Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы управления морскими нефтегазовыми проектами и постановка задач исследований 7
1.1 Потенциал углеводородных ресурсов континентального шельфа 7
1.2 России и технико-экономическая оценка перспектив его освоении
1.3 Состав работ по морским нефтегазовым проектам 12
1.4 Особенности управления морскими нефтегазовыми проектами и постановка задач исследований 17
2 Методология управления проектами - инструмент реализации инновационных морских нефтегазовых проектов 22
2.1 Актуальность проблемы управления проектами 22
2.2 Преимущества внедрения методологии УП 27
2.3 Инструментарий систем управления проектами на разных этапах инвестиционного процесса 31
2.4 Программное обеспечение систем управления проектами 38
2.5 Опыт применения пакета Primavera 52
3 Рекомендации по внедрению суп при реализации морских нефтегазовых проектов 58
3.1 Организация стратегического управления морскими нефтегазовыми проектами 58
3.1.1. Концепция стратегического управления 58
3.1.2. Формализация политики и целей компании 61
3.1.3. Этапы стратегического анализа 62
3.2 Системные методы сертификации и обеспечении надежности объектов морских нефтегазовых проектов 64
3.2.1. Показатели эффективности и надежности сложных технических систем 67
3.2.2. Системные методы обеспечения надежности и безопасности 70
3.2.3. Концепция обеспечения надежности нефтсгазопромысловых объектов при изготовлении 79
3.2.4. Рекомендации по созданию программы сертификации и обеспечения надежности на российских предприятиях 84
4 Обеспечение инвестиционной привлекательности морских нефтегазовых проектов 90
4.1 Преимущества режима недропользования на условиях СРП 90
4.2 Об унификации требований при подготовке соглашений о разделе продукции 95
4.3 Механизмы привлечения инвестиций в освоение морских нефтегазовых месторождений 98
Основные выводы и рекомендации 107
- Состав работ по морским нефтегазовым проектам
- Инструментарий систем управления проектами на разных этапах инвестиционного процесса
- Системные методы сертификации и обеспечении надежности объектов морских нефтегазовых проектов
- унификации требований при подготовке соглашений о разделе продукции
Введение к работе
Экономика Российской Федерации нуждается в успешном развитии топливно-энергетического комплекса, ключевыми ресурсами которого являются нефть и газ. Однако в настоящее время в Российской Федерации доля активных (традиционных, технологически освоенных) запасов нефти и газа не обеспечивает потребные объемы добычи углеводородов. Поэтому освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа России является важной стратегической задачей, от решения которой в значительной степени зависит экономическое положение и энергетическая безопасность страны. Целесообразность активизации морских работ на российском шельфе подтверждается предварительными оценками, которые свидетельствуют о достаточно высокой ожидаемой эффективности инвестиций.
В 2001 году более пятидесяти стран вели добычу нефти и газа на морских месторождениях, а доля морской добычи составила 35% (1095 млн.тонн) по нефти и 31,6% (750 млрд.м J по газу. На разведку и добычу месторождений континентального шельфа, включая строительство морских буровых платформ, тратится больше 85 млрд. долларов США в год. На континентальном шельфе России только в 1999 году был получен первый миллион тонн нефти, добытой у побережья северо-восточного Сахалина, па лицензионном участке проекта «Сахалин-2». Поэтому освоение углеводородного потенциала шельфа России является принципиально новым этапом развития топливно-энергетического комплекса в XXI веке.
Основные потенциальные запасы углеводородов континентального шельфа (~85%) размещаются на шельфе российских арктических морей. В то же время морская добыча углеводородов требует создания сложных уникальных инженерных сооружений, включающих средства добычи, промысловой подготовки и транспорта углеводородного сырья, а также технических и обслуживающих судов, способных к длительной высоконадежной работе в условиях сурового полярного климата [10, 12,30, 36, 39].
До последних лет российские предприятия не участвовали в создании таких объектов, а проектирование первых ледостойких стационарных платформ в Охотском и Печорском морях производилось с привлечением иностранных фирм, имеющих в этой области многолетний опыт. Однако наличие в России научно-исследовательских центров и конструкторских бюро, экспериментальной базы для апробации технических решений и технологии строительства так объектов, мощных производственных баз, способных при незначительной модернизации обеспечить сооружение нефтегазопромысловых объектов,
создает предпосылки полномасштабного развертывания работ по созданию отечественных технических средств добычи нефти и газа. На решение этой проблемы направлена Подпрограмма «Шельф» «Создание высокотехнологичных установок, машин и оборудования для морской добычи нефти, газа и освоения углсво дородных месторождений па континентальном шельфе Арктики на 2003-2012 годы» федеральной целевой программы «Мировой океан», утвержденная Постановлением Правительства Российской Федерации от 20.08.02 г. № 623.
