Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Ямбург» обязано своим существованием открытию в 1969 году газоконденсатного месторождения на Тазовском полуострове. Само предприятие образовано 1 октября 1984 года в п. Ямбург.

Общество является обладателем лицензий на право пользования недрами Ямбургского, Заполярного и Тазовского месторождений и ведет добычу углеводородного сырья из сеноманских и неокомских отложений данных месторождений. Суммарные начальные запасы углеводородного сырья составляют около 10 триллионов кубометров газа, около 200 миллионов тонн газового конденсата и 300 миллионов тонн нефти. Доля компании в объеме добычи ОАО «Газпром» составляет более 40%. К 2010 году этот показатель должен увеличиться до 45%. Общество имеет уникальные технологии добычи, подготовки газа и газового конденсата, отличные инвестиционные перспективы.

В структуре предприятия - 12 филиалов, которые обеспечивают обслуживание подразделений основного производства всем необходимым, начиная от транспорта, энергетики, связи и заканчивая коммунальными услугами. ООО «Газпром Добыча Ямбург» осуществляет строительство и капитальный ремонт объектов производственного и социального назначения, эксплуатацию автодорог, материально-техническое снабжение, охрану объектов собственности, постоянный эколого-производственный мониторинг.

В настоящее время ООО «Газпром Добыча Ямбург» эксплуатирует 14 установок подготовки газа и 7 дожимных компрессорных станций. В эксплуатации 1050 газовых и газоконденсатных скважин, пробуренных наклонно-направленным методом. Суммарная протяженность эксплуатируемых газопроводов-шлейфов составляет свыше 1 тысячи километров.

Освоение гигантских месторождений (Ямбургского и Заполярного) ведется вахтовым методом. Базовые города сбора - Москва, Тюмень, Уфа, Краснодар, Белгород, Надым, Салехард, Новый Уренгой.

Разработка Ямбургского газоконденсатного месторождения начата в марте 1984 года. Первый товарный газ месторождения - гиганта промысловики подали с установки комплексной подготовки газа (УКПГ-2) в магистральную газопроводную сеть страны в 1986 году. В 1994 году добыт первый триллион кубометров Ямбургского газа, 2000 год - добыт второй триллион кубометров газа. На сегодняшний день с месторождения отобрано около 44 процентов от начальных запасов. Последующие годы добычи определяются сроками ввода вторых очередей ДКС и темпами обустройства Анеръяхинского и Харвутинского участков Ямбургского месторождения. 25 июля 2009 года в 14.14 добыт 4-трилионный кубометр газа.

1. Характеристика района работ

Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г.

В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов (на Тазовском полуострове) Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Район Ямбургского месторождения отмечается крайне неблагоприятными гидрогеологическими условиями, связанными с наличием мощной толщи многолетнемёрзлых с поверхности пород.

Ямбургское газоконденсатное месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины на Тазовском полуострове в бассейне реки Пойловояха. По административно-территориальному делению северная территория месторождения является частью Тазовского, южная - Надымского районов Ямало-Ненецкого национального округа. На территории месторождения отсутствуют населенные пункты. Редкие и малонаселенные пункты сосредоточены на побережье Обской и Тазовской губ (Садай-Харвута, Епоко, Ямбург, Юрхарово).

Территория месторождения представляет собой полого-увалистую равнину с общим уклоном с юга на северо-восток и характеризуется сильным эрозионным расчленением.

Летом район месторождения является непроходимым для обычного транспорта и труднопроходим даже для специального транспорта. Основным сухопутным транспортным путем являются зимники. Наиболее крупная река Пойловояха, протекающая в пределах месторождения, не имеет практического значения для судоходства. Ведущими транспортными артериями в летнее время являются Обская и Тазовская губа, но время функционирования этих водных путей ограничено поздним освобождением от ледяного покрова (в конце июня - начале июля) и ранним наступлением ледостава (в первых числах октября).

Абсолютные отметки рельефа поверхности изменяются от 0-5м (побережье Обской губы) до 60м и более (юг месторождения). Наивысшие отметки характерны долинам крупных рек. Гидрографическая сеть представлена реками Пойловояха и Хадуттэ с их многочисленными притоками, впадающими в Тазовскую губу.

Характерной особенностью территории месторождения является наличие многочисленных озер и болот, особенно в центральной его части. Большинство озер имеет термокарстовое происхождение. Это часто небольшие по площади мелководные озера, разбросанные по территории месторождения или расположенные группами. Глубина их обычно не превышает 2-4 метров. Кроме того, в долине реки Пойловояха и ее притоков широко развиты пойменные озера, глубиной до 2 м.

Суровость континентального климата района месторождения определяется холодной и продолжительной зимой (до 9-9,5 месяцев). Лето короткое и прохладное. Средняя температура воздуха зимой -24 -26^оС;min температур достигает -59^оС. Средняя летняя температура воздуха +6,5 +9^оС. Средняя годовая температура воздуха составляет -10 -11^оС.Осадков выпадает 300-500 мм в год, около 70% их приходится на летние месяцы. Появление устойчивого снежного покрова отмечается уже в конце сентября и первой декаде октября. Среднегодовая скорость ветра 5-7 м/сек, максимальные скорости могут превышать 40 м/сек.

Национальный состав населения ханты, ненцы, русские и др. Основным занятием населения является оленеводство, рыболовство, звероводство, охота; в районе в большом объеме проводились геологоразведочные работы, развивается газодобывающая промышленность. Ближайшим относительно крупным населенным пунктом является райцентр Тазовское, который расположен в 120-140 км от месторождения. Расстояние от райцентра до Салехарда по воздуху составляет 600 км. Основными видами сообщения в летнее время являются водный и воздушный транспорт и наземный транспорт. Доставка грузов осуществляется по железной и автомобильной дорогам от г. Н.Уренгой. В период навигации основные грузы доставляются по Обской губе. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов Ямбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой.

2. Геологическая часть

2.1 Литология

Месторождение представляет собой многопластовую залежь, продуктивные горизонты которой приурочены к сеноманским и нижнемеловым (валанжин) отложениям.

Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170х50 км, этаж газоносности 220 м. Общая площадь газоносности - 4655 км², залегает на глубинах от 1000 м до 1200м. Залежь - сводовая, пластово-массивного типа, водоплавающая.

Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчано-алевритовыми, глинистоалевритовыми и глинистыми породами. Вверху перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей.

В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости, 30%, среднее значение проницаемости по керну 0,68 мкм² (680 мДарси) и 0,54 0,69 мкм² (540 690 мДарси) по данным ГИС, газонасыщенность достигает 75%.

