Для прогноза показателей эксплуатации боковых стволов применяются статистические методы и математические модели.

При использовании в процессе проектирования математической модели прогноз добычи нефти из проектного бокового ствола состоит из двух этапов.

1 Идентификация параметров модели по данным эксплуатации на участке добывающих и нагнетательных скважин.

2 Прогноз добычи нефти.

Выбор местоположения БС и оценку технологической эффективности с применением математических моделей осуществляет БашНИПИнефти.

Применяемый в настоящее время в БашНИПИнефти комплекс программ для создания трехмерных двухфазных математических моделей разработки позволяет рассчитывать технологические показатели эксплуатации скважин с пространственным профилем ствола. При этом достоверность результатов прогноза тем выше, чем детальнее геологическая модель и чем точнее она настроена по истории разработки объекта.

Для правильного определения дебита жидкости бокового ствола с помощью модели (в случае расчетов по заданному забойному давлению) необходимо знать величину скин-фактора пласта (пропластка), на который бурится боковой ствол.

Исходная информация для математического моделирования - номера скважин, из которых предполагается забуривание бокового ствола, конструкция БС (отход от ствола основной скважины, способ вскрытия пласта, т.е. интервалы перфорации, протяженность открытого ствола, диаметр ствола). Особое внимание уделяется обоснованию выбора конструкции интервала продуктивного пласта, освоение и эксплуатация скважин.

Выходная информация - динамика показателей работы БС (расчетный дебит жидкости, обводненность во времени, извлекаемые запасы).

Прогнозирование показателей работы боковых стволов во времени с помощью моделей является необходимым условием обоснования бурения БС, определения его технологической и экономической эффективности.

Точность прогнозных значений работы БС зависит от степени изученности рассматриваемого участка и достоверности геолого-промысловой информации.

Динамику изменения дебита нефти проектной скважины по годам определим по интенсивности падения дебитов нефти окружающих скважин при достижении значений обводненности 87% выше (таблица 22).

На рисунке 15 представлена кривая падения дебитов окружающих скважин после достижения обводненности продукции 87% и линия возможной добычи нефти на момент достижения обводненности 87% при условии сохранения достигнутого уровня годовой добычи нефти.

Таблица 22. Показатели работы скважин участка во времени

Год	Годовая добыча, т	Текущая обводненность, %	Накопленная добыча, т	Среднегодовой дебит, т/сут
	нефти	жидкости		нефти	жидкости	нефти	жидкости
1986	5432	47928	87	125068	796004	3,7	60,3
1987	3768	42664	88	128836	838668	2,6	37,5
1988	3612	36660	90	132448	875328	2,5	25,0
1989	1984	22308	91	134432	897636	1,6	17,4
1990	5440	69220	92	139872	966856	3,9	49,0
1991	7104	88508	92	146976	1055364	4,9	61,0
1992	5728	80240	93	152704	1135604	4,0	69,8
1993	8384	92740	91	161088	1228344	5,7	71,7
1994	6104	83064	93	167192	1311408	4,3	87,1
1995	2284	42964	95	169476	1354372	1,6	78,7
1996	1488	25264	94	170964	1379636	1,5	75,8
1997	1288	17216	93	172252	1396852	1,0	51,7
1998	1256	24588	95	173508	1421440	0,9	41,7
1999	240	4048	94	173748	1425488	0,6	39,8
2000	1720	21948	92	175468	1447436	1,7	26,0
2001	1020	11752	91	176488	1459188	0,7	19,3
2002	760	9892	92	177248	1469080	0,6	19,4
2003	492	6092	92	177740	1475172	0,4	17,7

На рисунке 16 представлена кривая интенсивности возрастания разности между накопленной фактической и возможной добычей нефти. Данная кривая характеризует интенсивность уменьшения среднегодовых дебитов скважин. По данным кривым определяется возможная динамика падения дебита проектной скважины (рисунок 17).

В таблице 23 представлены прогнозные показатели добычи нефти проектной скважины. Значения годовых отборов нефти вычисляются по формуле

Q_г = q·K_э·К_к·30 т, (38)

где q - дебит нефти, т/сут;

K_э - коэффициент эксплуатации скважин (0,962);

К_к - коэффициент кратности (9,62)

Таблица 23. Прогнозные показатели работы скважины №1554

Год	Дебит нефти, т/сут	Годовая добыча, т	Накопленная добыча, т
2004	6,14	1778,13	1778,13
2005	4,79	1329,72	3107,85
2006	3,54	981,63	4089,48
2007	2,64	733,85	4823,33
2008	2,11	586,39	5409,72
2009	1,94	539,24	5948,96

3.5.4 Выбор способа эксплуатации и расчет профиля бокового ствола проектной скважины

Предварительный выбор механизированного способа эксплуатации скважины осуществляется исходя из продуктивности пласта и высоты подъема жидкости насосной установкой в скважине.

Динамический уровень и глубина спуска насосного оборудования определяются по кривой распределения давления в скважине (рисунок 18).

Динамический уровень скважины по рисунку 18 составляет 620 м.

Согласно работы /6/ скважина №1554 относится к среднедебитным скважинам средней глубины. Рекомендуемый способ добычи жидкости - установкой электроцентробежного насоса.

Глубина спуска насоса из условия равенства давления на приеме насоса давлению насыщения составляет 1350 м.

Кривые распределения давления строятся по методу Поэтмана-Карпентера с помощью компьютерной программы, разработанной кафедрой РЭНГМ УГНТУ. Исходные данные для расчета представлены в таблице 24.

При эксплуатации скважин с БС ввиду наклонно-направленного профиля бокового ствола и наличия участков набора, стабилизации и снижения зенитного угла второго ствола возможен ряд ограничений по применению типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол.

Таблица 24. Исходные данные для расчета распределения давления в скважине

Параметр	Значение
Глубина скважины, м	1678
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм	100,3
Забойное давление, МПа	12,1
Планируемый дебит жидкости, м3/с	0,00067
Объёмная обводнённость продукции, доли единицы	0,867
Плотность дегазированной нефти, кг/м3	847
Плотность пластовой воды, кг/м3	1012
Плотность газа (при стандартных условиях), кг/м3	1,26
Вязкость воды, м2/с	0,0000011
Вязкость нефти, м2/с	0,0000027
Газовый фактор, м3/м3	62
Давление насыщения нефти, МПа	8,6
Устьевое давление, МПа	2
Средняя температура скважины, К	298
Объёмный коэффициент нефти, доли единицы	1,165
Относительная плотность газа	1,052

При превышении зенитных углов предельных значений неизбежны осложнения при работе глубинного оборудования. Поэтому для профиля бокового ствола накладываются определенные технологические требования.

