Анализ взаимодействия нефтегазовых и подрядных компаний с позиции экологической безопасности (на примере Дипвотер Хоризон)

Закон устанавливает штрафы в размере 1,1 - 4,3 тысяч долларов США за каждый баррель нефти, попавший в воду.

Возвращаясь к катастрофе в Мексиканском заливе, досудебное соглашение между ВР и частными истцами касательно возмещения ущерба оценивалось в размере порядка 8 миллиардов долларов. При этом в размер возмещения не включались штрафы за нарушение Закона о чистой воде. Результатом нарушения закона о чистой воде для компании ВР потенциально мог стать штраф в размере 21 млрд. долларов США с учетом того, что в Мексиканский залив вылилось порядка 4,9 млн. баррелей нефти. Помимо 1 000 долларов США за каждый разлитый баррель нефти компании пришлось бы заплатить дополнительно за судебные, транспортные и другие издержки, в результате чего итоговая сумма штрафа достигла бы 4 300 долларов за баррель нефти.

Экологическое страхование.

Большинство международных совместных операционных соглашений требует обязательного страхования. Как правило, оператор страхует случаи, связанные с возможными утечками, включая ущерб третьим сторонам, операции по ликвидации утечки, контроль над скважиной. В случае с подрядчиками страховка, как правило, не покрывает утечку нефти.

Стоит также отметить, что в международном сообществе в 2010 году предпринимались попытки по созданию страхового продукта в размере 10 млрд. долл. для месторождений высокой степени риска, таких как «Макондо». Однако ввиду отсутствия регулятивного требования (такого, как например требование в США поднять верхний предел по возмещению ущерба), предложение так и не было реализовано.

Итак, основная проблема состоит в отсутствии международного законодательства в этой сфере или какой-нибудь международной конвенции, которая бы направляла или даже требовала от операторов придерживаться принятым в отрасли практикам.

Для предотвращения последствий аналогичных нефтяному разливу в Мексиканском заливе, необходимо разработать целый комплекс норм и стандартов не только по оказанию нефтесервисных услуг на шельфе, но и правила предоставления лицензий для осуществления разработок на шельфе. Необходимо укрепить законодательную базу, как национальную, так и международную, касательно защиты морей от нефтяных загрязнений



2.2 Анализ инцидента Deepwater Horizon в Мексиканском заливе: распределение рисков и ответственности между участниками проекта

В качестве исходной модели для анализа взаимодействия нефтегазовой компании и подрядчиков с позиции экологической безопасности возьмем ситуацию, сложившуюся на нефтяной платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе в апреле 2010 года.

20 апреля 2010 года произошла авария - взрыв на нефтяной платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе на месторождении «Макондо», результатом которой стал крупнейший в США разлив нефти (См. Таблицу 3).

Таблица 2 Источник: Deepwater Horizon BP Well Blowout/ Contractual Indemnities/Statutory Liability/Effect on US Gulf of Mexico Oil and Gas Industry/ Ben H. Welmaker, Jr. Partner Baker & McKenzie

Дата	Место инцидента	Масштаб катастрофы, баррели нефти
Апрель-Июль 2010	Macondo Well, GOM, USA 4.9MM bbls	4,9 млн. баррелей
Июнь 1979-Апрель 1980	Ixtoc 1, Bay of Campeche	3.5 млн. баррелей
Март 1989	Exxon Valdez (spill),USA	260 тыс. баррелей
Октябрь 1986	Abkatun 91, Bay of Campeche	247 тыс. баррелей
Апрель 1977	Ekofisk Bravo, North Sea, Norway	202.3 тыс. баррелей
Январь 1980	Ekofisk Bravo, North Sea, Norway	202.3 тыс. баррелей
Октябрь 1980	Hasbah 6, Persian Gulf, Saudi	105 тыс. баррелей
Декабрь 1971	Iran Marine intl., Persian Gulf, Iran	100 тыс. баррелей

За 150 дней в Мексиканском заливе оказалось порядка 5 миллионов баррелей нефти, образовалось крупнейшее нефтяное пятно размером 75 тысяч кв. км.

Анализируя прямые и косвенные потери в результате аварии, отметим, что помимо утечки нефти, образовалась значительная потерянная экономическая выгода от снижения стоимости проекта по разработке «Макондо».

Оценка потерь

Говоря об экологических последствиях аварии, особенно долгосрочных, стоит упомянуть ряд фактов, научных наблюдений и мнений ученых касательно «пост-аварийных» процессов случившегося.

Существуют мнения о том, что «Нефть, попавшая в залив, повлияет на его основное течение, которое спиралью закручено по заливу, а выходя за его пределы, соединяется с Гольфстримом. Снимки с искусственных спутников Земли в инфракрасном диапазоне сегодня показывают, что такая проблема есть. » Виноградов С. Долгосрочные последствия аварии в Мексиканском заливе // URL: http://opec.ru/1325897.html , 21.10.10

В случае таких изменений климатические последствия могут быть действительно катастрофическими.

Еще одним «пост-аварийным» наблюдением стал факт разрастания гигантской карстовой воронки в штате Луизиана в США, которая названа феноменом Баю-Корна. По мнению геологов, в данном месте происходит масштабный эндогенный процесс. За год воронкообразный провал грунта охватил площадь в 10 га. Все это сопровождалось образованием трещин в фундаменте с возможным разрастанием до 80 га.

Сопутствующие процессы включают «рост давления и температуры на глубине, повышенную сейсмическая активность, образование провалов грунта во многих штатах, массовые подземные пожары, выбросы и взрывы метана в городских кварталах, а также участившиеся взрывы на американских трубопроводах, предприятиях и складах.» Documenting the BP/Deepwater Horizon Oil, Gas, & Dispersant Disaster, URL: http://www.floridaoilspilllaw.com/, 2013

Это лишь один из примеров долгосрочных последствий аварии. Потенциальные угрозы и негативные последствия аварии в Мексиканском заливе покажет лишь время.

Очевидно, что краткосрочные экологические последствия аварии серьезно проявили себя непосредственно после взрыва. Наиболее сильно пострадала экология, результатом выброса стало массовое вымирание животных, в т.ч. китов, дельфинов и птиц. Помимо этого, выявлено негативное влияние на здоровье жителей штатов Луизиана, Флорида, Алабама, Миссисипи.

Причины аварии

Обращаясь к причинам аварии, отметим, что расследование причин проводилось одновременно целым рядом правительственных ведомств США, а также самой компанией ВР и ее партнерами.

8 сентября 2010 года компанией ВР был опубликован доклад о расследовании причин взрыва на нефтяной платформе «Deepwater Horizon». В документе установлено 35 причин аварии. На 60% виновником является компания ВР, 8 причин устанавливают вину оператора лишь частично. Также виновными считаются Transocean Ltd. (владелец платформы) и Halliburton (подрядная организация, которая занималась цементированием скважины в момент выброса). Стоит отметить, что соглашение о разработке скважины было заключено между компаниями ВР (оператор скважины), Anadarko Petroleum и Mitsui Oil Exploration, каждая из которых несет свою долю ответственности за проект и его последствия.