По химическому составу газ сеноманской залежи однотипен с газом сеноманских залежей других месторождений Севера Западной Сибири. Состоит на 99% из метана.

Работами последних лет установлено, что сеноманская толща Ямбургского месторождения имеет сложное строение, характеризуется значительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью, слоистой неоднородностью, повышенной глинистостью.

Начальное пластовое давление 11,73 МПа (117,3 атм.), пластовая температура 296 303 К (2330^оС) у газоводяного контакта (ГВК).

Сопоставление запасов газа сеноманской залежи, подсчитанных различными способами в 1995г., подтверждают начальные запасы газа, утвержденные в ГКЗ в 1983г., в объеме более 4 трл.м³.

По нижнемеловым залежам была установлена газоносность 15 продуктивных пластов: БУ13, БУ23, БУ1-34, БУ15, БУ35, БУ16, БУ26, БУ36, БУ7, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29, БУ39.

Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта. В первый эксплуатационный объект включены залежи пластов: БУ13, БУ23, БУ1-34, БУ15, БУ35 в зоне УКПГ -1В, 3В. Ко второму эксплуатационному объекту отнесены залежи пластов БУ16, БУ26, БУ36, БУ7, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29, БУ39 имеющих наибольшее распространение по площади месторождения, расположенных в зоне УКПГ-1В,2В,3В.

Наибольшие запасы конденсатосодержащего газа первого эксплуатационного объекта сконцентрированы в залежах пластов БУ3 (около 80% от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта) и второго эксплуатационного объекта в залежах пластов БУ1-28 (50% от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта).

Залежь в пласте БУ13 находится в сводовой части поднятия, имеет размеры 24 х 31 км, высоту 167 м, вскрыта на глубинах 2500 - 2700 м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем по площади составляет около 10 м. Залежь - пластовая, сводовая.

Залежь пластов БУ1-28 распространена по всей площади Ямбургского месторождения, вскрыта на глубинах 28003300м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем составляет немногим более 10м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 42 х 56 км, высота 433м.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанис-тость,1050%.Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3.6 до 15.1 х 10-3 мкм² (3,6-15,1 мДарси), значение газонасыщенности по керну 5760%, по ГИС 6670%.

Конденсатосодержащий газ валанжинских залежей содержит около 90% метана, более 3% углеводородов С5+, азот, углекислый газ.

Начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по первому объекту эксплуатации принято 128г/м³, по второму эксплуатационному объекту 109112г / м³.

Коэффициент извлечения конденсата - 0,68.

Начальное пластовое давление первого эксплуатационного объекта 26,72МПа (267,2 атм.), пластовая температура 344 К (71^оС). Начальное пластовое давление второго эксплуатационного объекта 32,40 МПа (324,0 атм.). пластовая температура 355359 К (8286^оС).

Утвержденные в 1985г. в ГКЗ начальные запасы газа нижнемеловых залежей около 1,5 трлн. м³, конденсата более 200 млн.т.

3. Проектные показатели разработки

Особенности геологического строения сеноманской залежи продуктивной толщи и характер связи газонасыщенной части залежи, относящейся к типу водоплавающей с пластовой водонапорной системой, позволяют предполагать возможное проявление в процессе разработки месторождения упруговодонапорного режима.

Прогнозные расчеты показали, что продвижение воды, особенно в начальный период разработки месторождения, существенного влияния на характер снижения пластового давления в газовой залежи не окажет. Поэтому расчеты изменения пластового давления производились из условия газового режима работы залежи.

В таблице 3.1. приведены основные проектные показатели разработки по УКПГ-1 Ямбургского месторождения.

Опыт эксплуатации месторождений Тюменской области показал, что в период выхода на постоянную добычу средние дебиты скважин превышают проектные. В первые годы разработки в период отставания обустройства число скважин недостаточно, хотя существует запас давления для обеспечения процессов осушки, а добывные возможности и депрессии позволяют увеличить начальный рабочий дебит. Поэтому в проекте в период нарастающей добычи рекомендуется дебиты 1500, 1300, 1100 тыс.м³/сут., что отвечает фактическим условиям освоения Уренгойского и Медвежьего месторождения. При определении количества скважин коэффициент эксплуатации принят равным 0,9 (330 суток), резерв эксплуатационных скважин принят равным 20%.

При распределении по площади газоносности годового отбора учитывались ранее принятые решения по разработке и обустройству месторождения на годовую добычу 125 млрд.м³, т.е. количество УКПГ в начальный период эксплуатации принято равным 7, а производительность их увеличена с 18 до 26,5 млдр.м³/год. Таким образом, с основного по размерам собственно Ямбургского поднятия, запасы которого оцениваются в объеме 4,2 трлн.м³, годовой отбор составит 4,4% от запасов.

За 18 лет разработки добыча газа из основного поднятия превысит 66% от начальных запасов и, начиная с 1998 года, месторождение должно вступить в заключительный период своей эксплуатации - период падающей добычи.

В целом разработка Ямбургского месторождения характеризуется следующими показателями. Период постоянных отборов составляет 13 лет. Начиная с 2004 года месторождение перешло на падающую добычу. Суммарная мощность ДКС достигнет 1105,6 тыс.кВт. Фонд эксплуатационных скважин, необходимый для обеспечения планируемого годового отбора с учетом 20% резерва будет равен 673.

3.1 Анализ конструкции и числа скважин

3.1.1 Конструкция скважин

На Ямбургском месторождении конструкция вертикальных эксплуатационных скважин имеет следующую конструкцию:

- лифтовая колонна из труб Ж168мм по ГОСТ 632-80 с высокогерметичными резьбами типа ОТТГ-1 с муфтами, уменьшенными до Ж178мм, с подпакерным хвостовиком из труб по ГОСТ 632-80 Ж146 или 149мм с резьбовыми соединениями муфтового типа;

- эксплуатационная колонна из труб Ж219мм по ГОСТ 632-80 с высоко-герметичными резьбами типа ОТТГ-1 (или ВАМ по импорту) с муфтами нормального диаметра, спускается до глубины 1200-1300м, долото Ж269 или 295мм;

- кондуктор Ж299 или 324мм из обычных муфтовых труб по ГОСТ 632-80, до глубины 600м, диаметр долота 394мм;

- удлиненное направление из обычных обсадных муфтовых труб Ж426мм по ГОСТ 632-80, долото Ж490мм.

За всеми обсадными колоннами цемент поднимается до устья скважины.

