ ¦недр ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦10.1. Охрана ¦ (40 + 20c + 0,1c )x ¦ (30 + 20c + 0,1c )x ¦
¦ ¦окружающей среды ¦ 2 7 1 ¦ 2 7 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ ¦10.2. Охрана недр ¦ (60 + 30c + 0,1c )x ¦ (15 + 5c )x ¦
¦ ¦ ¦ 2 7 1 ¦ 2 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ F ¦Оформление работы и ¦ 1,5(12 + 3c + 10c + 3c +¦ 1,5(12 + 3c + 10c + 3c +¦
¦ ¦формирование единого¦ 1 2 3 ¦ 1 2 3 ¦
¦ ¦отчета ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ + 3c )x ¦ + 3c )x ¦
¦ ¦ ¦ 4 1 ¦ 4 1 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ E ¦Расчеты по ¦ 5y x ¦ - ¦
¦ ¦объектам ¦ 2 1 ¦ ¦
¦ ¦обустройства ¦ ¦ ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ F ¦Экспертиза ¦ 113log(c ) - 134 ¦2[113log(c ) - 134] ¦
¦ ¦ ¦ 7 ¦ 7 ¦
+----+--------------------+----------------------------+----------------------------+
¦ F ¦Согласование, ¦ 10y x ¦ 10y x ¦
¦ ¦защита ¦ 3 1 ¦ 3 1 ¦
L----+--------------------+----------------------------+-----------------------------
Для оценки разработанной методики проведен численный
эксперимент на примере проекта "Авторский надзор месторождения".
Технология расчета включает 6 этапов, обозначенных буквами A, B,
C, D, E, F на рис. 6 и табл. 1. Анализируемое месторождение
характеризуется совокупностью параметров x = 0,9, x = 1,125, x
1 2 3
= 1,3, c = 2, c = 2, c = 1, c = 1, c = 12, c = 1, c = 80,
1 2 3 4 5 6 7
c = 5, y = 4, y = 0, y = 2, n = 0, n = 0, n = 0,6.
8 1 2 3 ов оа об
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 "Авторский надзор месторождения" по основным процессам

                   Этап проекта                   
Трудозатраты,
чел.-дней
Анализ истории разработки                     
 A 
      260    
Адаптация модели                              
 B 
      207    
Выработка прогнозных вариантов разработки     
 C 
      269    
Выбор экономически наиболее эффективного      
варианта
 D 
      155    
Расчет ТЭО показателей разработки             
 E 
      255    
Оформление отчета, экспертиза и защита        
Итого по методике
Итого по НИПИ
 F 
      158    
1304
1375

Рассчитанные по методике объемы трудозатрат по этапам разработки проекта позволяют рассчитать объем зарплаты на этапах работ исходя из заложенного в договоре стоимости чел.-дня, которая составляет 4494 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.

Таблица 3

Анализ проекта "Авторский надзор освоения месторождения"

Этапы разработки проекта
Зарплата,
руб.
  Прямые 
расходы,
руб.
Накладные
расходы,
руб.
  Итого  
Анализ истории      
разработки
 A 
  572 987
  207 695
  780 683
Адаптация модели    
 B 
  455 202
   74 690
  165 001
  694 893
Выработка прогнозных
вариантов разработки
 C 
  592 814
   97 270
  214 882
  904 965
Выбор экономически  
эффективного
варианта
 D 
  341 898
  123 930
  465 828
Расчет показателей  
ТЭО
 E 
  560 698
  203 239
  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   
3 096 198
1 014 400
1 122 304
5 232 902
Итого по бюджету    
6 178 710
Гибкий проект       
5 859 674

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 вовлеченных в деятельность добычи углеводородных ресурсов, обеспечить управление по целям.

Разработанная методология содержит потенциал развития до уровня модельно-методологического 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 отсутствие аналитически выверенной государственной стратегии контроля углеводородного богатства для отечественной 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. N 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. N 5, 1989.
  6. Герасимов Р. Выбор лучшего предложения при закупках работ научного и научно-производственного характера // Конкурсные торги. - 2004. - N 8.

Р.Х.Бахитова

К. ф.-м. н.,

старший научный сотрудник

Уфимский филиал

Института экономики УрО РАН