«Количественная оценка рисков объектов добычи «Чаяндинского месторождения», на этапе обоснования инвестиций»

25 августа 2014

9701

Бизнес-консультант, советник Генерального директора ОАО «ВНИИНМ»

В рамках количественной оценки рисков объектов добычи проекта «Обустройство Чаяндинского месторождения, транспорт и переработка газа» реализованы следующие работы.

1. Выявление рисков проекта в целях проведения количественной оценки, включающее:

выявление факторов рисков, рисковых событий, последствий воздействия рисков;
формирование унифицированного реестра классифицированных рисков проекта.

Согласно принятой методологии выявление и количественная оценка рисков произведены по бизнес-процессам на этапах строительства и эксплуатации:

Бизнес-процессы на этапе строительства объектов:
Инициация проекта;
Выбор поставщиков и заказ оборудования;
Производство оборудования;
Доставка грузов к месту строительства;
Выбор подрядчиков СМР;
Получение лицензий, разрешений ведомственных органов;
Выполнение строительно-монтажных работ.
Бизнес-процессы на этапе эксплуатации объектов:
Плановая эксплуатация объектов добычи;

Результаты работ включают унифицированный реестр классифицированных рисков проекта и расчетные значения ожидаемых отклонений показателей проекта от плановых величин в результате реализации рисков.

Количественная оценка объектов добычи

На этапе обоснования инвестиций в обустройство Чаяндинского НГКМ анализ рисков строительства объектов добычи на месторождении проводился в двух частях:

Фонд нефтяных скважин;
Фонд газовых скважин.

Фонд нефтяных скважин.

В проекте рассматриваются периоды пробной эксплуатации (ПЭ) и опытно-промышленных работ (ОПР), включающие следующие основные объекты обустройства месторождения:

Нефтяной куст 17 (оценочная скважина/1ОЦ);
Нефтяной куст 13 (оценочная скважина/2ОЦ);
Нефтяной куст 12 (нефтяные скважины/1ОПР, 2ОПР, 3ОПР);
Газорегулирующий куст 24;
Нефтяной куст 17 (нефтяные скважины/4ОПР, 5ОПР, 6ОПР);
Установка подготовки нефти.

В соответствии с ТЭО коэффициент извлечения нефти (КИН) для нефтяной оторочки ботуобинского горизонта Северного блока Чаяндинского месторождения принят 0.259, а для Южного блока – 0.128. Для определения оптимального способа разработки с целью достижения проектного КИНа в «Технологической схеме опытно-промышленных работ на нефтяной оторочке ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ», было рассмотрено 22 варианта разработки нефтяной оторочки.

Все рассмотренные варианты освоения, предусматривающие применение традиционных технологий (истощение, ППД) не позволяют достичь проектного КИНа.

Для достижения проектного КИНа нефтяной оторочки Северного блока ботуобинской залежи, предложено апробировать технологию, предусматривающую закачку азота в качестве буфера и последующую закачку раствора полиакриламида, для создания пятиметрового барьера между нефтяной оторочкой и «газовой шапкой» залежи. С целью реализации данной технологии в область «газовой шапки», примыкающей к ГНК, закачивают азот, оттесняя из этой области часть углеводородного газа. В дальнейшем закачивают раствор полиакриламида, предназначенный для образования барьера между нефтяной оторочкой и «газовой шапкой».

Для апробирования барьерных технологий на опытном участке, размером 6 х7 км, расположенном в районе скважин №№ 321-14, 321-21 и 321-34, предусматривается строительство куста 2-хствольных нефтедобывающих скважин (скв. №№ 1 ОПР, 2 ОПР, 3 ОПР) и куста 4-хствольных многофункциональных скважин (скв. №№ 4 ОПР, 5 ОПР, 6 ОПР), а также двух оценочных скв №№ 1 ОЦ, 2 ОЦ.