Сама авария произошла на этапе проверки герметичности скважины. В финальном докладе по расследованию аварии в Мексиканском заливе утверждается, что неконтролируемый выброс нефти был связан с последовательностью определенных решений команды и компании, а именно:

§ Решение разрабатывать конкретную скважину, а также сама конструкция длинной обсадной колонны;

ь Это решение наложило дополнительные угрозы, т.к. не были достаточно глубоко проанализированы все риски, связанные с особенностью геологического строения месторождения «Макондо». Помимо этого, не до конца были учтены сложные условия, которые накладывали ограничения на цементирование;

§ Решения, результатом которых стало попадание углеводородов в нижнюю часть скважины и движение необнаруженной вовремя нефти до буровой площадки;

§ Решения, касающиеся попыток установить контроль над скважиной: отсоединение буровой установки от скважины, активизация противовыбросного оборудования.

В докладе ВР указывается несколько основных причин катастрофы:

§ Кольцевые барьеры из цемента на дне аварийной скважины не предотвратили попадания углеводородов ввиду отсутствия герметичности. Неисправность цементной пробки на дне скважины привела к проникновению углеводородов в эксплуатационную колонну.

§ Была проведена проверка колонны опрессовкой на негативное давление и сделаны ошибочные выводы относительно целостности скважины. Основной тест по безопасности, а именно проверка скважины на герметичность, был ошибочно интерпретирован.

§ Было не замечено, что из скважины идет поток углеводородов в течение 40 минут.

§ Газ могли вывести на поверхность, однако он распространился по буровой платформе и достиг вентиляционной системы.

§ Противопожарные системы не предотвратили распространение газа из-за неисправности.

§ После взрыва из-за неисправности не был запущен противовыбросовый предохранитель, который должен был закупорить скважину, тем самым предотвратив утечку нефти.

Резюмируя, к катастрофе привели а) человеческий фактор, а именно неправильные решения персонала, рабочих групп и компаний б) технические неполадки (нарушение режима бурения и некорректная эксплуатация противовыбросового механизма).

Кроме того аналитики отмечают такую причину, как стремление ВР сократить расходы на проект, что повлекло за собой несоблюдение норм безопасности.

Немаловажную роль сыграл и сам характер проекта. Глубоководное бурение (глубина в месте аварии составила порядка 1 500 метров) само по себе представляет трудную задачу. Кроме того, уникальной является сама скважина - это самая глубокая в мире нефтяная скважина (10,6 тыс. м), пробуренная на море. Давление настолько высоко, что существование нефти на глубине 10 км. уже является уникальным.

Как любая катастрофа подобного масштаба, авария ВР поднимает ряд вопросов, особенно управленческого характера.

По утверждениям Kassinis и Vafeas (2001), система управления единицами компании является одним из ключевых факторов, влияющих на показатели воздействия на окружающую среду и систему безопасности.

Политика безопасности в ВР

Политика безопасности любой нефтедобывающей компании на 90% определяет степень застрахованности от экологических рисков в конкретном проекте. Закономерным является тот факт, что политика безопасности компании ВР подверглась мгновенной критике после случившейся катастрофы. Однако попробуем проанализировать реальные факты, опровергающие или подтверждающие мнение о том, что в системе обеспечения безопасности работ ВР имелись изъяны.

Статистика по количеству аварий в ВР свидетельствует о том, что за последние 5 лет в компании произошел целый ряд инцидентов, которые выявили систематические нарушения в культуре безопасности компании:

· 2005 год. Взрыв на НПЗ в Техасе- 16 погибших, 180 раненых;

· 2006 год. Коррозия транзитного нефтепровода BP Exploration Alaska (BPXA) привела к пятидневной утечке и крупнейшему разливу нефти на Северном склоне Аляски;

· 2008 год. Утечка газа и взрыв в Каспийском море;

· 2010 год. Утечка химических веществ в Техасе;

· 2010 год. Инцидент Deepwater Horizon.

Обращаясь к взрыву на НПЗ в Техасе, многие специалисты резюмировали, что особенности корпоративной культуры компании вполне могли послужить причиной катастрофы.

Система поощрений, стимулирующих безопасность и долгосрочную рентабельность бизнеса, чрезвычайно важна в компании с исходно заложенным высоким уровнем риска техногенной катастрофы. В техасской НПЗ каждый сотрудник получал бонус исходя из результатов деятельности компании. Основную часть бонуса составлял такой показатель, как «лидерство по затратам» и лишь 10% приходилось на степень соблюдения требованиям безопасности. Таким образом, система поощрений стимулировала сокращение затрат и сокрытие случаев нарушения безопасности.

В 2004 году внешние аудиторы сделали крайне негативные заключения касательно культуры безопасности ВР (Hopkins 2008), особо отметив проблемы коммуникаций, а именно своевременность донесения возникающих проблем до менеджмента компании. Диспропорции в своевременном отражении проблем и коммуникаций между различными уровнями компании, на наш взгляд, оказали существенное влияние на качество политики безопасности ВР, которая является фундаментом системы устранения рисков на опасном производстве.

Стоит упомянуть также типичную для данной ситуации проблему асимметричности экономической информации и проблему «агент-принципал». В этом случае стимулы к укреплению политики безопасности различаются для менеджеров и акционеров компании, подрядчиков и субподрядчиков, а также для рядовых сотрудников и владельцев компании.

Решения менеджера направлены на наращивание краткосрочной прибыли, при этом негативно влияя на текущее состояние системы обеспечения безопасности. Каким образом это можно решить? В экономической теории существуют механизмы, призванные преодолеть конфликт интересов:

· Юридические и регулятивные механизмы;

· Внутренние системы контроля;

· Внешние механизмы контроля;

· Механизмы обеспечения конкуренции на рынке.

Более глубокий анализ выявляет несколько видов государственной и корпоративной политики, позволяющей контролировать эффективность и стабильность обеспечения безопасной производственной среды, как для самой компании, так и для окружающей среды:

· Юридическая ответственность;

· Финансовая ответственность;

· Обязательное страхование;

· Правительственный надзор;

· Штрафы, основанные на оценке риска.

Традиционная система компенсаций для руководителей может снизить стимулы к разработке крепкой корпоративной культуры безопасности. Даже в ситуации, когда топ-менеджеру грозит потеря работы в результате катастрофы, сопутствующий риск невысок относительно потенциальных доходов, основанных на краткосрочной прибыли.

