Анализ применения установок электроцентробежных насосов на Ново-Покурском нефтяном месторождении (Тюменская область)

Рисунок 5.2 - Погружной сепаратор механических примесей ПСМ

Преимущества данного устройства заключаются в том, что при его использовании после сепарации частицы накапливаются в контейнере, обеспечивается защита УЭЦН от пикового выноса механических примесей из пласта при пуске УЭЦН, производится двухступенчатая сепарация газа, возможна обработка жидкости ингибитором солеотложения. Основной недостаток -- сложная конструкция.

Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН производится ООО «Привод-Нефтесервис» по проекту ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Фильтр выполнен в виде кожуха (труба диаметром 130 мм с нижней перфорированной частью), который распространяется только на длину установки УЭЦН, захватывающую часть ЭЦН чуть выше приемной сетки, на одном конце которой находится приемная сетка увеличенной площади, на другом -- муфта для крепления фильтра к ЭЦН (рисунок 5.3).

Рисунок 5.3 - Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН

К преимуществам фильтра-кожуха можно отнести улучшенное охлаждение ПЭД, а также собственно способность предотвращать засорение ГНО мехпримесями. Главный недостаток конструкции в том, что ее невозможно применять для эксплуатационных колон диаметром менее 168 мм. И в целом фильтр-кожух увеличивает общий диаметральный габарит, а значит, возникает проблема с подготовкой скважин. То есть в данном случае имеют место все известные недостатки,связанные с применением кожухов.

И, наконец, последний из рассматриваемый группы -- скважинный фильтр на проволочной основе типа ФС-73 производства ОАО «Тяжпрессмаш». Фильтр устанавливается на пакере ниже УЭЦН. К его преимуществам относится возможность осуществления нескольких СПО УЭЦН без подъема фильтра, достаточно высокая пропускная способность (также до 400 м3/сут.) и независимость от габарита УЭЦН. К недостаткам в данном случае относится увеличение времени на ТРС в связи с дополнительной подготовкой ствола скважины с последующей установкой данной конструкции. Кроме того, существуют риски преждевременного распакерования пакера при СПО (рисунок 5.4)[12].

Рисунок 5.4 - Скважинный фильтр на проволочной основе типа ФС-73



5.3 Ликвидация осложнений связанных с солеотложением

Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях повышенной обводненности добываемой продукции.

В процессе подъема водонефтяного потока от забоя к устью скважины изменяются термобарические условия, что вызывает нарушение химического равновесия в составе добываемой продукции. Это сопровождается отложением неорганических солей на стенках НКТ и рабочих колесах ЭЦН, что снижает межремонтный период (МРП) работы насосного оборудования и дебит добывающих скважин. Образование осадка на рабочих частях и поверхностях погружных ЭЦН нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя.

Наличие в пластовых водах месторождения катионов кальция и магния, гидрокарбонат-ионов предполагает образование в процессе нефтедобычи карбонатных осадков. Сульфат-ион обнаружен только в отдельных пробах пластовых вод, поэтому образование сульфатных отложений маловероятно[13].

Как показали расчеты пластовые воды продуктивных пластов перенасыщены гидрокарбонатом кальция [Са(НСО3)2], поэтому по мере роста обводненности добываемой продукции следует ожидать образование карбоната кальция в эксплуатационных скважинах. Закачиваемая вода также нестабильна. Поэтому, как отмечалось выше, отложение солей возможно в ПЗП нагнетательных скважин.

Для удаления отложений карбоната кальция в НКТ и в призабойной зоне продуктивного пласта рекомендуется проведение солянокислотных обработок, с использованием 15-18 % раствора ингибированной соляной кислоты при соотношении раствора соляной кислоты - ингибитор коррозии 1:(0,005-0,01). В качестве ингибиторов могут быть использованы Север-1, катапины, ИКАП-2, защитное действие которых по отношению к углеродистой стали в растворе соляной кислоты при пластовых температурах составляет более 90 %.

Для предотвращения отложения карбоната кальция в нефтепромысловом оборудовании широко применяют технологические и химические способы.

К технологическим способам относят применение вод для заводнения продуктивных пластов, совместимых с пластовыми, и ограничение притока воды в добывающих скважинах. Ограничение притока может быть обеспечено за счет селективной изоляция обводнившихся пропластков продуктивного пласта, при этом сокращение объема добываемой воды снизит интенсивность отложения солей.

Наиболее эффективным вариантом предотвращения солеобразования в нефтепромысловом оборудовании является химический способ с использованием реагентов-ингибиторов[19].

Для защиты от солеотложения призабойной зоны пласта, НКТ добывающих скважин и насосного оборудования ингибитор должен вводиться в водонефтяной поток до зоны выпадения солей. Для защиты от солеотложения призабойной зоны пласта добывающих скважин может использоваться технология задавливания ингибитора в пласт и закачка ингибитора в систему ППД месторождения.

Для защиты от солеотложения насосного оборудования и лифта скважин предпочтительно использование непрерывного дозирования ингибитора в затрубное пространство скважины с помощью наземных дозировочных устройств, периодического дозирования в затруб, задавливания ингибитора в пласт с периодическим подливом в затрубное пространство[20] (рисунок 5.5).

При проведении КРС ингибитор солеотложения рекомендуется добавлять в растворы глушения.

Для ингибирования солеотложения необходимо выбирать реагент с наибольшей эффективностью действия при меньшей дозировке для определенного типа попутно-добываемой воды. Для предотвращения отложения солей в скважинах месторождения рекомендуется использовать ингибиторы серии СНПХ, ОЭДФ, Серво-367, Нарлекс Д 54.