Спуск глубинного насосного оборудования для эксплуатации скважины осуществляют либо до интервала выхода бокового ствола из скважины, либо непосредственно в боковой ствол.

Рисунок 18 - Распределение давления в скважине №1554

В случае установки насосного оборудования в боковой ствол профиль БС должен обеспечивать свободный спуск и надежную работу подземного насосного оборудования. При бурении необходимо соблюдать требования РД 39-00147275.

Участки скважин, включающие глубины спуска насосов, должны быть пробурены со стабилизацией направления скважины.

Зенитный угол в интервале установки УЭЦН всех типоразмеров должен быть не более 40 градусов, для установок ШСНУ - от 42 до 51 градусов. Допустимый угол отклонения оси насоса ШСНУ от вертикали представлен в таблице 25.

Таблица 25. Допустимый угол отклонения оси насоса ШСНУ от вертикали

Параметры	Тип насоса
	НСН	НСВ
Диаметра плунжера насоса, мм	28	32	43	55	28	32	38	43	55
Угол наклона, град	42	44	50	48	51	51	50	42	43

Проектирование и бурение интервала набора зенитного угла необходимо производить с градиентом, обеспечивающим вписываемость наиболее габаритных узлов подземного насосного оборудования. Для скважин, эксплуатируемых установками штанговых глубинных насосов, должна обеспечиваться вписываемость штанг в колонне насосно-компрессорных труб.

Расчетная интенсивность искривления скважин, предотвращающая касание толом штанг стенок насосных труб представлена в таблице 26.

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны для применения установок ЭЦН выбирается согласно техническим условиям и составляет не менее диаметра максимального поперечного размера УЭЦН.

Таблица 26. Интенсивность искривления скважин (градус на 10 м)

Длина штанг, м	Диаметр штанг, м
	0,019	0,022	0,025
8,0	0,8	0,9	1,1
7,5	0,9	1,0	1,2
7,0	1,1	1,1	1,4

Результаты расчетов максимально допустимой кривизны для различных внутренних диаметров эксплуатационных колонн, обеспечивающей работу УЭЦН в скважине без изгиба, приведены в таблице 27.

Таблица 27. Максимально допустимая кривизна эксплуатационной колонны, обеспечивающая работу УЭЦН в скважине без изгиба (минута на 10 м)

Типоразмер УЭЦН	Длина, мм	Эксплуатационная колонна (наружный диаметрЧтолщина стенки / внутренний диаметр)
		140Ч7,0/125,7	140Ч7,7/124,3	140Ч9,2/121,3	146Ч6,5/133,1	146Ч7,0/132,1	146Ч7,7/130,7	146Ч8,5/129,1
УЭЦНМ 5-20-1200	15905	14,9	13,4	10,1	23,0	21,9	20,3	18,6
УЭЦНМ 5-20-1800	20044	9,4	8,4	6,4	14,5	13,8	12,8	11,7
УЭЦНМ 5-50-1300	15522	15,6	14,0	10,6	24,1	23,0	21,4	19,5
УЭЦНМ 5-50-1700	17887	11,8	10,6	8,0	18,1	17,3	16,1	14,7
УЭЦНМ 5-80-1200	16533	13,8	12,4	9,4	21,2	20,2	18,8	7,2
УЭЦНМ 5-80-1550	19592	9,8	8,8	6,7	15,1	14,4	13,4	12,3
УЭЦНМ 5-80-1800	20418	9,0	8,1	6,1	13,9	13,3	12,3	11,3
УЭЦНМ 5-125-1300	18582	10,9	9,8	7,4	16,8	16,0	14,9	13,6
УЭЦНМ 5-125-1800	24537	6,3	5,6	4,3	9,6	9,2	8,5	7,8
УЭЦНМ 5А_160-1450	19482	-	-	-	6,6	5,9	4,9	3,7

Основные типы профилей скважин с боковыми стволами показаны на рисунке 19.

1 - участок набора зенитного угла; 2 - участок стабилизации зенитного угла; 3 - участок снижения зенитного угла; 4 - участок набора зенитного угла; 5 - горизонтальный забой скважины

Рисунок 19 - Типы профилей боковых стволов

Тип профиля бокового ствола выбирается, исходя из выбора глубины и места установки насосного оборудования. Решение об установке глубинного насосного оборудования в боковой ствол должно приниматься из условия соответствия зенитных углов наклона ствола скважины в интервале спуска насоса допустимым для данного типоразмера глубинного оборудования. При этом необходимо соблюдать технологические требования к профилю ствола, приведенные на рисунке 20 /7/

Необходимо добиваться того, чтобы профиль скважины с БС позволял производить спуск насосного оборудования непосредственно в боковой ствол, так как в процессе эксплуатации скважины возникает необходимость изменения глубины подвески оборудования с целью регулирования режимов работы скважины, увеличения дебитов и депрессии на пласт. Поэтому при проводке бокового ствола необходимо строго соблюдать определенные в геолого-техническом наряде зенитные углы наклона БС.

Соблюдение технологических требований к профилю бокового ствола и допустимых зенитных углов наклона ствола БС в конечном счете обеспечивает повышение надежности работы глубинного оборудования и эффективности эксплуатации скважины.

В скважине №1554 спуск установки центробежного насоса в боковой ствол невозможен из-за несоответствия поперечных размеров насоса внутреннему диаметру хвостовика: внутренний диаметр 114-мм хвостовика составляет 100,3 мм, в то время как минимальный поперечный размер погружных центробежных насосов группы 5 (92 мм) с учетом толщины кабеля составляет 101,7 мм. /8/

Поэтому глубина зарезки бокового ствола определяется из условия, что УЭЦН будет установлен в основном стволе. При бурении бокового ствола с клина-отклонителя последующая эксплуатация скважины возможна только при установке насоса над «окном» бокового ствола. При установке временного моста для вырезания «окна» последующая эксплуатация возможна с установкой насоса в основном стволе ниже интервала вырезания «окна».

