В рамках количественной оценки рисков объектов добычи проекта «Обустройство Чаяндинского месторождения, транспорт и переработка газа» реализованы последующие работы.
1.Выявление рисков проекта в целях проведения количественной оценки, включающее:

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

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

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

Результаты работ включают унифицированный реестр классифицированных рисков проекта и расчетные значения ожидаемых отклонений характеристик проекта от плановых величин в итоге реализации рисков.
Количественная оценка объектов добычи
На шаге обоснования инвестиций в облагораживание Чаяндинского НГКМ анализ рисков строительства объектов добычи на месторождении проводился в 2-ух частях:

  • Фонд нефтяных скважин;
  • Фонд газовых скважин.

Фонд нефтяных скважин.
В проекте рассматриваются периоды пробной эксплуатации (ПЭ) и опытно-промышленных работ (ОПР), включающие последующие главные объекты обустройства месторождения:

  • Нефтяной кустик Семнадцать (оценочная скважина/1ОЦ);
  • Нефтяной кустик Тринадцать (оценочная скважина/2ОЦ);
  • Нефтяной кустик Двенадцать (нефтяные скважины/1ОПР, 2ОПР, 3ОПР);
  • Газорегулирующий кустик 24;
  • Нефтяной кустик Семнадцать (нефтяные скважины/4ОПР, 5ОПР, 6ОПР);
  • Установка подготовки нефти.

В согласовании с ТЭО коэффициент извлечения нефти (КИН) для нефтяной оторочки ботуобинского горизонта Северного блока Чаяндинского месторождения принят 0.259, а для Южного блока – 0.128. Для определения рационального метода разработки с целью заслуги проектного КИНа в «Технологической схеме опытно-промышленных работ на нефтяной оторочке ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ», подверглось рассмотрению 20 два варианта разработки нефтяной оторочки.
Все рассмотренные варианты освоения, предусматривающие применение обычных технологий (истощение, ППД) не позволяют достигнуть проектного КИНа.
Для заслуги проектного КИНа нефтяной оторочки Северного блока ботуобинской залежи, предложено апробировать технологию, предусматривающую закачку азота в качестве буфера и следующую закачку раствора полиакриламида, для сотворения пятиметрового барьера меж нефтяной оторочкой и «газовой шапкой» залежи. С целью реализации данной технологии в область «газовой шапки», примыкающей к ГНК, закачивают азот, оттесняя из этой области часть углеводородного газа. В предстоящем закачивают раствор полиакриламида, созданный для образования барьера меж нефтяной оторочкой и «газовой шапкой».
Для апробирования барьерных технологий на опытнейшем участке, размером 6 х7 км, расположенном в районе скважин №№ 321-14, 321-21 и 321-34, предусматривается строительство кустика 2-хствольных нефтедобывающих скважин (скв. №№ Один ОПР, Два ОПР, Три ОПР) и кустика 4-хствольных функциональных скважин (скв. №№ Четыре ОПР, 5 ОПР, 6 ОПР), также 2-ух оценочных скв №№ Один ОЦ, Два ОЦ.
В согласовании с графиком строительства и ввода в эксплуатацию объектов обустройства нефтяной оторочки ботуобинского горизонта на период ОПР, разработанным ОАО «ВНИПИгаздобыча», строительство функциональных четырехствольных скважин (№№ 4ОПР, 5ОПР, 6 ОПР) может быть осуществлено в период с Две тыщи четырнадцать по Две тыщи шестнадцать гг.
Результаты оценки неценовых рисков шага строительства по объектам добычи нефти представлены спектрами величин отличия главных характеристик проекта, что обосновано последующими факторами:

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

В целях получения детализированной оценки рисков и сужения диапазонов отклонений главных характеристик проекта, требуется более детальная разработка и анализ проектной документации, сбор экспертных данных, обработка статистической инфы в рамках дополнительного проекта.
Для получения количественных оценок была применена имеющаяся статистка по обычным технологиям освоения и материалы заказчика, относящиеся к промышленной безопасности проектируемых объектов добычи.
Результаты количественной оценки уровней рисков, представлены в Таблице Один , Диаграмме 1-2.
Таблица 1. Ожидаемые отличия КВ и сроков на шаге строительства по объекту «Фонд нефтяных скважин»

№ п/п

Вид риска

Заглавие бизнес-процесса, фактора рискового действия

Ожидаемая величина отклонений в итоге реализации рассматриваемого фактора за период

Задержка сроков по всему фонду,

суток

Вещественные утраты по всему фонду,

млн. руб.