Рекомендуемые мероприятия по борьбе с отложениями солей приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Мероприятия по удалению и предотвращению отложений неорганических солей

Необходимые мероприятия	Расход реагента на одну обработку, т	Периодичность, число обработок в год
Удаление отложений солей
1. Солянокислотные обработки (15-18 % водный раствор ингибированной соляной кислоты)	3 - 5	1-2
Предотвращение отложений солей
2. Ингибирование отложений солей с использованием ингибиторов (ПАФ-13А, серия СНПХ и др.)	20 - 100 г/т	постоянно



Рисунок 5.5 - Схема подачи ингибитора солеотложений в скважину с ЭЦН при помощи блока дозирования

Ингибитор ПАФ-13А рекомендуется применять для ингибирования солеотложения СаСО3 в скважинах, попутно-добываемая вода которых не содержит избытка гидрокарбонат-ионов. Ингибитор СНПХ-5301 следует использовать в скважинах со значительным избытком гидрокарбонат-ионов в попутно-добываемой воде в дозировках 20-100 мг/л. Могут использоваться также ингибиторы СНПХ-5311 и СНПХ-5312 С. Эффективными ингибиторами солеотложения СаСО3 для вод с различным содержанием гидрокарбонат-ионов являются реагенты Нарлекс Д 54, Серво-367.



5.4 Мероприятия по снижению коррозии нефтепромыслового оборудования

В процессе эксплуатации месторождения внутрискважинное оборудование подвергается коррозии.

Процессы коррозии могут быть обусловлены:

высокой коррозионной активностью вод, применяемых для заводнения;

применением высокоагрессивных средств обработки призабойной зоны с целью увеличения продуктивности скважины[21].

Одним из эффективных и перспективных способов защиты от коррозии является применение ингибиторов коррозии. Введение их в агрессивную среду значительно снижает скорость коррозии.

Ингибиторы коррозии образуют на поверхности металла защитные пленки, которые препятствуют доступу агрессивной среды[22].

К основным мерам по предотвращению и защите скважинного оборудования от коррозии относятся:

подача в скважину ингибиторов коррозии;

применение оборудования в коррозионно-стойком исполнении:

НКТ с защитными покрытиями (лакокрасочными, фторполимерными, стеклоэмалевыми), с термодиффузионными муфтами, стеклопластиковые;

ЭЦН в коррозионностойком исполнении заводов АЛНАС, «Борец» и «Новомет» с защитными покрытиями корпусов двигателей и насосов.



6. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

6.1 Показатели экономической оценки эффективности реализации проектных решений

При проведении экономической оценки эффективности предлагаемых проектных решений использованы показатели, вошедшие в перечень показателей «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений» (РД 153-39-007-96) и «Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденных Госстроем, Министерством экономики и Министерством финансов РФ. Система оценочных показателей отражает эффективность функционирования предприятия в условиях рыночной экономики с позиции инвестора и с позиции государства, и включает:

- Капитальные вложения;

- Эксплуатационные расходы;

- Выручка от реализации;

- Прибыль от реализации;

- Поток наличности (PV);

- Дисконтированный поток наличности (NPV);

- Индекс доходности инвестиций (PI);

- Внутренняя норма рентабельности инвестиций (IRR);

- Период окупаемости инвестиций (PP);

- Доход Государства.

Капитальные вложения представляют собой совокупность затрат на создание новых, расширение и реконструкцию действующих основных фондов. Они включают затраты по эксплуатационному бурению и по строительству объектов обустройства, также в состав капитальных вложений включаются затраты на приобретение собственно производственного оборудования и прочие (неучтенные) затраты, связанные с подготовкой и осуществлением производственного цикла. Особое место в современных условиях занимают расходы на природоохранные мероприятия.

Эксплуатационные расходы отражают реальные затраты предприятия, связанные с осуществлением производственных процессов в нефтедобыче и реализацией продукции.

Прибыль от реализации представляется как совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды.

Доход Государства при действующей системе налогообложения состоит из суммы налогов и отчислений в бюджетные и внебюджетные фонды всех уровней.

Поток денежной наличности формируется за счет прибыли от реализации (разницы между выручкой от реализации продукции и затратами на ее добычу с включением налоговых выплат) и амортизационных отчислений за вычетом инвестиций, направляемых на освоение месторождения.

Дисконтированный поток денежной наличности (NPV) исчисляется через коэффициент приведения, рассчитанный через норму дисконтирования текущих потоков денежной наличности к начальному шагу. Регламент предполагает использование нормы дисконта 10%.

На основе данных о потоках наличности по рассмотренным технологическим вариантам проведены расчеты эффективности инвестиций. Доход, получаемый предприятием от инвестиций, определен разницей между его расчетными доходами от реализации рекомендуемого варианта разработки и возможными доходами при сохранении сложившихся тенденций разработки за рентабельный период.

За экономически оправданный (рентабельный) период разработки принимается период получения положительных значений текущей (годовой) дисконтированной денежной наличности, в сумме, достаточной для окупаемости вложенных средств (т.е. чистый дисконтированный доход в целом за расчетный период имеет положительное значение). Об отсутствии рентабельного срока свидетельствует отрицательная величина накопленного дисконтированного денежного потока.

Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации, амортизационных отчислений и пр.) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений.

Внутренняя норма рентабельности (IRR) представляет собой то значение нормы дисконта, при котором интегральный эффект от проведенных инвестиций (NPV) равен нулю. Таким образом, данный показатель можно рассматривать как цену вкладываемого в проект капитала.

Период окупаемости проекта (PP) определяется количеством лет, по истечении которых начальные негативные значения чистого дисконтированного дохода полностью компенсируются последующими положительными значениями.

6.2 Обоснование удельных затрат для экономических расчетов

Принятые в расчетах нормативы затрат определены исходя из анализа предыдущих проектных документов по Ново-Покурскому месторождению, отчетных данных ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» за 2002-2003 годы, предлагаемых технологических решений с учетом природно-климатических и геологических особенностей Ново-Покурского месторождения.

Нормативы капитальных вложений

Затраты на бурение определены на основании стоимости строительства одного метра скважины, с учетом проведения вышкомонтажных операций и отсыпки кустовых оснований, и общего метража бурения предусмотренного технологическим вариантом. Стоимость строительства 1 метра скважины установлена по фактическим данным ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для наконнонаправленных скважин уровне - 8 895,23 руб./м., горизонтальных - 12 835,94 руб./м. (вкл. НДС).

Расчет капитальных вложений в обустройство месторождения выполнен на основании удельных затрат, определенных на базе цен 1984 года, когда отмечалась их определенная сбалансированность, с последующим их переводом в цены 2003 года по индивидуальным пересчетным коэффициентам для различных позиций материально-технического снабжения, выполняемых работ и услуг. Средний индекс-дефлятор к 1984 году принят в размере - 41,00. Потребность в капитальных вложениях, определена с учетом использования ранее созданных объектов обустройства.