Расчет профиля бокового ствола скважины №1554 производится для случая установки насоса над интервалом вырезания «окна». В случае превышения интенсивностей набора кривизны выше предельных значений изменяется глубина вырезания окна и насос в последующем устанавливается в основной ствол ниже интервала забуривания.

Исходные данные для расчета профиля бокового ствола скважины №1554:

- магнитный азимут (41 ⁰);

- глубина интервала вырезания «окна» (1450 м)

- проектная глубина по вертикали (1678 м);

- проектное смещение (250 м);

- угол вхождения в пласт (0 ⁰)

Конструкция скважины №1554 представлена в таблице 28.

Для проектируемой скважины №1554 выбираем S_образный профиль. Данный профиль наклонно-направленной скважины применяется в тех случаях, когда вскрытие продуктивного объекта предусматривается вертикальным стволом.

Таблица 28. Конструкция скважины №1554 Туймазинского месторождения

Обсадная колонна	Условный диаметр, мм	Глубина спуска, м	Глубина цементирования (от устья), м
Направление	426	17	0
Кондуктор	299	111	0
Эксплуатационная	168	1357	217

Радиус кривизны участка снижения зенитного угла

м, (39)

где А - проектное смещение забоя бокового ствола, м;

Н - проектная глубина, м;

Н_в - глубина интервала зарезки бокового ствола, м;

R₁ - радиус кривизны участка набора зенитного угла, определяемого по значениям интенсивности искривления скважины компоновками бурильного инструмента для бурения боковых стволов, м. /9/

Зенитный угол в конце участка начального искривления

, (40)

Результаты расчета профиля бокового ствола скважины №1554 по участкам изменения зенитного угла приведены в таблице 29. На рисунке 21 показан расчетный профиль проектного бокового ствола.

Расчет произведен для четырехинтервального профиля скважины согласно работы /21/.

Таблица 29

Участок	Радиус кривизны, м	Отход, м	Глубина, м	Длина участка по стволу, м
Набора зенитного угла	148	17,5	1477,5	39,5
Стабилизации	-	237,5	1645,0	280,0
Спада зенитного угла	229	250,0	1674,0	54,6

3.6 Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами

Практика бурения боковых стволов из обсаженных скважин показала, что этот метод является одним из наиболее эффективных при интенсификации добычи нефти благодаря относительно малой стоимости бурения по сравнению с бурением новых скважин, возможности использования существующей системы обустройства скважины и месторождения в целом. Однако бурение БС производилось и производится без учета требований с позиции последующей их эксплуатации механизированным способом. Вопросы техники и технологии оптимальной эксплуатации таких скважин требуют своего решения.

При эксплуатации скважин с БС могут иметь место следующие варианты.

1 Высокое пластовое давление и глубокий условно вертикальный участок старого ствола, исключающее необходимость подвески насосной установки в боковой ствол.

2 Низкое пластовое давление и небольшой по длине условно-вертикальный участок старого ствола, вынуждающие спускать насосную установку в боковой ствол. В этом случае факторами, осложняющими эксплуатацию механизированным способом, являются участок набора кривизны, характеризуемый градусом кривизны, и наклонный участок, отрицательно влияющие на рабочие характеристики оборудования.

Решение о спуске насосного оборудования должно приниматься с учетом сопоставления ожидаемого дебита при подвеске установки в условно-вертикальном участке и при ее спуске в боковой ствол. В первом случае учитывается вынужденное повышение динамического уровня, снижение коэффициента подачи насоса и повышение газосодержания (из-за снижения давления на приеме); во втором случае учитывается снижение коэффициента подачи установки из-за большого наклона, снижение надежности оборудования при работе в боковом стволе и спускоподъемных операциях.

Также выбор места установки насоса зависит от наличия типоразмеров насосного оборудования на предприятии, так как не все глубинные насосы можно спустить в боковой ствол.

При бурении скважин с БС в зоне набора угла наклона образуются интервалы с малым радиусом кривизны ствола, предъявляющие особые требования к технике эксплуатации скважин. К их числу можно отнести.

1 Необходимость повышения надежности установок при проведении спускоподъемных работ из-за роста вероятности возникновения в узлах установок остаточной деформации, приводящей к поломке во время ее работы.

2 Обеспечение преодоления значительных сил сопротивления движению плунжера насоса, частично деформированного в искривленном участке ствола скважины, в случае спуска в скважину штангового глубинного насоса.

Также одним из факторов, определяющих дальнейшую эксплуатацию скважин с БС глубиннонасосным оборудованием, является то, что крепление бокового ствола осуществляется хвостовиком малого диаметра (102 и 114 мм), что ведет к ограничению применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол.

В таблице 30 приведены размеры насосного оборудования, а в таблице 31 внутренние диаметры эксплуатационных колонн боковых стволов.

Таблица 30. Размеры насосного оборудования, мм

Насос	Наружный диаметр
НВ1Б_29	48,2
НВ1Б_32	48,2
НВ1Б_38	59,7
НВ1Б_44	59,7
НВ1Б_57	72,9
НН2Б_32	56
НН2Б_44	70
НН2Б_57	84

Таблица 31. Размеры НКТ и хвостовиков боковых стволов, мм

Наружный диаметр хвостовика БС	Внутренний диаметр хвостовика БС	Условный диаметр / внутренний диаметр НКТ	Диаметр муфты НКТ
102	88,6	60/50	73
114	100,3	73/62	89

Из таблиц видно, что в БС с эксплуатационной колонной диаметром 102 мм возможен спуск вставных насосов типоразмером 29 и 32 мм, невставных - 32 и 44 мм; в БС с эксплуатационной колонной диаметром 114 мм возможен спуск всех вставных и неуставных насосов.

В настоящее время все скважины с БС на Туймазинском месторождении эксплуатируются размещением подземного оборудования в старом стволе, т.е. выше уровня зарезки бокового ствола. Это естественно приводит к уменьшению депрессии на пласт и, в конечном счете, к уменьшению добычи нефти.

На рисунке 22 представлен график зависимости снижения суточного дебита скважин от длины хвостовика по вертикали для разных категорий скважин /20/.