При сооружении наклонных скважин отход забоя от вертикали принимается по кровле сеномана (на глубине 1200м по вертикали) на 150м с искривлением после спуска кондуктора с глубины 650м. Профиль скважины обычного типа состоит из вертикального участка-L1 участка набора кривизны-L2 и прямолинейного наклонного участка, продолжающегося до проектной глубины L3. При этом на глубине 1300м общая длина ствола составит 1327м.

Все эксплуатационные скважины этого диаметра оснащаются фонтанной арматурой АФБ-6-150/100-210ХЛ и колонной головкой ГК-6-210-219Х324. Отбор газа при эксплуатации проводится только по пакерной схеме.

Лифтовые колонны оснащаются комплексом подземного оборудования типа КО-219/168-140 с установкой пакера ППС-219/168-140 на 20-30м выше интервала перфорации и клапана отсекателя КО-168-140.

В каждом кусте из восьми эксплуатационных скважин с эксплуатационными колоннами Ж219мм размещается одна вертикальная наблюдательная скважина для проведения геофизических измерений с целью контроля за продвижением ГВК в процессе разработки месторождения.

Конструкция таких скважин принимается аналогично эксплуатационным, но с уменьшением соответствующих диаметров, а именно:

- эксплуатационная колонна из обычных обсадных муфтовых труб по ГОСТ 632-80 Ж168мм с муфтами нормального диаметра до глубины порядка 1300м с забоем ниже контакта газ-вода, долото Ж214мм;

Таблица 3.1 Основные проектные показатели разработки УКПГ-1

Годы	отбор газа	Q	РПЛ	Депрессия	Кол-во скважин	Руст	Рна вх. в ДКС	Мощность ДКС	V на забое
	год	сум.
	млрд.м3	тыс.м3/сут	кгс/см2	кгс/см2		кгс/см2	кгс/см2	МВТ	м/сек
1986	8.0	8.0	1500.0	116.1	2.7	19	99.2	99.0	0	7.3
1987	30.0	38.0	1300.0	111.8	2.3	84	96.7	96.5	0	6.6
1988	30.0	68.0	1100.0	107.5	1.9	99	94.1	93.8	0	5.8
1989	30.0	98.0	1000.0	103.1	1.7	96	90.6	90.4	0	5.5
1990	30.0	128.0	1000.0	98.7	1.8	109	86.5	86.2	0	5.8
1991	30.0	158.0	1000.0	94.4	1.9	109	82.3	82.1	0	6.1
1992	30.0	188.0	1000.0	89.9	1.9	109	78.1	77.8	0	6.5
1993	30.0	218.0	1000.0	85.5	2.0	109	73.8	73.5	2.2	6.9
1994	30.0	248.0	1000.0	81.0	2.2	109	69.4	69.1	9.3	7.3
1995	30.0	278.0	1000.0	76.5	2.3	109	65.0	64.7	17.2	7.8
1996	30.0	308.0	1000.0	72.0	2.4	109	60.5	60.1	26.2	8.4
1997	30.0	338.0	1000.0	67.4	2.6	109	55.8	55.4	36.6	9.1
1998	30.0	368.0	1000.0	62.7	2.8	109	51.0	50.6	48.8	9.9
1999	30.0	398.0	1000.0	58.0	3.1	109	46.1	45.6	63.3	10.9
2000	30.0	428.0	1000.0	53.2	3.4	109	40.9	40.3	81.2	12.1
2001	30.0	458.0	1000.0	48.4	3.7	109	35.4	34.7	104.2	13.6
2002	30.0	488.0	1000.0	43.5	4.2	109	29.4	28.6	136.0	15.6
2003	30.0	518.0	1000.0	38.5	4.8	109	22.7	21.6	186.1	18.3
2004	28.0	546.0	868.3	33.8	4.5	109	19.7	18.7	186.1	18.4
2005	24.4	570.4	759.0	29.6	4.3	109	16.8	16.0	186.1	18.8.
2006	21.3	591.8	662.9	26.0	4.1	109	14.3	13.6	186.1	19.1
2007	18.6	610.4	579.6	22.7	4.0	109	12.0	11.3	186.1	19.6
2008	16.3	626.7	507.2	19.8	3.9	109	9.8	9.2	186.1	20.2
2009	14.2	640.9	440.9	17.3	3.8	109	8.1	7.4	186.1	20.8
2010	12.4	653.3	383.6	15.1	3.7	109	6.4	5.8	186.1	21.6
2011	10.7	664.0	331.2	13.1	3.6	109	5.1	4.5	186.1	22.4
2012	9.3	673.3	285.5	11.5	3.6	109	3.9	3.3	186.1	23.3
2013	7.9	681.2	243.9	10.0	3.5	109	2.9	2.4	186.1	24.0
2014	6.8	688.0	207.0	8.8	3.4	109	2.2	1.6	186.1	24.7
2015	5.7	693.7	175.2	7.7	3.2	109	1.6	1.1	186.1	25.3

- кондуктор из обычных обсадных муфтовых труб по ГОСТ 632-80 Ж245мм до глубины 600м, долото Ж295мм;

- удлиненное направление из обычных обсадных муфтовых труб по ГОСТ 632-80 Ж324мм до глубины 120-200м, долото Ж394мм.

Подъем цемента за всеми колоннами - до устья скважины.

Скважины не перфорируются и не оборудуются лифтовыми колоннами, они заполняются незамерзающей жидкостью (раствором хлористого кальция), а на устье закрываются задвижками.

Кроме приведенных конструкций, на некоторых кустах запроектировано по одной мелкой опережающей наблюдательной скважине для изучения состава ММП (с отбором керна) и последующего наблюдения за температурным режимом интервала ММП при длительной эксплуатации куста в процессе разработки. Глубины указанных скважин меняются от100 до 400м в зависимости от состава мерзлых пород (средняя глубина-200м) и расположения на структуре.

Конструкция этих скважин следующая:

- колонна Ж146мм от 100 до 400м с цементированием до устья;

- направление Ж219мм от 20 до 80м с цементированием до устья.