1.

Риск нерадивого выполнения обязанностей контрагентами (подрядчик, выполняющий бурение)

Ошибки персонала, повреждение коллекторских параметров пласта, утрата продуктивности скважины/ошибки выбора линии движения, глубины, точки бурения (нарушение технологии производства работ, халатность подрядчика, ошибки в процессе бурения)

488,3 — 1210,7

844,5 — 2995,1

Отказ оборудования / брак строительной техники

81,8 — 204,4

527,4 — 1870,7

2.

Природно-климатические

Газопроявление/ Поглощение (неконтролируемый выброс газа)

5,0 — 12,4

2,5 — 9

Неблагоприятные погодные условия, ограничивающие возможность проведения работ (ветровые, нагрузки и др.)

5,4 — 13,6

35,2 — 124,7

3.

Политический / страновой риск

Противоправные деяния третьих лиц (теракт, диверсия, хищение)

3,0 — 7,6

1,5 — 5,2

Военный конфликт

85,9 — 214,7

2,5 — 8,7

4.

Финансирования

Несвоевременное финансирование работ

362,2 — 905,6

35,2 — 124,8

Итого:

1027,6 — 2569,0

1448,7 — 5138,2

<br>
Диаграмма 1. Интегральная оценка отклонений объемов серьезных вложений вследствие воздействия неценовых рисков на шаге строительства


Диаграмма 2. Интегральная оценка отклонений сроков выполнения работ вследствие воздействия неценовых рисков на шаге строительства
Фонд газовых скважин
Освоение газоконденсатных залежей осуществляется средством бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Полное количество эксплуатационных скважин Триста 30 5 ед. Скважины сгруппированы в 100 восемнадцать кустов – от одной до 7 скважин в кустике. Кустики размещаются с учетом инженерно-геологических критерий местности. В части скважин (17 единиц) предусматривается приобщение горизонтов. Предусматривается высочайшая автоматизация кустов. На кустиках, из операторной, осуществляется:

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

От кустика в операторную передаются характеристики:

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

На каждом кустике скважин предусматривается горизонтальный факел для сжигания вероятных (при исследовании, ремонте скважин, выводе на режим) сбросов газа. На следующих стадиях проектирования будет рассмотрена возможность внедрения на кустиках передвижных вертикальных факельных установок.
Комплекс фонтанной арматуры и внутрискважинного оборудования обеспечивает освоение и глушение скважин.
Устья эксплуатационных скважин в согласовании с проектом бурения (на основании РД 00158758-161-94) располагаются на едином кустовом основании с расстоянием меж устьями 20 м.
Наибольшие устьевые давления на 1-ый год разработки по скважинам газоконденсатных залежей составляют 7.7-8.5 МПа.
Для получения количественных оценок была применена имеющаяся статистика по обычным технологиям освоения и материалы Заказчика, относящиеся к промышленной безопасности проектируемых объектов и устанавливающие оценочный уровень аварийности для скважин ЧНГКМ и возможность воспламенения газа при открытом одиночном фонтане.
Таблица 2. Статистические оценки частоты и вариантов развития рисковых событий

Частота аварийности для скважин Чаяндинского НГКМ

на основании статистики для скважин Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского месторождений

1,2?10-3 аварий на скважину в год

ограниченная оценка

2,5?10-3 аварий на скважину в год

Возможность воспламенения газа при открытом фонтане

90%

�сточник: Том 2.8 «Оценка промышленной безопасности объектов»

Таблица 3. Ожидаемые отличия серьезных вложений и сроков на шаге строительства по объекту «Фонд газовых скважин»

№ п/п

Вид риска

Заглавие бизнес-процесса, фактора рискового действия

Ожидаемая величина отклонений в итоге реализации рассматриваемого фактора за период

Задержка сроков по всему фонду,

суток

Вещественные утраты по всему фонду,

млн. руб.