На категории скважины были разбиты по величине потенциального дебита, определяемого по уравнению

(41)

где k - коэффициент продуктивности скважин, м³/сут·МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа.

Q - потенциальный дебит, м³/сут

Из графиков видно, что при длине хвостовика по вертикали 500 м снижение суточного дебита скважины от потенциального достигает 40%.

1, 2, 3, 4 - для скважин с потенциальным дебитом соответственно 5, 10, 15, 20 м³/сут

Рисунок 22 - Зависимость потерь добычи нефти от длины хвостовика

Для исключения потерь потенциального дебита скважины предложены следующие технологии.

1 Бурение бокового ствола производится с установкой временного моста. После завершения бурения бокового ствола мост разбуривается, и насосное оборудование спускается в старый ствол ниже уровня забуривания бокового ствола. Это позволяет обеспечить работу насосного оборудования в благоприятных условиях по кривизне ствола и сохранить потенциальный дебит. Технологическая схема данной технологии приведена на рисунке 23.

2 Технология забуривания бокового ствола с установкой временного моста также может быть рекомендована для малодебитных (чисто нефтяных) скважин. При этом используется тот же принцип, что и в предыдущем случае, с той лишь разницей, что сохраняется основной ствол, как для притока нефти, так и для размещения насосного оборудования.

1 - глубинный насос; 2 - боковой ствол

Рисунок 23 - Схема эксплуатации скважины с боковым стволом после разбуривания временного моста

3 В отдельных случаях (при заклинивании в обсадной колонне подземного оборудования, инструмента или смятии колонны и др.) возникает необходимость забуривания бокового ствола с небольшой глубины. В этом случае неизбежен спуск насосного оборудования в БС, а при диаметре БС 102 или 89 мм использование обычной насосной установки с НКТ практически невозможно. В этом случае может быть применена штанговая насосная установка для безтрубной эксплуатации скважин, разработанная институтом БашНИПИнефти (рисунок 24).

При спуске оборудования в БС в диапазоне зарезаки бокового ствола и в интервалах интенсивного набора зенитного угла в штанговой колонне глубинного насоса возникают большие изгибающие напряжения. Для снятия этих напряжений институтом БашНИПИнефти был разработан штанговый шарнир, который позволяет значительно снизить изгибающие напряжения (рисунок 25).

1 - колонна штанг; 2 - насос; 3 - опора насоса; 4 - хвостовик

Рисунок 24 - Схема безтрубной эксплуатации скважины

1 - боковой ствол; 2 - колонна штанг; 3 - центратор; 4 - шарнир

Рисунок 25 - Схема работы штанговой колонны при входе в БС с шарниром и без шарнира

4. Экономическая эффективность проекта

4.1 Технико-экономическая и организационная характеристика ООО НГДУ «Туймазанефть»

Под организационной структурой нефтегазодобывающего управления ООО НГДУ «Туймазанефть» понимается совокупность органов управления, а также системы их взаимосвязи и взаимодействия. Формирование отдельных органов и аппарата в целом предполагает наличие определенных функций, объемов управленческих работ и особенностей объектов управления. Организационная структура ООО НГДУ «Туймазанефть» представлена на рисунке 26.

Руководство ООО НГДУ «Туймазанефть» осуществляется директором НГДУ, отвечающем за результаты производственно-хозяйственной деятельности. У руководителя предприятия имеются заместители: главный геолог, главный инженер, заместитель директора по экономическим вопросам, заместитель директора по общим и социальным вопросам, заместитель директора по производству, главный бухгалтер, главный юрист, заместитель директора по капитальному строительству.

Экономические службы возглавляет главный экономист, который руководит работами по анализу и планированию производственно-хозяйственной деятельности. Ему подчинены отделы: отдел организации труда и заработной платы, планово-экономический отдел, группа по регистрации объектов недвижимости. Главный инженер руководит всеми производственными подразделениями, ему подчиняются заместитель главного инженера по технике безопасности, главный технолог, производственный и технический отделы, главный механик, главный энергетик.

Для организации и управления работ по капитальному строительству предусматривается заместитель директора по капитальному строительству, которому подчинены строительно-монтажное управление (СМУ), отдел капитального строительства (ОКС). Вопросы материально-технического снабжения и сбыта решает заместитель директора по общим и социальным вопросам, который также контролирует работу социальных учреждений.

Главный геолог и подчиненные ему отделы занимаются такими проблемами, как выбор и обеспечение главных направлений геолого-поисковых и разведочных работ, геологический контроль в процессе бурения и опробования скважин, оценка нефтегазоносности разбуриваемых площадей, обеспечение заданий по приросту запасов нефти.

Вспомогательные цеха, такие как цех подземного и капитального ремонта скважин (ЦПРС и ЦКРС), прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО), прокатно-ремонтный цеx электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ), цех автоматизации производства (ЦАП), цех антикоррозийных покрытий, подчиняются директору НГДУ.

Каждое предприятие само формирует организационную структуру управления, которая утверждается руководителем предприятия.

Предметом и основной целью НГДУ «Туймазанефть» является добыча и подготовка нефти и газа, разработка и обустройство нефтяных месторождений.

В соответствии с предметом и целью своей деятельности НГДУ «Туймазанефть» осуществляет следующее:

- планирует свою деятельность, руководствуясь при этом заказами, нормативами, а также заключенными хозяйственными договорами;

- обеспечивает выполнение плана по добыче нефти и газа, внедрение в производство передовой техники, прогрессивных материалов, высокоэффективных ресурсосберегающих и безотходных технологий;

- обеспечивает сбор, подготовку, транспорт нефти и газа;

- производит водозабор, подготовку, транспорт воды, закачку в пласт рабочих агентов (вода, поверхностно-активные вещества и др.);

- осуществляет эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт инженерных сетей, линий электропередач, электроподстанций, электрооборудования, систем автоматики и телемеханики, дорог;

- осуществляет эксплуатацию нефтегазодобывающих производств и объектов, разрабатывающих нефтяные месторождения;

- определяет потребность НГДУ в материальных ресурсах и приобретает их по договорам, обеспечивает их надежное хранение и рациональное использование;

- разрабатывает и выполняет мероприятия по охране природы и окружающей среды.