Реализация указанной подпрограммы, связанная с созданием сложных наукоемких технических объектов, требует объединения знаний разных областей науки и техники (все науки о нефти и газе, строительная механика, гидротехника, металлургия, геодезия, океанология, климатология и др.), четкого взаимодействия более сотни предприятий различных отраслей промышленности (судостроения, тяжелого и энергетического машиностроения, металлургии, приборостроения, радиотехнической и других отраслей).
Кроме сложностей в техническом и технологическом плане, следует подчеркнуть, что освоение ресурсов арктической шельфовой зоны, равно как и разработка месторождений в северных районах Сибири, Якутии и Дальнего Востока, несьма затратная задача, требующая новых нестандартных режимов стимулирования таких работ. Российские и зарубежные инвесторы готовы принять на себя серьезные риски инвестиционных проектов при условии обеспечения государством приемлемых и стабильных условий недропользования и налогообложения. Поэтому одной из основных задач управления проектами является планирование и обеспечение многолетних стабильных условий, гарантирующих проекту не изменение коммерческих результатов.
Очевидно, что разработка и реализация сложных многопрофильных морских проектов нефтегазодобычи требует применения нетрадиционных систем управления. Управление такими капиталоемкими комплексными проектами необходимо выполнять программно-целевыми методами на основе современных методологий. Поэтому целью диссертационной работы является совершенствование научной методологии управления проектами освоения морских нефтегазовых месторождений, как инструмента реализации дорогостоящих инновационных проектов, обеспечения их инвестиционной привлекательности, технической реализуемости и надежности.
Достижение цели диссертации обеспечивается путем исследования следующих задач:
научно-техническое обоснование применения современных электронных систем и методологии управления проектами (Project Management) в практике разработки морских нефтегазовых проектов, включающее в качестве демонстрационного
примера разработанную методику анализа и расчета трубопроводной схемы транспорта продукции скважин с платформ;
организация системы стратегического управления, разработка методов сертификации, обеспечения надежности и качества технических объектов морских нефтегазовых проектов при их изготовлении на российских конверсионных предприятиях;
разработка методов обеспечения стабильности условий реализации и повышения инвестиционной привлекательности морских нефтегазовых проектов.
Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:
Установлен алгоритм решения комплексной проблемы управления сложными наукоёмкими проектами морской нефтегазодобычи, состоящий из реализации организационных, конструкторских и технологических задач на основе современной методологии управления проектами.
Разработана технология стратегического управления морскими нефтегазовыми проектами, включающая на первой стадии формализацию политики и цели, оценку потенциала, условий и позиций конкурентного состояния, на второй стадии - выбор и принятие предпочтительных цели и стратегии, па третьей стадии -организационные меры по реализации выбранной стратегии, обеспечивающая конкурентное преимущество и повышение интенсивности деятельности компании.
Разработан механизм обеспечения надежности объектов морской нефтегазодобычи путем алгоритмизации анализа возможных отказов и сертификации технических средств па основе требований международной нормативной практики.
Разработаны финансовые модели повышения инвестиционной привлекательности морских нефтегазовых проектов, реализуемых на условиях соглашений о разделе продукции (СРП), путем привлечения государственных долей прибыльной продукции в обеспечение долгосрочных банковских кредитов и облигационных займов.
Практическая значимость и реализация результатов работы заключается в том, что внедрение современных методов управления проектами, компьютерных технологий и программных позволяет осуществить рациональное управление в режиме "on-line" ограниченными ресурсами и детализированным расписанием многопрофильных и распределенных в пространстве и времени работ по реализации морских нефтегазовых проектов.
Разработанная система сертификации на основе международного стандарта ISO 9000-4:03/IEC 300-1:93 отвечает положениям Закона РФ «О техническом регулировании» (2002) и обеспечивает конкурентоспособность российской продукции на внешнем рынке.
Предложенные технология стратегического управления и финансовая модель обеспечения инвестиционной привлекательности морских нефтегазовых проектов использованы при разработке «Концепции работ ОЛО «Газпром» на шельфе Российской Федерации», утвержденной Постановлением Правления ОЛО «Газпром» № 63 от 27.11.03.