Помимо всего прочего, имел место конфликт интересов в Службе управления Минеральными ресурсами США (Minerals Management Service), которая была ответственна за выдачу лицензий в Мексиканском заливе. С одной стороны, организация призвана диверсифицировать активы и наращивать поступления в госбюджет, с другой - поставлена ??задача обеспечения безопасности и охраны окружающей среды, т.е. наблюдалось столкновение общественных и частных интересов.

Подводя итоги оценке корпоративной культуре безопасности ВР, необходимо отметить следующие недостатки:

1) Реструктуризация компании, начатая в 1990 году, и последующие операции по слиянию и поглощению повысили долговую нагрузку ВР и увеличили затратную часть проектов. За последние 5 лет произошло несколько инцидентов, в которых аналитики обвиняют стратегию компании, нацеленную на снижение расходов, которая отрицательно сказывалась на уровне общего риска.

2) Неустойчивая система безопасности труда и нарушения были выявлены и за месяц до аварии в Мексиканском заливе: согласно опросу, проведенному в ВР, 46% рабочих опасались санкций в случае обнародования нарушений в условиях безопасности труда.

3) Контроль качества субконтракторов и оборудования имел изъяны, было выявлено довольно большое количество неработающих механизмов, что является критично для безопасности работ, учитывая высокие температуры и давление. На безопасность работ на месторождении оказала влияние и сложная система менеджмента, состоящая из несколько операторов, владельца буровой установки, и нескольких подрядчиков.

4) Недостаточно квалифицированный персонал, некачественное оборудование и неэффективные системы реагирования.

5) Искажения информации о деталях аварии, о техническом состоянии оборудования, ожидаемых рисках и затратах. В частности, управление рисками может не располагать адекватной информацией касательно вероятности разлива нефти или его потенциальных размеров.

Риск-модель ВР рассчитала максимально вероятный размер разлива нефти на месторождении «Макондо» в размере 4,600 баррелей с ограничением до 26 000 баррелей. Фактический объем разлива нефти составил практически 5 миллионов баррелей нефти.

Таким образом, недооцененные риски выливаются в «недоинвестированную» систему культуры безопасности компании.

Результатом аварии стало признание изъянов в системе регуляторов по охране окружающей среды США и создание трех новых ведомств, заменивших Службу управления Минеральными ресурсами США, с разделением функционала по следующим направлениям: технические вопросы, включая вопросы лизинга и лицензионных платежей и вопросы охраны окружающей среды.

Для борьбы с разливом нефти использовалось несколько способов, а именно:

· Распыление диспергентов, широкое использование которых подверглось критике, т.к. процесс является токсичным относительно других аналогов;

· Боновые заграждения;

· Выжигание и механический сбор нефти;

· Использование искусственно выведенных бактерий-деструкторов

К началу ноября 2011 года основные работы по очистке Мексиканского побережья от разлива нефти была завершены.

2.3 Особенности международных контрактов в области нефтесервиса для проектов по добыче нефти и газа на шельфе

Главным инструментом распределения ответственности между оператором и подрядчиками в проекте по добыче нефти и газа остается юридический договор, формы и процедуры которого сформировались в международной практике.

В реальности, как в России, так и в процессе реализации нефтегазовых проектов без участия российских компаний основные усилия сконцентрированы в управлении отношениям между компаниями-операторами и подрядчиками первого уровня. Гораздо меньше внимания уделяется эффективному управлению последующей цепи подрядчиков.

Частой практикой является составление договоров таким образом, чтобы стимулировать сокращение затрат и увеличить скорость работ при этом в ущерб экологической безопасности.

Так как в соглашениях о разработке месторождений или оказаний любых других услуг в этой отрасли экологические риски фиксируются в договорной форме, рассмотрим основные виды контрактов между участниками проекта добычи на примере аварии на платформе «Deepwater Horizon» в Мексиканском заливе:

§ Оператор - Партнер,

§ Оператор - Буровой подрядчик,

§ Оператор - Субподрядчики.

Лицензия на разработку месторождения была продана компании ВР на аукционе, в 2008 году заключено операционное соглашение между тремя компаниями о разработке скважины «Макондо»:

§ ВР (65%, оператор скважины)

§ Anadarko Petroleum (25%)

§ Mitsui Oil Exploration (10%)

Остальные участники разработки месторождения состояли из:

§ Transocean Ltd. - Владелец буровой платформы «Deepwater Horizon» и оператор скважины.

§ Cameron International - компания-производитель несработавшего предохранительного клапана.

§ Halliburton - подрядчик, занимающийся цементированием скважины.

Попробуем проанализировать природу международных нефтегазовых договоров, по которым оперировала компания ВР и ее партнеры, и продолжают взаимодействовать многие нефтедобывающие и нефтесервисные компании. Это поможет нам не только рассмотреть типовые условия, но и распределение рисков между участниками проекта по нефтедобыче и разработке.

Нефтегазовые компании могут выбирать собственные контрактные формы, однако более частной практикой является использование типовых или модельных форм договоров. Существует общий подход к распределению рисков, который инкорпорирован в стандартных формах международных сервисных контрактов, таких как, «UK LOGIC General Conditions of Contract for Marine Construction» и «US IADC» (см. Таблицу 3).

Важным принципом типовых международных договоров является включение пункта «knock-for-knock indemnity» или «взаимное освобождение от ответственности». «Освобождение от ответственности» представляет собой одну из ключевых мер, направленных на эффективное распределение риска между сторонами контракта (т.е. распределение риска в сторону, обладающую большим потенциалом для принятия этого риска).

Ответственность сторон разграничивается таким образом, что и подрядчик, и заказчик несут ответственность за свой персонал и свое оборудование независимо от вины, т.е. каждая сторона освобождает другую от любых притязаний, связанных с ущербом, причиненным по вине своей стороны. Режим «освобождения от ответственности» может быть расширен и распространяться на персонал и имущество подрядчиков, субподрядчиков и других лиц участвующих в реализации проекта.

Упрощенно схему взаимодействия на основе использования принципа возмещения затрат и освобождения от ответственности можно представить следующим образом (См. Рисунок 8)

Рисунок 8 Распределение рисков между участниками нефтегазового проекта на базе принципа освобождения от ответственности



Распределение риска на основе расширенного принципе об освобождении от ответственности можно увидеть на Рисунке 9 и Рисунке 10.

Рисунок 9 Распределение рисков между участниками нефтегазового проекта на базе принципа освобождения от ответственности

Рисунок 10 Распределение рисков между участниками нефтегазового проекта на базе принципа освобождения от ответственности

Изображенные схемы взаимодействия можно трактовать следующим образом:

§ Подрядчик освобождает от ответственности Оператора и его сотрудников от любых притязаний, связанных с нанесением ущерба (включая по вине совершения крупной халатности) Подрядчику и его сотрудникам. (Рисунок 8)

§ Оператор освобождает от ответственности Подрядчика и его сотрудников в отношении любых притязаний, связанных с нанесением ущерба (включая по вине совершения крупной халатности) Оператору, его сотрудникам, подрядчикам (за исключением Подрядчика) и субподрядчикам, а также их сотрудникам и приглашенным. (Рисунок 9)

§ Подрядчик освобождает от ответственности Оператора и его сотрудников от любых притязаний, связанных с нанесением ущерба (включая по вине совершения крупной халатности) Подрядчику, его сотрудникам, субподрядчикам любого уровня и их сотрудникам (Рисунок 9).