Результаты оценки неценовых рисков этапа строительства по объектам добычи нефти представлены диапазонами величин отклонения ключевых показателей проекта, что обусловлено следующими факторами:

Неопределенностью технологического процесса извлечения нефти,
Сложными характеристиками параметров залежи,
Неапробированностью технологии барьерного разделения залежей нефти от газоконденсатной шапки в промышленном масштабе,
Отсутствием опыта бурения четырехствольных скважин.

В целях получения детализированной оценки рисков и сужения диапазонов отклонений ключевых показателей проекта, требуется более детальная разработка и анализ проектной документации, сбор экспертных данных, обработка статистической информации в рамках дополнительного проекта.

Для получения количественных оценок была использована имеющаяся статистка по традиционным технологиям освоения и материалы заказчика, относящиеся к промышленной безопасности проектируемых объектов добычи.

Результаты количественной оценки уровней рисков, представлены в Таблице 1 , Диаграмме 1-2.

Таблица 1. Ожидаемые отклонения КВ и сроков на этапе строительства по объекту «Фонд нефтяных скважин»

№ п/п	Вид риска	Название бизнес-процесса, фактора рискового события	Ожидаемая величина отклонений в результате реализации рассматриваемого фактора за период
№ п/п	Вид риска	Название бизнес-процесса, фактора рискового события	Задержка сроков по всему фонду, суток	Материальные потери по всему фонду, млн. руб.
1.	Риск недобросовестного исполнения обязательств контрагентами (подрядчик, выполняющий бурение)	Ошибки персонала, повреждение коллекторских свойств пласта, потеря продуктивности скважины/ошибки выбора траектории, глубины, точки бурения (нарушение технологии производства работ, халатность подрядчика, ошибки в ходе бурения)	488,3 — 1210,7	844,5 — 2995,1
1.		Отказ оборудования / брак строительной техники	81,8 — 204,4	527,4 — 1870,7
2.	Природно-климатические	Газопроявление/ Поглощение (неконтролируемый выброс газа)	5,0 — 12,4	2,5 — 9
2.	Природно-климатические	Неблагоприятные погодные условия, ограничивающие возможность проведения работ (ветровые, нагрузки и др.)	5,4 — 13,6	35,2 — 124,7
3.	Политический / страновой риск	Противоправные действия третьих лиц (теракт, диверсия, хищение)	3,0 — 7,6	1,5 — 5,2
3.	Политический / страновой риск	Военный конфликт	85,9 — 214,7	2,5 — 8,7
4.	Финансирования	Несвоевременное финансирование работ	362,2 — 905,6	35,2 — 124,8
Итого:			1027,6 — 2569,0	1448,7 — 5138,2

Диаграмма 1. Интегральная оценка отклонений объемов капитальных вложений вследствие влияния неценовых рисков на этапе строительства

Диаграмма 2. Интегральная оценка отклонений сроков выполнения работ вследствие влияния неценовых рисков на этапе строительства

Фонд газовых скважин

Освоение газоконденсатных залежей осуществляется посредством бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Общее количество эксплуатационных скважин 335 ед. Скважины сгруппированы в 118 кустов – от одной до семи скважин в кусте. Кусты располагаются с учетом инженерно-геологических условий местности. В части скважин (17 единиц) предусматривается приобщение горизонтов. Предусматривается высокая автоматизация кустов. На кустах, из операторной, осуществляется:

управление приводной запорной и регулирующей арматурой;
регулирование расходов газа и метанола по каждой скважине.

От куста в операторную передаются показатели:

расход, давление и температура добываемого продукта по каждой скважине;
расход метанола по каждой скважине.

На каждом кусте скважин предусматривается горизонтальный факел для сжигания возможных (при исследовании, ремонте скважин, выводе на режим) сбросов газа. На последующих стадиях проектирования будет рассмотрена возможность применения на кустах передвижных вертикальных факельных установок.

Комплекс фонтанной арматуры и внутрискважинного оборудования обеспечивает освоение и глушение скважин.

Устья эксплуатационных скважин в соответствии с проектом бурения (на основании РД 00158758-161-94) размещаются на едином кустовом основании с расстоянием между устьями 20 м.

