Впрочем, SOCAR пока не готова начать разведочное бурение на очередной перспективной структуре в азербайджанском секторе Каспия. Как сообщил Х. Юсифзаде, в 2010 году компания не будет начинать разведочное бурение на структуре "Бабек" на Бакинском архипелаге.

В конце 2009 года Управление комплексной геологоразведки и топографии завершило обследование структуры "Бабек", которая расположена вблизи от структуры "Умид", на которой в 2009 году компания уже начала разведочное бурение. Проведенные на площади 150 квадратных километров сейсмоакустические и батиметрические исследования позволят определить точку разведочного бурения на структуре "Бабек". На морской стационарной платформе N1 на перспективной структуре "Умид" (Umid-1) в азербайджанском секторе Каспия бурится разведочная скважина N8. Проектная глубина скважины - 6,5 тыс. метров. Для проведения работ было создано ООО Socar-Umid с формальным уставным капиталом в 1 тыс. манатов.

Ранее интерес к работам на блоке "Умид/Бабек" проявляла германская Wintershall/RWE. В декабре 2007 года SOCAR начала разведочное бурение для исследования VII продуктивного горизонта на структуре "Умид". На структуре планируется пробурить три разведочные скважины и столько же - на структуре "Бабек". SOCAR считает "Умид/Бабек" на данный момент самой перспективной структурой. Блок расположен в глубоководной части азербайджанского сектора Каспия. По предварительным данным, ежегодная добыча здесь может достигать 14-15 млрд. кубометров газа на пике разработки, а запасы углеводородов могут составить 200-300 млн. тонн в нефтяном эквиваленте.

Азербайджан за последние годы заметно повысил объемы добычи углеводородных ресурсов. Азербайджанская международная операционная компании (АМОК), оператор по разработке блока "Азери-Чираг-Гюнешли", планирует во втором квартале 2010 года начать буровые работы в рамках нефтяного проекта "Чираг" (Сhirag Oil Project).

Соглашение о разведке и разработке каспийских месторождений Азери, Чираг и глубоководной части Гюнешли было подписано в Баку 20 сентября 1994 года между правительством Азербайджанской Республики и международным консорциумом. Этот документ впоследствии был назван "контрактом века (для Азербайджана, разумеется) и "Гюлистанским договором" (по названию Дворца торжеств "Гюлистан", в котором проходила церемония подписания).

По предварительным оценкам азербайджанских специалистов, суммарные запасы всех трех блоков оцениваются более чем в 500 млн. тонн нефти. Однако Азери, Чираг и глубоководная часть Гюнешли нуждаются в доразведке. При этом по мнение специалистов западных компаний-участниц консорциума, реальные объемы запасов на контрактных структурах намного выше заявленных.

Действие контракта, подписанного в сентябре 1994 года, рассчитано на 40 лет. За это время от экспорта нефти, которая будет добыта на трех месторождениях, планируется получить около 50 млрд. долларов.

Нефтяные месторождения "Азери", "Чираг" и "Гюнешли" были открыты еще в советское время в 1979-87 годах. Они распложены в 100-120 километрах к востоку от Баку в Каспийском море. С обретением независимости Азербайджан не обладал достаточными финансовыми ресурсами для возрождения нефтяной отрасли страны. Поэтому основной акцент для разработки крупнейших месторождений был сделан на привлечение иностранного капитала. В январе 1991 года был объявлен тендер на разработку "Азери", "Чираг" и "Гюнешли" (АЧГ - 3 месторождения были объединены в один блок). После продолжительных переговоров 20 сентября 1994 года во дворце "Гюлистан" в Баку был заключен первый контракт с иностранными нефтяными компаниями, названный "Контрактом века". Действие контракта распространяется до 2024 года.

Для реализации контракта, в начале 1995 года, Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики и 10 иностранных нефтяных компаний создали Азербайджанскую Международную Операционную Компанию - АМОК. Согласно соглашению АМОК являлся оператором проводимых работ в пределах заключенного контракта. В его ведении находилось руководство ежедневными работами, проведение нефтегазовых операций и их осуществление, а также координация всех работ. В 1999 году оператором проекта становится компания BP, обладающая наибольшей долей в контракте.

Рис. 2.1 Основные регионы добычи углеводородов группы "Лукойл"

С 1989 года в Баку стали возвращаться представители западных нефтяных компаний, которые поверили в успешность реанимации бывшего мирового лидера нефтедобычи. После достижения суверенитета правительство республики объединило все производственные объединения, предприятия и научно-исследовательские организации нефтяной отрасли в единую структуру - Государственную нефтяную компанию Азербайджана (ГНКАР).

10 января 1994 года распоряжением Гейдара Алиева за № 50, была утверждена новая структура управления Государственной нефтяной компании Азербайджанской Республики. В структуру ГНКАР были включены производственные объединения с правом предприятия, тресты и управления с правом предприятия, индивидуальные структурные единицы с правом управлений.

Указом Президента Азербайджанской Республики за № 844 от 24 января 2003 г. "Об усовершенствовании структуры Государственной нефтяной компании Азербайджанской Республики" утверждены Устав и структура Государственной нефтяной компании Азербайджанской Республики. Согласно отмеченному Указу, ГНКАР поручалось:

объединить Производственное объединение нефтегазодобычи на море и Производственное объединение нефтегазодобычи на суше и на их базе создать Производственное объединение "Азнефть";

объединить Управление внешнеэкономических связей и Объединение "Азернефтьснабжение" и на их базе создать Управление "Маркетинговых и экономических операций";

на базе Производственного объединения "Магистральные нефтепроводы" создать Управление "Нефтяные проводы";

на базе Производственного объединения "Шельфпроектстрой" создать завод "Бакинские глубоководные морские основания";

на базе Производственного объединения "Азернефтяг" создать нефтеперерабатывающий завод "Азернефтяг";

на базе Производственного объединения "Азернефтянаджаг" создать нефтеперерабатывающий завод "Азернефтянаджаг".