Для оценки деятельности предприятия используют систему наиболее важных технико-экономических показателей. Эта система должна наиболее полно и объективно оценивать результаты деятельности НГДУ. Основные показатели деятельности предприятия приведены в таблице 32.

ООО НГДУ «Туймазанефть» ведет разработку 12 нефтяных месторождений, девять из которых с поддержанием пластового давления. В настоящий момент ввиду того, что большинство месторождений вошло в позднюю или заключительную стадии разработки, на нефтяных промыслах НГДУ «Туймазанефть» требуется проведение различных мероприятий по широкому внедрению методов увеличения нефтеотдачи пластов, экономии материальных и топливно-энергетических ресурсов и снижению эксплуатационных расходов.

Средняя обводненность продукции скважин по НГДУ на текущий момент составляет 86,08% причем обводненность основного месторождения - Туймазинского - составляет 90,11%.

Ввиду значительного сокращения объема добычи нефти со скважин Туймазинского нефтяного месторождения, при сохранении объема добычи жидкости, возрастает доля затрат на добычу, сбор, подготовку и утилизацию пластовой волы.

Таблица 32. Основные технико-экономические показатели по ООО НГДУ «Туймазанефть»

Показатель	Годы
	2001	2002	2003
1 Добыча нефти, тыс. т	906,0	918,8	914,1
2 Сдача нефти, тыс. т	899,4	914,0	907,7
3 Добыча газа, тыс. м3	22480	23575	23930
4 Добыча жидкости, тыс. т	7909,3	7197,4	6565,2
5 Закачка воды, тыс. м3	7198,6	6788,4	6410,2
6 Ввод новых нефтяных скважин, скв	12	18	13
7 Ввод нефтяных скважин из бездействия, скв	93	34	10
8 Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин	0,951	0,962	0,967
9 Товарная продукция, тыс. руб.	1195769	1337602	1102744
10 Валовая продукция, тыс. руб.	1275459	1414862	1106390
11 Численность работников всего, чел.	3277	2974	2821
в том числе финансируемая от реализации нефти	2927	2786	2635
12 Производительность труда, руб./чел.	494747	569500	492198
13 Удельная численность на 1 среднедействующую скважину, чел./скв	2,086	1,919	2,007
14 Среднемесячная зарплата всего, руб.	7960	9137	10328
в том числе финансируемая от реализации нефти	7225	9123	10286

4.2 Анализ себестоимости добычи нефти в ООО НГДУ «Туймазанефть»

Себестоимость продукции отражает величину текущих затрат имеющих производственный некапитальный характер, обеспечивающих процесс простого воспроизводства на предприятии. Она представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производства природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов и других затрат на производство и реализацию продукции.

В таблице 33 представлена себестоимость добычи нефти НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год.

Таблица 33. Себестоимость добычи нефти НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год

Статья затрат	Всего затрат, тыс. руб.	Затраты на одну тонну нефти, руб.	В том числе
			Условно-постоянные расходы, руб.	Условно-переменные расходы, руб.
1 Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти	66985	73,28	39,57	33,71
2 Расходы по искусственному воздействию на пласт	125177	136,94	34,24	102,70
3 Основная зарплата производственных рабочих	18575	20,32	20,32	-
4 Отчисления на социальные нужды	6545	7,16	7,16	-
5 Амортизация скважин	21829	23,88	23,88	-
6 Расходы по сбору и транспортировке нефти	84728	92,69	52,37	40,32
7 Расходы по технологической подготовке нефти	32597	35,66	24,75	10,91
8 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	573899	627,83	627,83	-
9 Цеховые расходы	18657	20,41	20,41	-
10 Общепроизводственные расходы	135022	147,71	147,71	-
11 Прочие производственные расходы	22340	24,44	1,01	23,43
- на содержание дорог	841	0,92	-	0,92
- плата за землю	20549	22,48	-	22,48
- плата за выброс вредных веществ	27	0,03	-	0,03
- плата за воду	923	1,01	1,01	-
Производственная себестоимость:
- валовой продукции	1106354	1210,32	999,25	211,07
- товарной продукции	1098643	1210,36	-	-

Цена реализации нефти НГДУ в 2003 году составляла 1725 руб./т, действующий фонд скважин на 01.01.2004 года - 1341 скважина.

Валовая продукция НГДУ за 2003 год составила 914,1 тыс. т нефти, товарная продукция - 907,7 тыс. т нефти. Доли условно-постоянных и условно-переменных расходов в себестоимости нефти составили 82,6% и 17,4% соответственно.

Таким образом, полная себестоимость одной тонны товарной нефти в НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год составляет 1210,36 рубля.

Основной задачей НГДУ в ситуации, когда рентабельность разработки месторождений находится на низком уровне, является уменьшение себестоимости продукции. Это достигается путем увеличения объемов производства и реализации, либо уменьшением затрат по отдельным статьям, особенно по статьям где присутствуют наибольшие затраты.

Ввиду истощения запасов месторождений, разрабатываемых НГДУ, и отсутствия воспроизводства минерально-сырьевой базы, говорить о значительном наращивании производства на данном уровне развития техники и технологий не приходится.

Проанализировав статьи себестоимости заметим, что наибольшие затраты на добычу нефти связаны содержанием и эксплуатацией оборудования (51,8%), с искусственным воздействием на пласт (11,3%), общепроизводственными расходами (12,2%), расходами на электроэнергию по извлечению нефти (6,1%) и с расходами по сбору и транспортировке нефти (7,7%).

Также в себестоимости значительна доля условно-постоянных затрат, не зависящих от объема производства. Снижение условно-постоянных затрат - основное направление снижения себестоимости продукции.

4.3 Определение экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине

Оценка экономической целесообразности забуривания боковых стволов осуществляется для каждого бокового ствола в отдельности. Под экономической эффективностью мероприятия по забуриванию бокового ствола понимается способность за счет денежных поступлений от реализации нефти, добытой из скважин, покрывать ежегодные текущие эксплуатационные затраты, обеспечить в приемлемые сроки возвращение авансированных средств, включая погашение кредитов и процентов по ним, а также некоторый чистый текущий доход.