Максимальные устьевые давления на первый год разработки по скважинам газоконденсатных залежей составляют 7.7-8.5 МПа.

Для получения количественных оценок была использована имеющаяся статистика по традиционным технологиям освоения и материалы Заказчика, относящиеся к промышленной безопасности проектируемых объектов и устанавливающие оценочный уровень аварийности для скважин ЧНГКМ и вероятность воспламенения газа при открытом одиночном фонтане.

Таблица 2. Статистические оценки частоты и вариантов развития рисковых событий

Частота аварийности для скважин Чаяндинского НГКМ	на основании статистики для скважин Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского месторождений	1,2×10-3 аварий на скважину в год
Частота аварийности для скважин Чаяндинского НГКМ	консервативная оценка	2,5×10-3 аварий на скважину в год
Вероятность воспламенения газа при открытом фонтане		90%

Источник: Том 2.8 «Оценка промышленной безопасности объектов»

Таблица 3. Ожидаемые отклонения капитальных вложений и сроков на этапе строительства по объекту «Фонд газовых скважин»

№ п/п	Вид риска	Название бизнес-процесса, фактора рискового события	Ожидаемая величина отклонений в результате реализации рассматриваемого фактора за период
№ п/п	Вид риска	Название бизнес-процесса, фактора рискового события	Задержка сроков по всему фонду, суток	Материальные потери по всему фонду, млн. руб.
1.	Риск недобросовестного исполнения обязательств контрагентами (подрядчик, выполняющий бурение)	Ошибки персонала, повреждение коллекторских свойств пласта, потеря продуктивности скважины/ошибки выбора траектории, глубины, точки бурения (нарушение технологии производства работ, халатность подрядчика, ошибки в ходе бурения)	508,5	625,6
1.		Отказ оборудования / брак строительной техники	85,9	390,8
2.	Природно-климатические	Газопроявление/ Поглощение (неконтролируемый выброс газа)	5,2	1,9
2.	Природно-климатические	Неблагоприятные погодные условия, ограничивающие возможность проведения работ (ветровые, нагрузки и др.)	5,7	26,0
3.	Политический / страновой риск	Противоправные действия третьих лиц (теракт, диверсия, хищение)	3,2	1,1
3.	Политический / страновой риск	Военный конфликт	90,2	1,8
4.	Финансирования	Несвоевременное финансирование работ	380,4	26,1
Итого:			1079,1	1073,3

Диаграмма 3. Рейтинг рисковых факторов, влияющих на ожидаемые величины отклонения капитальных вложений

Диаграмма 4. Рейтинг рисковых факторов, влияющих на ожидаемые величины отклонения сроков проведения работ

На этапе обоснования инвестиций в обустройство Чаяндинского НГКМ анализ рисков эксплуатации объектов добычи на месторождении проводился в двух частях:

Фонд нефтяных скважин;
Фонд газовых скважин.

1. Фонд нефтяных скважин

Нефтяной куст 17 (оценочная скважина/1ОЦ);
Нефтяной куст 13 (оценочная скважина/2ОЦ);
Нефтяной куст 12 (нефтяные скважины/1ОПР, 2ОПР, 3ОПР);
Газорегулирующий куст 24;
Нефтяной куст 17 (нефтяные скважины/4ОПР, 5ОПР, 6ОПР);
Установка подготовки нефти.

Опытно-промышленные работы на нефтяной оторочке ботуобинской залежи по утвержденному варианту предусматривают:

в 2012 г ввод в пробную эксплуатацию сроком на один год скв №1 ОЦ. В этом же году начинаются работы в скважинах № 4ОПР, 5ОПР, 6ОПР (куст № 17) по созданию барьера;
в 2013 г ввод в пробную эксплуатацию сроком на один год скв № 2 ОЦ;
в 2014 году ввод в эксплуатацию по добыче нефти скважин №№ 1ОПР, 2ОПР, 3ОПР (куст №12) и скважин №№ 4ОПР, 5ОПР, 6ОПР. В этом же году в зоне внешнего ГНК бурятся три газорегулирующие скважины (№ 1гр, 2гр, 3гр – куст № 24) для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины в период ОПР.