Состав работ по морским нефтегазовым проектам
Морские проекты освоения нефтегазовых месторождений связаны с поиском и разведкой углеводородных ресурсов, добычей, сбором, промысловой подготовкой и отгрузкой потребителю продукции (нефти и/или газа) при разработке одного или нескольких морских месторождений нефти и/или газа и являются комплексными, а морской промысловые объекты проекта образуют сложную наукоемкую техническую систему морского нефтегазодобывающего комплекса [10,12,34,35]. На всех этапах реализации морских нефтегазовых проектов используются суда, плавучие технические средства, стационарные буровые и технологические платформы различных типов, поэтому основные направления организации поисково-разведочных и эксплуатационных работ на нефть и газ в морских условиях зависят от наличия наукоемких технических средств, технологий и сооружений. В связи с высокой стоимостью технических средств освоения континентального шельфа, формирование необходимой производственно-технической инфраструктуры является важной областью морского нефтегазопромыслового строительства. Для решения этой проблемы Постановлением Правительства Российской Федерации от 20.08.02 г. утверждена подпрограмма «Шельф» - «Создание высокотехнологичных установок, машин и оборудования для морской добычи нефти, газа и освоения углеводородных месторождений на континентальном шельфе Арктики на 2003-2012 годы» - федеральной целевой программы «Мировой океан». Необходимость создания подпрограммы «Шельф» обусловлена тем, что морские лсдостойкие стационарные платформы, масса которых составляет десятки и сотни тысяч тонн, являются новыми дія российской промышленности техническими средствами, а стоимость создания оценивается сотнями миллионов долларов.
Проектирование первых ледостойких платформ для сахалинского и печорского шельфа {проекты «Сахалин-2» и «Приразломное») производилось с привлечением иностранных фирм, имеющих в этой области многолетний опыт. Однако в России имеется необходимый научный и технический опыт, а у предприятий судостроительной промышленности возможности для полномасштабного развертывания работ по созданию отечественных технических средств морской нефтегазодобычи. Анализ состояния разработок конструкций нефтегазопромысловых сооружений показывает, что для освоения морских нефтегазовых месторождений в условиях замерзающих морей при толщине однолетнего льда 2.0-2.5 м имеются апробированные технические решения и промышленно-производственпые базы для их изготовления. Изготовление платформ для месторождений Баренцева, Печорского и Карского морей может быть осуществлено на конверсионных судостроительных предприятиях при условии создания монтажно-сборочной площадки па берегу одного из глубоководных фиордов Карельского полуострова. При расположении некоторых морских месторождений недалеко от берега (месторождения Обско-Тазовской губ, Печорского моря) имеют преимущество схемы обустройства, основанные на компоновке технологических систем в блочно-комплектном исполнении. Развитие комплектно-блочного метода при обустройстве морских месторождений требует расширения обьемов изготовления в Тюменской области и создания на конверсионных предприятиях Мурманской и Архангельской областей новых производств но выпуску наплавных технологических объектов.
Для освоения месторождений Баренцева моря (Штокмановского и его спутников) рекомендуются платформы на натяжных опорах (TLP, SPAR). Мелководные месторождения Печорского и Карского моря предполагается осваивать платформами гравитационного типа, а для освоения глубоководных месторождений возможна разработка подводных комплексов. Разработка месторождений производится с помощью скважин, пробуренных с морских стационарных платформ, и скважин с подводно-устьевьш заканчиванием. Платформа включает в свой состав одну или две буровые установки, оборудование по добыче, сбору и промысловой подготовке нефти и газа, утилизации пластовой воды. Сырая нефть, газ и конденсат транспортируются от морских платформ по трубопроводам на береговые установки. Возможна также отгрузка нефти с платформ танкерами [48]. Береговые сооружения могут включать в свой состав промысловые и магистральные трубопроводы, технологические установки по подготовке продукции скважин до товарной кондиции, насосные и компрессорные станции для перекачки нефти и газа, терминалы для хранения и перегрузки нефти и конденсата на морской транспорт. Техника и технология их проектирования, строительства и эксплуатации хорошо известны специалистам и далее нами не рассматриваются [2, 3,14, 37,40,47,49,50]. 1.2.1. Состав работ по морской части проекта Морские объекты проектов включают в себя проектирование, изготовление, доставку на точку установки и монтаж стационарных платформ; проектирование, изготовление и монтаж подводио-устьевых комплексов для бурения и эксплуатации скважин с подводным заканчиванием; проектирование и строительство морских трубопроводов. При проектировании платформ обычно принимаются следующие предпосылки: эксплуатация осуществляется из диспетчерского пункта, размещенного на обитаемой морской платформе или берегу; параметры эксплуатации платформ, подводі і о-устьевых скважинпых комплексов, систем отгрузки и транспортировки продукции отслеживаются из офиса, расположенного на берегу, через систему SCAD А; автоматические системы используют проверенную в эксплуатации технологию, стандартное оборудование и программное обеспечение; электронные системы используют настройки и конфигурации, рассчитанные па обычный пользовательский уровень; автоматизированные защитные системы имеют раздельные датчики, контроллеры и исполнительные устройства от автоматизированных систем управления технологическим процессом; проектирование оборудования ориентировано выбор экономически эффективного решения, соответствующего необходимы эксплуатационным требованиям и требованиям по безопасности. 1.2.2.