1.

Риск нерадивого выполнения обязанностей контрагентами (подрядчик, выполняющий бурение)

Ошибки персонала, повреждение коллекторских параметров пласта, утрата продуктивности скважины/ошибки выбора линии движения, глубины, точки бурения (нарушение технологии производства работ, халатность подрядчика, ошибки в процессе бурения)

508,5

625,6

Отказ оборудования / брак строительной техники

85,9

390,8

2.

Природно-климатические

Газопроявление/ Поглощение (неконтролируемый выброс газа)

5,2

1,9

Неблагоприятные погодные условия, ограничивающие возможность проведения работ (ветровые, нагрузки и др.)

5,7

26,0

3.

Политический / страновой риск

Противоправные деяния третьих лиц (теракт, диверсия, хищение)

3,2

1,1

Военный конфликт

90,2

1,8

4.

Финансирования

Несвоевременное финансирование работ

380,4

26,1

Итого:

1079,1

1073,3

Диаграмма 3. Рейтинг рисковых причин, влияющих на ожидаемые величины отличия серьезных вложений

Диаграмма 4. Рейтинг рисковых причин, влияющих на ожидаемые величины отличия сроков проведения работ

На шаге обоснования инвестиций в облагораживание Чаяндинского НГКМ анализ рисков эксплуатации объектов добычи на месторождении проводился в 2-ух частях:

  • Фонд нефтяных скважин;
  • Фонд газовых скважин.

1.Фонд нефтяных скважин

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

  • Нефтяной кустик Семнадцать (оценочная скважина/1ОЦ);
  • Нефтяной кустик Тринадцать (оценочная скважина/2ОЦ);
  • Нефтяной кустик Двенадцать (нефтяные скважины/1ОПР, 2ОПР, 3ОПР);
  • Газорегулирующий кустик 24;
  • Нефтяной кустик Семнадцать (нефтяные скважины/4ОПР, 5ОПР, 6ОПР);
  • Установка подготовки нефти.

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

  • в Две тыщи двенадцать г ввод в пробную эксплуатацию сроком на один год скв №1 ОЦ. В этом же году начинаются работы в скважинах № 4ОПР, 5ОПР, 6ОПР (кустик № 17) по созданию барьера;
  • в Две тыщи тринадцать г ввод в пробную эксплуатацию сроком на один год скв № Два ОЦ;
  • в Две тыщи четырнадцать году ввод в эксплуатацию по добыче нефти скважин №№ 1ОПР, 2ОПР, 3ОПР (кустик №12) и скважин №№ 4ОПР, 5ОПР, 6ОПР. В этом же году в зоне наружного ГНК бурятся три газорегулирующие скважины (№ 1гр, 2гр, 3гр – кустик № 24) для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины в период ОПР.

Таблица 4. Начальные данные и сроки ввода нефтяных скважин разбиты на последующие этапы строительства

Шаг[1]

Наименование

Срок ввода
в эксплуатацию

1

Облагораживание нефтяной оторочки ботуобинской
залежи Чаяндинского НГКМ на период опытно-промышленных работ с вводом в эксплуатацию
двуствольных скважин 1ОПР, 2ОПР и 3ОПР.

2014г

2

Облагораживание нефтяной оторочки ботуобинской
залежи Чаяндинского НГКМ на период опытно-промышленных работ с вводом в эксплуатацию
функциональных четырехствольных скважин 4ОПР, 5ОПР и 6ОПР.

2016г

3

Строительство нефтепровода «Чаянда — Талакан».

2017г

4

Облагораживание нефтяной оторочки ботуобинской
залежи Чаяндинского НГКМ

2018?2027

<p class=»MsoNormal» style=»text-align: center;»>

[1] Этапы 1, Два и Три относятся к периоду опытно-промышленных работ.