§ Подрядчик освобождает от ответственности Оператора, его сотрудников и субподрядчиков, а также сотрудников субподрядчика от любых притязаний, связанных с нанесением ущерба (включая по вине совершения крупной халатности) Подрядчику, его сотрудниками и субподрядчикам, а также сотрудниками субподрядчика. (Рисунок 10)

В типичном договоре также есть отдельный пункт «катастрофа», как в случае с договором ВР «Global Model Well Services Contract» который гарантирует, что оператор освобождает подрядчика от любых притязаний, выплат и ответственности, связанных с аварией на скважине, со взрывом, пожаром или любых других неконтролируемых явлений и потерь нефти и газа вне зависимости от причины.

Популярность подхода с освобождением от ответственности заключается в более низких расходах а) на страховку б) судебные разбирательства сторон в случае инцидента. Также данный подход дает уверенность в том, что компании придется платить только за ущерб, причиненный своим собственным сотрудникам/подрядчикам и т.д.

Технически, в договоре выполнение этого условия достигается путем использования принципа диспозитивности Принцип права, согласно которому лица вправе самостоятельно распоряжаться своими правами и средствами их защиты.:

§ Оговоркой об исключении

§ Оговоркой об ограничении ответственности

Принцип «о взаимном ограничении ответственности» может принимать различные модификации:

§ Исключать случаи крупной халатности или умышленных действий;

§ Включать модифицированный принцип «удар за удар», при котором подрядчик несет ответственность за загрязнение окружающей среды, в т.ч. и по причине крупной халатности или нарушения верхнего предела возмещения ущерба;

§ Включать освобождение от ответственности в отношении косвенных убытков.

Как и в любом договорном положении, в данной концепции есть недостатки:

§ У подрядчика отсутствует информация касательно надежности и уровня обеспечения безопасности работ субподрядчиков, которых нанимает Оператор;

§ Ограничения ответственности не обязательно должны быть взаимными;

§ Оговорка о возмещении может недостаточно четко истолковываться в контрактах. Исключение крупной халатности или неосторожных действий может быть истолковано двояко касательно того, что можно включать в крупную халатность, а что нет. С одной стороны, ответственность сторон исключается, с другой - налагается ответственность за неосторожные действия.

Соглашения о взаимном отказе от ответственности, как видится, будут оставаться наиболее популярной практикой на рынке, однако в отношении риска загрязнения окружающей среды, операторы должны настаивать на том, чтобы подрядчики несли большую долю риска в случае, если они совершили крупную халатность или даже умышленность, если эти моменты исключены из договора.

Какие условия предполагались при заключении контрактов в случае с разработкой месторождения «Макондо»?

Рассмотрим договор (International Drilling Contract, Indemnity Provision) между ВР (оператором) и Transocean Ltd (Владелец буровой платформы), заключенный с целью разработки месторождения «Макондо».

Как распределяется ответственность?

§ асКакУщерб третьим сторонам: каждая сторона договора ответственна за свои действия;

§ Личный ущерб: каждая сторона договора ответственна за свою «Группу» вне зависимости от причины;

§ Ущерб буровой установке вне зависимости от причины - ответственность лежит на буровом подрядчике;

§ Ущерб скважине по вине бурового подрядчика - ответственность на буровом подрядчике;

§ Затраты на ликвидацию последствий аварии на скважине лежат на операторе независимо от вины бурового подрядчика;

§ Ответственность за загрязнение окружающей среды лежит на буровом подрядчике, если причиной загрязнения является авария на буровой установке над уровнем воды;

§ В противном случае оператор ответственен за все штрафы и возмещение потерь третьим лицам в результате разлива нефти;

§ Ущерб имуществу третьих сторон, вызванный взрывом - ответственность на операторе.

Таким образом, согласно договору между Оператором и Буровым подрядчиком ответственность за ущерб буровой установке лежит на буровом подрядчике, ответственность за загрязнение окружающей среде и потери от взрыва - на операторе.

Рассмотрим договор между Оператором и подрядчиком по противовыбросовому оборудованию (Cameron в случае с ВР) согласно договору Master Service Agreement.

§ Оператор и подрядчик по противовыбросовому оборудованию (ВОР оператор) освобождают друг друга от ответственности в отношении ущерба или травм, причиненных их Группам (сотрудники);

§ Однако если противовыбросовое оборудование повреждено или нанесен ущерб ниже ротора буровой установки или в самой скважине, Оператор платит за ремонт или замену оборудования.

§ Подрядчика по противовыбросовому оборудованию освобождает оператора от ответственности, связанной с загрязнением окружающей среды на поверхности земли от оборудования ВОР оператора, будучи под контролем Подрядчика по противовыбросовому оборудованию;

§ Оператор освобождает Подрядчика по противовыбросовому оборудованию от ответственности за загрязнение окружающей среды под землей, включая катастрофы в результате взрывов.

§ Все договоренности об освобождении от ответственности применяются вне зависимости от причины аварии.

Рассмотрим договор между Оператором и партнерами ВР по разработке месторождения Macondo Anadarko и MOEX.

Являются ли Anadarko и MOEX ответственными за ущерб, возникший в результате взрыва, согласно операционному соглашению?

Согласно пункту 5.2 (Workmanlike Conduct, AAPL (810-2007) Model Form of Offshore Deepwater Operating Agreement) Оператор не ответственен перед своими партнерами за ущерб, кроме случаев: а) крупной халатности в) умышленных действий Оператора. В совместном операционном соглашении условия распределения ответственности пропорциональны доли подрядчика/оператора в соглашении.

Согласно пункту 22.5. Ответственность за ущерб, Партнеры несут свою часть ответственности за потери и ущерб согласно операционному соглашению, однако Оператор несет 100% затрат если ущерб возникает из-за крупной халатности или умышленных действий Оператора.

Согласно пункту 22.7 Ущерб месторождению или нефтегазовым активам, ни одна из компаний не ответственна за ущерб месторождению или ущерб, нанесенный углеводородам кроме случаев, когда ущерб возникает из-за крупной халатности или умышленных действий.

Оператор ответственен за ущерб по причине некорректного выполнения/невыполнения своих обязанностей пропорционально доле своего участия в операционном соглашении, даже если ущерб нанесен по причине крупной халатности или умышленных действий.

В контракт включен опционный пункт. Если в результате действий руководящего технического персонала Оператора по причине крупной халатности или умышленных действий нанесен ущерб, тогда Оператор (выбрать по желанию) а) несет все убытки б) несет убытки по ремонту и замене оборудования или в) несет убытки в размере фиксированной стоимости.