Основные технологические решения по разработке месторождения Технологической схемой и показателями разработки месторождения определяются способы и технология бурения скважин, добычи, сбора, подготовки, транспорта и хранения продукции скважин. Выбранная па основе вариантных технико-экономических расчетов технологическая схема разработки месторождения характеризуется следующими показателями [34,37,40,49,55]: количеством размещения на платформе вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также их назначением; способом добычи пластовых флюидов; выборам технологической системы сбора и подготовки нефти, газа и воды с расчетом на максимальные расходы. На основе оптимальной технологической схемы разработки месторождения выполняется проект обустройства месторождения, включающий в себя объекты производственного и вспомогательного назначения, а также объекты инфраструктуры, 1.23. Конструкция и оснащение платформы Сложность конструкции морских стационарных платформ для условий арктических и дальневосточных морей определяется тяжелыми ледовыми условиями, многократно превышающими нагрузки на нефтегазодобывающие платформы, работающие на шельфах незамерзающих морей. На платформе размещаются комплексы энергетического, технологического и вспомогательного оборудования, а также райзеры подводных трубопроводов для перекачки с платформы продукции месторождения. Вариант конструкции платформы определяется на основании анализа природно-климатических и инженерно-геологических условий района месторождения и технико-экономических проработок [6, 15, 19,20, 38,44].
В состав платформы входят следующие комплексы и системы: буровой комплекс; добычной и технологический комплексы; вспомогательные системы; жилой комплекс; системы для транспорта нефти и газа. Размеры верхней палубы обеспечивают размещение оборудования и жилого комплекса. В основу проектирования сооружений верхнего строения заложены принципы зонирования палубы по уровню безопасности и интегрального размещения оборудования. Жилой модуль рассчитывается на размещение потребной численности постоянного и временного персонала. Основным критерием надежности для морских платформ является постоянное обеспечение выработки электроэнергии. Электрогенераторы должны обладать высокой эксплуатационной надежностью при работе в суровых природно-климатических условиях. Эксплуатационная надежность генераторов обеспечивается резервированием.
Инструментарий систем управления проектами на разных этапах инвестиционного процесса
Прсдннвсстициоиная стадия, как правило, отличается отсутствием точной и подробной информации о проекте. Это может быть общая концепция проекта, ориентировочные сроки его реализации, технико-экономическое обоснование, первоначальная стоимостная оценка, другие укрупненные показатели. Поэтому и задачи, для решения которых возможно использование СУП так же носят обший характер: 1. укрупненная оценка временных и стоимостных параметров проекта; 2. оценка его реализуемости и эффективности; 3. разработка ориентировочной концепции строительства объекта инвестирования. В этом случае, СУП просто удобный инструмент, позволяющий сконцентрировать внимание на проекте. Для укрупненных оценок довольно часто используются стоимостные и временные параметры аналогичных объектов инвестирования, поэтому весьма привлекательным представляется потенциал использования информации из уже реализованных проектов. При этом имеется возможность интеграции систем управления проектами с другим программным обеспечением, например сметным. На этой стадии систему управления проектами могут использовать инвестор-застройщик, управляющая компания, технический заказчик и т.п. На стадии тендерных торгов использование систем управления проектами позволяет решать следующие задачи: 1. Разработка укрупненного пилотного графика производства работ; 2. Разработка предварительного графика финансирования; 3. Разработка ведомостей потребности людских и материальных ресурсов для включения в пакет тендерной документации.
Сочетание гибкости систем календарного планирования и подробной информации о проекте дает возможность представить оптимальное тендерное предложение. Причем подрядная организация уже на этой стадии может учитывать загруженность своей материально-технической базы па других проектах компании. То есть, в этом контексте, система управления проектами становится одним из инструментов формирования портфеля заказов. В случае, если заказчик (управляющая компания) тоже использует СУП, получив расписание проекта в электронном виде, может достаточно быстро и корректно оценить реальность представленного графика производства работ. Наиболее полно возможности систем управления проектами раскрываются па стадии реализации проекта. Стадия исполнения проекта делится па два этапа: 1. Этап разработки проекта управления строительством (ПУС); 2. Этап его утверждения и контроля исполнения. Рассмотрим задачи, относящиеся к процессу разработки проекта управлением строительства: 1. Определение состава работ проекта (по аналогам, сметам и пр.); 2. Разработка структур кодов (WBS, ID, топологические схемы), типов и т.д.; 3. Разработка структуры статей затрат, календарей работ и календарей ресурсов; 4. Разработка расписаний, технологических последовательностей, учет внешних факторов.