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

С учетом предстоящего внедрения барьерных технологий для полномасштабного освоения нефтяной оторочки добыча нефти за весь период разработки (до Две тыщи 40 три г) составит 40 три тыщи девятьсот шестьдесят два тыс. т, размеренного конденсата — Одиннадцать тыщ 50 один тыс. т. Наибольшая годичная добыча нефти в 2024-2032 гг составит Две тыщи 500 тыс. т при добывающем фонде скважин 100 40 три ед., которые вводятся с Две тыщи двенадцать по Две тыщи 20 четыре годы. Дебит нефти по скважине будет изменяться от 100 20 девять до 0.8 т/сут, составляя «на полке» 59.9 т/сут. Дебит по воды – от Двести 30 один до 5.3 т/сут. За весь период разработки обводненность залежи составит 84.1%. КИН планируется добиться 0.242. Закачка полимера в качестве вытесняющего агента будет проводиться с Две тыщи тринадцать по Две тыщи 30 четыре гг. Суммарный объем закачиваемого полимера составит Девяносто девять млн. м3 (протокол № 16-р/2010 от 23 Апреля 2010 г).
В период опытно-промышленных работ годичная добыча нефти составит 120-140 тыс. т, скопленная добыча нефти – Восемьсот 70 четыре тыс. т. Скопленная добыча растворенного в нефти газа составит 63.190 тыс. т. За этот период в пласт будет закачано 0.552 млн. м3 агента. Дебит нефти на среднюю скважину составит 80-90 т/сут, газа – 5-6.6 тыс. м3/сут. Среднее пластовое давление в залежи не поменяется и составит 13.13 МПа. Фонд добывающих скважин – 6 ед. По результатам опытно-промышленных работ в Две тыщи семнадцать г должно быть принято решение по технологии полномасштабного освоения залежи.
Согласно данным федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, к главным организационным и техническим причинам аварий и злосчастных случаев на объектах нефтегазодобычи следует отнести:

  • неэффективную компанию воплощения производственного и технического контроля;
  • нарушение технологии производства работ;
  • создание работ с нарушением требований руководств по эксплуатации;
  • нарушение работниками трудового распорядка и дисциплины труда;
  • ненадлежащее содержание и техническое сервис оборудования;
  • применение неисправного оборудования либо оборудования с отработавшим нормативным сроком эксплуатации.

Результаты количественной оценки уровней рисков, представлены в Таблице 5 , Диаграмме 5-6.
Таблица 5. Результаты количественной оценки подверженности рискам объекта «Фонд нефтяных скважин» на шаге эксплуатации

№ п/п

Вид риска

Заглавие бизнес-процесса, фактора рискового действия

Ожидаемая величина отклонений в итоге реализации рассматриваемого фактора за период

Задержка сроков по всему фонду

Вещественные утраты по всему фонду

1.

Риск нерадивого выполнения обязанностей контрагентами (подрядчик, выполняющий бурение)

Отступление от проектных решений и норм эксплуатации

31,0 — 92,9

61,2 — 244,7

Нарушение технологического процесса

16,0 — 48,0

38,6 — 154,4

Ошибки персонала

7,4— 22,2

17,9 — 71,6

Неудовлетворительное состояние технических устройств скважин

4,0 — 12,0

9,7 — 38,8

Несовершенство технологии

5,8 — 17,4

14,1 — 56,4

Аварийная разгерметизация

26,1 — 78,2

63,1 — 252,3

2.

Природно-климатические

Природно-климатические воздействия (сильные ветра, землетрясения)

10,7 — 32,1

25,9 — 103,6

3.

Политический / страновой риск

Противоправные деяния третьих лиц (диверсии, терракты)

0,6 — 1,8

1,4 — 5,6

Итого:

101,6 — 304,6

231,9 — 927,4

<p class=»MsoBodyText»>

Диаграмма 5. Рассредотачивание ожидаемой величины отклонений сроков объекта «Фонд нефтяных скважин» вследствие воздействия причин рисковых событий на шаге эксплуатации.

