ЭКОНОМИКА И ПРАВО

В нефтяных компаниях действует модель проектного управ­ления, в рамках которой разработка месторождения регламенти­руется проектно-технической документацией (ПТД) в долгосроч­ной перспективе и бизнес-планом в среднесрочной перспективе.

Процедура создания ПТД представляет собой весьма длительное и дорогостоящее мероприятие. Внесение изме­нений в процессе разработки месторождения требует прове­дения дополнительных процедур составления и утверждения проектно-технических документов.

В настоящее время среди компаний-недропользователей широко распространилась практика непрерывного пересо- ставления проектных документов по одному и тому же ме­сторождению. Чаще всего изменение проектных документов требуется, когда недропользователь не выполняет проектные решения. По новым месторождениям – это, как правило, про­ектные объемы эксплуатационного бурения, по «старым» – от­личие действующего фонда добывающих скважин из-за недо­статочных действий по сокращению неработающего фонда.

Значения показателей, являющихся обязательными к ис­полнению, таких как уровень добычи и коэффициент извле­чения нефти, устанавливается государством и закрепляется в проектно-технической документации на разработку место­рождения. Достижение данного уровня планируется при со­ставлении бизнес-плана компании, и в процессе разработки производится регулярный мониторинг отклонений.

Мониторинг работы НГДУ производится ежемесячно от­делом разработки с целью выявления и устранения отклонений значения показателей. По каждому месторождению, в зависи­мости от объемов добычи, запланированных в ПТД, существует определенный допустимый коридор отклонений, который фик­сируется в проектном документе и контролируется государством. В среднем на небольших месторождениях допустимое отклоне­ние может составлять 20-30 % от проектных уровней, а на круп­ных – около 5 %. Серьезное превышение данных значений явля­ется основанием для разработки нового проектного документа, а значит повлечет за собой дополнительные затраты для нефтяной компании. В связи с этим компании стараются не выходить за до­пустимые границы значений и обновлять ПТД как можно реже, но не менее чем раз в 5-7 лет, так как придерживаться устаревше­го проектного документа становится невозможным.

Недостатки данной модели проектного управления об­условлены действующим механизмом государственного ре­гулирования, который не в полной мере учитывает интересы компаний-недропользователей, поэтому компании осущест­вляют оперативную деятельность, больше руководствуясь биз­нес-планом, а не проектно-технической документацией.

В настоящий период времени существуют различные про­блемы согласования проектных документов, но основной пробле­мой, наиболее часто встречающейся на практике, является рас­хождение проектных и фактических уровней добычи. Существу­ющий механизм мониторинга отклонений добычи нефти и при­нятия решений по оптимизации на сегодняшний день не является достаточно эффективным в связи с отсутствием системного харак­тера проведения мероприятий. Данная проблема влечет за собой другие, такие как необходимость нести дополнительные затраты по обновлению ПТД, его согласованию, а также длительный ха­рактер этих процедур. Затраты на незапланированные меропри­ятия по возвращению фактических значений показателя добычи нефти в рамки проектных также влияют на стоимость управления проектами разработки месторождений.

Таблица 1 – Характеристика действующей модели проектного управления

Статья опубликована в Евразийском юридическом журнале № 6 (85) 2015