Затем находящиеся в составе ГНКАР тресты "Каспморбурениестрой" и "Каспморнефтсоциалстрой" и автотранспортная контора были объявлены открытыми к приватизации.

Предприятия, входящие в Государственную нефтяную компанию Азербайджанской Республики:

1) Производственное объединение "Азнефть";

2) Производственное объединение "Геология и инженерная геология";

3) Управление "Нефтепроводы";

4) Управление "Маркетинг и экономические операции";

5) Управление "Иностранные инвестиции";

6) Нефтеперерабатывающий завод "Азернефтяг";

7) Нефтеперерабатывающий завод "Азернефтянаджаг";

8) Бакинский завод глубоководных оснований.

Деятельность ГНКАР на территории Азербайджана состоит из разведки нефтяных месторождений на море и на суше, подготовки, использовании, транспортировки нефти, газа, конденсата и полученных от них продуктов, переработки, продажи, стабильного спроса потребителей на соответствующие энергоносители и устойчивой оплаты, от проведения других работ и услуг и получении дохода. Компания осуществляет следующие основные виды деятельности, определенные законодательством:

разработку и подготовку долгосрочных программ по развитию отрасли, целевые комплексные научные, технические, экономические и социальные программы;

повышение эффективности производства, осуществление политики режима экономии энергии и материальных запасов, создание между предприятиями отрасли выгодных производственно-технологических и хозяйственных связей;

обеспечение взаимных контактов между Компанией и соответствующими полномочными государственными органами в определении перспективы развития отрасли;

развитие производственной и социальной базы отрасли, модернизацию входящих в компанию предприятий, их расширение, реконструкцию, инвестиционную деятельность по их оснащению новейшей техникой и технологиями в определенной законодательством форме;

проведение геологоразведочных работ с использованием современной строительной технологии и технических средств, повышение эффективности эксплуатации месторождений, ускорение строительства нефтяных и газовых скважин, а также использование недр земли, повышение качества и ускорение подготовки месторождений к эксплуатации, соблюдая действующее законодательство об охране окружающей среды;

совершенствование хозяйственных методов и форм, внедрение в производство новейших достижений науки;

привлечение кредитных средств из банков, в том числе иностранных банков и других источников для осуществления экономических и производственно-технических программ;

проведение кадровой политики, организацию в республике и за рубежом подготовки кадров и повышение квалификации;

создание выгодных условий для социального развития коллективов предприятий за счет укрепления материальной базы социальной сферы;

взаимосвязанную деятельность с государственными органами, иностранными компаниями и предпринимателями;

обеспечение разработки основных направлений геофизических, геологоразведочных работ и соответствующего утверждения;

принятие решений о передаче на разработку новых месторождений, разработку и утверждение опытно-промышленных эксплуатационных проектов эксплуатируемых предприятиями месторождений, технологических схем, проектов разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений;

утверждение годовых рабочих программ нефтегазодобывающих предприятий, определение их годовых бюджетных средств, согласно этим программам;

организацию транспортировки добытой сырой нефти и природного газа, выплату транспортирующим предприятиям за услугу суммы в определенном размере;

организацию переработки сырой нефти и природного газа, выплату Компанией перерабатывающим предприятиям за услугу суммы в определенном размере;

организацию продажи сырой нефти, природного газа и нефтепродуктов и оплату снабженческих расходов в определенном порядке;

проведение необходимых мер по рекультивации земель и охране окружающей среды;

проведение внешнеэкономических связей в определенном законодательством порядке и др.

SOCAR Azerbaijan имеет 10 % в консорциуме по разработке газоконденсатного месторождения Шах-Дениз. Также, ГНКАР имеет 25 % в нефтепроводе БТД и 10 % в добыче нефти с Азери-Чираг-Гюнешали.

Блок месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" представляет собой гигантскую структуру размером 5х50 километров, глубиной 1,4 километр (рис. 2.2). Его запасы составляют 5,4 млрд. баррелей нефти, что составляет 0,5% мировых запасов.

Рис. 2.2 Размеры месторождения АЧГ

В соответствии с проектом к концу 1997 года завершились работы по экспортному нефтепроводу Баку-Новороссийск и 25 октября 1997 года первая азербайджанская нефть с месторождения "Чираг" была отправлена в на мировые рынки через Новороссийск. Затем был введен в действие и трубопровод Баку-Супса. Дальнейшая разработка месторождения проходит в 3 фазы: Фаза 1 - центральный "Азери", Фаза 2 - западный и восточный "Азери", Фаза 3 - глубоководная часть "Гюнешли" и извлечение потенциальных остаточных запасов на площади "Чираг", которые невозможно добыть с платформы "Чираг". Проект предполагает строительство нескольких морских платформ на Бакинском заводе глубоководных оснований, расширение терминала Сангачал близ Баку (одного из крупнейших в мире), укладку более 1000 километров подводных трубопроводов (рис. 2.3). Для вывоза нефти на мировые рынки был построен основной экспортный трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан.

Рис. 2.3 Азери-Чираг-Гюнешли

Первая нефть на центральном "Азери" получена в 2005 году, на западном "Азери" - в декабре 2005 года, восточном "Азери" - в феврале 2007 года, а в рамках Фазы 3 - в июле 2008 года.

Пик добычи должен прийти на 2009 год (1,1 млн. баррелей в сутки). Согласно подсчетам, себестоимость 1 барреля нефти до отгрузки в порту Джейхан составит примерно 7,5 доллара (3,5 доллара растраты на добычу 1 барреля нефти, 1 доллар - операционные расходы, примерно 3 доллара - транзитные) (рис. 2.4).

Рис. 2.4 Добыча нефти

Программу опережающего бурения планируется начать во II квартале с бурения одной опережающей и одной геотехнической скважин с помощью буровой установки "Истиглал". Затем в третьем квартале уже после установки донной плиты начнется бурение второй и прочих опережающих скважин с помощью буровой установки "Деде Горгуд".