Чем авария в Мексиканском заливе отличается от других катастроф, связанных с разработкой и добычей нефтегазовых месторождения?

Традиционно считалось, что в случае катастрофы при разработке нефтегазового месторождения вся ответственность за последствия, в т.ч. в форме штрафов и санкций будет возложена на оператора проекта. До инцидента в «Макондо» регуляторы призывали к ответственности в основном операторов за несоблюдение норм безопасности и причинение ущерба окружающей среде. Как показала практика, несмотря на использование оговорок об освобождении ответственности в сервисных контрактах, подрядчики могут быть сильно затронуты в вопросах уплаты штрафов и санкций в гражданско-правовой сфере (нарушения закона о Чистой воде, о Нефтяном загрязнении т.д.). Таким образом, традиционный подход к разделению рисков постепенно меняется, привлекая все большее количество сторон к ответственности, что оказывает сильное влияние на устойчивость нефтесервисной индустрии.

С одной стороны, справедливо считать, что именно оператор, будучи менее финансово уязвимым участником проекта и обладая большим объемом информации касательно процессов принятия решений и рисков, связанных с добычей и разработкой, должен нести большую долю ответственности за соблюдение регулятивных требований. С другой стороны, должна существовать какая-то гарантия, как минимум, угроза наказания, того, что подрядчики работают согласно международным стандартам в области обеспечения безопасности и охраны окружающей среды.

Другим важным вопросом, как уже было отмечено, является возможность страхового обеспечения. На текущий момент частой практикой является исключение пункта «катастрофы, связанные со взрывами на нефтяной платформе» из договора страхования. Страхование для подрядчиков может быть не состоятельным или вообще не существовать. При этом страховка может вообще не покрывать такие положения, как «крупная халатность» или «умышленные виновные действия». Результатом является тот факт, что ресурсов для покрытия ущерба у подрядчика может просто не быть.

В вердикте, вынесенном по делу об аварии, установлено, что в соответствии с контрактом на бурение ответственность за аварию лежит на ВР, т.к. авария произошла не на поверхности воды и не над водой. Учитывая, что Transocean оказывается не виновной, основания для дополнительных страховых выплат по обязательствам в пользу ВР отсутствуют.



2.4 Рекомендации и меры по организации эффективного взаимодействия нефтедобывающих и нефтесервисных компаний для минимизации экологических рисков

Обозначив основные проблемы с распределением рисков в нефтесервисных контрактах, а также потенциальные угрозы политике безопасности нефтедобывающих компаний, попробуем предложить решения проблем и рекомендации по более эффективному взаимодействию исследуемых сторон.

Рассмотрев нефтесервисный рынок, мы обозначили ряд проблем, требующих решений.

Делая выводы из текущей ситуации на рынке, а также проанализировав публикации экспертов относительно путей создания конкурентоспособного рынка нефтегазового оборудования и сервиса, можно сделать несколько выводов:

§ Необходимо взаимовыгодное партнерство между нефтедобывающими и нефтесервисными компаниями;

§ Необходимо внести изменения в Налоговый кодекс Российской Федерации, а именно модифицировать порядок расчета базы по налогу на прибыль, в частности, не облагать налогом прибыль, направляемую на капитальные вложения. В этой связи также необходимо разработать нормативные документы, увязывающие уровень налогообложения нефтяных компаний с уровнем капитальных вложений на тонну добываемой нефти;

§ Внести изменения в налоговое законодательство в плане исчисления НДС. Задержки платежей со стороны нефтяных компаний своим подрядчикам не редкие, и это нужно принимать во внимание при расчете НДС. Подрядчики должны облагаться налогом по фактической оплате услуг, а не по отгрузке;

§ Разработать программу по модернизации основных средств в нефтегазовом секторе;

§ Ввести антимонопольное регулирование при проведении тендеров на оказание услуг и выполнение работ, в том числе для естественных монополий;

§ Унифицировать российские требования по нефтегазовому оборудованию для шельфа с международными стандартами;

§ Ввести льготные условия кредитования отечественных предприятий на уровне законодательства;

Спорным является предложение Правительства РФ о создание крупного государственного игрока на рынке нефтесервисных услуг.

В феврале 2012 года Правительством РФ было принято решение о создании объединяющего государственного холдинга госкомпании, которая бы объединила нефтегазосервисные активы, принадлежавшие большинству отечественных ВИНК.

Создание эффективной государственной компании возможно, но при определенных условиях:

§ Для доступа к дешевому и длинному финансирования доля государственного участия не должна превышать 51% от новой компании.

§ По мнению экспертов, для перехода на качественно новый уровень нефтесервиса, необходимо:

o Обеспечение источников финансирования для разработки новых технологий, технического переоснащения, а также замена устаревших нормативов;

o Долгосрочная стратегия по развитию как нефтегазовой промышленности в целом, так и нефтесервиса непосредственно.

Эффективность функционирования нефтесервисного рынка определяет и высокий уровень взаимодействия между нефтесервисными компаниями и операторами. Однако, это взаимодействие невозможно без принятий определенных решений в этой области, а именно:

§ Первая опция для решения проблемы покрытия ущерба от аварии заключается в создании фонда, состоящего из обязательных взносов подрядчиков, которые в общей сумме должны быть достаточны для покрытия ущерба в случае катастрофы, а также в ситуации, если оператор не в состоянии возместить ущерб (такое теоритически может произойти, если размеры аварии будут серьезнее, чем в «Макондо»).

§ Создание международной совместной инициативы между государствами и представителями нефтегазовой промышленностью, с привлечением представителей рынка страхования является привлекательным с точки зрения выработки унифицированных норм и правил, по которым операторы и подрядчики могли бы взаимодействовать по всему миру с применением стандартов и использованием лучших практик (регулярные инспекции, взносы, прозрачные правила и стандарты, механизмы страхования, определения предела возмещения затрат и т.д.)

Хорошим примером может послужить организация Oil & Gas UK, которая является ведущей организацией, действующей в интересах шельфовой нефтегазовой промышленности в Великобритании.

Отметим, что данная инициатива сопряжена с трудностями, т.к. призвана объединить разные интересы участвующих сторон.

Установление предела возмещения затрат дестимулирует к созданию «здоровой» системы безопасности в отрасли. Однако сделать этот предел неограниченным также не представляется возможным, иначе механизм страхования не сможет быть запущен. Возможным решением является ограничение ответственности до определенной доли и подкрепление этого предела страховкой.