Затраты на оборудование, не входящее в сметы строек, рассчитаны исходя из потребности в оборудовании, по количеству вводимых скважин и удельным затратам на одну скважину

Нормативы эксплуатационных расходов

Нормы эксплуатационных расходов приняты на основе фактических данных в ценах 2003 года по ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Эксплуатационные расходы рассчитаны по элементам сметы затрат и основаны на перечне и количественных значениях следующих нормативов:

Затраты на вспомогательные материалы приняты на уровне 3,38 рубля на 1 т добываемой жидкости.

Затраты на топливо взяты в размере 0,17 рубля на 1 т жидкости.

Расходы на электроэнергию: по добыче жидкости составляют 6,36 рублей на 1 т добываемой жидкости; на подготовку и сбор нефти составляют 1,98 рублей на 1 т добываемой жидкости; по закачке в пласт составляют 4,41 рублей на 1 м3 закачиваемого агента.

Расходы на основную и дополнительную заработную плату определены из расчета 19 100,00 руб. в месяц на 1 работающего ППП.

Удельная численность ППП на скважину 1,22 чел.

Прочие затраты рассчитаны на 1 среднедействующую скважину добывающего фонда - удельный норматив 1 445,32 тыс.руб.

В составе прочих затрат отдельно выделены:

Затраты на капитальный ремонт - удельный норматив 155,62 тыс.р/ скв.доб.

Стоимость проведения гоелого-технологических мероприятий принята по фактическим и плановым данным дифференцированно по видам и технологиям их проведения.

Средняя норма амортизационных отчислений на восстановление стоимости основных производственных фондов принята в размере 6,7%.

Ставки обязательных платежей и налогов, включаемые в себестоимость добычи нефти, приняты в расчет в соответствии с действующими законодательными актами Российской Федерации, органов территориального и местного самоуправления.

Все необходимые для экономических расчетов удельные стоимостные показатели приведены в таблице 6.5.1.

6.3 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат

Капитальные вложения

На основании технологических данных определена структура затрат капитального характера по технологическим направлениям процессов строительства скважин и обустройства Ново-Покурского месторождения.

Капитальные вложения рассчитаны по основным направлениям затрат: бурение, нефтепромысловое обустройство, оборудование, не входящее в сметы строек.

Ново-Покурское месторождение разрабатывается с 1986 года, находится на стадии стабильной добычи нефти и характеризуется развитой инфраструктурой объектов обустройства. Мощность имеющегося на месторождении оборудования по первичной переработке и подготовке нефти достаточна для обеспечения эффективного производственного процесса. Предусмотренные проектом инвестиции в строительство объектов обустройства включают затраты на сооружение автодорог, линий электропередач, внутрипромысловых нефтепроводов и водоводов на неразбуренной части залежи. Помимо перечисленных объектов планируется строительство новых ДНС, КНС и других объектов обустройства. На основании потребности в объектах промыслового обустройства определены удельные нормативы капитальных вложений.

Расчет капитальных вложений выполнен на основании нормативов, определенных на базе цен 1984 года, когда отмечалась их определенная сбалансированность, с последующим их переводом в цены 2003 года по индивидуальным пересчетным коэффициентам для различных позиций материально-технического снабжения, выполняемых работ и услуг. Средний индекс-дефлятор к 1984 году принят в размере 41.

Эксплуатационные расходы

Расчет эксплуатационных расходов по добыче нефти произведен в соответствии с динамикой основных технологических показателей разработки, в ценах 2003 года. Эксплуатационные расходы рассчитаны на основании положений «Методики по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа» по элементам сметы (вспомогательные материалы, топливо, электроэнергия, заработная плата, амортизация основных производственных фондов, капитальный ремонт, прочие эксплуатационные расходы, а также налоги и платежи, включаемые в себестоимость).

Текущие затраты определены на базе технологических показателей по вариантам разработки пласта (объемов добычи нефти, жидкости, закачки агентов, действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин).

В состав текущих затрат включены расходы на проведение методов увеличения нефтеотдачи и технологий интенсификации притока, которые определены на основании состава и количества мероприятий по вариантам и их стоимости по каждому объекту разработки.

Расчет износа основных промышленно-производственных фондов выполнен исходя из стоимости ОППФ и Постановления Правительства РФ «О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» от 01.01.02 г.

Амортизационные отчисления рассчитаны исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов в соответствии с отраслевыми нормами амортизации.

Таблица 6.1 - Исходные данные для расчета экономических показателей

Показатель	Единица измерения	Значение
Транспортные расходы, связанные с экспортом	долл./т	50,0
Капитальные вложения:
Стоимость строительства скважины:
добывающей наклонно-направленной	млн. руб./скв.	46,5
добывающей горизонтальной	млн. руб./скв.	224,2
ЗБС	млн. руб./скв.	46,3
Отсыпка кустовой площадки	млн. руб./куст	157,3
Обустройство куста и скважин	млн. руб./скв.	5,2
Оборудование для добывающих скважин	млн. руб./скв.	2,5
Строительство ВЛ-6кВ	млн. руб./км	10,6
Строительство нефтесетей	млн. руб./км	17,6
Строительство газопроводов	млн. руб./км	27,1
Строительство дорог грунтовых	млн. руб./км	51,5
Промысловое обустройство:
прочие	%	10,0
природоохранные мероприятия	%	10,0
Эксплуатационные затраты:
заработная плата основная и дополнительная	тыс.руб./скв.	87,2
содержание и эксплуатация оборудования	тыс. руб./скв.	3281,9
капитальный ремонт нефтяных скважин	тыс. руб./скв.	1293,8
цеховые расходы	тыс. руб./скв.	474,7
общепроизводственные расходы	тыс. руб./скв.	425,6

6.4 Технико-экономический анализ проектных решений по объекту ЮВ12

Характеристика экономических вариантов расчетов

Вариант 1. Данный вариант предусматривает разбуривание залежи по девятиточечной обращенной сетке скважин с расстоянием между скважинами 500 м. Бурение предполагается в пределах 6-м эффективных нефтенасыщенных толщин. Фонд к бурению составит 134 скважины, из них 112 добывающих. Также, предполагается осуществление программы геолого-технологических мероприятий: проведение большеобъемного ГРП - 138 скв.-опер.; повторного ГРП - 154 скв.-опер.; проведение мероприятий по оптимизации режимов работы скважин; ремонтно-изоляционных работ; вывод скважин из бездействия; перевод скважин в ППД.