По данным АМОК, в настоящее время на Бакинском заводе глубоководных оснований (БЗГО) завершается строительство донной плиты для бурения опережающих скважин (рис.2.5). Также в рамках Chirag Oil Project завершаются работы по заключению подрядных контрактов на основные строительные работы. Согласовано проведение реконструкции на БЗГО для строительства здесь опорного блока добывающей платформы. Доставка необходимых материалов для этой цели начнется во втором квартале текущего года.



Рис.2.5 Сhirag Oil Project

Акционеры проекта "Азери-Чираг-Гюнешли" 9 марта 2010 года санкционировали начало строительных работ в рамках нефтяного проекта "Чираг". АМОК намерена пробурить 16 опережающих скважин в рамках Сhirag Oil Project. Начало добычи первой нефти в рамках проекта планируется в четвертом квартале 2013 года, всего в рамках проекта предполагается добыть 360 млн. баррелей нефти. Реализация проекта потребует привлечения инвестиций на 6 млрд. долларов, из которых 4 млрд. долларов будет направлено на строительство объектов, установок и на программу бурения опережающих скважин, еще 2 млрд. долларов - на бурение скважин с платформы в период добычи нефти.

Сhirag Oil Project - следующая фаза разработки месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли", предусматривающая добычу нефти на западной части месторождения "Чираг", строительство и установку новой буровой и жилой платформы "Западный Чираг", которая будет расположена между платформами "Чираг-1" и "Глубоководный Гюнешли" на глубине моря 170 метров. Суточная добыча нефти с платформы "Западный Чираг" ожидается в объеме 183 тыс. баррелей. Реализация данного проекта позволит бурить новые скважины в коллекторе "Фасиля", создаст условия для разработки коллектора "Балаханы". Кроме того, этот проект даст возможность определенное время поддерживать суточный объем добычи нефти в целом с блока АЧГ на уровне 1 млн. баррелей нефти.

Реализация данного проекта будет вестись в рамках действующего соглашения по разработке месторождений "Азери", "Чираг" и глубоководной части "Гюнешли".

Контракт на разработку этих месторождений был подписан 20 сентября 1994 года и вступил в силу 12 декабря того же года. В настоящее время АМОК ведет добычу нефти с месторождения "Чираг" в рамках проекта "Ранняя добыча нефти", с месторождения "Азери" в рамках "Фазы-1" (центральная часть) и "Фазы-2" (западная и восточная части), а также с глубоководной части "Гюнешли" в рамках "Фазы-3".

Азербайджан за время разработки блока месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" получил 80 млн. тонн прибыльной нефти. Об этом сообщил первый вице-президент Госнефтекомпании Азербайджана (ГНКАР, SOCAR) по разработке месторождений Хошбахт Юсифзаде, выступая на VII Азербайджанской международной геофизической конференции.

Партнеры по проекту разработки блока морских месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" в азербайджанском секторе Каспия 9.03.10 в Баку санкционировали Chirag oil project, который предполагает увеличение добычи нефти на блоке. Объем инвестиций в проект ожидается на уровне шести миллиардов долларов.

Участниками проекта "Азери-Чираг-Гюнешли" выступают BP (оператор - 34,1367 процента долевого участия), ChevronTexaco (10,2814 процентов), SOCAR (10 процентов), INPEX (10 процентов), Statoil (8,5633 процентов), ExxonMobil (8,006 процентов), TPAO (6,75 процентов), Devon Energy (5,6262 процентов), Itochu (3,9205 процента), Delta Hess (2,7213 процента).

Рис. 2.6 Участники проекта

Проект предполагает строительство новой платформы "Западный Чираг", которая будет установлена на глубине моря 170 метров между уже работающими добывающими платформами "Чираг" и "Гюнешли". Большинство строительных работ в рамках Chirag oil project будет осуществлено в Азербайджане, в том числе - строительство бурового модуля платформы, который для предыдущих проектов строился за рубежом.

Рис. 2.7 Географическое расположение

Планируемый ежесуточный объем добычи нефти сорта Azeri Light с новой платформы, которая будет построена в рамках увеличения добычи нефти на АЧГ, составит 183 тысячи баррелей. Ожидаемый ежесуточный объем добычи попутного газа с новой платформы превысит 6,5 миллионов кубических метров. Предполагаемый ежесуточный объем закачки газа в пласт на платформе составит около 2,3 миллионов кубических метров.

Опережающее бурение в рамках проекта охватит вторую половину 2010 - первую половину 2012 года. Бурение будет осуществляться с установки "Деде Горгуд". Начало добычи с платформы запланировано на конец 2013 года.

Начало добычи нефти в рамках Chirag oil project (увеличение добычи нефти на блоке азербайджанских морских месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ)), в азербайджанском секторе Каспия прогнозируется на ноябрь 2013 года.

Реализация проекта создаст возможность для добычи дополнительно 360 миллионов баррелей нефти. До настоящего времени с АЧГ было добыто 1,4 миллиарда баррелей нефти (около 188 миллионов тонн).

Также в ходе реализации проектов будет задействовано около 1800 человек - граждан Азербайджана.

По данным компании SOCAR (Госнефтекомпания Азербайджана) всего в нефтегазовый сектор страны было вложено 38 миллиардов долларов, из которых 20 миллиардов пришлось на реализацию проекта АЧГ.

На Chirag oil project планируется также затратить шесть миллиардов долларов.

В июле 2010 г. в рамках Chirag oil project (COP), который предполагает увеличение добычи нефти на блоке морских месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" в азербайджанском секторе Каспия, планируется начать работы по строительству верхних модулей новой платформы.

В сентябре планируется начать строительство опорного блока этой платформы.

В рамках создания опорного блока планируется модернизация комплекса строительства блоков, в том числе обеспечение его новым станком по прокату металла, модернизация уже имеющегося оборудования.

В конце мая - начале июня в рамках проекта будут завершены работы по строительству донной плиты, рассчитанной на бурение 20 опережающих скважин. В июне донную плиту планируется установить уже в море.

Общая стоимость проекта оценивается в шесть миллиардов долларов, из которых примерно четыре миллиарда будет затрачено на строительство объектов и установок, а также на опережающее бурение. Оставшаяся часть средств будет затрачена на бурение скважин, которое будет производиться в процессе добычи.