Страхование, как уже было отмечено, позволяет снизить риск не покрытия ущерба. Отметим, страхование порождает проблему «морального риска» Моральный риск - риск, возникающий в результате изменения поведения стороны по контракту. Проявляется в том, что одна из сторон по контракту меняет своё отношение к предмету контракта (осуществляет действия или бездействие), в результате чего увеличиваются риски для другой стороны. Например, в страховании, организация или гражданин, заключившие договор страхования от огня, начинают меньше уделять внимания противопожарной безопасности, или, владелец автомобиля, заключивший договор страхования автомобиля после вступления в силу данного договора начинает меньше заботиться об автомобиле. в экономике: у подрядчика повышаются стимулы к несоблюдению норм безопасности, т.к. компания осознает, что риски покрыты страховкой. Чтобы преодолеть данной противоречие, страховые компании могут ввести коэффициенты риска, которые пропорциональны страховой выплате. Т.е. чем выше оценивается уровень риска подрядчика, чем большую страховую выплату вносит компания.

Повышение финансовой ответственности также призвано стимулировать укрепление политики безопасности, в т.ч. экологической. Угроза банкротства подрядчику/оператору при выплате возмещения в результате катастрофы может быть исключена введением требования о финансовой состоятельности/финансового обеспечения. При этом уровень финансового обеспечения должен быть выше, чем ограничение предела возмещения, т.к. в предел возмещения не включаются многие затраты, такие, как затраты на ликвидацию аварии и гражданско-правовые санкции и штрафы. Результатом введения данного требования может стать уход большого количества мелких подрядчиков с рынка нефтесервисных услуг и увеличение доли более крупных подрядчиков и операторов на рынке.

Мониторинг со стороны государственных органов и страховых компаний является одним из способов обеспечения более высокого уровня безопасности. Почему мы включаем сюда страховые компании? Для страховых компаний контроль за соблюдением техники безопасности и безопасного взаимодействием подрядчиков и операторов создает дополнительный стимул в силу потенциального воздействия на прибыль страховой компании при наступлении страхового случая.

Должен произойти пересмотр оговорки об исключении ответственности, понятие крупной халатности и умышленных действий. Однако контракты должны быть дополнением к разработке международного законодательства/международной конвенции, которая бы направляла или даже требовала от операторов придерживаться принятым в отрасли практикам.

Существующие диспропорции в инвестициях в технику безопасности и технологий оператора и подрядчиков на глубоководных проектах должны быть устранены.

Возвращаясь к России, российское право предоставляет участникам нефтегазовых проектов меньше свободы в части реализации подхода, основанного на освобождении от ответственности, как альтернативы распределения рисков в нефтесервисных договорах.

Как утверждают аналитики, «возможность моделировать свои отношения по возмещению убытков ограничивается применением специальных норм Гражданского Кодекса РФ, если они не носят диспозитивный характер».

Пункт об ограничении ответственности не встречается в российских проектах, так как положения ГК РФ об ответственности не предоставляют возможность отказа от прав и компенсации убытков по сравнению с международными контрактами.



Выводы

Подведем итоги второй главы.

Российское законодательство в области освоения континентального шельфа недостаточно проработано:

Ш Методика расчета размера компенсации ущерба от разливов нефти в водоемах и мероприятий по ликвидации аварийных разливов не соответствует действующим штрафам для компенсации соответствующего ущерба.

Ш Закон об обязательном страховании ответственности владельцев и операторов опасных объектов не предусматривает страхование экологических рисков;

Ш Экологическое регулирование добычи нефти и газа на шельфе регулируется региональными конвенциями и национальными правовыми механизмами. Необходимо создание международной конвенции и более глубокая унификация правил для компаний, работающих на шельфе.

Ш Закон о «О защите морей от нефтяного загрязнения» (2012) внес важные изменения в экологическое регулирование добычи нефти на шельфе в России.

Ш Российская практика регулирования взаимодействия между участниками совместных проектов в нефтегазовой сфере, не предоставляет возможность отказа от прав и компенсации убытков по сравнению с американскими и европейскими контрактами.

Ш Авария в Мексиканском заливе показала, что подрядчики могут нести большую долю риска, чем предполагалось, и вынуждены покрывать большие штрафы за нарушения местных законов в области загрязнения окружающей среды.



3. Оценка моделей взаимодействия нефтедобывающих и нефтесервисных компаний в разрезе экологических рисков

Для оценки взаимодействия нефтедобывающих и нефтесервисных компаний в разрезе экологических рисков построим модели оценки экономической эффективности проектов. Основу модели составит проект «Приразломная», который представляет проект по разработке и добыче нефти и газа на арктическом шельфе. Хотя экономические и геологические характеристики месторождения «Приразломная» полностью не соответствует характеристикам месторождения «Макондо», базовые параметры, обладающие значимостью в рамках данного исследования, совпадают: добыча углеводородов на шельфе в сложных геологических условиях.

Целью построения модели является оценка альтернатив использования внутреннего сервиса компании и аутсорсинга при разработке проекта на шельфе с учетом экологических рисков.

Помимо этого мы построим «дерево решений», целью которого является представление выбора альтернатив для компании-оператора проекта нефетедобычи с учетом соотношения экологических штрафов, вероятности аварии и состояния рынка страхования.

Источник статистики по проекту «Приразломная» «Prirazlomnoye (Offshore), Asset report - Apr 2014» Wood Mackenzie. Данные актуальны на 2014 год.

Начнем с обоснования предпосылок, которые служат инструментами корректировки исходной модели с учетом цели нашего исследования, а именно, анализа взаимодействия нефтегазовых компаний и подрядчиков с позиции экологической безопасности.

Итак, исходные предпосылки модели:

§ Модель оценки экономической эффективности проекта нефтедобычи;

§ В модели учтена стоимость экологических рисков (штрафы) и вероятность совершения аварии;

§ Рассмотрена опция аутсорсинга (выведения нефтесервиса из активов компании).

Обоснуем выбор параметров модели.

В главе 2.4 мы писали о том, что вывод нефтесервиса из активов нефтяных корпораций является тенденцией последних нескольких лет. Однако, текущие условия рынка, а именно, стремление нефтесервисных компаний завышать цены на свои услуги, создавая монополизированные условия взаимодействия, заставляют компании возвращаться к схеме формирования дочерних нефтесервисных компаний.

На базе модели экономической эффективности проекта попробуем сравнить два сценария взаимодействия оператора и подрядчика: с аутсорсингом и с использованием собственного сервиса.

Предположим, что при аутсорсинге сервисных услуг стоимость этих услуг возрастет на 5%. При аутсорсинге сервисных услуг штрафы за аварию оплачивает сервисная компания. Модель рассматривается с позиции оператора таким образом, что в случае наступления аварии все штрафы оплачивает подрядчик.