На участках структуры с уменьшенной мощностью газоносного интервала и ухудшенными коллекторскими свойствами сооружаются скважины с лифтовыми колоннами Ж114мм. Для таких вертикальных скважин применяется следующая конструкция:

- лифтовая колонна из гладких насосно-компрессорных труб Ж114,3мм по ГОСТ 633-80 и уплотнением резьбовых соединений лентой ФУМ (или из труб ВАМ по импорту) с подпакерным хвостовиком из насосно-компрессорных гладких труб Ж102мм;

- эксплуатационная колонна из обсадных труб Ж168мм по ГОСТ 632-80 с высокогерметичными соединениями типа ОТТГ (или ВАМ по импорту) с муфтами нормального диаметра до глубины 1200-1300м, долото Ж214мм;

- кондуктор из обычных муфтовых обсадных труб Ж245мм по ГОСТ 632-80 до глубины 600м, долото Ж295мм;

- удлиненное направление кондуктор из обычных муфтовых обсадных труб Ж320мм по ГОСТ 632-80 до глубины 120-200м, долото Ж394мм.

Подъем цемента за всеми обсадными колоннами - до устья скважины.

Рис. 1. Конструкция сеноманской газовой скважины ЯГКМ

Эксплуатационные скважины с эксплуатационными колоннами Ж168мм и лифтовыми колоннами Ж114мм сооружаются наклонным способом (отклонение забоя от вертикали 400м). При этом искривление ствола наблюдается после спуска и цементирования вертикального удлиненного направления Ж324мм, а кондуктор Ж245мм удлиняется до глубины 750м по вертикали и спускается в наклонный ствол.

Рис. 2. Ямбургское НГКМ - 1368 скважин. Сеноман-987 скв.

3.1.2 Состояние фонда скважин на ЯГКМ

Рис. 3. Неоком - 381скв. Состояние фонда на 01.01.2005г.

4. Система сбора и транспорта газа на ЯГКМ

В качестве основы для разработки системы сбора и внутри промыслового транспорта газа принята схема промысловых коммуникаций и размещение объектов, предложенная ЮжНИИГипрогазом.

На Ямбургском месторождении сбор газа от скважин производится по линейно-лучевой схеме сбора с подключением на один шлейф от одной до пяти скважин.

От индивидуальных скважин осуществляется попутная врезка в один шлейф 2-3 скважин, от кустов через гребенку подключаются 2-5 скважин, на один или два шлейфа. Шлейфы выполнены в основном из труб 273 мм от одиночных скважин и при групповом подключении до точки их врезки из труб 325 мм. Подключение скважин производится выкидными линиями в основном диаметрами 114-159 мм, длиной 0,05-0,1 км. От крупных кустов применены трубы диаметром 325-426 мм. За начало каждого шлейфа принята точка врезки выкидной линии на расстоянии 50-100 м от устья скважины, конец шлейфа - забор УКПГ. Шлейфы запроектированы на максимальное начальное давление 11 МПа, поэтому в настоящее время при фактических давлениях около 3,0 МПа имеют значительный запас по прочности.

Трассы шлейфов пересекают болота и заболоченные участки (до 30-40% протяженности), речки, ручьи. Грунты в основном суглинки, ниже - глины. Деятельный слой на участках многолетнемерзлых грунтов составляет 1,0-1,2 м на суглинках и 0,4- 0,8 м на торфяниках.

Прокладка шлейфов принята:

подземная в суглинках, песках (на незаливаемых участках);

надземная в насыпи на болотах;

надземная на опорах при пересечении рек и ручьев.

Подземная прокладка выполнялась в траншею с шириной по дну 1,2 м, откосы 1:0,67. Засыпка осуществляется бульдозером вынутым (талым) грунтом.

Надземная прокладка осуществлялась в насыпи из среднезернистого песка. Высота насыпи с учетом подушки под шлейфом 0.2 м из песка составляет 1.5 м, откосы насыпи - 1:0,67. Ширина насыпи по верху принята 1,0 м на каждый укладываемый шлейф.

Надземная прокладка на переходах предусматривалась балочной системы с компенсаторами-стойками на рельсовых опорах из труб 325 мм. Длина переходов 15 м, пролеты по 5 м.

Переходы через автодороги запроектированы подземные в металлических кожухах из труб 720 мм.

Для поддержания температуры газа в шлейфах не ниже +14 єС предусматривалось устройство теплогидроизоляции. Для предупреждения гидратов на устье скважин предусматривался проектом ввод ингибитора гидратообразования. Ингибиторопровод диаметром 57х5 мм укладывается сверху трубы шлейфа и крепится хомутами.

На шлейфах предусмотрена установка кранов Ду 200. Количество кранов принимается в зависимости от протяженности шлейфа: до 1 км не устанавливаются, 1,5-2,5 км - один кран,

2,5-4 км и более - два крана. В местах установки кранов предусматривается устройство технологических перемычек между ингибиторопроводом и шлейфом.

На основе средних показателей по УКПГ проведены расчеты скоростей газового потока и коэффициентов гидравлического сопротивления, которые дают представление о гидравлическом состоянии системы сбора газа. Скорости газа в шлейфах находятся в пределах 2,0 - 3,5 м/с, что не в полной мере обеспечивает самоочистку шлейфов от жидких и механических примесей, которые могут поступать с продукцией скважин.

Коэффициент гидравлического сопротивления находится в пределах 0,034 - 0,17, что значительно превышает его теоретическое значение. Значения коэффициента гидравлического сопротивления в пределах 0,035 - 0,4, превышающие в 2 раза теоретические, допустимо для старых трубопроводов. Более высокие значения коэффициента 0,1-0,17 (УКПГ-4) свидетельствуют о большом загрязнении шлейфов и требуют мероприятий по очистке труб, которые должны предусматриваться проектом реконструкции. Потери давления в шлейфах в основном не превышают 5-6%. Более высокие потери давления имеют место в зимний период, т.к. термогидравлический режим не обеспечивает достаточную очистку труб.

При уменьшении дебитов скважин для улучшения гидравлического и температурного режимов возможно сокращение ряда шлейфов с переключением скважин на соседние шлейфы.

Характерные климатические и инженерно-геокриологические условия данного района предопределили выбор типа системы сбора и способа прокладки шлейфов. В основном на месторождении применяется подземная прокладка на глубину 0,8-1,0 м с теплоизоляцией шлейфов. Однако, как показал опыт эксплуатации потери тепла газом при данном способе прокладки значительно выше рассчитанных теоретически. Это происходит в результате того, что при таянии грунта в весенний период он уменьшается в объеме, разжижается и частично вымывается водой. Поэтому трубопроводы часто остаются оголенными и омываются водой в весенне-осенний период.

В результате анализа температурного режима системы сбора газа путем статистической обработки фактических данных, было установлено действительное значение коэффициента теплопередачи для весенне-осеннего и зимнего периодов. Фактические значения коэффициента теплопередачи приведены в табл. 4.1.

