Стоимостной инжиниринг в ПАО «Газпром нефть»: текущая ситуация и перспективы развития

М.М. Хасанов, д.т.н., Ю.В. Максимов, О.О. Скударь, С.В. Третьяков, Л.А. Пашкевич, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Д.А. Сугаипов, к.т.н. (ООО «Газпромнефть-Развитие»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

В компании «Газпром нефть» основополагающим стандартом в области управления крупными проектами определена точность оценки, которая должна укладываться в диапазон от ± 50 % при переходе с этапа «ОЦЕНКА» до ±15 % после окончания этапа «ОПРЕДЕЛЕНИЕ», и только на этапе «РЕАЛИЗАЦИЯ» точность оценки управления стоимостью сводится к небольшому диапазону отклонений ±5 %. Очень часто вследствие отсутствия эффективных инструментов для оценки капитальных вложений и наличия базы данных с соответствующими объектами-аналогами уровень ошибки превышает допустимый интервал.

Работа над созданием инструментов для повышения точности оценки капитальных вложений на ранних стадиях реализации проекта (этапы «ОЦЕНКА» и «ВЫБОР») продолжается, и уже сегодня разработанные инструменты широко апробируются в компании.

Главным в развитии направления стоимостного инжиниринга в ПАО «Газпром нефть» является создание инструмента для оценки эксплуатационных затрат на полный цикл освоения месторождения, который позволит не только корректно и точно оценивать затраты, но и принимать экономически взвешенное решение на основании разработанной автоматизированной модели. Полномасштабная реализация инструментов стоимостного инжиниринга на IT-платформе позволит в автоматическом режиме выбирать оптимальную систему разработки месторождений, что даст уверенность в достижении компанией поставленных стратегических целей.

Текущая обеспеченность инструментами оценки

На этапах концептуального проектирования возникают сложности, связанные с корректной оценкой затрат, так как на рынке отсутствуют инструменты для их расчета и моделирования. Специалистами научно-технического центра ПАО «Газпром нефть» в сотрудничестве с экспертами компании ведется активная разработка таких инструментов (рис. 1).

Основной задачей стоимостного инжиниринга является создание инструмента «Стоимостная модель», который позволит объединить существующие в компании базы данных по технологиям и стоимостям, создать единую модель расчета и повысить точность оценки затрат на ранних стадиях реализации проектов.

Инфраструктура

Разработанные модели по оценке стоимости строительства объектов линейной инфраструктуры (автомобильных дорог, воздушных линий электропередачи, трубопроводов, кустовых оснований и их обустройства) нашли свое применение в компании, и уже сегодня специалисты перспективного планирования дочерних обществ используют данный инструмент при планировании инвестиционной стоимости объектов капитального строительства. При этом они планируют не только стоимость необходимых им объектов, но и строительный объем по объектам, закладывая в модели технические решения. Такой подход позволяет уже на стадии концептуального проектирования закладывать в программу развития актива прозрачную методику и ожидания по ключевым результатам. Дополнительно обеспечивается преемственность решений на всех этапах реализации проекта.

tnw1200-_DSC3737[1].jpg

Рис. 1. Структура инструментов стоимостного инжиниринга (CAPEX – капитальные вложения, OPEX – операционные затраты)

В настоящее время ведется полномасштабная разработка стоимостных моделей по площадным объектам подготовки газа, в состоянии высокой готовности находятся стоимостные модели по площадным объектам подготовки нефти. С целью оптимизации трудозатрат при итерационных и многовариантных расчетов стоимости сформирован перечень типовых составов сооружений площадных объектов с характерным диапазоном производительности (рис. 2).

tnw1200-_DSC3737[1].jpg

Рис. 2. Объекты подготовки нефти и газа с ранжированием по производительности: ДНС — дожимная насосная станция; МФНС — мультифазная насосная станция; УПСВ — установка предварительного сброса воды; КНС — кустовая насосная станция; УПН — установка подготовки нефти; ЦПС — центральный пункт сбора; ПСП — приемо-сдаточный пункт; ВКС — вакуумно-компрессорные станции; УПТГ — установка подготовки топливного газа; ГКС — головная компрессорная станция; УКПГ — установка комплексной подготовки газа

Декомпозиция объектов представлена в виде функциональных узлов/сооружений, которые обеспечивают возможность собрать площадный объект любой конфигурации. В настоящее время определена потребность в 32 узлах, которые представлены в таблице.

Возможность оперативного изменения технологии и мощности под заданные параметры влияет на конечную стоимость объекта. Функциональные узлы (печи нагрева, сепарационное или емкостное оборудование) представлены широкой линейкой оборудования по производителю и мощности. Каждый вид оборудования занесен в базу данных с такими параметрами, как масса и габаритные размеры, что дает возможность корректно рассчитать объем строительства и учесть возможности логистических схем по доставке материально-технических ресурсов на удаленные месторождения.