Диаграмма 6. Рассредотачивание ожидаемой величины отклонений эксплуатационных расходов объекта «Фонд нефтяных скважин» вследствие воздействия причин рисковых событий на шаге эксплуатации.
2.Фонд газовых скважин
Предусматриваются средства и способности ведения работ по исследованию и ремонту скважин.
В обвязке скважин использован клапан-отсекатель для отключения скважины в случае порыва шлейфа.
На каждом кустике скважин предусматривается горизонтальный факел для сжигания вероятных (при исследовании, ремонте скважин, выводе на режим) сбросов газа. На следующих стадиях проектирования будет рассмотрена возможность внедрения на кустиках передвижных вертикальных факельных установок.
Комплекс фонтанной арматуры и внутрискважинного оборудования обеспечивает освоение и глушение скважин.
Устья эксплуатационных скважин в согласовании с проектом бурения (на основании РД 00158758-161-94) располагаются на едином кустовом основании с расстоянием меж устьями 20 м.
Глушение скважины проводится через задавочные полосы, выведенные к автодороге кустика.
Беря во внимание довольно низкие пластовые (10..150С) и устьевые температуры(-1..-80С), предусматривается подача метанола на забой скважин.Наибольшие устьевые давления на 1-ый год разработки по скважинам газоконденсатных залежей составляют 7.7-8.5 МПа.
Таблица 6. Рассредотачивание рисковых причин, повлекших аварийное событие

Причины

Число аварий

% к общему числу

Отсутствие превенторного оборудования на устье скважины

11

40,8

Неисправность превенторного оборудования

15

8,3

Отсутствие либо неисправность шарового крана на бурильных трубах

8

4

Отсутствие либо неисправность оборотного клапана обсадной колонны

6

12,2

Разрушение обсадной колонны

4

12,2

Остальные

5

2

Итого:

49

12,2


Диаграмма 7. Рассредотачивание рисковых причин, повлекших аварийное событие

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

Показатель

Оцененное значение

Ожидаемое полное количество трагедии на скважинах

1.0-2.5 трагедии в год

Ожидаемое количество аварий с фонтанированием газа (включая фонтаны, заблокированные клапаном-отсекателем)

0.3 – 0.74 трагедии в год

Количество скважин, требующих ликвидации фонтанов

0.08-0.17 скважины в год

Количество ремонтов скважин, вызванных появлением на их фонтанирования

0.3-0.74 скважины в год

Объемы утрат газа при одной трагедии с фонтанированием

16-26 млн. куб. м

Среднегодовые объемы утрат газа

1.1-4.4 млн. куб. м

Объемы недоподачи газа при трагедии с фонтанированием

30-36 млн. куб. м

Среднегодовые объемы недоподачи газа на УКПГ

2.3-5.6 млн. куб. м.

Объемы газа не поставленного потребителям

Не появляется

Коллективный риск смерти человека в итоге трагедии с фонтанированием

1.-2.*10-4 1/год

Личный риск смерти человека в итоге трагедии с фонтанированием

0.3-1.*10-5 1/год

Ожидаемые объемы годичных выбросов

Метан – 80-180 т.;

Оксид углерода – 15-32 т.;

Оксиды азота, в пересчете на диоксид – 2.6-4.7 т.

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

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

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

Результаты количественной оценки ожидаемого уровня отличия эксплуатационных характеристик в итоге неценовых рисков рассмотренного бизнес-процесса.

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

№ п/п

Вид риска

Заглавие бизнес-процесса, фактора рискового действия

Ожидаемая величина отклонений в итоге реализации рассматриваемого фактора за период

Задержка сроков по всему фонду, суток

Вещественные утраты по всему фонду, млн руб.

1.

Риск нерадивого выполнения обязанностей контрагентами (подрядчик, выполняюший бурение)

Отступление от проектных решений и норм эксплуатациии

88,0

173,7

Нарушение технологического процесса

45,3

109,6

Ошибки персонала

21,0

50,8

Неудовлетворительное состояние технических устройств скважин

11,3

27,4

Несовершенство технологии

16,6

40,1

Аварийная разгерметизация

74,0

179,1

3.

Природно-клииматические

Природно-климатические воздействия ( сильные ветра, землетрясения)

30,4

73,5

5.