Вариант 2. Концепция данного варианта основывается на технологических решениях предложенных в предыдущем варианте, помимо этого вариант 2 предусматривает проведение 46 скважино-операций по зарезке боковых стволов в скважинах пробуренного фонда.

Помимо этого был рассмотрен вариант 0, который представляет прогноз сложившегося состояния разработки без проведения каких-либо дополнительных мероприятий. Расчеты по варианту выполняются с целью оценки финансовых показателей деятельности предприятия и доходов государства при продлении существующих тенденций разработки месторождения. Поток наличности, генерируемый при реализации данного варианта за рентабельный период, является альтернативной стоимостью основных фондов, созданных на месторождении на дату проведения расчетов.

Показатели технико-экономического анализа проектных решений

На основании методических подходов, изложенных в главе 6.3 данной работы, выполнены расчеты технико-экономических показателей по рассматриваемым вариантам разработки объекта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения.

Рассмотренные в работе варианты разработки залежи предусматривающие привлечение инвестиций характеризуются равным объемом необходимых капитальных вложений - 5 010,53 млн. руб. Динамика и структура освоения капитальных вложений представлена на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ12 Динамика капитальных вложений

Освоение капитальных вложений планируется начать в 2004 году. Максимальная потребность в инвестициях - 1 120,95 млн. руб. ожидается в 2006-2007 годах, что соответствует периоду максимального годового метража бурения. Анализ структуры капитальных вложений по направлениям выявил, что большую долю в затратах капитального характера занимают расходы на строительство скважин - 71 % (или 3 575,88 млн. руб.). Это обстоятельство определяется тем фактом, что рассматриваемое месторождение характеризуется развитой инфраструктурой объектов промыслового обустройства и новое строительство всех объектов, обеспечивающих производственный цикл первичной подготовки нефти, не требуется.

Не менее важным с точки зрения оценки экономической эффективности рассматриваемых вариантов разработки является анализ эксплуатационных затрат предприятия. Предполагаемая динамика эксплуатационных расходов по рассмотренным вариантам приведена на рисунке 6.2. В состав эксплуатационных расходов, помимо текущих затрат на добычу и первичную переработку нефти, включены амортизационные отчисления и налоги, относимые на себестоимость.

Рисунок 6.2 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ12

Динамика эксплуатационных затрат

Объем эксплуатационных расходов, возникающих при реализации варианта 0 (базового) включает расходы на содержание и эксплуатацию ранее пробуренного фонда скважин, а также расходы на добычу и подготовку нефти без изменения сложившейся системы разработки. Суммарный объем эксплуатационных расходов по данному варианту составляет 21 612,39 млн. руб. за проектный период (80 лет). Динамика эксплуатационных расходов по данному варианту имеет тенденцию к постепенному снижению, что объясняется выбытием фонда скважин, снижением добычи жидкости, отсутствием амортизационных расходов и затрат на проведение геолого-технологических мероприятий. Максимальная потребность в оборотных средствах ожидается в первый год расчетного периода и составляет 579,07 млн. руб.

Потребность в оборотных средствах при реализации технологических вариантов 1 и 2 значительно выше, так в 2010 году ожидаемый объем эксплуатационных расходов составит 1 384,43 млн. руб., что в 2,4 раза больше чем максимальная уровень эксплуатационных расходов при сохранении существующих тенденций в разработке объекта.

Суммарный объем эксплуатационных расходов за проектный период ожидается на уровне 35 863,81 млн. руб. при реализации варианта 1 и 37 414,78 млн. руб. при реализации технологического варианта 2. Затраты на проведение программы ГТМ, предусмотренной при реализации данных вариантов, включены в состав эксплуатационных затрат.

Основным показателем, характеризующим экономическую эффективность вариантов разработки, является показатель чистого дисконтированного потока денежной наличности (NPV). Динамика данного показателя (при ставке дисконта 10 %) по вариантам представлена на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ12

Динамика NPV вариантов разработки

Как видно из графика наилучшим вариантом, с точки зрения экономической эффективности, можно считать вариант 2: он обладает наибольшим значением показателя NPV за проектный период - 3 421,48 млн. руб. Наличие отрицательных значений показателя NPV в период с 2006 по 2008 годы свидетельствует о том, что на данном этапе реализация проекта будет нуждаться в инвестиционных субвенциях. Максимальная потребность в инвестициях, привлекаемых со стороны, при условии полного реинвестирования прибыли на начальном этапе реализации проекта составит 246,08 млн. руб. Дальнейшая реализация проекта не требует привлечения инвестиционных ресурсов и может быть осуществлена на условиях самофинансирования.

Для оценки инвестиционной привлекательности осуществления капитальных вложений в разработку объекта ЮВ12 была проведена оценка показателя NPV, который был сформирован на основе потоков наличности, генерируемых в результате инвестиционной деятельности. Сформированные таким образом потоки наличности позволяют оценить эффективность инвестиций без учета базового уровня добычи нефти. Динамика показателя NPV рассчитанного по потокам наличности без учета базового уровня за рентабельный период разработки представлена на рисунке 6.4.

Рисунок 6.4 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ12

Динамика NPV вариантов инвестиций

Как видно из графика на рисунке 6.4. инвестиции, в разработку объекта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения можно считать экономически эффективными, т.к. вложенные средства полностью окупаются за счет дополнительно добытой нефти и позволяют инвестору получить дополнительный доход (с учетом дисконта 10 %) в размере 1 356,07 млн. руб. и 1 444,52 млн. руб. по варианту 1 и по варианту 2 соответственно.

Также, были рассчитаны показатели характеризующие эффективность инвестиций: внутренняя норма доходности на вложенный капитал (IRR) и индекс доходности дисконтированных инвестиций (PI). Значения данных показателей приведены в таблице 6.2.