Для осуществления морских и подводных работ будут проведены ремонт и модернизация кран-баржи "Азербайджан", судна-трубоукладчика "Исрафил Гусейнов", транспортной баржи STB-01.

Компании BP-Azerbaijan является оператором проекта разработки блока АЧГ.

В первом квартале 2010 г. были завершены работы на скважинах B17 и B16. В последующие три квартала текущего года будет завершено бурение наклонной добывающей скважины B10z, а во втором полугодии будет пробурена нагнетательная скважина B-22z.

По итогам первого квартала 2010 года на "Центральном Азери" в эксплуатации находились 20 скважин (13 нефтедобывающих, 2 водонагнетательные и 5 газоконденсатных). За три месяца на АЧГ было добыто 72 млн. баррелей (свыше 9,7 млн. тонн) нефти, ежесуточная добыча на блоке составила примерно 797,300 баррелей, из которых 190,400 баррелей добывалось на "Центральном Азери".

Кроме того, с начала 2009 года в рамках программы бурения на ГВГ продолжаются работы по бурению и завершению водонагнетательных скважин с подводным устьем при помощи плавучей полупогружной буровой установки (ППБУ)"Деде Горгуд". В первом квартале 2010 года с установки осуществлено бурение и завершение водонагнетальной скважины H-03. Работы по бурению водонагнетательных скважин в текущем году будут продолжены.

По итогам первого квартала текущего года на "Глубоководном Гюнешли" в эксплуатации находилась 21 скважина (11 нефтедобывающих и 10 водонагнетательных); на "Чыраге" в эксплуатации находились 19 скважин (13 нефтедобывающих и 6 водонагнетательных); на платформе "Западный Азери" в эксплуатации находилось 19 скважин (13 нефтедобывающих и 6 водонагнетательных); на "Центральном Азери" - 20 скважин (13 нефтедобывающих, 2 водонагнетательные и 5 газоконденсатных); на "Восточном Азери" - 14 скважин (10 нефтедобывающих, и 4 водонагнетательные).

По итогам первого квартала текущего года, согласно прогнозам, в 2010 году эксплуатационные затраты по проекту АЧГ составят $587 млн., капитальные - $1 млрд.584 млн. В 2009 году эксплуатационные затраты на АЧГ составили $659 млн., капитальные - $1 млрд.51 млн. против прогноза $839 млн. и $1 млрд.639 млн. соответственно. В 2008 году эксплуатационные затраты по проекту АЧГ составили $645 млн., капитальные - $1 млрд.897 млн. Прогноз на 2008 год по эксплуатационным затратам составлял $611 млн., капитальным - $1 млрд.926 млн.

В 2010 году BP планирует добыть на блоке АЧГ 42,1 млн. тонн нефти. Ежесуточная добыча на АЧГ составит примерно 854 тыс. баррелей в сутки. Из этого объема 90,900 баррелей в сутки будет получено на платформе "Чыраг", 184, 200 баррелей - на "Центральном Азери", 285,700 баррелей в сутки - на "Западном Азери", 158,100 баррелей в сутки - на "Восточном Азери" и 135,100 баррелей в сутки - на "Глубоководном Гюнешли".

2.2 Анализ управления процессами проекта "Азери-Чираг-Гюнешли"

Анализ реализации проекта "Азери-Чираг-Гюнешли" показал, что в 2010 году проект переходит к выполнению новой фазы.

На сегодняшний день в компаниях Азербайджана отсутствует применение проектного подхода к строительству скважин. При постоянном увеличении количества вводимых в эксплуатацию скважин отсутствие единой методологии усложняет процессы планирования, выполнения и контроля проекта. Использование методологии управления процессами позволит формализовать эти процессы и разработать типовые решения.

Основным для данной отрасли является определение целей проекта, оценка технических и коммерческих рисков и возможностей, инициация технических исследований. Важным также представляется определение момента внедрения технологий, которые бы наиболее соответствовали целям проекта и согласовывались с рисками компании.

Одним из важных моментов управления проектами являются составления схемы процесса - описания его этапов или задач.

Необходимость создания схемы процесса обусловлена сложностью восприятия процесса, совокупности процессов. Схема процесса отображает топологию процесса.

Среди преимуществ применения схем процессов выделяется простота построения, эффективность визуального представления. Но следует отметить, что существует угроза чрезмерной детализации процесса, что приведет к усложнению процесса и увеличение продолжительности процесса. С целью определения структуры процесса необходимо определить назначение процесса, замысел заказчика, критически важные входные данные и результаты процесса

Для определения процессов предлагается использовать методология управления процессами (МУП) [23], которая содержит шесть основных шагов:

1) определение владельцев процесса;

2) описание границ и интерфейса процесса;

3) описание самого процесса с помощью программного инструментария;

4) установление точек контроля за процессом;

5) измерение показателей процессов в точках контроля;

6) анализ полученной информации и предложений относительно усовершенствования.

Для описания процесса возможно использование таких схем процесса [11]:

общая схема (для отображения общих шагов процесса);

нисходящая схема (отображает как основные шаги, так и их подшаги):

детальная схема (отображает детали нескольких частей процесса);

схема развертывания (указывает детализированные шаги и людей, которые привлечены у их усовершенствование);

схема благоприятных возможностей (отделяет шаги процесса, связанные с добавлением ценности, от шагов, которые прибавляют стоимость);

системограмма (описание процесса с помощью естественного языка).

Проводя анализ преимуществ и недостатков схем процессов, следует отметить, что использование конкретной схемы зависит от особенности организаций, которая реализует проект, и специфики самого проекта.

Каждый тип схем имеет свою систему обозначения, и правила построения.

Этапы создания схемы процесса:

1. Проведение мозгового штурма для определения основных шагов для превращения входов в выходы результатов;

2. Упорядочить шаги согласно логике выполнения, выбрать форму описания схемы;

3. Провести декомпозицию шагов.