4.1 Сезонное изменение коэффициента теплопроводности на Ямбургском газоконденсатном месторождении

Таблица 4.1

Месяц	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь
К, ккал/м2 ч оС	1,1	1,2	1,3	1,9	3,1	2,9
Месяц	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь
, ккал/м2 ч оС	2,0	1,8	1,9	2,0	2,4	1,1

Из таблицы видно, что действительные коэффициенты теплопередачи значительно выше расчетных, в то же время их значение в весенне-осенний период выше, чем в зимний. Это объясняется тем, что в зимнее время влажность грунта уменьшается, а также появляется дополнительный теплоизоляционный слой, образованный снежным покровом и воздушной прослойкой между трубой и снегом. В осенне-весенний период шлейфы находятся в переувлажненном грунте, иногда омываются водой, что значительно повышает потери тепла газом.

Опыт эксплуатации шлейфов и термодинамические расчеты с учетом фактических коэффициентов теплопередачи свидетельствуют, что при работе шлейфов в стационарном режиме обеспечивается безгидратный режим как теплоизолированных, так и не теплоизолированных шлейфов длиной до 5 км.

На стационарных режимах в целом поддерживается безгидратный режим эксплуатации с запасом температур от 2-3 до 12 ^оС.

В период освоения газовой скважины или пуска ее после длительной остановки зимой, в шлейфе и даже стволе скважин возможно гидратообразование. Это объясняется резким падением температуры потока при движении по стволу скважины или газопроводу вследствие больших потерь тепла на разогрев окружающего грунта. Особенно опасным в этом отношении является пуск в работу шлейфов большой протяженности, так как прогрев их и вывод на безгидратный режим происходит длительное время - до нескольких суток.

В теплоизолированном шлейфе в начальный период также возможно образование гидратов, но этот период обычно небольшой, от нескольких часов до суток.

Таким образом, в пусковой период зимой возможно образование гидратов в шлейфах и особенно не теплоизолированных. Поэтому при пуске необходим ввод ингибитора гидратообразования.

В целом опыт эксплуатации шлейфов Ямбургского месторождения свидетельствует, что предусмотренные технические решения по схеме сбора газа обеспечивают ее надежную эксплуатацию.

5. Обоснование и выбор технологического режима эксплуатации скважин

На технологический режим работы скважин влияют: устойчивость коллекторов к разрушению; образование песчано-жидкостных пробок на забое; образование гидратов в системе " пласт - устье - скважины"; подключение нескольких скважин в один коллектор; обводнение скважин подошвенной и краевой водой; степень вскрытия пласта скважинами; потери давления в пласте и в стволе скважины и другие факторы.

На технологический режим работы скважин ЯГКМ влияют практически все перечисленные выше факторы. Продуктивные коллектора сеноманской залежи месторождения слабоустойчивые и поэтому в процессе эксплуатации практически при любой депрессии на пласт происходит разрушение последнего в призабойной зоне. При неправильно выбранной конструкции скважин разрушение призабойной зоны приводит к образованию пробки, которая в свою очередь влияет на производительность скважин.

Ямбургское месторождение относится к типу массивных и поэтому в процессе эксплуатации возникает весьма существенная опасность обводнения подошвенной водой, что требует выбора такой допустимой депрессии на пласт, при которой опасность обводнения скважин, хотя бы временно, предотвращается.

Стволы газовых скважин проходят через слои многолетней мерзлоты, что приводит к существенному снижению температуры газа, особенно при сравнительно низких дебитах.

Одним из существенных факторов, влияющих на технологический режим работы скважин Ямбургского месторождения, является подключение их в общий коллектор. Обвязка скважин в общий коллектор приводит к расчету технологического режима работы не по схеме "пласт - ствол - шлейф", а по схеме "коллектор - ствол - пласт". При этом необходим учет расположения скважин относительно направления потока в коллекторе, конструкции НКТ, величины градиента давления в пласте, ограниченного возможностью разрушения призабойной зоны и величины депрессии, ограниченной вероятностью обводнения скважин подошвенной водой.

Таким образом, технологический режим работы скважин должен быть основан с учетом возможности разрушения призабойной зоны, образования пробки, гидратов на поздней стадии разработки (в процессе исследования на низких дебитах) и обводнения подошвенной водой, а также подключения скважин куста в общий коллектор.

Одной из основных задач обоснования технологических режимов работы скважин в данном проекте является квалифицированный анализ накопленных данных по результатам исследования и эксплуатации за истекший с ввода месторождения в разработку период. Эти результаты позволяют обобщить полученные связи между давлением, температурой, депрессией, дебитом, вскрытием пласта скважинами, потерями давления по стволу, конструкцией скважин, изменением положения контакта газ - вода, изменением коэффициентов фильтрационного сопротивления и другими параметрами во времени.

Анализ полученных материалов позволяет скорректировать объемы и качество проведенных исследований, сгруппировать скважины по конструкциям, депрессиям, по опасности обводнения, по депрессиям на пласт, по потерям давления в стволе скважин, по выносу примесей и другим показателям.

Для проведения такого анализа имеется информация в достаточном объеме, но не всегда нужного качества. В большинстве случаев качество полученной информации было низким, из-за использованной методики и технологии исследования, из-за специфических особенностей месторождения. Так, например, при исследовании скважин с использованием установки "Надым-1" для определения закономерности выноса твердых примесей продолжительность работы на режиме составляла 30 мин. За эти 30 минут общий объем выносимой примеси составлял 0 - 50 см (за исключением нескольких скважин). Поэтому авторами исследования не удалось определить связь выноса примеси с депрессией и конструкцией скважин и в отчете об этих исследованиях приведены весьма противоречивые результаты. По значительному числу скважин связь между депрессией на пласт с дебитом и количеством выносимой воды и примесей установлена условно, так как точность используемых приборов ниже точности измеренных величин.

6. Общая характеристика установки комплексной подготовки газа на газовом промысле №1

Установка комплексной подготовки газа УКПГ-1 входит в состав установок подготовки газа сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения. УКПГ-1 расположена в юго-западной части Ямбургского месторождения на территории Надымского района. Установка предназначена для приема собранного природного газа, поступающего по газопроводам-шлейфам от кустов газовых скважин и установки предварительной подготовки газа УППГ_8 Харвутинской площади ЯГКМ, его очистки от мехпримесей, капельной жидкости и последующей осушки от влаги, с целью предотвращения гидратообразования в магистральных газопроводах при дальнейшем транспорте.

Генеральным проектировщиком установки является ОАО "Южниигипрогаз", проект разработки месторождения выполнен ООО “ВНИИГАЗ”. Эксплуатацию установки осуществляет ООО "Газпром добыча Ямбург".