Влияющих на последовательность и сроки выполнения работ (пример: шторм, оледенение); 5. Назначение длительностей, ресурсов, их производительностей и стоимостей; 6. Оптимизация расписаний (включая использование технологии «fastrack»); 7. Расчет и оптимизация плановых сроков реализации проекта с учетом существующих ограничений па ресурсы. В СУП менеджер может легко проиграть различные варианты реализации проекта - при жестких временных или ресурсных ограничениях. Во все СУП заложены математические алгоритмы оптимизации использования различных типов ресурсов, с помощью которых значительно упрощается решение задач; 8. Построение графиков потребности проекта в трудовых ресурсах, машинах и механизмах, оптимизации загрузки имеющихся производственных мощностей; 9. Определение потребностей проекта в материалах, формирования графика поставок и закупок материалов;10. Определение необходимых затрат на реализацию проекта и его отдельных фаз, а также распределения финансовых потребностей проекта во времени, на элементы объекта, на строительные работы различных типов; 11. Оценка рисков (сроки, возможности финансирования, политические риски и т.д.); 12. Определение круга лип, ответственных за внесение и обновление информации о выполнении проекта; 13. Разработка инструкций для различных рабочих мест, интерфейсов и пр. к базе данных проекта (в худшем случае - к файлам проекта); 14. Согласования и корректировка проектных данных; 15. Согласование и Утверждение ПУС всеми участниками инвестиционного процесса - получение и «закрепление» так называемого целевого плана». Основными задачами, относящимися к процессу контроля исполнения и управления проектом являются: 1. Своевременный сбор фактических данных о ходе реализации проекта; 2. Оперативная авторизованная корректировка проектных данных; 3. Оценка способов и методов сбора фактических данных, при необходимости их корректировка; 4. Анализ состояния проекта по срезам (сроки, освоенный объем, работа ресурсов, оценка рисков). Стадия завершения проекта часто является наиболее напряженной, как с точки зрения сроков исполнения проекта, так и с финансовой стороны. И в этих случаях, позволим себе повториться, наибольшая польза от использования системы управления проектами - возможность проведения оперативного анализа «что... если...». Кроме того, на этапе завершения проекта СУП может использоваться как инструмент для накопления статистических данных (описание ресурсов, базы данных внутренних расценок строительной компании, типовые наборы работ, стоимостные оценки и т.д.) Использование этой статистики и баз данных может позволить в дальнейшем существенно повысить качество планирования и управления проектами, а так же снизить трудозатраты на подготовку проектов управления строительством и тендерных предложений.
Представляется очевидным, что каждый следующий проект, реализованный с применением систем календарного планирования и контроля, ратифицирует наиболее оптимальные внутрикорпоративные стандарты управления проектами. Исходными данными для решения поставленных задач являются проекгно-сметная и проекті[о-конструкторская документация (ПСД И ПКД), технологические карты строительно-монтажных работ, готовые типовые фрагменты расписаний, документация по аналогичным реализованным проектам, Проекты производства работ (ППР), технические и технологические требования заказчика, директивные сроки, условия заключенных контрактов, ограничения по имеющимся ресурсам и пр. 23.2. Достоинства и недостатки использования СУП на этапах реализации проекта Опыт использования СУП на этапе планирования показывает, что как и любые программные системы (бухгалтерские, сметные, САПР и т.п.) системы управления проектами несвободны от недостатков. Представляется, что весовой коэффициент достоинств заметно больше. Ниже приводятся наиболее очевидные достоинства и недостатки. Достоинства: 1. Всё зависит от интерфейса системы, но, как правило, с помощью СУП удобно составлять расписания; 2. Работа всех участников проекта с единой моделью проекта и с едиными данными; 3. Возможность хранить сколь угодно много вариантов проекта; 4. Оперативное обновление измененной информации у всех участников проекта; 5.
Легкость и удобство получения различной отчетной и аналитической информации по проекту в графическом, табличном виде, диаграмм Гапта, сетевых графиков и т.д. К недостаткам можно отнести: 1. Необходимость обучения большого количества людей использованию СУП на достаточно высоком уровне; 2. В связи с большим количеством лиц, имеющих доступ к данным - достаточно сложное и напряженное администрирование системы; 3. Необходимость использования одного программного продукта, или, как минимум, договоренности и согласования используемых форматов данных. Рассматривая методы разработки расписаний можно отметить, что их может быть как минимум два: 1. Метод «от смет» - при этом расписание формируется из сметы. Позиции сметы экспортируются в СУП (конечно же, включая кроме наименования и все другие данные - объемы, ресурсы, стоимостные характеристики и т.д.), затем в СУП накладываются технологические связи, ограничения по срокам, ресурсам; накладываются соответствующие кодировки (топология, WBS и т. п.). После расчета расписания получается проект. Такой проект может быть весьма подробным, по при этом не совсем удобным при отслеживании прогресса; 2. Метод «от технологии» заключается в том, что расписание делается «с нуля», причем имеет значение только технология производства, а дискретность выбирается исходя из разумной конечности операций. И уже после оптимизации расписания с технологической точки зрения, начинается наполнение голого расписания сведениями о ресурсах, стоимостях. При этом сведения о затратах могут быть учтены разными способами.