Экономическая целесообразность осуществления зарезки боковых стволов оценивается системой показателей, выступающих в качестве экономических критериев, принятых в рыночной экономике при принятии инвестиционных проектов.

Для оценки экономической целесообразности осуществления мероприятия используются следующие основные показатели эффективности:

- чистый поток денежных средств;

- аккумулированный поток денежных средств;

- чистый дисконтированный доход;

- внутренняя норма доходности;

- период окупаемости капитальных вложений;

- индекс доходности.

Каждый из перечисленных критериев отражает эффективность вложения средств в забуривание боковых стволов с различных сторон, поэтому оценивая ее экономическую эффективность, необходимо использовать всю совокупность показателей.

К реализации могут быть приняты только те мероприятия, у которых:

- чистая настоящая стоимость больше нуля;

- индекс прибыльности не меньше единицы;

- внутренняя ставка рентабельности больше ставки дисконтирования;

- срок окупаемости минимален.

4.3.1 Методика расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине

1 Выручка от реализации продукции.

В=Ц_н·Q_н, (42)

где В-выручка от реализации нефти, добытой из бокового ствола, тыс. руб.;

Ц_н - цена реализации без НДС, тыс. руб./т;

Q_н - объем добычи нефти из бокового ствола, тыс. т.

2 Эксплуатационные затраты на добычу нефти.

Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с нормативами текущих затрат и объемными технологическими показателями, представленными в таблицах 34 и 35. Нормативы эксплуатационных затрат рассчитываются на основе калькуляции затрат на добычу нефти за период (квартал), предшествующий планируемым технологическим показателям (таблица 33).

2.1 Затраты на энергию по извлечению нефти.

З_э=N_н·Q_н, (43)

где N_ж - удельный норматив условно-переменных затрат на энергию по извлечению нефти, руб./т;

Q_н - объем добычи нефти, тыс. т.

2.2 Затраты на закачку воды.

З_ппд=N_ппд·Q_н, (44)

где N_ппд - удельный норматив условно-перемнных затрат на закачку воды, приходящейся на 1 тонну добычи нефти, тыс. руб./т;

Q_н - объем добычи нефти, тыс. т.

2.3 Затраты на сбор и транспорт нефти.

З_т=N_т·Q_н, (45)

где N_т - удельный норматив условно-переменных затрат на сбор и транспорт нефти, тыс. руб./т.

2.4 Затраты на технологическую подготовку нефти.

З_п=N_п·Q_н, (46)

где N_п - удельный норматив условно-переменных затрат на технологическую подготовку нефти, тыс. руб./т.

2.5 Затраты на содержание и обслуживание оборудования.

З_с=N_с·n, (47)

где N_с - удельный норматив затрат на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс. руб./скв;

n - количество действующих скважин на 01.01.2004 года.

2.6 Общехозяйственные расходы.

З_х=N_х·n, (48)

где N_х - удельный норматив общехозяйственных расходов, приходящихся на одну скважину, тыс. руб./скв.

2.7 Суммарные текущие затраты.

З= З_эt+ З_ппд+ З_т+ З_п+ З_с+ З_х (49)

3 Налоги и платежи, входящие в себестоимость.

3.1 Налог на пользование природными ресурсами.

Н_р=h_р· Q_н, (50)

где h_р - ставка налога на пользование природными ресурсами (340 руб./т).

3.2 Социальные отчисления.

Н_с=ЗП_ср·12·Ч·n·h_с, (51)

где ЗП_ср - среднемесячная зарплата работников, тыс. руб.;

12 - количество месяцев в году;

Ч - удельная численность работников, чел./скв;

n - количество скважин с БС;

h_с - ставка налога (36,5%).

3.3 Плата на содержание дорог.

П_д=h_д· В, (52)

где h_д - ставка налога (0,1%).

3.4 Прочие отчисления.

П_п=h_п·Ф_скв, (53)

где h_п - суммарная ставка прочих отчислений (1,13%);

Ф_скв - стоимость скважины с БС, тыс. руб.

3.5 Всего платежей и налогов.

Н= Н_р+ Н_д+ Н_п+ Н_с, (54)

4 Суммарные текущие затраты с налогами и платежами.

З₁= З+ Н (55)

5 Амортизация основных фондов (скважины).

, (56)

где Ф_скв - стоимость скважиы с БС, тыс. руб.;

Н_а - годовая норма амортизации (6,7%).

Амортизация включается в состав затрат на добычу только для определения налогооблагаемой базы, а при формировании потока денежных средств не учитывается.

6 Всего затрат.

З₂= З₁+А (57)

7 Прибыль от реализации.

Прибыль от реализации - это совокупный доход предприятия, который определяется как разница между выручкой от реализации продукции и эксплуатационными затратами, включающими амортизационные отчисления и налоги, входящие в себестоимость, с вычетом налога на добавленную стоимость.

П_реал=В-З₂ (58)

8 Балансовая прибыль.

П_бал=П_реал+П_пр+П_вр, (59)

где П_пр - прочая прибыль, П_пр=0 руб.;

П_вр - внереализационная прибыль, П_вр=0 руб.

9 Налог на имущество.

Н_им=h_им·Ф_остt, (60)

где h_им - ставка налога (2%);

Ф_остt - остаточная стоимость основных фондов в t_году, тыс. руб.

Ф_остt=Ф_осн-УА_t, (61)

где Ф_осн - стоимость основных фондов, тыс. руб.;

УА_t - сумма амортизационных отчислений скважин предшествующих периодов, тыс. руб.

10 Налогооблагаемая прибыль.

П_но=П_реал-Н_им (62)

11 Налог на прибыль.

Н_пр=h_пр·П_но, (63)

где h_пр - ставка налога (24%).

12 Чистая прибыль.

П_ч=П_но-Н_пр (64)

13 Эффективность инвестиций.

13.1 Чистый поток денежных средств.

Чистый поток денежных средств является результатом притока и оттока реальных денег на каждом шаге проекта (мероприятия).

Источником притока денежных средств является выручка от реализации продукции. Отток реальных денег - это издержки в составе себестоимости, налоги, отражающиеся на финансовом результате, и инвестиции в мероприятие.