В новой редакции PMBok отмечается важность фиксации существующего состояния бизнес-процессов, функциональных требований, включая описание бизнесов-процессов и взаимодействие с конечным продуктом проекта, описание изменений в бизнесах-процессах. Для каждого процесса проекта предлагается внедрить "приборную панель”, основное назначение которой контролировать ход выполнения процесса. Универсальная приборная панель процессов управления проектами содержит такие показатели (табл. 2.1):

время;

стоимость (затраты);

объем работ;

качество (как процесса, так и продукта);

риски.

Таблица 2.1

Приборная доска процессов проекта

Название процесса:
Владелец процесса:
Дата
Показатель	Плановое значение	Фактическое значение
Время выполнения
Стоимость
Объем работ
Качество процесса
Качество продукта
Риски
Запросы на изменения
Результат

С целью получения достоверной картины выполнения процессов используется методика освоенного объема, которая позволяет зафиксировать отклонение от плана еще на ранних этапах.

Приборную панель целесообразно использовать в контрольных точках проекта.

Основными инструментами интерпретации результатов измерения являются методы анализа трендов, диаграмма "Паутина”, матрица показателей.

Анализ трендов показателей процесса - это анализ направленности изменений показателей (сравнивая результаты выполнения процесса проекта с уже реализованными процессами аналогичных проектов, формируется представление о направлении развития).

Использование диаграммы "Паутина" позволяет сравнивать показатели процесса проекта, который выполняется в вашей компании, с показателями компаний конкурентов, которые осуществляют подобные процессы (проекты) (рис. 2.8)

Рис. 2.8 Пример использования диаграммы "Паутина”

Матрица показателей бизнеса-процесса используется для анализа работы хода процесса и для выявления степени его важности [25]. Использование матрицы показателей позволяет избежать дополнительных затрат на усовершенствование процессов, которые являются несущественными при выполнении проекта.

Определение приоритета процесса важно, так как проекты реализуются при заданных ограничениях (денежных, временных, ресурсных), при этом если организация выполняет несколько проектов, то возникает необходимость определения приоритетов проектов для оптимизации процессов распределения ресурсов из общего пула ресурсов.

Матрица показателей процесса разбита на квадранты: по горизонтали изменяется важность, по вертикали - уровень показателей проекта. Характеристики процессов обозначаются на матрице (рис. 2.9) [21].

Рис. 2.9 Пример матрицы показателей

Характеристика квадрантов:

- неважно - низкий уровень показателей, низкая важность. Если процесс попадается в этот квадрант, то организации нецелесообразно вкладывать дополнительные ресурсы в усовершенствование этого процесса.

- перебор - низкая важность, высокий уровень показателей. Если процесс попадается в этот квадрант, то это свидетельствует, что бизнес-процесс прописан на высоком уровне, но поскольку его важность для проекта низкая, этот процесс не нуждается в усовершенствовании;

- рассмотрение необходимое (усовершенствование необходимо) - высокая важность, низкий уровень показателей. Этот процесс, безусловно, нуждается в рассмотрении.

- все обстоит благополучно - высокая важность, высокий уровень показателей. Как правило, эти процессы обеспечивают конкурентоспособность организации в целом, поэтому необходимо обеспечить дальнейшее усовершенствование (после усовершенствования процессов квадранту "Усовершенствование необходимо”).

Аналогичным образом, матрицу показателей можно применять для определения процессов, которые необходимо рассматривать при построении процессной модели проекта.

Для проекта "Азери-Чираг-Гюнешли" была построена матрица показателей процессов. Оценивались процессы: интеграционные процессы, процессы управления содержанием, сроками, стоимостью, качеством, коммуникациями, человеческими ресурсами, рисками, поставками.

Уровень показателей и важность оценивались по пятидесятибальной шкале экспертами компаний BP и Лукойл (табл.2.2, 2.3, 2.4).

Таблица 2.2

Оценка процессов экспертом BP-Азербайджан

№	Группа процессов	Уровень показателя	Важность
1	Управление интеграцией	36	46
2	Управление содержанием	25	50
3	Управление сроками	20	40
4	Управление стоимостью	35	43
5	Управление качеством	26	50
6	Управление коммуникациями	45	25
7	Управление человеческими ресурсами	48	20
8	Управление рисками	30	50
9	Управление поставками	49	28

В качестве показателя использовался интегральный показатель, который учитывал уровень управляемости, длительность процесса, его стоимость, наличие формализованных бизнес-процессов.

Важность определялась на основании степени влияния процесса на результат проекта с учетом стратегических аспектов деятельности компании.

Таблица 2.3

Оценка процессов экспертом Лукойл

№	Группа процессов	Уровень показателя	Важность
1	Управление интеграцией	30	50
2	Управление содержанием	28	45
3	Управление сроками	15	50
4	Управление стоимостью	20	40
5	Управление качеством	35	50
6	Управление коммуникациями	48	30
7	Управление человеческими ресурсами	45	30
8	Управление рисками	35	40
9	Управление поставками	50	35

Таблица 2.4

Оценка процессов экспертом Лукойл

№	Группа процессов	Уровень показателя	Важность
1	Управление интеграцией	28	40
2	Управление содержанием	35	40
3	Управление сроками	30	40
4	Управление стоимостью	25	30
5	Управление качеством	30	50
6	Управление коммуникациями	46	25
7	Управление человеческими ресурсами	40	25
8	Управление рисками	39	50
9	Управление поставками	40	40

В результате анализа экспертных оценок были построены диаграммы, отражающие уровень показателей процессов и их важность (рис. 2.9 и 2.10).

Рис. 2.9 Диаграмма уровней показателей процессов

Рис. 2.10. Диаграмма важностей процессов

На основании полученных данных (табл. 2.5) построена матрица показателей процессов (рис. 2.11).