Системные методы сертификации и обеспечении надежности объектов морских нефтегазовых проектов
Проблемы надежности, которые связаны, в первую очередь, с обеспечением безопасности человека, сохранением дорогостоящих промысловых сооружений и охраной окружающей природной среды, обусловлены также острой необходимостью обеспечения конкурентоспособности сложной наукоемкой продукции российских предприятий на внешнем рынке. В условиях конкуренции в области создания высокотехнологичных установок, машин и оборудовапия для морской добычи нефти и газа, неминуемого противодействия со стороны иностранных компаний, уровень надежности продукции становится одним из решающих факторов сохранения и расширения рынков сбыта. Без четких, понятных зарубежным фирмам доказательств высокой надежности конкуренция па внешнем рынке нефтегазовых технологий и оборудования является проблематичным. При этом в качестве доказательства высокой надежности сложной наукоемкой продукции принимается подтверждение (сертификат) так называемой третьей стороны, т.е. организации, независимой от изготовителя и потребителя продукции. Как было показано ранее (гл.2), использование программных средств управления проектами позволяет составить единый сквозной план разработки морского нефтегазового проекта, который координирует затраты, сроки и трудоемкость всех основных работ.
Так как существенную часть затрат средств и времени определяют работы, связанные с обеспечением надежности, можно утверждать, что методология Управления Проектами решает также задачи обеспечения надежности сложных технических систем. При этом для каждого конкретного объекта морского нефтегазового проекта должна быть создана программа сертификации и обеспечения надежности (ПСОІІ). Основными задачами ПСОН являются определение перечня работ и мероприятий, проводимых на всех этапах проектирования, создания и эксплуатации сложного объекта, обоснование возможности создания системы с требуемой надежностью, разработка документации по надежности, обеспечение контроля за выполнением работ и оценка их результатов. Анализ обеспечения необходимых уровней надежности объектов морского нефтегазового проекта показывает, что практически ни один из ее показателей не может быть подтвержден прямыми испытаниями у изготовителя или в независимой организации. Для корректной оценки заданных значений показателей надежности необходимо было бы направить всю наукоемкую продукцию на испытания. Для оценки же показателей долговечности и прочности потребовалось бы проведение испытаний длительностью 25-30 лет.
Во времена СССР демонстрация уровня надежности продукции, особенно оборонной, осуществлялась в рамках отраслевых и межотраслевых комплексных систем обеспечения надежности и качества на всех этапах жизненного цикла продукции, включая расчетно-экспериментальные методы на этапе разработки и освоения, анализ причин отказов в специализированных организациях и принятие оперативных мер для их устранения по месту возникновения причины, применение комплекса специальных принципов и методов по обеспечению надежности при разработке и производстве продукции. Надежность конкретной техники обеспечивалась и оценивалась разработчиками, изготовителями, эксплуатационниками, научно-исследовательскими учреждениями промышленности, полигонами, испытательными базами [29, 57]. В последние годы эффективность систем обеспечения надежности и качества существенно снизилась, что не является секретом и для зарубежных потсициатьных потребителей. Это связано со значительным снижением объемом централизованных испытаний на полигонах и базах, сокращением объема испытаний на предприятиях-изготовителях из-за уменьшения выпуска, практической ликвидации систем сбора, обработки и реализации информации о надежности из сферы эксплуатации, обеспечивающих обратную связь эксплуатационных организаций с изготовителями и разработчиками продукции. В этой ситуации у разработчиков и изготовителей оборудования для морских промысловых объектов возникает необходимость не только обеспечить требуемый уровень надежности и качества, но и подтвердить их с помощью некоторой системы или процедуры, которая была бы признаваема как в России, так и за рубежом. Такая процедура должна, очевидно, включать эффективность в целом принятой при разработке и изготовлении системы обеспечения надежности и качества. В общем случае независимым подтверждением стабильного уровня надежности продукции является сертификат на систему качества предприятия по стандартам ГОСТ Р ISO 9001-9003, выдаваемой аккредитованной организацией. Обеспечение качества проектной разработки обеспечивается соблюдением требований ГОСТа Р ISO 9001, качества изготовления оборудования - ГОСТа Р ISO 9002, качества строительства и испытания оборудования - ГОСТа Р ISO 9003. Правами выдачи сертификата обладают организации (органы по сертификации систем качества), аккредитованные в национальной или международной системе сертификации. Российские предприятия при работе по морским нефтегазовым проектам обычно должны прсдт.являть указанные сертификаты для установления и развития деловых связей как с зарубежными, так и российскими партнерами. Ввиду того, что указанные выше стандарты распространяются на вес виды продукции и услуги, они носят общий характер. Для разработчиков и изготовителей широкого круга продукции бытового и промышленного применения это обстоятельство не имеет особого значения, и наличие сертификата является подтверждением достаточно эффективных процедур обеспечения надежности и качества. Но для объектов морских нефтегазовых проектов, вследствие особой важности требований к его надежности, необходимы специальные подтверждения на предприятиях эффективных мер по ее обеспечению.