В соответствии с показателями разработки отборы газа в зоне УКПГ-1 за период с 2006 по 2010 г. будут уменьшаться, соответственно, от 13,0 до 8,5 млрд. м³/год (с учетом подключения кустов дополнительных скважин в 2007-2008 гг.).

Установка введена в эксплуатацию в июне 1987 г.

Схема подготовки газа на УКПГ включает сбор газа от кустов скважин, очистку, гликолевую осушку, охлаждение газа, регенерацию ДЭГа и метанола.

Осушенный и охлажденный газ поступает в подземные промысловые коллектора к головной КС (КС Ямбургская) системы магистральных газопроводов, подающих газ в центральные районы страны.

Для обеспечения требуемого технологического режима, плановых объемов подготовки газа и проектных параметров перед КС Ямбургская в условиях постоянно снижающегося устьевого давления, на УКПГ-1 в 1995 г. введена в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС). Производительность ДКС равна производительности УКПГ. Она размещена по технологической схеме перед установкой осушки газа и имеет свой регламент на эксплуатацию.

Для производственных и вспомогательных зданий применен блок-понтонный метод строительства. Изготовление блок-понтонов и монтаж оборудования производился в заводских условиях в г. Тюмени, транспортирование - водным путем. На месте выполнялась стыковка блок-понтонов на подготовленных основаниях и монтаж соединительных трубопроводов и кабельных коммуникаций.

В 2002 г. введена в эксплуатацию установка предварительной подготовки газа (УППГ-8) на Харвутинской площади ЯГКМ, которая предназначена для сбора пластовой смеси от кустов скважин и предварительной сепарации ее с целью обеспечения внутрипромыслового транспорта по подземным газопроводам до площадки УКПГ-1.

Подготовка к транспорту газа от УППГ-8 Харвутинской площади (осушка, компримирование и охлаждение) производится с использованием существующего оборудования УКПГ-1 и ДКС-1.

В соответствии с показателями разработки отборы газа на УППГ-8 Харвутинской площади в 2006...2010 гг. должны составлять 6,8 млрд. м³/год.

В мае 2007 г. предполагается подключение дополнительных кустов скважин к УКПГ-1 (кусты 119, 120).

Товарной продукцией УКПГ-1 является очищенный и осушенный газ в соответствии с ОСТ 51.40-93.

Согласно принятой схеме, газ от кустов скважин зоны УКПГ-1 по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ЗПА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию.

На ДКС предусмотрена очистка газа от механических примесей и капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение скомпримированного газа. После ДКС газ с давлением 4,6...5,7 МПа поступает на установку подготовки газа УКПГ.

Отсепарированный газ от УППГ-8 Харвутинской площади на территории УКПГ-1 поступает в узел подключения газопроводов от УППГ-8, затем направляется на очистку.

Для очистки этого потока газа предусмотрено использование четырех сепараторов С-1 существующей установки очистки газа.

Поток газа от УППГ-8 Харвутинской площади после очистки направляется на ДКС, затем на установку осушки газа (вместе с потоком газа из зоны УКПГ_1).

Подготовка газа на УКПГ осуществляется по схеме гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2°С.

Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 10 млн. м³/сут. каждая. Восстановление осушителя - на вакуумных установках регенерации мощностью 60 м³/ч по ДЭГу.

Круглогодичное охлаждение газа до температуры минус 2°С осуществляется с помощью АВО газа (зимний режим работы) и турбодетандерных агрегатов БТДА 10-13 с СПЧ АДКГ 7.01 производительностью 7 млн. м³/сут. (летний режим).

В состав УКПГ входят следующие основные объекты и узлы:

§ здание переключающей арматуры - подключение шлейфов к установке комплексной подготовки газа и распределение ингибитора (метанола) на кусты скважин;

§ установка очистки газа - очистка пластового газа от мехпримесей, капельной жидкости, отмывка от солей;

§ узел подключения ДКС к УКПГ - размещение кранов, используемых при подключении-отключении ДКС;

§ технологический корпус осушки газа - подготовка газа в соответствии с ОСТ 51.40-93;

§ установка АВО газа - охлаждение газа перед подачей его в магистральный газопровод;

§ КТП АВО газа - электроснабжение АВО газа;

§ технологический корпус регенерации ДЭГа и метанола - восстановление концентрации осушителя и ингибитора гидратообразования;

§ установка печей огневого подогрева ДЭГа и метанола - подготовка реагентов к регенерации;

§ установка подогрева теплоносителя (УПТ);

§ резервуары запаса воды (РВС);

§ блок-бокс редуцирования газа на собственные нужды - снижение давления осушенного газа для нужд потребителей газа низкого давления;

§ подогреватель газа собственных нужд;

§ установка воздухосборников - создание запаса воздуха КИП;

§ установка отключающих кранов УОК - отключение УКПГ от межпромыслового коллектора;

§ склад ДЭГа, метанола и ЛВЖ - хранение и пополнение запасов реагентов;

§ компрессорная воздуха КИП - подготовка воздуха требуемого давления для управления средствами КИП и А;

§ система внутриплощадочных коллекторов - транспорт газа, реагентов, стоков и дренажей, пара и азота в системах УКПГ;

§ система сброса газа на свечу;

§ газогорелочные устройства (ГГУ) - утилизация промстоков и сжигание газа при выводе шлейфов на режим;

§ блок подсобно-производственных помещений;

§ емкость аварийного слива реагентов;

§ аварийная дизельная электростанция - аварийное электроснабжение УКПГ;

§ закрытое распределительное устройство (ЗРУ) - прием и распределение электроэнергии на напряжение 6 кВ;

§ блок вспомогательных помещений.

6.1 Характеристика сырья, продукции, материалов и реагентов

Исходным сырьем является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газ сухой, метановый с содержанием влаги 1,802,50 г/м³, сероводород отсутствует.

Компонентный состав газа в соответствии с проектом разработки, % объемные:

СН₄ - 97,899,0

С₂Н₆ - 0,00,15

С₃Н₈ - 0,00,02

С₄Н₁₀ - следы

СО₂ - 0,20,3

N₂ - 0,71,7

Не - 0,010,02

Аr - 0,010,03

Н₂ - 0,0020,04

Параметры газа в начальный период эксплуатации:

– среднее пластовое давление - 11,73 МПа;

– динамическое давление газа на устье - 10,3 МПа;

– температура газа на устье - 1314°С.