Таблица 2.5

Обобщенное значение показателей процессов

№	Группа процессов	Уровень показателя	Важность
1	Управление интеграцией	31	45
2	Управление содержанием	29	45
3	Управление сроками	22	43
4	Управление стоимостью	27	38
5	Управление качеством	30	50
6	Управление коммуникациями	46	27
7	Управление человеческими ресурсами	44	25
8	Управление рисками	35	47
9	Управление поставками	46	34

Рис. 2.11. Матрица показателей процессов проекта "Азери-Чираг-Гюнешли"

На основании матрицы показателей процессов можно сделать вывод:

процессы управление коммуникациями (6), управление поставками (9) занимают устойчивую позицию в секторе "Все нормально";

процесс управление человеческими ресурсами (7) находится на границе секторов "Все нормально" и "Перебор", что соответствует, что процессы управления человеческими ресурсами поставлены в проектах на должном уровне, а важность этих процессов для проектов нефтегазового сектора средняя;

процессы управления интеграцией (1), содержанием (2), рисками (8), качеством (5) обладают высокой важностью, однако компании необходимо приложить усилия для повышения уровня показателей процессов.

управление стоимостью (4) является процессом, для которого необходимо повысить уровень показателей, поскольку эффективность данного процесса во многом определяет эффективность управления проектом в целом;

в наиболее худшем положении находится управление сроками (3), так как данный процесс попал в сектор улучшение необходимо.

Если проанализировать сделанные выводы, то наибольшего улучшения требуют процессы, образующие железный треугольник управления проектами: сроки, стоимость, содержание. При этом необходимо контролировать и по возможности повышать уровень показателей процесса управления качеством.

Таким образом, для проекта "Азери-Чираг-Гюнешли" целесообразно усовершенствование проектного и процессного подхода к управлению

2.3 Рекомендации по усовершенствованию процессов управления проектом "Азери-Чираг-Гюнешли"

Несмотря на то, что проект "Азери-Чираг-Гюнешли", выполняется больше 10 лет, в компании отсутствуют стандартные формы проектной документации. Большое количество подрядных организаций используют свои внутренние шаблоны документов, которые существенно отличаются между собой. В тоже время возникает необходимость сбора воедино всей проектной документации с целью последующей трансляции проектного опыта на аналогичные проекты. Так, например, составление типового проекта бурения скважины позволит значительно упростить процесс составления проектной документации на каждую новую скважину, снизить риски проектов.

Область применения проекта содержит описание продукта проекта, его характеристики и способы их измерения или оценки.

Цель процессов, связанных с областью применения:

переводить требования и ожидания заказчиков и других заинтересованных сторон в действия, необходимые для достижения целей проекта, и организовывать эти действия;

гарантировать, что персонал работает в пределах области применения при реализации этих действий;

гарантировать, что действия, выполняемые при проектировании, удовлетворяют требованиям, указанным в области применения.

Процессы, связанные с областью применения:

разработка концепции;

разработка и контроль области применения;

определение действий;

контроль действий.

Разработка концепции

Потребности и ожидания заказчика продукции и процессов, и заявленные и подразумеваемые, должны быть представлены в виде документированных требований, включая установленные законом и регулируемые аспекты, которые, по требованию заказчика, должны быть согласованы.

Другие заинтересованные стороны должны быть идентифицированы, а их потребности установлены. Они также должны быть представлены в виде документированных требований и согласованы с заказчиком.

Разработка и контроль области применения

При разработке области применения проекта характеристики проектируемой продукции должны быть идентифицированы и документированы в измеримых величинах и по возможности более полно. Эти характеристики должны быть использованы как основа для проектирования и разработки. Должны быть определены способы измерения этих характеристик и методы оценки их соответствия требованиям заказчика и других заинтересованных сторон. Характеристики продукции и процессов должны быть прослеживаемы по отношению к документированным требованиям заказчика и других заинтересованных сторон.

Если при разработке области применения рассматривают альтернативные подходы и решения, соответствующие доказательства (включая выполненные исследования и другие используемые данные) должны быть документированы и упомянуты в области применения.

Определение действий

Для выполнения требований заказчика к продукции и процессам, структура проекта должна опираться на управляемые действия.

Персонал, назначенный для выполнения проекта, должен участвовать в определении этих действий, что позволяет использовать понимание и мнение данных специалистов.

Каждое действие должно быть определено таким образом, чтобы его результаты были измеримы. Список действий должен быть проверен на полноту. Определенные действия должны включать в себя методы менеджмента качества, оценки продвижения, а также подготовку и сопровождение плана менеджмента проекта. Взаимодействия между проектной организацией и заинтересованными сторонами по действиям проекта, которые потенциально могут вызывать проблемы, должны быть идентифицированы и документированы.

Контроль действий

Действия проекта следует выполнять и контролировать в соответствии с планом менеджмента проекта. Контроль процесса включает в себя контроль взаимодействий, способствующий устранению конфликтов или недоразумений. В процессах, предполагающих новые технологии, особое внимание нужно уделять их контролю.

Действия следует анализировать и оценивать для идентификации потенциальных неточностей и выявления возможностей для улучшения. График проведения анализа должен учитывать сложность проекта.

Результаты анализа должны быть использованы для оценки продвижения, чтобы оценить выходы процесса и планировать оставшиеся работы. Пересмотренный план оставшихся работ должен быть документирован.

Для создания детализированного плана необходимо выполнить действия:

разработать четкие детализированные требования (комплектование требований, требования по отношению к жизненному циклу проекта, система контроля требований, контроль изменений);

составить график проекта;

составить план проекта.

В качестве примера разработанных проектных документов приведен пример Устава проекта Chirag oil project, который реализуется в рамках проекта "Азери-Чираг-Гюнешли". Устав проекта приведен в табл.2.6.