Предположим, что в случае возникновения аварии, максимальный возможный разлив нефти будет составлять 9 000 баррелей нефти или 1227 тонн нефти, а соответствующая вероятность наступления разлива этого объема составляет 0,25% согласно статистике Бюро по управлению добычей энергоресурсов в открытом море в США и Бюро по вопросам безопасности и природоохранного право применения США.http://www.boem.gov/uploadedFiles/BOEM/Environmental_Stewardship/Environmental_Assessment/Oil_Spill_Modeling/AndersonMayesLabelle2012.pdf

Размер штрафов рассчитываем согласно Приказу Минприроды России от 13 апреля 2009 г. N 87 "Об утверждении Методики исчисления размера вреда, причиненного водным объектам вследствие нарушения водного законодательства" (См. Таблицу 4).

Формула расчета размера вреда от загрязнения водного объекта в результате разлива нефтепродуктов такова:

где: Н_i - такса для исчисления размера вреда, К_вг, К_дп, К_в, К_ин - повышающие коэффициенты, расшифровки и соответствующие таблицы представлены в Приложении.

Таблица 4 Таксы для исчисления размера вреда при загрязнении в результате аварий водных объектов нефтепродуктами ()

М_н, т	Н_н, млн. руб.	М_н, т	Н_н, млн. руб.	М_н, т	Н_н, млн. руб.
0,1-0,2	0,5-0,6	9-16	6,1-11	350-550	229-349
0,2-0,4	0,6-1,0	16-30	11-22	550-750	349-464
0,4-0,9	1,0-1,4	30-40	22-28	750-1100	464-574
0,9-2	1,4-2,3	40-75	28-52	1100-1800	574-840
2-4	2,3-3,7	75-130	52-84	1800-3000	840-1344
4-9	3,7-6,1	130-350	84-229	3000-5000	1344-2016

М_н - масса нефти, нефтепродуктов, поступивших в водный объект,

Н_i - таксы для исчисления размера вреда от сброса i-го вредного (загрязняющего) вещества в водные объекты.

3.1 Методика определения эффективности проекта по добыче нефти и газа

Оценка экономической эффективности проекта проводилась поэтапно. Алгоритм расчета денежного потока и показателей эффективности инвестиционных проектов отражен на Рисунке 11.

Рисунок 11 Алгоритм расчета денежного потока и показателей эффективности инвестиционных проектов

Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов в бизнес-сегменте «геологоразведка и добыча» взяты с сайта РАЕН «Технические регламенты разработки месторождений».

Итоговый расчет денежных потоков и показателей эффективности инвестиционного проекта производится по следующей формуле, представляющей собой разницу между притоком и оттоком денежных средств:

Cash flow_t= TR_t - Investments - Transp_t - OPEX_t -T_t, где:

Cash flow_t - денежный поток проекта в t-м году, млн. $;

TR_t - выручка от реализации товарной продукции в t-м году, млн. $;

Transp_t - коммерческие расходы (включая затраты на транспортировку продукции до потребителей) в t-м году, млн. $;

Investments - инвестиционные расходы (без НДС) проекта в t-м году, млн. $;

OPEX_t - операционные расходы (без НДС) проекта в t-м году, млн. $;

T_t - налоги, платежи и отчисления в t-м году, млн. $;

Отток денежных средств представляет собой расходы по проекту и включает:

§ Инвестиционные расходы (капитальные затраты, инвестиционные затраты на геологоразведочные работы, прочие инвестиционные расходы);

§ Операционные расходы;

§ Коммерческие расходы;

§ Налоги.

При этом капитальные затраты включают:

· Техническое обустройство месторождения;

· Бурение скважин;

· Оборудование, не входящее в сметы строек;

· Строительство объектов нефтепромыслового обустройства и производственной инфраструктуры.

Операционные расходы включают в себя расходы, непосредственно связанные с добычей углеводородов. Операционные расходы включают в себя:

§ Расходы на энергию по извлечению углеводородов;

§ Расходы по искусственному воздействию на пласт;

§ Расходы на оплату труда;

§ Расходы по сбору и транспорту углеводородов;

§ Расходы по технологической подготовке углеводородов;

§ Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (расходы на поддержание и восстановление работоспособности основных фондов),

§ в том числе: капитальный ремонт скважин;

§ Цеховые расходы;

§ общепроизводственные расходы.

Для более точного расчета себестоимости добычи углеводородов целесообразно использовать принцип разделения операционных расходов на две группы:

§ условно-постоянные расходы;

§ условно-переменные расходы.

Группа условно-постоянных расходов включает расходы на оплату труда производственных рабочих, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, общепроизводственные расходы, связанные с управлением производственно-хозяйственной деятельностью организации. РАЕН «Технические регламенты разработки месторождений». К группе условно-переменных расходов относятся:

§ затраты на извлечение жидкости из скважин,

§ расходы по сбору и транспорту нефти и газа,

§ расходы на технологическую подготовку нефти,

§ расходы по искусственному воздействию на пласт, не относящиеся к инвестиционным расходам.

Эксплуатационные расходы на добычу углеводородов включают в себя операционные расходы, налоги и платежи, относимые на себестоимость добычи углеводородов, а также амортизационные отчисления. Там же

Расчет амортизационных отчислений инвестиционных проектов на месторождениях, находящихся в промышленной эксплуатации, осуществляется для активов, которые создаются в процессе реализации проекта, а также ранее созданных основных производственных фондов (далее - ОПФ), которые участвуют в реализации проекта. В этих проектах рассчитывается амортизация вновь введенных активов и амортизация ранее созданных ОПФ.

Чистая прибыль инвестиционного проекта в бизнес-сегменте "Геологоразведка и добыча" (upstream) определяется как разница между операционным доходом и эксплуатационными расходами, а также налогами и платежами, относимыми на финансовые результаты.

Перечень и числовые значения исходных данных, а также капитальных вложений и операционных затрат представлены на таблицах ниже:

Таблица 5 Исходные данные и предпосылки

Расчет произведен в постоянных ценах
Цена реализации нефти на внешнем рынке составляет 117.8 $/барр.
Цена реализации нефти на внутреннем рынке (с НДС) 95.08 $/барр.
Ставка дисконтирования 10%
Вероятность наступления разлива нефти размером не более 1277 тонн равна 0,25%
В модель введены условия экологических штрафов (0 или 1); При выборе опции аутсорсинга размер капитальных затрат увеличивается на 5%.

Таблица 6 Основные технико-экономические показатели эффективности разработки месторождения «Приразломное»

Показатели	Ед.изм.
Технологические показатели
Период добычи	год	2013- 2038
Добыча, всего
нефти	млн.барр.	356,3
Экономические показатели
Выручка, всего	млн.$.	36 315,5
Капитальные расходы	млн.$.	8 600,4
Эксплуатационные расходы	млн.$.	5 793,3
Показатели экономической эффективности
Чистый поток	млн.$.	4 038
Дисконтированный чистый денежный поток NPV 10%	млн.$.	- 1 346
IRR	%	4,23%
Срок окупаемости проекта без учета дисконтирования ...

Подобные документы

• Направления деятельностей компаний АО "ЗКМК", АО "Зенит", АО "Уральскагрореммаш", АО "УМЗ"

  История строительства, производственно-технического развития, становления коллективов машиностроительных предприятий. Специализация выпускаемой заводами продукции. Технические характеристики используемого оборудования. Структура управления компаний.
  