Кроме того, разработана и введена в стоимостные модели функция оценки валютной составляющей, которая дает возможность определить долю импортного оборудования в составе объекта, корректно пересчитать стоимость на актуальный либо прогнозный курс рубля и предупредить возможные риски. В настоящее время стоимостными моделями охвачено восемь регионов (37 подзон) присутствия компании в Российской Федерации. Они обеспечивают точными расчетами 60–70 % инвестиционных проектов ПАО «Газпром нефть» на суше, в том числе проекты с долевым участием.

Бурение

В 2014 г. в «Газпромнефть-НТЦ» стартовал проект по разработке инструментов для прогнозирования стоимости скважин: разработана концепция реализации данных инструментов, графики формирования методических документов и создания базы данных. Согласно концепции выделены два основных направления в оценке стоимости скважины (техническое и стоимостное), составлена блоксхема прототипа программного комплекса (рис. 3). В техническую часть прототипа включены модель расчета физических показателей бурения и база данных типовых технических решений, основанных на опыте строительства скважин по регионам присутствия компании.

Весь процесс строительства скважины разделен на основные модули (рис. 4). При этом самый большой модуль «Технологии бурения» разбит на основные блоки.

Программный комплекс планируется использовать на различных стадиях развития проекта. В связи с этим необходимо предусматривать разные варианты расчета в зависимости от объема исходной информации.

1. Поиск по базе данных месторождения-аналога. Данный вариант используется при недостатке исходной информации и подтверждении от геологической службы названия месторождения-аналога.

2. Расчет по геолого-физическим характеристикам. Для данного варианта необходимо наличие корректной геолого-технической информации, на основании которой рассчитываются необходимые технологические параметры и осуществляется их выбор согласно руководящим документам и методикам.

3. Ручной ввод. Для этого варианта необходимы наличие необходимой информации и технические расчеты в специализированном инженерном программном комплексе по расчету физических параметров (Compass, WellPlan, «Бурсфотпроект»). Программа позволяет пользователю в ручном режиме вводить параметры конструкции скважины, КНБК, долота и др.

tnw1200-_DSC3737[1].jpg

В настоящее время спроектированы и разработаны модули, позволяющие определять типовые конструкции скважин на основе распределения градиентов давлений горных пород. Модуль «Профиль скважины» дает возможность построить типовой профиль проводки скважины с выходом на целевой геологический объект. После выбора конструкции скважины и длины ствола в расчетном модуле «График глубина — день» определяются средние сроки бурения интервалов, исходя из опыта, полученного на месторождениях ПАО «Газпром нефть». В модуле «Технологии бурения» можно на основе конструкции, типовых технических решений по КНБК выбрать тип буровой установки, тип и объем бурового и цементного растворов, заложить стандартный комплекс ГИС. Следующим шагом является подключение стоимостной базы и алгоритма определения сервисных ставок. В итоге программа формирует готовый заказ-наряд с расчетом стоимости идеальной скважины на основе выбранных параметров.

Разрабатываемый программный комплекс и его отдельные модули по оценке стоимости скважины уже применяются при расчете затрат на бурение, определении инвестиционной привлекательности новых проектов.

tnw1200-_DSC3737[1].jpg

Рис. 3. Блок-схема прототипа программного комплекса

Развитие направления

В настоящее время серьезной проблемой является отсутствие на рынке программного обеспечения для комплексной оценки затрат на освоение месторождений. Существующие инструменты не позволяют провести детальную оценку близких по техническим решениям сценариев развития актива. Часто выбор одного из вариантов реализации осуществляется только на основании капитальных вложений. При этом эксплуатационные затраты могут составлять более 40 % общего объема инвестиций. Расчет этих затрат по сложившимся удельным показателям не удовлетворяет текущим требованиям компании. Опыт показывает, что изменение подхода к планированию эксплуатационных затрат существенно увеличивает общую стоимость. Одной из основных причин может являться составление сметы затрат на весь период разработки прямым счетом, что приводит к росту запланированных затрат примерно до 60 % относительно расчетов, основанных на удельных показателях.

Существенным стимулом в развитии стоимостного инжиниринга в ПАО «Газпром нефть» служит проект по разработке стоимостной модели оценки эксплуатационных затрат (рис. 5). Суть подхода заключается в хорошо зарекомендовавшей себя поэтапной (в зависимости от этапа реализации проекта) системе оценки затрат с высоким уровнем декомпозиции расчетов.

tnw1200-_DSC3737[1].jpg

Рис. 4. Основные модули программы оценки стоимости скважины: ГРП — гидроразрыв пласта; МТО — материально-техническое обеспечение; КРС — капитальный ремонт скважин

1. Этап «ОЦЕНКА». Расчет стоимости представлен в виде оценки затрат по основным технологическим процессам операционной деятельности любого нефтегазодобывающего предприятия:

— подъем скважинной продукции;

— систему поддержания пластового давления (ППД);

— подготовку нефти;

— транспорт нефти;

— сбор и транспорт газа;

— ремонт скважин;

— коммерческие расходы.