Таблица 6.2 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ12 Основные технико-экономические показатели по вариантам разработки

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	Значения
			Вариант 0	Вариант 1	Вариант 2
1	Проектный срок разработки	лет	80	65	59
2	Рентабельный период разработки	лет	23	27	28
3	Добыча нефти
	за 20 лет	тыс.т.	5 749,55	13 295,60	13 537,96
	за проектный период	тыс.т.	7 818,45	16 913,30	17 411,28
4	Выручка от реализации продукции
	за 20 лет	млн.руб.	20 675,24	47 810,72	48 682,23
	за проектный период	млн.руб.	28 114,92	60 819,92	62 610,63
5	Капитальные вложения			5 010,53	5 010,53
6	Эксплуатационные расходы
	за 20 лет	млн.руб.	10 763,83	22 908,05	23 253,26
	за проектный период	млн.руб.	21 612,39	35 863,81	37 414,78
7	Чистые денежные поступления
	за 20 лет	млн.руб.	4 209,60	10 634,36	10 894,63
	за проектный период	млн.руб.	806,69	7 814,11	7 461,71
8	То же с учетом дисконта 10%
	за 20 лет	млн.руб.	2 065,79	3 326,82	3 372,83
	за проектный период	млн.руб.	1 950,23	3 353,06	3 421,48
9	То же с учетом дисконта 15%
	за 20 лет	млн.руб.	1 589,02	2 010,63	2 031,24
	за проектный период	млн.руб.	1 565,15	2 034,23	2 066,24
10	Внутренняя норма рентабельности	%	-	20,16	20,40
11	Индекс доходности инвестиций	ед.	-	1,51	1,54
12	Срок окупаемости
	простой	лет	-	10	10
	с учетом дисконта	лет	-	11	11
13	Доход государства
	за 20 лет	млн.руб.	8 162,95	19 469,47	19 822,99
	за проектный период	млн.руб.	10 999,05	24 311,72	25 129,08
14	То же с учетом дисконта 10%
	за 20 лет	млн.руб.	3 750,26	8 030,00	8 090,99
	за проектный период	млн.руб.	3 946,79	8 405,60	8 522,70
15	То же с учетом дисконта 15%
	за 20 лет	млн.руб.	2 829,25	5 689,19	5 716,19
	за проектный период	млн.руб.	2 892,80	5 813,49	5 860,63



Представленные в таблице 6.2 значения основных технико-экономических показателей позволяют сделать вывод об экономической эффективности предложенных технологических вариантов. Варианты 1 и 2 могут быть характеризованы как обеспечивающие экономически-эффективную разработку объекта. Инвестиции, привлекаемые при реализации данных вариантов, позволяют вернуть затраченные средства и получить приемлемый доход.

Сравнительный анализ технико-экономической эффективности выявил наибольшую привлекательность варианта 2, так как он обеспечивает достижение максимального КИН и имеет наилучшие значения технико-экономических показателей из рассмотренных вариантов.

Исходя из вышесказанного, разработку объекта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения рекомендуется осуществлять в соответствии с технологией, предложенной вариантом 2.

Характеристика рекомендуемого варианта

Разработка объекта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения в соответствии с технологическими решениями, предложенными вариантом 2 позволит получить предприятию дополнительно 1 444,52 млн. руб. (с учетом дисконта 10 %). Значение индекса доходности дисконтированных инвестиций составляет 1,54 ед. Внутренняя норма рентабельности проекта - 20,4 %.

В целом реализация всех проектных решений позволит получить 3 421,48 млн. руб. чистого дисконтированного дохода (дисконт 10 %) за проектный период. Доход государства за тот же период составит 8 522,70 млн. руб. с учетом дисконта 10 %. Структура дохода государства представлена на рисунке 6.5.

Рисунок 6.5 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ12

Структура дохода государства рекомендуемого варианта

Таким образом, с точки зрения экономической целесообразности разработки объекта при заданных экономических условиях с учетом сложившейся в настоящее время конъюнктуры внутреннего российского рынка нефти и условий ее реализации на экспорт вариант 2 является наиболее эффективным из рассмотренных. Оценка чувствительности рекомендуемого варианта

Для оценки эффективности разработки с учетом нестабильности внешней и внутренней среды проведен анализ чувствительности рекомендуемого варианта проекта к основным факторам риска. Наибольшее влияние на эффективность проекта оказывают такие входные параметры расчетной экономико-математической модели, как добыча нефти, цена реализации нефти, а также уровни капитальных и эксплуатационных затрат. Исходя из этого рассчитано влияние изменения указанных факторов на основной критерий экономической эффективности варианта разработки _ накопленный дисконтированный поток наличности. Диаграмма чувствительности, отражающая степень этого влияния показана на рисунке 6.6.

Рисунок 6.6 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ12

Чувствительность рекомендуемого варианта к основным факторам риска.

Наибольшее влияние на результирующий показатель экономической эффективности оказывает изменение цен на УВ сырье: уменьшение цены на 10 % влечет снижение NPV проекта на 34 %. Изменение добычи нефти на «-10%» вызовет снижение NPV за 20-ти летний период на 28 %. Экономическая эффективность проекта менее всего чувствительна к изменению затрат - превышение планируемого уровня затрат на 10 % влечет снижение показателя NPV на 18 %.

Для дополнительной оценки других показателей рекомендуемого варианта выполнен комплексный анализ его чувствительности с применением ставки дисконта 10 %. Рассмотрены сценарии изменения экономических условий, предполагающие негативное отклонение от планируемого уровня на 30% при неизменном уровне остальных влияющих факторов. Для рекомендуемого варианта произведена оценка экономических показателей в случае изменения вышеназванных базовых значений за 20-ти летний период:

Изменение перечисленных показателей в зависимости от принятых допущений приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ11. Оценка чувствительности рекомендуемого варианта

№ п/п	Факторы риска	Сценарии
	Изменение добычи, %	0	-30	0	0
	Изменение цены, %	0	0	-30	0
	Изменение затрат, %	0	0	0	30
	Показатели	Значения
1	Выручка от реализации, млн. руб.	48 682,23	34 077,56	34 077,95	48 682,23
2	Капитальные вложения, млн. руб.	5 010,53	5 010,53	5 010,53	6 513,69
3	Эксплуатационные затраты, млн. руб.	23 253,26	21 054,16	21 112,98	28 029,96
4	NPV(10 %), млн. руб.	3 372,83	503,99	-90,88	1 516,80
5	Дисконт. доход государства, млн. руб.	8 090,99	5 344,18	5 641,32	7 770,59

Рассчитанные показатели подтвердили достаточную устойчивость варианта в названных пределах изменения факторов риска. Все показатели при названных допущениях могут ухудшиться при неблагоприятном изменении и стабилизации в этом положении всех перечисленных влияющих факторов, однако, при благоприятном изменении факторов риска эффективность проекта может превысить ожидаемую.