Таблица 4. Исходные данные и сроки ввода нефтяных скважин разделены на следующие этапы строительства

Этап [1]	Наименование	Срок ввода в эксплуатацию
1	Обустройство нефтяной оторочки ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ на период опытно-промышленных работ с вводом в эксплуатацию двуствольных скважин 1ОПР, 2ОПР и 3ОПР.	2014г
2	Обустройство нефтяной оторочки ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ на период опытно-промышленных работ с вводом в эксплуатацию многофункциональных четырехствольных скважин 4ОПР, 5ОПР и 6ОПР.	2016г
3	Строительство нефтепровода «Чаянда - Талакан».	2017г
4	Обустройство нефтяной оторочки ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ	2018÷2027

[1] Этапы 1, 2 и 3 относятся к периоду опытно-промышленных работ.

В соответствии с графиком строительства и ввода в эксплуатацию объектов обустройства нефтяной оторочки ботуобинского горизонта на период ОПР, разработанным ОАО «ВНИПИгаздобыча», строительство многофункциональных четырехствольных скважин (№№ 4ОПР, 5ОПР, 6 ОПР) может быть осуществлено в период с 2014 по 2016 гг. В связи с этим, сроки закачки азота и полимера для создания барьера и добычи нефти по скважинам №№ 4 ОПР, 5ОПР, 6 ОПР были скорректированы (табл. 2.6).

С учетом дальнейшего применения барьерных технологий для полномасштабного освоения нефтяной оторочки добыча нефти за весь период разработки (до 2043 г) составит 43962 тыс. т, стабильного конденсата - 11051 тыс. т. Максимальная годовая добыча нефти в 2024-2032 гг составит 2500 тыс. т при добывающем фонде скважин 143 ед., которые вводятся с 2012 по 2024 годы. Дебит нефти по скважине будет изменяться от 129 до 0.8 т/сут, составляя «на полке» 59.9 т/сут. Дебит по жидкости – от 231 до 5.3 т/сут. За весь период разработки обводненность залежи составит 84.1%. КИН планируется достигнуть 0.242. Закачка полимера в качестве вытесняющего агента будет проводиться с 2013 по 2034 гг. Суммарный объем закачиваемого полимера составит 99 млн. м3 (протокол № 16-р/2010 от 23.04.2010 г).

В период опытно-промышленных работ годовая добыча нефти составит 120-140 тыс. т, накопленная добыча нефти – 874 тыс. т. Накопленная добыча растворенного в нефти газа составит 63.190 тыс. т. За этот период в пласт будет закачано 0.552 млн. м3 агента. Дебит нефти на среднюю скважину составит 80-90 т/сут, газа – 5-6.6 тыс. м3/сут. Среднее пластовое давление в залежи не изменится и составит 13.13 МПа. Фонд добывающих скважин – 6 ед. По результатам опытно-промышленных работ в 2017 г должно быть принято решение по технологии полномасштабного освоения залежи.

Согласно данным федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, к основным организационным и техническим причинам аварий и несчастных случаев на объектах нефтегазодобычи следует отнести:

неэффективную организацию осуществления производственного и технического контроля;
нарушение технологии производства работ;
производство работ с нарушением требований руководств по эксплуатации;
нарушение работниками трудового распорядка и дисциплины труда;
ненадлежащее содержание и техническое обслуживание оборудования;
применение неисправного оборудования или оборудования с отработавшим нормативным сроком эксплуатации.

Результаты количественной оценки уровней рисков, представлены в Таблице 5 , Диаграмме 5-6.