Таблица 2.6

Устав проекта Chirag oil project

Название проекта: проект Chirag oil project
Руководитель проекта:
Кураторы проекта:
Описание проекта: Проект предполагает строительство новой платформы "Западный Чираг", которая будет установлена на глубине моря 170 метров между уже работающими добывающими платформами "Чираг" и "Гюнешли".
Цель: увеличение добычи нефти на блоке азербайджанских морских месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ)
Допущения: большинство строительных работ в рамках Chirag oil project будет осуществлено в Азербайджане, в том числе - строительство бурового модуля платформы, который для предыдущих проектов строился за рубежом.
Риски: отсутствие опыта строительство бурового модуля платформы, несвоевременное финансирование, форс-мажор
Бюджет	6 миллиардов долларов
Этапы проекта	Основное содержание этапа	Дата окончания
Подготовка к бурению	Выполнения работ по подготовке у бурению	Вторая половина 2010
Опережающее бурение	Проведение работ по опережающему бурению	Первая половина 2012
Добыча нефти	Организация процесса добычи нефти	Конец 2013
…	…	…
Распределение обязанностей
…	…
Документ подготовлен: руководитель проекта
Дата последнего изменения:
Утверждено: Куратор проекта

На этапе формирования содержания проекта определяются основные требования к проекту. На этом этапе следует понять, чего именно хочет добиться руководство и в какие сроки. Эффективным подходом к решению задачи является составление перечня пожеланий старших менеджеров - достаточно предложить ключевым менеджерам ответить на вопросы о том, какими с их точки зрения должны быть оптимальные результаты проекта. После того как все старшие менеджеры внесут свой вклад в составление перечня требований, следует опубликовать окончательный вариант и передать его участникам опроса, к числу которых должны относиться все члены группы управления проектом.

Для проектов, реализуемых в рамках проекта "Азери-Чираг-Гюнешли", предлагается использовать форму опроса руководства, позволяющую определить временные рамки и объем проекта (рис. 2.12).

Форма опроса старших менеджеров
Менеджер: Номер: Дата:
Вопросы
Какой результат будет успешным для вас?
Какой результат будет успешным для организации?
Какой результат будет успешным для проектной группы? Какие результаты являются важными с вашей точки зрения?
В каких дополнительных результатах, по вашему мнению, может нуждаться организация?
Когда бы вы хотели видеть эти результаты?
Как бы вы оценили успешность достижения результатов?
Какие промежуточные этапы (если таковые имеются) нужны, с вашей точки зрения, для достижения таких результатов?
Какие ресурсы, по-вашему, должны быть задействованы для получения результатов?
Пожелания
Описание	Оптимальный срок выполнения	Оценка успеха	Предварительные рекомендации по выполнению	Ожидаемый уровень ресурсов
Согласен

Рис. 2.12. Форма опроса старших менеджеров

Определение требований

Один из простейших методов - коллективное обсуждение. Метод мозгового штурма лежит в основе менеджмента требований.

Этап 1. Перед тем, как проводить совещание, следует разослать всем участникам по экземпляру требований старшего руководства. Прежде всего необходимо собрать всех участников и рассказать, как проводится коллективное обсуждение. Объяснить, что в конце совещания необходимо получить перечень задач высокого уровня, который позволит проектной группе составить план реализации требований старшего руководства.

Менеджеру проекта необходима следующая информация:

предлагаемая задача;

сроки выполнения задачи;

вероятные затраты на выполнение задачи - трудовые ресурсы и оборудование.

Этап 2. Раздайте всем участникам по небольшому блокноту и маркеру. Попросите записать требования в блокнот, по одному на странице. Каждое предложение должно быть выражено в нескольких словах. На данный процесс отводится 10-15 минут. На страницах блокнота они могут писать все, что считают нужным.

Этап 3. Когда предложения участников иссякнут, попросите их прикрепить отдельные листки к отведенной для этого стене (флип-чарту).

Этап 4. После того, как все записи размещены на стене, попросите одного или двух участников сгруппировать близкие предложения. Теперь на стене должны быть размещены группы задач. Некоторые из них, возможно, будут включать одно предложение.

Этап 5. После окончания сортировки команда должна совместно озвучить сгруппированные предложения. Во время этого процесса необходимо убедиться, что все понятно. Для этого следует задавать вопросы авторам. Результатом часто являются увеличение временных рамок и повышений требований к ресурсам. Каждой группе задач следует присвоить название.

Этап 6. Кому-либо, назначенному участниками коллективного обсуждения, следует объединить группы предложений и переформулировать их так, чтобы выявить лежащие в их основе соображения. Это делается не во время коллективного обсуждения. Теперь нужно составить перечень и наметить в нем в общих чертах требования высокого уровня, включив как задачи, подлежащие выполнению, так и плановые временные показатели. С этим перечнем нужно ознакомить участников совещания, чтобы его проверили и прокомментировали.

Определенные требования являются основой формирования проектных документов.

Однако в ходе выполнения проекта возникает изменение проектных требований (изменяется область охвата проекта, требования к качеству, основные ограничения проекта).

Для определения требований предлагается использовать следующий метод.

Этап 1. Определить общую форму, которая может быть использована для сбора ключевой информации в отношении требований (рис. 2.13).

Согласование требований
Название требований: Номер требования: Взаимосвязанные требования: Автор:
Описание требования Указать: временные рамки, объем, ресурсы, качество. Описания должны быть конкретными, измеримыми, достижимыми, реальными и с указанием сроков.
Известные ограничивающие факторы

Рис. 2.13. Бланк сбора требований

Этап 2. Назначить менеджеров комплексов работ. Каждый менеджер комплекса работ должен составить перечень потенциальных требований высокого уровня, в основе которых должно лежать содержание комплекса работ.

Этап 3. Менеджеры должны встретиться с теми, кто уполномочен утвердить требования высокого уровня относительно их комплексов работ.

Этап 4. После получения подписи уполномоченного лица, утверждающего требования, наступает период разработки требований детального уровня.

Этап 5. Определенные требования высокого и детального уровня включаются в план.

Модель процесса определения требований приведена на рис. 2.14.

Для контроля изменений используется форма контроля изменений (рис. 2.15).

Контроль над запросами на изменения ведется путем установления приоритетов и сроков. Приоритет устанавливается в момент первоначального поступления запроса на изменения. Для бланка следует использовать числа от 0 до 4: если 0 - высочайший приоритет, то 4 - низший. Уровень приоритета предлагает заказчик (лицо, дающее запрос на изменения), но его должен подтвердить назначенный вами сотрудник.