6.5 Технико-экономический анализ проектных решений по объекту ЮВ11

Характеристика экономических вариантов расчетов

Вариант 1. Данный вариант предусматривает разбуривание залежи по девятиточечной обращенной сетке скважин с расстоянием между скважинами 500 м. Бурение предполагается в пределах 6-м эффективных нефтенасыщенных толщин.

Вариант наследован от объекта ЮВ12, поскольку рассматриваемый объект ЮВ11 является спутником и для его разработки допустимо использование скважин нижележащего объекта ЮВ12. Для залежей нефти, не перекрываемых объектом ЮВ12 фонд скважин размещен исходя из начальной плотности геологических запасов нефти, а также с учетом проектного фонда пласта ЮВ12. Фонд к бурению составит 45 скважин, из них 34 добывающих. Также, предполагается осуществление программы геолого-технологических мероприятий: проведение большеобъемного ГРП; повторного ГРП; проведение мероприятий по оптимизации режимов работы скважин; ремонтно-изоляционных работ; вывод скважин из бездействия; перевод скважин в ППД.

Вариант 2. Концепция данного варианта основывается на технологических решениях предложенных в предыдущем варианте, помимо этого вариант 2 предусматривает проведение 16 скважино-операций по зарезке боковых стволов в скважинах пробуренного фонда.

Помимо этого был рассмотрен вариант 0, который представляет прогноз сложившегося состояния разработки без проведения каких-либо дополнительных мероприятий. Расчеты по варианту выполняются с целью оценки финансовых показателей деятельности предприятия и доходов государства при продлении существующих тенденций разработки месторождения. Поток наличности, генерируемый при реализации данного варианта за рентабельный период, является альтернативной стоимостью основных фондов, созданных на месторождении на дату проведения расчетов.

Показатели технико-экономического анализа проектных решений

На основании методических подходов, изложенных в главе 6.3 данной работы, выполнены расчеты технико-экономических показателей по рассматриваемым вариантам разработки объекта ЮВ11 Ново-Покурского месторождения.

Рассмотренные в работе варианты разработки залежи, предусматривающие привлечение инвестиций, характеризуются равным объемом необходимых капитальных вложений - 1 597,69 млн. руб. Динамика и структура освоения капитальных вложений представлена на рисунке 6.7.

Освоение капитальных вложений планируется начать в 2004 году. Максимальная потребность в инвестициях - 370,05 млн. руб. ожидается в 2005-2006 годах, что соответствует периоду максимального годового метража бурения. Анализ структуры капитальных вложений по направлениям выявил, что большую долю в затратах капитального характера занимают расходы на строительство скважин - 71 % (или 1 147,48 млн. руб.). Это обстоятельство определяется тем фактом, что рассматриваемое месторождение характеризуется развитой инфраструктурой объектов промыслового обустройства и новое строительство всех объектов, обеспечивающих производственный цикл первичной подготовки нефти, не требуется.

Рисунок 6.7 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ11

Динамика капитальных вложений

Не менее важным с точки зрения оценки экономической эффективности рассматриваемых вариантов разработки является анализ эксплуатационных затрат предприятия. Предполагаемая динамика эксплуатационных расходов по рассмотренным вариантам приведена на рисунок 6.8. В состав эксплуатационных расходов, помимо текущих затрат на добычу и первичную переработку нефти, включены амортизационные отчисления и налоги, относимые на себестоимость.

Объем эксплуатационных расходов, возникающих при реализации варианта 0 (базового) включает расходы на содержание и эксплуатацию ранее пробуренного фонда скважин, а также расходы на добычу и подготовку нефти без изменения сложившейся системы разработки. Суммарный объем эксплуатационных расходов по данному варианту составляет 4 579,98 млн. руб. за проектный период (59 лет). Динамика эксплуатационных расходов по данному варианту имеет тенденцию к постепенному снижению, что объясняется выбытием фонда скважин, снижением добычи жидкости, отсутствием амортизационных расходов и затрат на проведение геолого-технологических мероприятий. Максимальная потребность в оборотных средствах ожидается в первый год расчетного периода и составляет 152,94 млн. руб.

Потребность в оборотных средствах при реализации технологических вариантов 1 и 2 значительно выше, так в 2008 году ожидаемый объем эксплуатационных расходов составит 548,88 млн. руб., что в 3,6 раза больше чем максимальная уровень эксплуатационных расходов при сохранении существующих тенденций в разработке объекта.

Рисунок 6.8 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ11

Динамика эксплуатационных затрат

Суммарный объем эксплуатационных расходов за проектный период ожидается на уровне 11 890,57 млн. руб. при реализации варианта 1 и 12 293,99 млн. руб. при реализации технологического варианта 2. Затраты на проведение программы ГТМ, предусмотренной при реализации данных вариантов, включены в состав эксплуатационных затрат.

Основным показателем, характеризующим экономическую эффективность вариантов разработки, является показатель чистого дисконтированного потока денежной наличности (NPV). Динамика данного показателя (при ставке дисконта 10 %) по вариантам представлена на рисунок 6.9.

Как видно из графика наилучшим вариантом, с точки зрения экономической эффективности, можно считать вариант 2: он обладает наибольшим значением показателя NPV за проектный период - 1 712,95 млн. руб. Реализация проекта не требует привлечения сторонних инвестиционных ресурсов и может быть осуществлена на условиях самофинансирования, за счет средств, полученных от реализации нефти.