Таблица 5. Результаты количественной оценки подверженности рискам объекта «Фонд нефтяных скважин» на этапе эксплуатации

№ п/п	Вид риска	Название бизнес-процесса, фактора рискового события	Ожидаемая величина отклонений в результате реализации рассматриваемого фактора за период
№ п/п	Вид риска	Название бизнес-процесса, фактора рискового события	Задержка сроков по всему фонду	Материальные потери по всему фонду
1.	Риск недобросовестного исполнения обязательств контрагентами (подрядчик, выполняющий бурение)	Отступление от проектных решений и норм эксплуатации	31,0 — 92,9	61,2 — 244,7
		Нарушение технологического процесса	16,0 — 48,0	38,6 — 154,4
		Ошибки персонала	7,4— 22,2	17,9 — 71,6
		Неудовлетворительное состояние технических устройств скважин	4,0 — 12,0	9,7 — 38,8
		Несовершенство технологии	5,8 — 17,4	14,1 — 56,4
		Аварийная разгерметизация	26,1 — 78,2	63,1 — 252,3
2.	Природно-климатические	Природно-климатические воздействия (сильные ветра, землетрясения)	10,7 — 32,1	25,9 — 103,6
3.	Политический / страновой риск	Противоправные действия третьих лиц (диверсии, терракты)	0,6 — 1,8	1,4 — 5,6
Итого:			101,6 — 304,6	231,9 — 927,4

Диаграмма 5. Распределение ожидаемой величины отклонений сроков объекта «Фонд нефтяных скважин» вследствие воздействия факторов рисковых событий на этапе эксплуатации.

Диаграмма 6. Распределение ожидаемой величины отклонений эксплуатационных расходов объекта «Фонд нефтяных скважин» вследствие воздействия факторов рисковых событий на этапе эксплуатации.

2. Фонд газовых скважин

Предусматриваются средства и возможности ведения работ по исследованию и ремонту скважин.

В обвязке скважин применен клапан-отсекатель для отключения скважины в случае порыва шлейфа.

Комплекс фонтанной арматуры и внутрискважинного оборудования обеспечивает освоение и глушение скважин.

Глушение скважины проводится через задавочные линии, выведенные к автодороге куста.

Учитывая достаточно низкие пластовые (10..150С) и устьевые температуры

(-1..-80С), предусматривается подача метанола на забой скважин.

Таблица 6. Распределение рисковых факторов, повлекших аварийное событие

Факторы	Число аварий	% к общему числу
Отсутствие превенторного оборудования на устье скважины	11	40,8
Неисправность превенторного оборудования	15	8,3
Отсутствие или неисправность шарового крана на бурильных трубах	8	4
Отсутствие или неисправность обратного клапана обсадной колонны	6	12,2
Разрушение обсадной колонны	4	12,2
Прочие	5	2
Итого:	49	12,2

Диаграмма 7. Распределение рисковых факторов, повлекших аварийное событие

Таблица 7. Принятая статистика оценки уровня рисковых ситуаций [1]

Показатель	Оцененное значение
Ожидаемое общее количество аварии на скважинах	1.0-2.5 аварии в год
Ожидаемое количество аварий с фонтанированием газа (включая фонтаны, заблокированные клапаном-отсекателем)	0.3 – 0.74 аварии в год
Количество скважин, требующих ликвидации фонтанов	0.08-0.17 скважины в год
Количество ремонтов скважин, вызванных возникновением на них фонтанирования	0.3-0.74 скважины в год
Объемы потерь газа при одной аварии с фонтанированием	16-26 млн. куб. м
Среднегодовые объемы потерь газа	1.1-4.4 млн. куб. м
Объемы недоподачи газа при аварии с фонтанированием	30-36 млн. куб. м
Среднегодовые объемы недоподачи газа на УКПГ	2.3-5.6 млн. куб. м.
Объемы газа не поставленного потребителям	Не возникает
Коллективный риск гибели человека в результате аварии с фонтанированием	1.-2.*10-4 1/год
Индивидуальный риск гибели человека в результате аварии с фонтанированием	0.3-1.*10-5 1/год
Ожидаемые объемы годовых выбросов	Метан – 80-180 т.;
	Оксид углерода – 15-32 т.;
	Оксиды азота, в пересчете на диоксид – 2.6-4.7 т.