ЧПД=(В_t-С_t-Т_t) - l_t, (65)

где В_t - выручка от реализации продукции в t_году, тыс. руб.;

С_t - издержки в составе себестоимости в t_году, тыс. руб.;

Т_t - сумма налогов в t_году, тыс. руб.;

l_t - затраты на зарезку бокового ствола, тыс. руб.

13.2 Аккумулированный поток денежных средств

Накопление ежегодных значений чистого потока денежных средств образует аккумулированный поток денежных средств.

(66)

13.3 Чистый дисконтированный доход.

, (67)

где З_t^* - затраты в году t без капвложений и амортизации, тыс. руб.;

б_t - коэффициент дисконтирования;

К - капитальные вложения, тыс. руб.

13.4 Коэффициент дисконтирования.

, (68)

где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (норма дисконта), Е=0,1;

t_р - первый год расчетного периода, к которому приводятся стоимостные показатели.

13.5 Индекс доходности.

Индекс доходности (ИД) показывает, во сколько раз приведенный эффект превышает приведенные капвложения.

(69)

Если ИД>1, проект эффективен, если ИД<1 - проект неэффективен.

13.6 Срок окупаемости.

Срок окупаемости (Т_ок) - это период, начиная с которого все затраты (капитальные и текущие), связанные с мероприятием, покрываются суммарными результатами его осуществления.

Сначала определяется сумма дисконтированных остатков денежных средств (накопленных эффектов) - S_t. Из этого ряда последовательных значений накопленных эффектов выбирают два, удовлетворяющих условию S_t<K<S_t+1.

(70)

13.7 Внутренняя норма доходности.

Внутренняя норма доходности (ВНД) - это такая расчетная ставка нормы дисконта (Е_внд), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капвложениям, т.е. доход от инвестиций равен этим инвестициям и проект является окупаемым.

(71)

4.3.2 Расчет предполагаемого экономического эффекта по прогнозным данным эксплуатации скважины

Исходными данными для расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине №1554 являются прогнозные показатели работы скважины (таблица 34) и удельные нормативы затрат на на добычу 1 тонны нефти (таблица 35). Стоимость бурения бокового ствола в скважине №1554 составляет 2891,53 тыс. руб.

Таблица 34. Прогнозные показатели эксплуатации скважины №1554

Год	Дебит нефти, т/сут	Годовая добыча нефти, т	Накопленная добыча нефти, т
2004	6,14	1778,13	1778,13
2005	4,79	1329,72	3107,85
2006	3,54	981,63	4089,48
2007	2,64	733,85	4823,33
2008	2,11	586,39	5409,72
2009	1,94	539,24	5948,96

Таблица 35. Удельные нормативы затрат

Норматив затрат	Значение
Удельный норматив условно-переменных затрат на энергию по извлечению нефти на поверхность, руб./т	33,71
Удельный норматив условно-переменных затрат на поддержание пластового давления (на 1 т нефти), руб./т	102,70
Удельный норматив условно-переменных затрат на сбор и транспортировку нефти, руб./т	40,32
Удельный норматив условно-переменных затрат на технологическую подготовку нефти, руб./т	10,91
Удельный норматив затрат на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс. руб./скв	427,96
Удельный норматив общехозяйственных расходов, тыс. руб./скв	100,69
Удельная численность работников, чел./скв	2,00
Среднемесячная зарплата работников, тыс. руб./мес	10,33

Таблица 36. Расчет себестоимости добычи нефти

Год	Стоимостная оценка добычи нефти, тыс. руб.	Текущие затраты, тыс. руб.
		Затраты на электроэнергию, Зэ	Затраты на ППД, Зппд	Затраты на сбор и транспортировку нефти, Зт	Затраты на технологическую подготовку нефти, Зп	Затраты на содержание и экусплуатацию оборудования, Зс	Общехозяйственные расходы, Зх	Всего текущих затрат
2004	3067,05	59,94	182,60	71,69	19,40	427,96	100,69	862,27
2005	2292,53	44,80	136,49	53,59	14,50	427,96	100,69	778,02
2006	1692,23	33,07	100,75	39,55	10,70	427,96	100,69	712,73
2007	1264,43	24,71	75,28	29,55	8,00	427,96	100,69	666,19
2008	1010,85	19,75	60,18	23,63	6,39	427,96	100,69	638,61
2009	929,78	18,17	55,36	21,73	5,88	427,96	100,69	629,79
2004	2891,53	604,52	3,07	90,47	32,67	694,99	1557,27	193,73	1751,00	984,815
2005	2697,80	451,86	2,29	90,47	32,67	542,33	1320,36	193,73	1514,09	1139,27
2006	2504,06	333,54	1,69	90,47	32,67	424,01	1136,74	193,73	1330,47	1356,24
2007	2310,33	249,22	1,26	90,47	32,67	339,69	1005,88	193,73	1199,62	1636,58
2008	2116,60	199,24	1,01	90,47	32,67	289,71	928,32	193,73	1122,05	1914,77
2009	1922,87	183,26	0,93	90,47	32,67	273,73	903,52	193,73	1097,25	2035,72

Таблица 37

Расчет прибыли от реализации нефти

Год	Прибыль от реализации нефти (без НДС), тыс. руб.	Налог на имущество, тыс. руб.	Налогооблагаемая прибыль, тыс. руб.	Налог на прибыль, тыс. руб.	Чистая прибыль, тыс. руб.
2004	1316,05	57,83	1258,22	301,97	956,25
2005	778,43	53,96	724,48	173,87	550,60
2006	361,75	50,08	311,67	74,80	236,87
2007	64,81	46,21	18,60	4,46	14,14
2008	-111,20	42,33	-153,54	-36,85	-116,69
2009	-167,48	38,46	-205,94	-49,42	-156,51

Таблица 38. Расчет потока денежных средств

Годы	Инвестиции, тыс. руб.	Чистый поток денежных средств, тыс. руб.	Аккумулированный поток денежных средств, тыс. руб.	Коэффициент дисконтирования	Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	Накопленный чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	Индекс доходности	Срок окупаемости, годы	Внутренняя норма доходности
2004	2891,53	-1741,55	-1741,55	1,00	-1381,75	-1381,75	1,05	3,95	0,25
2005	-	744,34	-997,21	0,91	883,79	-497,96
2006	-	430,60	-566,61	0,83	459,08	-38,88
2007	-	207,87	-358,74	0,75	194,25	155,37
2008	-	77,05	-281,69	0,68	56,37	211,73
2009	-	37,22	-244,47	0,62	16,30	228,04

Расчет предполагаемого экономического эффекта от бурения бокового ствола в скважине №1554 в 2004 году показывает, что при прогнозных значениях добычи нефти и при неизменных базисных ценах 2003 года проект является эффективным. Срок окупаемости проекта - 3,95 года, индекс доходности > 1, чистый дисконтированный доход составляет 228,04 тыс. руб., внутренняя норма доходности равна 0,25 и больше нормы дохода на вкладываемый капитал (Е=0,1).