Политический / страновой риск

Противоправные деяния третьих лиц (диверсии, терракты)

1,7

4,0

Итого:

288,3

658,2

Диаграмма 7. Рейтинг причин количественной оценки подверженности рискам объекта «фонд газовых скважин» на шаге эксплуатации по воздействию на уровни отклонений по срокам

Диаграмма 8. Рейтинг причин количественной оценки подверженности рискам объекта «фонд газовых скважин» на шаге эксплуатации по воздействию на уровни вещественных издержек.
По результатам количественной оценки рисков объектов добычи, можно сделать последующий вывод:

  • По фонду газовых скважин наибольшее воздействие на повышение вещественных расходов и сроков простоя производственного процесса от плановых характеристик оказывает риск недобросовестности выполнения обязанностей контрагентами.

Перечень литературы

  • Журнальчик «Бухгалтерия и Банки» № 7, 2014, статья Д.В. Шамин « Анализ методики денежной стойкости банков на основании определения уровня толерантности к рискам»,
  • Журнальчик «Промышленная политика в Русской Федерации» №4-6, статья Д.В. Шамин «Управление рисками проекта «ПРОРЫВ»,
  • Журнальчик «Интеграл» №1(74) стр. 36-40, статья Д.В. Шамин «Анализ и оценка рисков в рамках разработки ТЭО проекта «Южный поток» по местности республики Сербии»,
  • Журнальчик «Промышленная политика в Русской Федерации» №10-12 стр. 29-34, статья Д.В. Шамин «Количественная оценка рисков проекта строительства нефтеперерабатывающего завода в районе г. Мурманска»,
  • Журнальчик «Интеграл №3(71)»стр. 48-56, статья Д.В. Шамин «Разработка концептуальных советов по понижению рисков проекта «Полномасштабная разработка лицензионных участков ЗАО «Роспан Интернешнл».
  • Журнальчик «Интеграл №5(67)»стр. 44-48, статья Д.В. Шамин «Оперативное управление рисками атомной отрасли при реализации проектов».
  • Журнальчик «Интеграл №1,2 стр. 62-64, статья Д.В. Шамин «Анализ методики денежной стойкости предприятия на основании определения уровня толерантности к рискам».
  • Р Газпром 035-2008 «Рекомендации по составу и организации прединвестиционных исследовательских работ в ОАО «Газпром»;
  • Р Газпром 047-2008 «Методические советы по выполнению прединвестиционных исследовательских работ в ОАО «Газпром»;
  • Федеральный закон РФ «О промышленной безопасности небезопасных производственных объектов» от 21 Июля 1997 г. № 116-ФЗ;
  • Муниципальный эталон Русской Федерации ГОСТ Р 51897-2002 «Риск-менеджмент. Определения и определения»;
  • Государственный эталон РФ ГОСТ Р 51901.4-2005 «Менеджмент риска. Управление по применению при проектировании»;
  • ISO Guide 73:2009, Risk management — Vocabulary;
  • IEC 31010, Risk management – Risk assessment guidelines;
  • ISO / FDIS 31000:20009 (E), Risk management – Principles and guidelines;
  • Federation of European Risk Management Associations (FERMA): Risk Management Standard, Две тыщи три ;
  • Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission: Enterprise Risk Management — Integrated Framework, Две тыщи четыре ;
  • Project Management Institute, Pennsylvania, USA: A Guide to the Project Management Body of Knowledge (PMBOK), Две тыщи четыре ;
  • Единые требования к техническим решениям в проектах компаний с небезопасными производственными объектами. Эталон ОАО «Газпром». – М.: 2008;
  • РД 03-496-02 «Методические советы по оценке вреда от аварий на небезопасных производственных объектах». Утверждены постановлением Госгортехнадзора Рф от 29.10.02 N 63;
  • Методические указания по проведению анализа риска для небезопасных производственных объектов газотранспортных компаний ОАО Газпром. 100 РД Газпром 39-1.10-084-2003 / ОАО Газпром, ООО «ВНИПИгаз», ООО «ИРЦ Газпром». М., 2003. 315с.

Список материалов, предоставленных Заказчиком.

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

Часть Один «Общая»:

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