Рисунок 6.9 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ11

Динамика NPV вариантов разработки

Для оценки инвестиционной привлекательности осуществления капитальных вложений в разработку объекта ЮВ11 была проведена оценка показателя NPV, который был сформирован на основе потоков наличности, генерируемых в результате инвестиционной деятельности. Сформированные таким образом потоки наличности позволяют оценить эффективность инвестиций без учета базового уровня добычи нефти. Динамика показателя NPV рассчитанного по потокам наличности без учета базового уровня за рентабельный период разработки представлена на рисунок 6.10

Как видно из графика на рис. 6.8.4. инвестиции, в разработку объекта ЮВ11 Ново-Покурского месторождения можно считать экономически эффективными, т.к. вложенные средства полностью окупаются за счет дополнительно добытой нефти и позволяют инвестору получить дополнительный доход (с учетом дисконта 10 %) в размере 859,43 млн. руб. и 886,53 млн. руб. по варианту 1 и по варианту 2 соответственно.

Рисунок 6.10 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ11

Динамика NPV инвестиций.

Также, были рассчитаны показатели характеризующие эффективность инвестиций: внутренняя норма доходности на вложенный капитал (IRR) и индекс доходности дисконтированных инвестиций (PI). Значения данных показателей приведены в таблице 6.4.

Представленные в таблице 6.4 значения основных технико-экономических показателей позволяют сделать вывод об экономической эффективности предложенных технологических вариантов. Варианты 1 и 2 могут быть характеризованы как обеспечивающие экономически-эффективную разработку объекта. Инвестиции, привлекаемые при реализации данных вариантов, позволяют вернуть затраченные средства и получить приемлемый доход.

Сравнительный анализ технико-экономической эффективности выявил наибольшую привлекательность варианта 2, так как он обеспечивает достижение максимального КИН и имеет наилучшие значения технико-экономических показателей из рассмотренных вариантов.

Исходя из вышесказанного, разработку объекта ЮВ11 Ново-Покурского месторождения рекомендуется осуществлять в соответствии с технологией, предложенной вариантом 2.

Таблица 6.4 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ11 Основные технико-экономические показатели по вариантам разработки

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	Значения
			Вариант 0	Вариант 1	Вариант 2
1	Проектный срок разработки	лет	59	48	48
2	Рентабельный период разработки	лет	34	27	27
3	Добыча нефти
	за 20 лет	тыс.т.	1 711,08	5 025,87	5 150,88
	за проектный период	тыс.т.	2 391,27	6 050,10	6 254,39
4	Выручка от реализации продукции
	за 20 лет	млн.руб.	6 153,06	18 072,95	18 522,56
	за проектный период	млн.руб.	8 598,99	21 756,07	22 490,70
5	Капитальные вложения		-	1 597,69	1 597,69
6	Эксплуатационные расходы
	за 20 лет	млн.руб.	2 558,30	8 530,62	8 766,13
	за проектный период	млн.руб.	4 579,98	11 890,57	12 293,99
7	Чистые денежные поступления
	за 20 лет	млн.руб.	1 743,79	4 195,01	4 285,63
	за проектный период	млн.руб.	1 559,45	3 677,27	3 794,56
8	То же с учетом дисконта 10%
	за 20 лет	млн.руб.	829,54	1 685,44	1 703,47
	за проектный период	млн.руб.	851,18	1 686,17	1 712,95
9	То же с учетом дисконта 15%
	за 20 лет	млн.руб.	632,20	1 151,99	1 160,58
	за проектный период	млн.руб.	640,82	1 155,72	1 167,89
10	Внутренняя норма рентабельности	%		41,08	41,15
11	Индекс доходности инвестиций	ед.		1,87	1,89
12	Срок окупаемости
	простой	лет		4	4
	с учетом дисконта	лет		6	6
13	Доход государства
	за 20 лет	млн.руб.	2 547,17	7 366,41	7 535,61
	за проектный период	млн.руб.	3 482,06	8 713,33	9 007,24
14	То же с учетом дисконта 10%
	за 20 лет	млн.руб.	1 193,93	3 462,91	3 495,45
	за проектный период	млн.руб.	1 257,84	3 575,72	3 622,16
15	То же с учетом дисконта 15%
	за 20 лет	млн.руб.	905,98	2 593,72	2 608,95
	за проектный период	млн.руб.	926,40	2 631,46	2 651,74

Характеристика рекомендуемого варианта

Разработка объекта ЮВ11 Ново-Покурского месторождения в соответствии с технологическими решениями, предложенными вариантом 2 позволит получить предприятию дополнительно 886,53 млн. руб. (с учетом дисконта 10 %). Значение индекса доходности дисконтированных инвестиций составляет 1,89 ед. Внутренняя норма рентабельности проекта - 41,15 %.

В целом реализация всех проектных решений позволит получить 1 712,95 млн. руб. чистого дисконтированного дохода (дисконт 10 %) за проектный период. Доход государства за тот же период составит 3 622,16 млн. руб. с учетом дисконта 10 %. Структура дохода государства представлена на рисунке 6.11.

Рисунок 6.11 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ11

Структура дохода государства рекомендуемого варианта.

Таким образом, с точки зрения экономической целесообразности разработки объекта при заданных экономических условиях с учетом сложившейся в настоящее время конъюнктуры внутреннего российского рынка нефти и условий ее реализации на экспорт вариант 2 является наиболее эффективным из рассмотренных.

Оценка чувствительности рекомендуемого варианта

Для оценки эффективности разработки с учетом нестабильности внешней и внутренней среды проведен анализ чувствительности рекомендуемого варианта проекта к основным факторам риска. Наибольшее влияние на эффективность проекта оказывают такие входные параметры расчетной экономико-математической модели, как добыча нефти, цена реализации нефти, а также уровни капитальных и эксплуатационных затрат. Исходя из этого рассчитано влияние изменения указанных факторов на основной критерий экономической эффективности варианта разработки _ накопленный дисконтированный поток наличности. Диаграмма чувствительности, отражающая степень этого влияния показана на рисунке 6.12

Рисунок 6.12 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ11



Чувствительность рекомендуемого варианта к основным факторам риска.

Наибольшее влияние на результирующий показатель экономической эффективности оказывает изменение цен на УВ сырье: уменьшение цены на 10 % влечет снижение NPV проекта на 29 %. Изменение добычи нефти на «-10 %» вызовет снижение NPV за 20-ти летний период на 24 %. Экономическая эффективность проекта менее всего чувствительна к изменению затрат - превышение планируемого уровня затрат на 10 % влечет снижение показателя NPV на 14 %.