Параметры газа на 2006...2010 гг.:

· в зоне УКПГ-1:

– пластовое давление:

§ 2,85...1,36 МПа (старый фонд скважин);

§ 4,96...4,57 МПа (кусты 119, 120).

– давление газа на устьях:

§ 1,81...0,99 МПа (старый фонд скважин);

§ 3,93...3,68 МПа (кусты 119, 120).

– давление газа на входе в ЗПА - от 1,45 до 0,95 МПа;

· газ от УППГ-8 Харвутинской площади:

– давление на входе в УКПГ-1 - от 3,09 до 4,21 МПа.

Характеристика изготовляемой продукции и реагентов

Изготовляемая продукция - газ осушенный и очищенный от мехпримесей. Газ подготавливается к транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 "Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам".

Технические требования и нормы для природного газа холодной климатической зоны приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Технические требования и нормы для природного газа холодной климатической зоны

Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов	Обозначение НД	Характеристика качества	Прим.
		Наименование показателя	Значение по НД
Газ природный	ОСТ 51.40-93	Точка росы по влаге, °С - зимний период, не выше - летний период, не выше	минус 20 минус 10
		Масса сероводорода, г/м3, не более	0,02
		Масса меркаптановой серы, г/м3, не более	0,036
		Объемная доля кислорода, %, не более	1,0
		Теплота сгорания низшая, при 20°С и 101,325 кПа, МДж/м3, не менее	32,5
		Масса механических примесей	В соответствии с соглашением на поставку газа
		Плотность при нормальных условиях, кг/м3		0,673
		Плотность по воздуху		0,562
		Концентрационные пределы распространения пламени в воздухе, % (об.). - низший - высший	5,28 14,1
		ПДК в воздухе рабочей зоны, %	0,7
Диэтилен-гликоль СН2ОН-СН2-О-СН2-СН2ОН	ГОСТ 10136-77	Внешний вид	Бесцветная или желтоватая жидкость
		Молекулярная масса	106,12
		Плотность при 20°С, кг/м3	11161117
		Вязкость при 20°С, сПз	35,7
		Температура кипения, °С, при 760 мм.рт.ст.	245
		Температура замерзания, °С 98%	минус 8 минус 12,7
		Температура начала разложения, °С	164
		Давление насыщенного пара 99% р-ра кПа, при: 40°С 100°С	0,24 4,65
		Температура °С: - вспышки (в открытом тигле) - самовоспламенения	143,3 345,0
Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов	Обозначение НД	Характеристика качества	Прим.
		Наименование показателя	Значение по НД
		Концентрационные пределы распространения пламени (воспламенения),% (об.) - низший - высший	1,7 10,6
		Масс. доля воды, %, не более	0,050,2
		Масс. доля кислот в пересчете на уксусную, %, не более	0,0050,01
		Число омыления, не более	0,010,03
		рН	68	Не норм.
		ДЭГ регенерированный: масс. доля воды, %	0,71,0	Проект
		ДЭГ насыщенный: масс. доля воды, %	2,04,0	Проект
Метанол (метиловый спирт) СН3ОН	ГОСТ 2222-95	Внешний вид	бесцветная легкоподвижная летучая горючая жидкость с запахом, подобным запаху этилового спирта. Метанол смешивается с водой во всех отношениях без помутнения.
		Молекулярная масса	32,04
		Плотность при 20°С, кг/м3	792
		Масс. доля воды, %, не более	0,050,08
		рН	68
		Вязкость при 20°С, сПз	0,793
		Температура кипения, °С, при 760 мм.рт.ст.	64,7
		Концентрационные пределы распространения пламени (воспламенения),% (об.) - низший - высший	6,98 35,5
		Упругость паров, мм.рт.ст.	89
		Теплота сгорания, кДж/кг	22331
		Температура замерзания, °С	минус 97,1
		Температура плавления, °С	минус 93,9
		Температура вспышки, °С	8
		Температура воспламенения, °С	13
		Температура самовоспламенения	400	ГОСТ 6995-77
		ПДК в воздухе, мг/м3	5

Характеристика реагентов, поступающих на регенерацию, приведена в таблице 6.2. Характеристика реагентов, поступающих после регенерации, приведена в таблице 6.3.

Таблица 6.2 Характеристика реагентов, поступающих на регенерацию

Наименование	единица измерения	Диапазон допустимых отклонений по концентрации
Диэтиленгликоль	% масс.	96,097,3
Метанол	% масс.	4,050,0

Таблица 6.3 Характеристика реагентов, поступающих после регенерации

Наименование	Единица измерения	Показатели качества реагентов, обеспечивающие нормальный технологический режим	Примечание
Диэтиленгликоль	% масс.	99,3
Метанол	% масс.	85,095,0
Метанол свежий	% масс.	91,096,5

6.2 Описание технологического процесса и технологических схем установки

месторождение скважина газ коррозия

6.2.1 Эксплуатационные скважины

Фонд скважин в зоне УКПГ-1 по состоянию на 01.01.2006 г. составляет 104 эксплуатационных и 4 наблюдательные скважины (с учетом подключения куста 216). Скважины сгруппированы в кусты (14 шт.), в каждом кусте по 6...8 скважин.

В 2007-2008 г. г. запланирован ввод в эксплуатацию 4 кустов дополнительных скважин, из них кусты 119, 120 будут подключены к УКПГ-1, кусты 117, 118 - к УКПГ-2.

От входного коллектора УППГ-8 по временной схеме подключен трубопровод Ду 500 к шлейфу куста 114. Куст газовых скважин 216 подключен через перемычку Ду 500 к шлейфу от куста 105.

Обвязка устьев скважин и набор прискважинных сооружений обеспечивают проведение всех необходимых операций по эксплуатации, ремонту и глушению скважин. При вводе скважин в эксплуатацию, после ремонта или длительного простоя выполняется продувка со сжиганием газа на горизонтальных горелочных устройствах кустов.

С целью предупреждения гидратообразования в стволах скважин и системе сбора предусмотрена возможность подачи метанола в затрубное пространство и на устья скважин.

Промывка и задавка скважин при проведении ремонтных и аварийных работ производятся цементировочным агрегатом с использованием задавочного раствора.

6.2.2 Система сбора газа

Для сбора газа от скважин зоны УКПГ-1 применена, в основном, лучевая схема сбора с использованием труб диаметром 530 мм.

Схема сбора газа и характеристика шлейфов приведены на рисунке 6.1.

Сырой природный газ, поступающий на площадку по газопроводам-шлейфам, направляется в здание переключающей арматуры (ЗПА).