Как показывает практика, в таких случаях иностранные компании, например ЭКСОНМОБИЛ, ШЕЛЛ и др., при выборе потенциальных подрядчиков предъявляют к ким специальные требования, обусловленные внутренними стандартами компаний. Для обоснования аналогичной программы сертификации и обеспечения надежности (ПСОН) па российских предприятиях рассмотрим основные системиые принципы бездефектного производства и надежности оборудования. 3.2.1. Показатели эффективности и надежности сложных технических систем Наиболее универсальной характеристикой сложной технической системы (СТС) принято считать эффективность, понимая под этим степень приспособленности системы к выполнению заданных ей функций [13]. Эффективность СТС зависит от ряда показателей. Основные из них: стоимость разработки, изготовления и эксплуатации, качество функционирования, мощность потребляемой энергии, массо-габаритные характеристики, условия нормального функционирования и др. Кроме этого эффективность изделия зависит от его структуры, характера связей между элементами, вида управляющих аігоритмов и ряда других закономерностей функционирования, не поддающихся описанию при помощи указанных параметров. Так, эффективность автоматизированной производственной системы характеризуется стоимостью всех видов оборудования, надежностью технических средств, быстродействием, численностью обслуживающего персонала, производительностью, коэффициентом загрузки технологического оборудования, гибкостью, рентабельностью, длительностью производственного цикла. Выражения для показателей эффективности, учитывающие широкий круг действующих па изделие внутренних и внешних факторов, как правило, весьма сложны. Расчет таких показателей требует переработки большого объема информации и поэтому проводится при выборе облика будущего изделия, а также при окончательной оценке технического уровня созданного изделия.
В процессе разработки, изготовления и эксплуатации изделия используют обычно частные показатели эффективности. В процессе эксплуатации сложной технической системы (СТС) возможны различного вида отказы, приводящие к снижению эффективности. Обусловленное этими отказами снижение эффективности характеризуется надежностью. Таким образом, надежность является более частной характеристикой, чем эффективность. Наиболее универсальным показателем надежности является вероятность безотказной работы изделия при определенных условиях. Для получения численных значений показателя надежности необходимо определить понятие отказа. Понятие отказа допускает болыпос разнообразие интерпретаций. Для конкретизации этого понятия вводят понятие условной эффективности, т.е. эффекта ЕШ о ста, полученной при отказе того или иного компонента изделия. По мерс накопления отказов компонентов эффективность изделия снижается. Снижение эффективности может происходить постепенно либо скачком. Примером постепенного снижения эффективности может служить увеличение погрешности системы численно-программного управления (ЧПУ) станка при некритических отказах в системе управления. В качестве примера скачкообразного снижения эффективности можно привести изменение характеристики резервированной системы при отказе резервных компонентов.
унификации требований при подготовке соглашений о разделе продукции
Анализ текстов соглашений о разделе продукции по проектам, которые были разработаны и заключены до и после вступления в силу Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции», показывает, что каждое соглашение имеет собствеиныс, отличные от других, структуру и форму изложения материала. Такой подход создаст множество проблем как на этапе переговоров по проекту СРП, так и при реализации соглашений (25]. Поскольку в соответствии с ФЗ «О СРП» указанные выше СРП исполняются в соответствии с условиями, зафиксированными на этапе их подписания, независимо от последующих изменений в законодательстве, вопрос об унификации требований к содержанию соглашений и установление определенных стандартных схем по их подготовке имеет большое практическое значение. Отсутствие нормированных требований по составу и содержанию соглашений в итоге приводит к тому, что по каждому неурегулированному вопросу государственные органы принимают индивидуальные решения. Это создает определенные трудности в работе для рассматривающих и согласующих проекты СРП федеральных органов исполнительной власти и субъектов Российской Федерации.