[1] Сводные данные из отчетов по промышленной безопасности ОАО «Газпром»

По результатам расчета ожидаемых размеров последствий получены оценки уровня рисков бизнес-процесса «Плановая эксплуатация объектов добычи углеводородов»:

ожидаемые значения отклонений эксплуатационных показателей от плановой величины представлены в Таблице 8, Диаграмме 7-8

Результаты количественной оценки ожидаемого уровня отклонения эксплуатационных показателей в результате неценовых рисков рассмотренного бизнес-процесса.

Таблица 8. Результаты количественной оценки подверженности рискам объекта «фонд газовых скважин» на этапе эксплуатации

№ п/п	Вид риска	Название бизнес-процесса, фактора рискового события	Ожидаемая величина отклонений в результате реализации рассматриваемого фактора за период
№ п/п	Вид риска	Название бизнес-процесса, фактора рискового события	Задержка сроков по всему фонду, суток	Материальные потери по всему фонду, млн руб.
1.	Риск недобросовестного исполнения обязательств контрагентами (подрядчик, выполняюший бурение)	Отступление от проектных решений и норм эксплуатациии	88,0	173,7
		Нарушение технологического процесса	45,3	109,6
		Ошибки персонала	21,0	50,8
		Неудовлетворительное состояние технических устройств скважин	11,3	27,4
		Несовершенство технологии	16,6	40,1
		Аварийная разгерметизация	74,0	179,1
3.	Природно-клииматические	Природно-климатические воздействия ( сильные ветра, землетрясения)	30,4	73,5
5.	Политический / страновой риск	Противоправные действия третьих лиц (диверсии, терракты)	1,7	4,0
Итого:			288,3	658,2

Диаграмма 7. Рейтинг факторов количественной оценки подверженности рискам объекта «фонд газовых скважин» на этапе эксплуатации по влиянию на уровни отклонений по срокам

Диаграмма 8. Рейтинг факторов количественной оценки подверженности рискам объекта «фонд газовых скважин» на этапе эксплуатации по влиянию на уровни материальных затрат.

По результатам количественной оценки рисков объектов добычи, можно сделать следующий вывод:

По фонду газовых скважин наибольшее влияние на увеличение материальных расходов и сроков простоя производственного процесса от плановых показателей оказывает риск недобросовестности исполнения обязательств контрагентами.

Список литературы

Журнал «Бухгалтерия и Банки» № 7, 2014, статья Д.В. Шамин « Анализ методики финансовой устойчивости банков на основании определения уровня толерантности к рискам»,
Журнал «Промышленная политика в Российской Федерации» №4-6, статья Д.В. Шамин «Управление рисками проекта «ПРОРЫВ»,
Журнал «Интеграл» №1(74) стр. 36-40, статья Д.В. Шамин «Анализ и оценка рисков в рамках разработки ТЭО проекта «Южный поток» по территории республики Сербии»,
Журнал «Промышленная политика в Российской Федерации» №10-12 стр. 29-34, статья Д.В. Шамин «Количественная оценка рисков проекта строительства нефтеперерабатывающего завода в районе г. Мурманска»,
Журнал «Интеграл №3(71)»стр. 48-56, статья Д.В. Шамин «Разработка концептуальных рекомендаций по снижению рисков проекта «Полномасштабная разработка лицензионных участков ЗАО «Роспан Интернешнл».
Журнал «Интеграл №5(67)»стр. 44-48, статья Д.В. Шамин «Оперативное управление рисками атомной отрасли при реализации проектов».
Журнал «Интеграл №1,2 стр. 62-64, статья Д.В. Шамин «Анализ методики финансовой устойчивости предприятия на основании определения уровня толерантности к рискам».
Р Газпром 035-2008 «Рекомендации по составу и организации прединвестиционных исследований в ОАО «Газпром»;
Р Газпром 047-2008 «Методические рекомендации по выполнению прединвестиционных исследований в ОАО «Газпром»;
Федеральный закон РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ;
Государственный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 51897-2002 «Риск-менеджмент. Термины и определения»;
Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 51901.4-2005 «Менеджмент риска. Руководство по применению при проектировании»;
ISO Guide 73:2009, Risk management — Vocabulary;
IEC 31010, Risk management – Risk assessment guidelines;
ISO / FDIS 31000:20009 (E), Risk management – Principles and guidelines;
Federation of European Risk Management Associations (FERMA): Risk Management Standard, 2003 ;
Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission: Enterprise Risk Management — Integrated Framework, 2004 ;
Project Management Institute, Pennsylvania, USA: A Guide to the Project Management Body of Knowledge (PMBOK), 2004 ;
Единые требования к техническим решениям в проектах предприятий с опасными производственными объектами. Стандарт ОАО «Газпром». – М.: 2008;
РД 03-496-02 «Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах». Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 29.10.02 N 63;
Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО Газпром. СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 / ОАО Газпром, ООО «ВНИПИгаз», ООО «ИРЦ Газпром». М., 2003. 315с.

Перечень материалов, предоставленных Заказчиком.

Материалы обоснования инвестиций в обустройство Чаяндинского месторождения, транспорт и переработку газа:

Часть 1 «Общая»:

Том 1.3 «Маркетинговые исследования. Анализ рынка сбыта намечаемой к выпуску продукции»;
Часть 2 «Обустройство Чаяндинского НГКМ»:
Том 2.1 «Принципиальные технико-технологические решения»:
Раздел 2.1.2 «Технология сбора и подготовки к транспорту газа, газового конденсата и нефти»:
Книга 2.1.2.2 «Основные технические решения по технологии сбора и подготовки к транспорту газа, газового конденсата и нефти»;
Раздел 2.1.3 «Технология дожимного комплекса объектов обустройства»;
Раздел 2.1.6 «Производство метанола на собственные нужды»;
Том 2.4 «Основные строительные решения»:
Раздел 2.4.1 «Архитектурно-строительные решения»;
Том 2.5 «Кадры и социальное развитие предприятия»;
Том 2.6 «Мероприятия по гражданской обороне, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»;
Том 2.8 «Оценка промышленной безопасности объектов»;
Том 2.10 «Хранение гелиевого концентрата»:
Раздел 2.10.1 «Хранение гелиевого концентрата в геологических структурах»;
Часть 3 «Магистральный транспорт газа»:
Том 3.1 «Принципиальные технико-технологические решения»;
Том 3.4 «Основные строительные решения»:
Раздел 3.4.1 «Архитектурно-строительные решения по линейной части магистрального газопровода»;
Том 3.5 «Кадры и социальное развитие предприятия»;
Том 3.6 «Мероприятия по гражданской обороне, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»;
Том 3.8 «Оценка промышленной безопасности объектов»;
Часть 4 «Газоперерабатывающие и газохимические производственные комплексы»:
Том 4.1 «Принципиальные технико-технологические решения газоперерабатывающего производства, газохимического комплекса и производства по извлечению, транспортировке и хранению гелия»:
Раздел 4.1.1 «Принципиальные технико-технологические решения газоперерабатывающего производства, газохимического комплекса и производства по извлечению гелия»;
Том 4.4 «Основные строительные решения»:
Раздел 4.4.1 «Архитектурно-строительные решения»;
Том 4.5 «Кадры и социальное развитие предприятия»;
Том 4.6 «Мероприятия по гражданской обороне, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»;
Том 4.8 «Оценка промышленной безопасности объектов»;
Часть 5 «Сводная»:
Том 5.1 «Оценка воздействия на окружающую среду»;
Часть 6 «Создание газоперерабатывающих и газохимических мощностей при освоении Чаяндинского НГКМ»:
Том 6.6 «Мероприятия по гражданской обороне, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»;
Часть 8 «Сводная»:
Том 8.3 «График осуществления проекта»:
Раздел 8.3.1 «График осуществления проекта обустройства Чаяндинского НГКМ, транспорта и переработки газа».