Параметры газа (давление и температура) на входе и выходе из ЗПА приведены на рисунках.

Параллельно шлейфам к каждому кусту скважин предусмотрена прокладка ингибиторопроводов Ду 50.



Рисунок 6.1 Схема сбора газа зоны УКПГ-1 с характеристикой шлейфов

7. Защита технологического оборудования от коррозии

Защита технологического оборудования от коррозии осуществляется двумя путями:

Пассивная защита - это наложение качественного изоляционного покрытия на трубопроводы, окраска оборудования.

Активная защита - наложение отрицательного относительно земли потенциала на защищаемые конструкции и создание на них нормируемой плотности тока (электрохимзащита).

Объектами электрохимзащиты на УКПГ являются следующие сооружения:

§ обсадные колонны газовых скважин;

§ подземные коммуникации площадки УКПГ с внешними сетями водоснабжения, канализации и газоснабжения;

§ газовые коллекторы от ППА до технологического корпуса осушки газа;

§ коллектор осушенного газа от УКПГ до межпромыслового коллектора;

§ магистральный межпромысловый коллектор;

§ газопроводы-шлейфы и метанолопроводы от кустов скважин до УКПГ.

В проекте применена принципиально новая технологическая схема электрохимзащиты, позволяющая на УКПГ установить катодные станции в одном месте - блоке вспомогательных помещений и запитать их от внутриплощадочной электросети.

Защитный уровень катодной поляризации на всех защищаемых коммуникациях обеспечивается расположением глубинных анодных заземлителей вокруг УКПГ с выносом их на 1 - 1,5 км от точек дренажа УКЗа и регулированием тока каждого анодного заземлителя с помощью резисторов типа СД-210-4.

Учитывая температурную неоднородность подлежащих защите коммуникаций, установлены следующие категории минимального защитного потенциала:

§ для газопроводов-коллекторов Ду1000 - 0,83 по МСЭ

§ для газопроводов-шлейфов - 0,878 по МСЭ

На УКПГ установлены 4 станции катодной защиты общей мощностью 20 кВт. К каждой станции подключены три глубинных заземлителя.

Глубинный заземлитель представляет собой скважину глубиной 150 метров с обсадной металлической колонной диаметром 159 мм.

Для защиты внутриплощадочных коммуникаций УКПГ-1 служат три анодных заземлителя, расположенные на площадке УКПГ.

8. Безопасность и экологичность проекта

8.1 Основные производственные опасности и вредности

На Ямбургском газоконденсатном месторождении в процессе эксплуатации скважин, шлейфов и установок комплексной подготовки газа могут проявляться различные производственные опасности и вредности. Их действие на организм человека зависит от токсических свойств, применяемых в производстве веществ, их концентрации и продолжительности воздействия.

Если концентрация токсичного вещества в воздухе рабочей зоны превышает определенный предел - ПДК (предельно допустимая концентрация), то профессиональные отравления и заболевания неизбежны. ПДК - это такая концентрация вредного вещества в воздухе рабочей зоны, которая при ежедневной работе в течение всего времени работы на предприятии не может вызвать у работающих заболеваний и отклонений в состоянии здоровья,

ПДК вредных веществ утверждается Минздравом РФ и является обязательной нормой для всех предприятий. ПДК для ряда вредных веществ, применяемых на установках комплексной подготовки газа Ямбургского газоконденсатного месторождения: метан, этан, пропан, бутан - 300 мг/м³; метанол - 5 мг/м³; диэтиленгликоль (ДЭГ)- 10 мг/м³.

Природный газ - бесцветная смесь легких углеводородных газов, на 97,8% состоит из метана, без запаха, легче воздуха. Концентрационные пределы воспламенения в смеси с воздухом составляют 4,9 и 16 объемных процента нижний и верхний соответственно. Температура самовоспламенения не менее 450 ^оС. Природные горючие газы по токсикологической характеристике относятся к веществам 4 класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76. Природные газы не оказывают токсического действия на организм человека, но при высоких концентрациях вызывают отравления, связанные с асфиксией из-за недостатка кислорода. Индивидуальными средствами защиты являются: фильтрующий противогаз, изолирующие противогазы марок ПШ-1, ПШ-2.

Метанол - бесцветная прозрачная жидкость, по запаху и цвету напоминающая этиловый спирт, легко воспламеняется, при искрении взрывоопасна. НПВ метанола - 6,5%; ВПВ - 36,3%. Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую систему. Особенно опасен метанол при приеме внутрь: 5-10 г метанола могут вызвать тяжелое отравление, слепоту, а 30 г смертельная доза. Симптомы отравления: головная боль, тошнота, рвота, сильные боли во всем теле, желудке, мелькание перед глазами. В тяжелых случаях - сильная синюшность, глубокое и затрудненное дыхание, судороги, слабый учащенный пульс. Для исключения ошибочного применения метанол одорируется этилмеркаптаном в соотношении 1:1000, керосином 1:100 и окрашивается химическими чернилами или другими красителями. Однако, отравление происходит не только при приеме метанола внутрь, но и при вдыхании, всасывании через кожу. При работе с метанолом, его отпуске, хранении и транспортировке необходимо выполнять общие санитарные правила по хранению и применению метанола, утвержденные Мингазпромом, а также требования "Инструкции о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности".

Диэтиленгликоль - бесветная или слабоокрашеная в желтый цвет сиропообразная гигроскопическая жидкость без запаха. ДЭГ малолетуч, температура вспышки 135 ^оС, температура самовоспламенения 345 ^оС. Концентрационные пределы воспламенения 0,62-6,8 объемных процента. ДЭГ, при попадании в организм через органы дыхания, действует как сосудистый яд, вызывая отек, набухание и невроз сосудов. ДЭГ также оказывает влияние на ЦНС и почки. Токсичен не только сам ДЭГ, но продукты его разложения в организме человека, в частности, щавелевая кислота. Симптомы отравления: бессознательное состояние, потеря болевой чувствительности, учащенное дыхание, пульс, сухие хрипы в легких, зрачки слабо реагируют на свет. При работе с ДЭГом должны соблюдаться правила, обеспечивающие безопасность обращения с ним. К этим правилам в первую очередь относятся: герметизация аппаратов, емкостей для хранения, недопущение проливов (особенно горячего), защита органов дыхания индивидуальными средствами при попадании значительных количеств паров и аэрозолей в атмосферу, защита рук и других участков кожи при работе с ДЭГом (особенно горячим). Пролитый ДЭГ должен смываться обильным количеством воды.