Переговоры с инвесторами проектов СРП в силу индивидуальных различий таких проектов затягиваются из-за необходимости гармонизации применяемой терминологии, методических подходов и формы изложения основных положений СРП. Вместе с тем Федеральный закон «О соглашениях о разделе продукции» определяет ряд существенных условий, которые должно содержать каждое соглашение. Анализ этих условий показывает, что индивидуальными для каждого соглашения будут: территория соглашения; параметры месторождения и качество полезных ископаемых; этапы проведения работ; схема транспортировки сырья; маркетинг сырья, продукции и услуг; размер и порядок уплаты инвестором государству разовых платежей (бонусов) при заключении соглашения и (или) по достижении определенного результата; состав возмещаемых затрат и порядок их возмещения; требования о финансировании развития социальной инфраструктуры и проведении в интересах территорий работ, не относящихся к нефтегазодобыче. Что касается структуры и содержания общих глав и разделов, то они должны быть унифицированы и сведены в единую форму. При этом, безусловно, необходимо учитывать, что каждое соглашение базируется на данных о конкретном месторождении и каждое месторождение - уникально. Это определяет различия в объемах и сроках проведения геологоразведочных работ, динамике добычи и экономических параметрах соглашения (предельный уровень компенсационной продукции, шкала раздела, размер исторических затрат и размер бонусов и др.), по, отнюдь, - не различие в форме подачи материалов. Кроме того, необходимо учитывать особенности географического положения месторождения или участка недр, а также другие характерные признаки, например, -особенности газовых проектов, в которых, как правило, вводятся дополнительные статьи, посвященные «маркетинговым каникулам» и государственным закупкам произведенной продукции. Реализация такого подхода позволит стандартизировать не менее 80% текста проекта соглашения. В каждом конкретном случае это даст возможность сократить сроки подготовки документов и повысить общую эффективность работы за счет разработки и внедрения стандартных методик расчета экономических показателей.
С учетом количества проектов, предполагаемых к реализации на условиях СРП, суммарный эффект от стандартизации требований к форме и содержанию проектов СРП может быть весьма значительным. Кроме того, стандартизированные СРП имеют ряд преимуществ на этане реализации. Появляется возможность построения организационной структуры управления соглашениями по функциональному принципу. Такой подход имеет ряд преимуществ перед исторически сложившейся схемой организации работ, когда для работы с каждым конкретным проектом создастся коллектив универсальных специалистов. Основными преимуществами внедрения стандартизации и унификации в подготовке проектов СРП будут повышение качества и сокращение сроков выполнения заданий за счет определенной специализации сотрудников. Зарубежная практика показывает, что, во-первых, большинство компаний применяют (берут за основу) стандартные контракты, и, во-вторых, иностранные компании применяют, как правило, единые в рачках компании требования к содержанию контрактов при работе в различных странах. Стандартизация процесса разработки соглашения может также сыграть положительную роль при ежегодной обязательной подготовке Правительством РФ доклада для Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации о реализации соглашений о разделе продукции. В настоящий момент в работе находятся более двух десятков проектов соглашений и ТЭО СРП (по Приразломному, Штокмановскому, Комсомольскому, Харампурскому и другим месторождениям), разрабатываемых различными организациями.
С учетом такого фронта работ Минэкономразвития России, выступающему на федеральном уровне в качестве официального координатора работ, проводимых па условиях раздела продукции, целесообразно было бы объединить усилия по сбору и обобщению предложений 110 совершенствованию методов подготовки такого рода документов. В этих целях необходимо провести анализ текстов действующих и других доступных для анализа соглашений с целью разработки требований и методических указаний по подготовке текста СРП. В качестве примера можно привести разработанное в 1999 г. Минэнерго России по согласованию с МПР и Госгортсхпадзором России Дополнение к «Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96) «Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях раздела продукции (ТЭО СРП)» [42]. Хотя указанный документ требует существенной доработки и уточнения (с учетом изменений действующего законодательства), ссылка на него потребовалась лишь в качестве аргумента в пользу регламентации процесса подготовки СРП. В качестве еще одного примера четкой регламентации требований и методических указаний по подготовке документов можно было бы привести разработанную Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) МПР России «Инструкцию о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ материалов по подсчету запасов нефти и газа». В ГКЗ МПР России за 75-летшою историю формирования и развития методической и нормативной базы подготовлены и другие краткие и четкие инструкции но применению классификаций полезных ископаемых (на каждый вид сырья) и ряд других необходимых документов, регламентирующих порядок подготовки документации, схему её рассмотрения и экспертизы, гсолого-экономической оценки месторождений полезных ископаемых и другие.