Затраты на данное мероприятие оправданы и можно ставить вопрос о внедрении этого инвестиционного проекта.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа

При разработке нефтяных месторождений НГДУ «Туймазанефть» на людей, экологические системы и инженерно-технической комплекс предприятия негативное действие оказывают атропогенные и природные факторы. К антропогенным факторам относятся физические, химические, биологические, психофизиологические.

К физическим относятся: электрический ток, электрические и магнитные поля от действия электроприборов и высоковольтных ЛЭП, движущиеся машины, механизмы и части оборудования (движущиеся части СК, компрессоров, насосов, генератора, ремонтных агрегатов), высокое давление.

К химическим факторам относятся: действие вредных веществ распространившихся в воздухе из-за неплотностей в соединениях трубопровода, арматуры устья, негерметичности в насосах и компрессорах; на рабочих площадках и помещениях - опасность отравления химическими реагентами и ингибиторами.

К психофизиологическим факторам относятся: чрезмерные мышечные и нервно-психические напряжения отдельных органов и систем организма, монотонность труда, нерациональная рабочая поза, неблагоприятные метеорологические и другие условия.

К природным факторам относятся сезонные колебания температуры, климатические особенности (снежный покров, влажность, сезонные колебания температуры, скорость движения воздушных масс и другие).

Проанализировав природные, технологические и антропогенные факторы, можно заключить, что основными опасностями в плане нанесения крупного ущерба окружающей среде и человеку в условиях НГДУ «Туймазанефть» являются опасности производственного характера. Крупномасштабные пожары могут возникнуть по причине возгорания пролитой горючей жидкости (нефти, нефтепродуктов, применяемых в процессе добычи и подготовки горючих реагентов). Возгорание горючих жидкостей в резервуарах товарных парков, емкостях и технологических аппаратах. Пожары на скважинах в результате неконтролируемого фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации газопроводов и нефтепроводов. Сильные взрывы скопившегося газа и легких фракций нефти при утечках на скважинах, на пункте подготовки нефти и при утечках из технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ, применяемых при перфорации и в других процессах. Выброс в окружающую среду опасных веществ, возможно загрязнение окружающей среды разливами большого количества сточных вод, вод, применяемых при поддержании пластового давления. Эти воды отличаются высокой минерализацией и коррозирующей способностью, а также часто содержанием различных реагентов, их закачка происходит под давлением - все это способствует порыву нагнетательных линий и возникновению масштабного разлива этих вод. Плодородная почва сильно страдает от загрязнения нефтепродуктами, нарушается кислородный, азотный и водосолевой баланс почвы.

Здания, сооружения, оборудование и технические системы под действием физических и химических негативных факторов могут получать различные повреждения (от незначительной деформации до полного разрушения или потери работоспособности). Последствия действия негативных факторов оценивают в следующих формах: несчастный случай, чрезвычайное происшествие (ЧП) и чрезвычайная ситуация (ЧС).

Обеспечение безопасности жизнедеятельности в техносфере осуществляется по трем направлениям:

1) разработка и внедрение эффективных мероприятий, обеспечивающих безопасность труда;

2) обеспечение надёжной защиты работников и инженерно технического комплекса НГДУ в чрезвычайных ситуациях;

3) проведение комплекса мероприятия по обеспечению экологической безопасности в районе действия данного объекта.

По каждому направлению обеспечения безопасности и экологичности производственных процессов - это охрана труда, охрана окружающей среды и безопасность при ЧС - в НГДУ «Туймазанефть» созданы органы управления и контроля, которые решают следующие задачи:

- совершенствование правовых и организационных норм безопасности жизнедеятельности;

- контроль уровня негативных факторов в системе «человек - среда обитания»;

- прогнозирование и оценка последствий действия негативных факторов;

- организация управления ОТ, ООС, безопасности при ЧС;

- разработка и реализация мер по защите человека и среды его обитания;

- обеспечение устойчивости работы хозяйственных объектов и технических систем в штатных и ЧС;

- ликвидация последствий ЧС.

Н апроизводственных объектах месторождений ООО НГДУ «Туйсазанефть» достигнут высокий уровень безопасности и экологичности добычи нефти.

В результате внедрения новых технологий, направленных на увеличение добычи нефти и эффективности использования природных, людских, материальных и прочих ресурсов (к котрым также относится технология повышения нефтеотдачи бурением боковых стволов скважин, рассматриваемая в данном проекте) достигнутый уровень безопасности и экологичности не снижается, так как при внедрении инвестиционных проектов большое внимание уделяется профилактике и предотвращению производственных аварий, загрязнений природной среды и недр, вредных влияний негативных факторов.

Ниже дана оценка достигнутого уровня безопасности по всем трем направлениям.

5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и производственных процессов

НГДУ «Туймазанефть» проводятся инженерно - технические мероприятия в по обеспечению производственной безопасности:

обеспечение пожаро- и взрывобезопасности;

защита от поражения электрическим током;

защита от действия вредных веществ при их выбросах и сбросах;

защита от вибраций, шума;

защита от высокого давления и механического травмирования;

обеспечение соответствующей вентиляцией, отоплением и освещением;

Мероприятия в НГДУ «Туймазанефть» по пожарной безопасности разделены на четыре основные группы:

1) предупреждение пожаров;

2) ограничение сферы распространения огня;

3) максимальное сохранение ценностей в зоне пожара;

4) создание условий эффективного тушения пожаров.

В каждом цеху НГДУ «Туймазанефть» установлен, соответствующий их пожарной опасности, противопожарный режим, в том числе:

- определяются и оборудуются места для курения;