Систематизированные показатели и нормы по физическим и стоимостным параметрам, накопленные в компании, аккумулируются в облачном хранилище данных. На основании анализа ключевых показателей деятельности компании на текущих активах в зависимости от региона и способа эксплуатации определяются основные драйверы стоимости разных подходов в производственной деятельности. Эти драйверы используются при оценке новых, в том числе крупных, проектов. Дополнительно обеспечиваются преемственность и неразрывность подходов при планировании затрат. Выбранный метод позволяет выполнить оперативный расчет затрат при минимальном наборе исходных данных с высокой точностью.

tnw1200-_DSC3737[1].jpg

Рис. 5. Структура стоимостной модели по оценке эксплуатационных затрат: ТО — техническое обслуживание; КРС, ТРС — соответственно капитальный и текущий ремонт скважин; ССЧ — среднесписочная численность

2. Этап «ВЫБОР». Существенным отличием в планировании затрат данного этапа от этапа «ОЦЕНКА» является проведение комплексного, глубокого анализа, в том числе стоимостная оценка технико-технологических параметров проекта с целью выбора оптимального решения для последующего проектирования и реализации проекта. Декомпозиция статей затрат обеспечивает значительно более высокий уровень детализации с возможностью выявления оптимальной локализации промыслов и схему ремонтно-эксплуатационного обслуживания. Используются дополнительные инженерные модули, в которых рассчитываются численность обслуживающего персонала, число единиц спецтехники и режим ее работы, число и продолжительность ремонтов основного технологического оборудования, а также объектов инженерного обеспечения. Основные статьи затрат по технологическим процессам следующие: электроэнергия — 42 %; прокат и обслуживание — 26 %; транспортные услуги — 10 %; персонал — 8 %; прокат и обслуживание НКТ — 4 %; материалы — 3 %; прочие — 7 %.

Реализованная к концу 2015 г. модель в тесном взаимодействии с инструментами по определению капитальных вложений позволит проводить комплексную оценку технико-технологического решения, реализуя качественную стоимостную оценку результатов работы инженеров концептуального проектирования, что приведет в итоге к росту эффективности ведения бизнеса компании.

Перспективы

Важным шагом является интеграция разработанных стоимостных моделей по оценке капитальных вложений с существующим программным обеспечением компании. В настоящее время запланирована интеграция с двумя ключевыми инструментами: библиотекой технических решений и инструментом интегрированного концептуального проектирования. Библиотека технических решений — это информационно-аналитическая база данных технических решений в области обустройства месторождений, создаваемая с целью помочь пользователю в выборе оптимального решения для заданных условий обустройства месторождения. Инструмент для интегрированного концептуального проектирования — это разрабатываемое в компании программное обеспечение (ПО) для реализации комплексного подхода к проектированию разработки и обустройства месторождений и получения максимального экономического эффекта для каждого актива.

На сегодня в разработке находятся два программных комплекса: по оценке капитальных вложений в инфраструктуру и в бурение. Выбран формат будущего продукта — web-приложение с облачным хранением данных в СУБД. Такое решение позволит любому авторизованному пользователю корпоративной сети компании удаленно работать с расчетными модулями в режиме реального времени без установки ПО на рабочий компьютер.

На ранних этапах проекта проводится оценка с учетом накопленного в компании опыта и принимаются технологические решения, но из-за высокой неопределенности исходных данных технологические решения уточняются на последующих этапах проекта (рис. 6). Развитие направления стоимостного инжиниринга предполагает замкнуть цепочку по оценке объектов, уточнению стоимости на стадии проектирования, контролю и корректировке при строительстве с занесением фактических значений в стоимостные базы данных.

tnw1200-_DSC3737[1].jpg

Рис. 6. Применение стоимостного инжиниринга на разных стадиях проекта

Таким образом, ПАО «Газпром нефть» комплексно подходит к реализации стоимостного инжиниринга и стремится не только его расширять (поверхностная инфраструктура, строительство скважин, эксплуатационные затраты), но и внедрять во все большее число бизнес-процессов для повышения их качества в результате принятия обоснованного управленческого решения.

Целью следующего этапа работ является выполнение расчетов и выявление границ возможного изменения экономики проекта с учетом как неопределенности геологофизических показателей (объем запасов и гидродинамические условия), так и расчетного диапазона капитальных вложений и эксплуатационных затрат, учитывающего все основные факторы изменения стоимости по объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений. Компании требуются создание инструментов по контролю затрат на всех этапах реализации проекта и гибкая система организации проектного управления. Особое внимание должно уделяться изменению условий реализации крупных проектов во время масштабного освоения ресурсов, а также необходимо своевременное реагирование на конъюктуру рынка.

Список литературы

1. Saibi M. A Probabilistic Approach for Drilling Cost Engineering and Management/SPE-107211-MS.

2. Развитие кост-инжиниринга в ПАО «Газпром нефть»/ М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — С. 14–16.

3. Повышение точности оценки капитальных затрат на ранних стадиях реализации проектов/ М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, А.В. Жагрин [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 12. — С. 22–27.

4. Wardt J., Peterson S. Well Cost Estimation and Control Advanced Methodologies for Effective Well Cost Management/SPE-173148-MS.

5. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений/Р.Р. Исмагилов, Ю.В. Максимов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 12. — С. 71–73.

Возврат к списку