Для дополнительной оценки других показателей рекомендуемого варианта выполнен комплексный анализ его чувствительности с применением ставки дисконта 10 %. Рассмотрены сценарии изменения экономических условий, предполагающие негативное отклонение от планируемого уровня на 30% при неизменном уровне остальных влияющих факторов. Для рекомендуемого варианта произведена оценка экономических показателей в случае изменения вышеназванных базовых значений за 20-ти летний период.

Изменение перечисленных показателей в зависимости от принятых допущений приведены в таблице 6.5.

Рассчитанные показатели подтвердили достаточную устойчивость варианта в названных пределах изменения факторов риска. Все показатели при названных допущениях могут ухудшиться при неблагоприятнвууом изменении и стабилизации в этом положении всех перечисленных влияющих факторов, однако, при благоприятном изменении факторов риска эффективность проекта может превысить ожидаемую.



Таблица 6.5 - Ново-Покурское месторождение. Объект ЮВ11 Оценка чувствительности рекомендуемого варианта

№ п/п	Факторы риска	Сценарии
	Изменение добычи, %	0	-30	0	0
	Изменение цены, %	0	0	-30	0
	Изменение затрат, %	0	0	0	30
	Показатели	Значения
1	Выручка от реализации, млн. руб.	18 072,95	12 651,07	12 651,21	18 072,95
2	Капитальные вложения, млн. руб.	1 597,69	1 597,69	1 597,69	2 077,00
3	Эксплуатационные затраты, млн. руб.	8 530,62	7 715,71	7 715,73	10 274,82
4	NPV(10 %), млн. руб.	1 685,44	464,11	226,14	974,87
5	Дисконт. Доход государства, млн. руб.	3 462,91	2 305,64	2 417,51	3 339,41



7. Социальная ответственность

АО «НК «Славнефть», являясь вертикально интегрированной компанией, несет ответственность за соблюдение дочерними обществами (включая ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз») требований промышленной и экологической безопасности и охраны труда в районах расположения производственных объектов Компании. Политика АО «НК «Славнефть» в области промышленной и экологической безопасности и охраны труда соответствует стратегии государства.

Важнейшие цели АО «НК «Славнефть» в области промышленной и экологической безопасности, охраны труда:

обеспечение такого уровня промышленной безопасности опасных производственных объектов Компании, который обеспечивает минимальный риск возникновения промышленных аварий и случаев травматизма на этих объектах, соответствует сложившемуся уровню развития техники и технологии, квалификации персонала на данном этапе научно-технического прогресса и развития общества;

повышение уровня промышленной и экологической безопасности производственных объектов Компании, снижение негативного воздействия на окружающую среду за счет повышения надежности, обеспечения безопасной и безаварийной работы технологического оборудования[23];

стабилизация и последующее сокращение количества, а также снижение токсичности выбросов, сбросов загрязняющих веществ и отходов при увеличении объемов производства за счет внедрения новых прогрессивных технологий, оборудования, материалов и повышения уровня автоматизации управления технологическими процессами;

снижение техногенной нагрузки на окружающую среду от вновь вводимых объектов посредством улучшения качества предпроектной и проектной документации, экспертизы экологической и промышленной безопасности разработки.

Природоохранная деятельность на Ново-Покурском месторождении проводится инженерно-геологической службой ОАО «СН-МНГ», а контролируется отделом охраны окружающей среды, Госгортехнадзором.

7.1 Охрана водной среды

Особую опасность для поверхностных водоемов представляют объекты, расположенные в водоохранных зонах и на границах водоохранных зон[24].

Потенциальные загрязнители поверхностных вод и объемы воздействия

Непосредственное воздействие на качество поверхностных вод при эксплуатации объектов может оказывать:

перенос вредных веществ с загрязненных участков ливневыми и талыми водами по ложбинам стока;

перенос вредных веществ грунтовыми водами, питающими реки;

прямые выбросы вредных веществ в водоемы.

Некоторые воздействия являются кратковременными (взмучивание, нарушение мест корма рыб) и прекращаются с окончанием работ, последствия от других воздействий подлежат восстановлению.

На состояние поверхностных и подземных вод также будут оказывать влияние:

забор воды из артезианских скважин для хозяйственно-питьевого и производственного водоснабжения;

забор воды для системы ППД.

При проектировании дообустройства месторождения рекомендуется:

провести гидролого-экологический анализ с учетом сетки линий стекания, который позволит установить наиболее уязвимые участки, где возможен сброс вредных веществ в водотоки в случае аварии и предусмотреть устройство защитных и нефтесборных сооружений;

по возможности вынести все проектируемые объекты за пределы водоохранной зоны (трубопроводы, кусты скважин) или предусмотреть дополнительные мероприятия по повышению их надежности;

предусмотреть водопропускные сооружения, которые обеспечат регулирование водного режима рек, проток и внутриболотного стока.

Для предотвращения загрязнения поверхностных вод при эксплуатации площадочных объектов необходимо:

- организовать сбор поверхностных и аварийных, загрязненных нефтью стоков с территории площадок в дренажные емкости;

- предусмотреть устройство приустьевых площадок скважин

Ответственность за состояние поверхностных водоёмов, на которые могут отрицательно повлиять деятельность данного предприятия (НГП-3), несёт ведущий инженер. А ответственность за состояние горизонтов подземных пресных вод, колодцев несёт ведущий геолог данного нефтегазопромысла.

7.2 Охрана недр

В целях надежной изоляции промышленной площадки от окружающей природной среды по периметру производственной зоны площадки выполняется обвалование, с высотой вала 1.0 м и шириной по верху 0.5 м; наиболее опасные объекты, расположенные на территории площадки (амбар для отходов бурения, котлован ГФУ, склад ГСМ, склад химикатов и реагентов), обваловываются дополнительно валом высотой 1 м, шириной по верху 0,5 м; площадки складов гидроизолируются с помощью грунтового замка, подстилаемого снизу слоем синтетического нетканого материала (СНМ). Для выполнения обвалования используется грунт, изъятый при строительстве амбара для отходов бурения.