Контроль изменений
Приоритет (0-4): Номер запроса о внесении изменений: Название запроса о внесении изменений: Заказчик:
Описание предлагаемого изменения Указать: временные рамки, объем, ресурсы, качество. Описания должны быть конкретными, измеримыми, достижимыми, реальными и с указанием сроков.
Затрагиваемые компоненты/задачи
Влияние на существующие планы
Дата постановки вопроса
Дата принятия решения

Рис. 2.15. Контроль изменений

Усовершенствование процессов управления содержанием проектирования буровых работ проводится с целью сокращения времени на разработку проектно-сметной документации на бурение скважин.

Рис. 2.14. Модель процесса определения требований

Стадия проектирования бурения скважин, является одной из четырех основных стадий производственного цикла бурения, но бесспорно является самой ответственной, т.к. ошибки на этой стадии ведут к наибольшим потерям. Создание автоматизированной системы проектирования позволит существенно снизить риск ошибки на этапе проектирования.

Поставленная задача будет решаться методом декомпозиции, т.е. общее решение задачи есть совокупность решений подзадач. Предполагаются следующие подзадачи:

1) анализ исходных данных. Проводится анализ исходных данных на противоречивость. Исходными данными являются: геологический разрез проектируемой скважины, целевое назначение проектируемой скважины, другие данные (ограниченность выбора оборудования, приоритеты работ и т.д.);

2) выбор оборудования. Исходя из набора оборудования, а также исходных данных производится выбор рекомендуемого оборудования для проведения буровых работ. Выбор проводится на основании технических характеристик оборудования и степени их приближения к условиям проектирования;

3) конструкция скважины. Самый главный и трудно формализуемый этап. Конструкция скважины является базой для дальнейших расчетов и проектирования технологии проведения работ. Здесь же целесообразно провести выбор промывочного агента и тампонажных работ. Возможно использование предыдущих разработок;

4) выбор типа скважины. Выбор основан на наибольшей степени приближения его области применения (категория по буримости, группа по трещиноватости, группа по абразивности, диапазон диаметров, вид бурения) к условиям проектируемых работ;

5) расчет режимных параметров. Согласно известной и общепринятой методике проводится расчет трех режимных параметров: осевой нагрузки, частоты вращения, подачи промывки. Полученные расчетные значения конкретизируются принимая во внимание геологическую информацию, а также возможности оборудования (также проводятся расчеты затрат мощности и прочностные расчеты);

6) проектирование дополнительных работ (геофизические и др.);

7) расчет объема работ и затрат времени материалов на сооружение скважины;

8) расчет стоимости работ.

В результате проектирования должен быть получен следующий набор документов:

техническое задание на бурение скважины

текст проекта с обоснованием и необходимыми расчетами

сводная таблица объемов работ

спецификация потребности в материалах

Следует отметить, что это только предварительные решения, которые, возможно, подвергнуться значительным преобразованиям в процессе дальнейшей работы над проектом.

На начальном этапе заключаются договоры (контракты) на проведение подрядных работ. С целью снижения неопределенности используются стандартные типовые формы договоров подряда, в которых оговариваются все условия проведения работ.

Договор подряда

на выполнение геофизических работ в буровых скважинах, которые бурятся на нефть и газ

Предприятие ___________________________________, которое именуется (название геологической организации) в дальнейшем "Заказчик", в лице (должность, фамилия, имя и отчество), действующего на основании (название документа), с одной стороны, и экспедиция (название) по геофизическим исследованиям в буровых скважинах, которая именуется в дальнейшем "Подрядчик", в лице начальника экспедиции ____, действующего на основании (название документа), с другой стороны, заключили нижеследующий договор.

1. Предмет договора

1.1 "Заказчик" поручает, а "Подрядчик" принимает на себя проведения

_____________________________________________________________

(указать весь комплекс работ)

согласно утвержденному техническому проекту и смете в объеме спецификации, составленной в соответствии с утвержденным для "Заказчика" планом бурения и предоставленной "Подрядчику" в установленном порядке с указанием площадей, метража бурения, распределенных по кварталам, количеству буровых скважин и их проектных глубинах, количества и толщины пластов, которые будут подлежать испытанию.

1.2 Все работы "Подрядчик" выполняет, используя свою рабочую силу, технические и материальные ресурсы.

1.3 Заявки на проведение геофизических работ в буровых скважинах подаются работниками геологической и технологической служб "Заказчика" письменно или телефонограммой не позднее как за 24 часа к началу работы на буровой скважине, если буровая скважина расположена на расстоянии не больше 100 км от базы геофизической экспедиции (партии).

1.4 "Подрядчик" обязан на протяжении двух часов после получения заявки прислать "Заказчику" подтверждение на принятие заявки и согласовать время выполнения работ.

1.5 В случае необходимости выполнения геофизических работ в буровых скважинах глубиной больше 4500 м "Заказчик" должен подать заявку не меньше как за 3 сутки, а в случае глубин больше 5500 м - за пять суток до начала работ в буровой скважине со следующим уточнением времени начала работ.

1.6. В случае отличия заявки "Заказчиком" повторный выезд геофизического отряда осуществляют после представления новой заявки.

1.7 Заявки на исходные, праздничные и нерабочие дни принимаются только для выполнения таких работ:

подрывные и геофизические работы по ликвидации аварий;

на геофизические исследования буровых скважин под спуск обсадных колонн;

измерение кривизны во время урезывания нового ствола и проведение очередных замеров в наклонно-направленных буровых скважинах;

геофизические исследования буровых скважин перед проведением испытаний пластов испытателями, которые спускаются в буровую скважину на трубах;

геофизические исследования в буровых скважинах по завершению бурения буровых скважин.

1.8 Рабочее время для работников организации "Подрядчика" устанавливается с 8-00 до 17-00, обеденный перерыв с 13-00 до 14-00 с пятидневной рабочей неделей.

1.9 Начало геофизических исследований в буровых скважинах должно быть в дневное время; подрывные работы выполняются только в дневной время. В порядке исключения, подрывные работы могут быть проведенные и в темное время суток по отдельному плану, утвержденному главными инженерами организаций "Заказчика" та "Подрядчика".