  отчет по практике [38,0 K], добавлен 22.09.2015
  

• Обеспечение производственной и экологической безопасности производстве этилена

  Общая характеристика производства этилена из этан-этиленовой фракции. Анализ опасных и вредных производственных факторов проектируемого объекта. Защита зданий и сооружений от разрядов атмосферного электричества. Обеспечение экологической безопасности.
  
  реферат [21,1 K], добавлен 25.12.2010
  

• Особенности канальных систем кондиционирования воздуха

  Компания SANYO как один из мировых лидеров рынка климатической техники, история ее становления и развития, современное состояние и перспективы. Разработка и сферы применения VRF-систем, оценка их достоинств. Передовая технология ECO-i 3 WAY MULTI.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 18.11.2013
  

• Информационные технологии в экономической деятельности

  Информационные технологии как субъект отрасли и неотъемлемая часть экономики мира. Оценка влияния IT на экономическую деятельность компаний. Место и роль рынка информационных услуг и продуктов в общественном производстве как элемента инфраструктуры.
  
  контрольная работа [31,7 K], добавлен 10.12.2013
  

• Информационные технологии, обеспечивающие безопасность клиента в гостинницах и аэропортах

  Понятие "информационных технологий", их применение для обеспечения безопасности клиента и роль в формировании конкурентоспособности компаний. Требования и решения по оснащению отелей, аэропортов, вокзалов современными системами обеспечения безопасности.
  
  контрольная работа [17,0 K], добавлен 12.10.2009
  

• Анализ работы механизированного фонде скважин оборудованных уэцн на верхнеколик-еганском месторождении

  Общие сведения о месторождении, его геологическая характеристика. Анализ работы механизированного фонда скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса на исследуемом месторождении. Экономическое обоснование внедрения в производство.
  
  дипломная работа [743,5 K], добавлен 18.10.2014
  

• Производство сжиженного природного газа

  История развития рынка сжиженного природного газа, его современное состояние и перспективы развития. Технология производства и транспортировки сжиженного природного газа, обзор перспективных проектов по созданию заводов по сжижению газа в России.
  
  реферат [2,5 M], добавлен 25.12.2014
  

• История становления и развития ОАО "Полиэф"

  ОАО "Полиэф" - первый в России проект, осуществляемый в рамках стратегии импортозамещения: история становления и развития, значение объекта для экономики РФ. Оснащение, кадры, решение проблемы промышленной и экологической безопасности производства.
  
  реферат [109,0 K], добавлен 01.12.2010
  

• Проект модернизации установки с вращающимся диском для высокотемпературных экспериментов с натрием

  Исследования процессов взаимодействия образцов конструкционных материалов ЯЭУ с жидкометаллическими теплоносителями. Моделирование взаимодействия реакторных сталей на установке ЭУ "ВД". Использование метода вращающегося диска для натриевого теплоносителя.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 03.01.2014
  

• Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

  Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения. Состояние разработки и фонда скважин. Понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции.
  
  курсовая работа [2,6 M], добавлен 26.08.2010
  

• Технологический процесс ремонта тележек модели 18-100

  Особенности входного контроля технического состояния узлов тележек, ремонтные позиции конвейера. Значение трудоёмкостей узлов на отделениях производственного участка по ремонту тележек. Форма организации и оплаты труда, правила техники безопасности.
  
  отчет по практике [6,2 M], добавлен 14.06.2010
  

• Создание коллекции одежды для промо-акций "Всегда на связи!"

  Изучение целевой аудитории потребителей одежды среди компаний сотовой связи. Рассмотрение истории появления корпоративной одежды. Установление требований к материалу, цветовой гамме, создание коллекции моделей одежды для промо-акций и расчет ее стоимости.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 27.08.2010
  

• Технико-экономическая оценка биотехнологий

  Понятие биотехнологии, история её развития, анализ современного состояния отрасли, перспективы её развития. Характеристика текущего состояния биотехнологий в США, Европе, Китае, Индии, России. Стадии биотехнологического производства и его виды.
  
  курсовая работа [479,6 K], добавлен 06.11.2012
  

• Технологическое оснащение нефтегазовых месторождений

  Роль нефти в народном хозяйстве. Функции и назначение дожимной насосной станции, ее применение на отдаленных нефтегазовых месторождениях. Техническое обслуживание и ремонт задвижек, шарового крана, предохранительного клапана на предприятии "Лукойл-Пермь".
  
  отчет по практике [2,2 M], добавлен 23.05.2016
  

• Особенности обогатительного производства на примере ОАО "Вишневогорский ГОК"

  Анализ особенностей деятельности предприятия по добыче и обогащению сырья для металлургии, керамических и строительных предприятий на примере ОАО "Вишневогорский ГОК". Экономика обогатительного производства, основные перспективы развития отрасли.
  
  отчет по практике [278,9 K], добавлен 18.10.2012
  

• Производство гипса на Аракчинском гипсовом заводе

  История и перспективы развития Аракчинского гипсового завода. Описание общезаводского хозяйства. Физико-химические основы технологического процесса. Технологии и оборудование для производства гипса, техника безопасности, перспективы развития производства.
  
  отчет по практике [244,7 K], добавлен 16.04.2011
  

• Современное состояние и перспективы развития цветной металлургии в России

  Добыча, обогащение руд цветных металлов и выплавка цветных металлов и их сплавов. Цветная металлургия как отрасль национальной экономики. Основные факторы и условия функционирования и развития цветной металлургии в стране. Доля России на мировом рынке.
  
  презентация [299,4 K], добавлен 31.05.2014
  

• Алюминиевая промышленность России

  История развития алюминиевой промышленности России, ее современное состояние. Сырьевая база алюминиевой промышленности. Толлинг, его последствия и перспективы. Акционирование предприятий и создание корпораций. Проблемы алюминиевой промышленности в России.
  
  дипломная работа [6,2 M], добавлен 24.09.2010
  

• Переработка отходов от производства спирта, реализация биогаза и произведенной электроэнергии спиртзаводам-поставщикам сырья для их производственных нужд

  График реализации проекта. Общая характеристика биогаза, применение и перспективы технологии. Описание производственного процесса и технологического оборудования. Анализ целевого рынка и маркетинговая стратегия проекта. Факторный анализ рисков проекта.
  
  бизнес-план [253,3 K], добавлен 17.10.2011
  

• Особенности использования сепараторов для стабилизации нефти на месторождении ООО "Лукойл-АИК"

  Виды сепараторов, их назначение и комплектация. Техническое обслуживание сепараторов на месторождении. Определение объемов ремонтно-эксплуатационных работ сепараторов. Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях.
  
  дипломная работа [591,1 K], добавлен 22.04.2020
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам