- выделение пластов-коллекторов и оценка характера насыщения;

- определение подсчетных параметров;

- контроль технического состояния ствола скважины, оценка качества крепления скважины;

- сопровождение и определение качества испытания скважины.

При проведении ГИС возможна корректировка рекомендуемого комплекса и его интервальности с учетом реальных геологических условий. Невыполнение отдельных видов исследований основного комплекса допускается по согласованию с геологической и геофизической службами.

Гидродинамические исследования

Основными задачами гидродинамических исследований скважин являются:

- определение геолого-физических параметров пород в призабойной зоне вокруг ствола скважины продуктивного пласта;

- изучение физических свойств насыщающих пласт флюидов;

- контроль текущего состояния призабойной зоны добывающей скважины, выкидных линий и промыслового оборудования.

Гидродинамические исследования подразделяются на первичные, текущие и специальные. Первичные или базисные исследования являются обязательными для всего фонда эксплуатационных скважин. При первичных исследованиях определяются такие параметры, как статическое давление на устье, пластовое давление, забойное давление на различных режимах работы скважины, дебит скважины и т.д.

Особое значение в процессе разработки месторождения имеют текущие и специальные исследования. Основные задачи текущих исследований заключаются в получении информации о текущем состоянии разработки месторождения и осуществлении оперативного контроля над работой системы добычи газа, включающей в себя «продуктивный пласт - добывающие скважины - газосборная сеть - узел входа шлейфов в УКПГ (ДКС)».

Текущие исследования проводятся с целью установления оптимального технологического режима работы и проверки параметров призабойной зоны пласта. Полученные используются для определения мероприятий по увеличению дебитов скважин, построения карт изобар в зонах отбора, уточнения текущих запасов газа, контроля и регулирования системы разработки залежи. По результатам текущих исследований определяются следующие параметры:

- условно-статическое пластовое давление;

- текущее рабочее давление, температура и дебит добывающей скважины;

- коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны эксплуатационной скважины;

- коэффициенты проницаемости, пористости, толщины газоотдающих интервалов;

- приведенный радиус скважины;

- количественное соотношение жидкой фазы и мехпримесей в потоке газа;

- коэффициенты гидравлического сопротивления лифтовых труб, фонтанной арматуры скважины и выкидных линий.

Специальные газодинамические исследования позволяют установить не только продуктивность скважин, но и количественно определить наличие в потоке газа мехпримесей и пластовой жидкости при различных дебитах скважин. Специальные исследования должны также включать следующие виды работ:

- контроль за перетоками газа в вышележащие горизонты по некачественному цементному камню;

- установление эффективности различных методов интенсификации притока газа и водоизоляции;

- определение интервалов образования гидратов в скважинах и выкидных линиях;

- опробование новых методов исследования скважин.

ООО «ТюменНИИгипрогаз» в Таблице 3.6 рекомендована программа исследовательских работ по контролю над разработкой сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения на 2010-2012 гг., в которой приведены виды и методы исследований, периодичность проведения работ и объекты исследований.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3.9 Комсомольское месторождение. Программа работ по контролю за разработкой на 2010-2012 гг

4. КОНСТРУКЦИЯ И ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН

Проектом разработки предусматривалась разработка сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения скважинами, оснащенными по следующим схемам компоновки подземного оборудования (Рис. 4.1):

- пакерной (Восточный купол);

- беспакерной (Западный и Северный купола).

Рис. 4.1 Компоновка подземного оборудования скважин

Восточного купола Комсомольского месторождения

Конструкция эксплуатационных скважин Восточного купола следующая:

- кондуктор диаметром 324 мм с глубиной спуска 450 м;

- эксплуатационная колонна диаметром 219 мм с глубиной спуска до проектной отметки.

В скважины спущены лифтовые колонны из высокогерметичных лифтовых труб 168х7,32 японского производства с комплексом подземного оборудования КСО-168/219х21, в комплект которого входят пакер ПССГ 219, циркуляционный клапан, посадочный ниппель и забойный клапан-отсекатель.

Скважины Западного и Северного куполов эксплуатируются по беспакерной схеме в соответствии с технологическим регламентом и имеют следующую конструкцию:

- кондуктор диаметром 245 мм, глубиной спуска 500 м;

- эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, глубиной спуска до проектной отметки.

В скважины спущены лифтовые колонны из гладких насосно-компрессорных труб 114,0х7,0-Д ГОСТ 633-80. Наиболее распространенная глубина спуска лифтовых колонн - до нижних отверстий интервала перфорации. Наблюдательный фонд оснащен лифтовыми колоннами диаметром 73 мм. Распределение скважин в зависимости от диаметра лифтовых колонн приведено в Таблице 4.1.

Таблица 4.1 Количество скважин по типу лифтовых колонн на Комсомольском месторождении

Диаметр лифтовой колонны, мм	Количество скважин
168	87
127	2
114	74
89	1
73	10 (набл.)
Всего	174

Скважины Западного и Северного куполов обвязаны колонными головками и фонтанными арматурами Венгерского производства 9^5/8х6^5/8х4^1/2 VAM Tbg/3000.

Из 166 эксплуатационных скважин межколонные давления по состоянию на 01.07.2009 отмечаются в 99 скважине (около 60%). Основной причиной межколонных давлений являются заколонные перетоки по цементному кольцу, подтверждением чему служит наличие межколонного давления в наблюдательных (неперфорированных) скважинах. Межколонное давление в основном не превышает 5 МПа:

Р_м/к=0 - 0,5 МПа - 16 скв;

Р_м/к=0,5 - 4,0 МПа - 73 скв;

Р_м/к=4,0 - 10,0 МПа - 10 скв.

При проведении газодинамических исследований скважин выноса песка не отмечалось. В связи с отсутствием выноса песка из скважин подземное и наземное оборудование находится в хорошем состоянии.

Схема сбора газа на Комсомольском месторождении принята коллекторная с подключением нескольких кустов на телескопические коллекторы с увеличением диаметра при попутном подключении кустов. На сегодняшний день эксплуатируются 4 участка: восточный с декабря 1992 года, западный с апреля 1996 года, северный с декабря 1999 года, с 2007 года начал работать центральный купол.

5. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ КОМСОМОЛЬСКОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

5.1 Характеристика основных проектных решений

Сеноманская газовая залежь, пласта ПК₁ Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения, была открыта в 1966 году, разрабатывается с 1992 г.

Одной из особенностей разработки является наличие трех эксплуатационных участков, характеризующихся различными запасами газа и продуктивными характеристиками. Межпромысловый транспорт газа осуществляется за счет естественного перепада давления, сформировавшегося в условиях разновременности ввода участков в эксплуатацию.

В связи с этим проблема регулирования разработки и прогнозирования уровней добычи газа на перспективу приобретает особо важное значение.

В 1987 г. протоколом рабочей Комиссии по разработке месторождений Мингазпрома (№ 32/87 от 27.06.1987) был утвержден «Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения», составленный институтом «ТюменНИИгипрогаз».

Проектом предусматривалась годовая добыча газа в основной период разработки на восточном куполе - 25,0млрд.м³, на западном - 5 млрд.м³ и на северном - 2 млрд.м³. Подготовку газа предполагалось осуществлять на одной УКПГ, расположенной на восточном участке. Межпромысловый транспорт газа по газопроводам подключения с западного и северного участков до центральной УКПГ обеспечивался за счет естественного запаса пластовой энергии. Согласно проекту ввод западного купола намечался в конце первого года эксплуатации месторождения. Северный купол пускался в разработку спустя один год.

Для обеспечения заданных уровней годовой добычи требовалось пробурить 92 наклонно-направленных скважины (18 кустов из четырех - семи скважин каждый) на восточном куполе, 38 скважин (17 кустов из двух - трех скважин) на западном и 30 скважин (15 кустов по две скважины в кусте) на северном куполе. Средние проектные дебиты скважин по куполам составляли соответственно 765, 424 и 205 тыс.м³/сут.

Конструкцией скважин предусматривалось их оснащение 168-мм лифтовой колонной на восточном участке и 114-мм - на остальных участках.

Газовая залежь пущена в эксплуатацию в декабре 1992 г. Уточнение распределения запасов газа по участкам и несоблюдение проектных сроков ввода западного и северного куполов привело к существенному перераспределению пластовых и устьевых давлений, что потребовало пересмотра проектных решений по разработке в части уровней годовой добычи газа по участкам.

В 1996 г. утвержден «Комплексный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения», в котором предусмотрено перераспределение уровней годовой добычи газа между куполами с целью более эффективного использования пластовой энергии. Рекомендованные уровни добычи газа приведены в Таблице 5.1

Таблица 5.1 Уровни годовых отборов по участкам Комсомольского месторождения

	Годовая добыча, млрд.м3
	Восточный купол	Западный купол	Северный купол	Всего
По проекту 1987 г.	25	5	2	32
По проекту 1996 г.	22	7	3	32

В 2004 г. утверждены «Коррективы технологических показателей разработки Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения», выполненные институтом «ТюменНИИгипрогаз» (Протокол № 23-р/2004 от 24 мая 2004 г.).

Коррективами предусматривается годовая добыча газа в основной период разработки на восточном куполе - 21,55 млрд.м³, на западном - 6,30 млрд.м³ и на северном - 3,25 млрд.м³. Также предусмотрено снижение уровня отборов газа на западном куполе на 0,6 млрдм³ с 2007 г. и ввод в разработку центрального купола с максимальным объемом годовой добычи до 1,5 млрд.м³.

Эксплуатация этого купола позволит поддерживать годовые отборы газа в целом по месторождению на уровне 31,1 млрд.м³ до 2008 г. и с учетом дополнительных объемов газа Северо-Комсомольского месторождения обеспечить проектную загрузку УКПГ. Для организации добычи 1,5 млрд.м³ газа в год на центральном куполе требуется девять эксплуатационных скважин, в составе которых шесть разведочных скважин и три подлежащие бурению с общей кустовой площадки. Новые эксплуатационные скважины бурятся наклонно-направленным способом с отклонением на кровлю сеноманского продуктивного пласта 250 м и оснащаются лифтовой колонной диаметром 114 мм.

В 2007 году утверждена работа «Корректировка основных проектных решений по разработке центрального купола Комсомольского месторождения» (Протокол № 72-р/2007 от 26 ноября 2007 г. (Дополнение к протоколу № 23-р/2004 от 14.04.2004 от 2007 г.)). Работа выполнена по заданию ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (протокол НТС от 09.10.2007).

С учетом результатов эксплуатационного бурения, промыслово-геофизических и газодинамических исследований вновь пробуренных скважин утверждены откорректированные технологические показатели разработки центрального купола на 2008-2010 гг. со снижением уровня годовой добычи газа до 0,45 млрд.м³. Разработку купола предлагается осуществлять двумя кустами (шесть скважин) вместо трех (девяти скважин).

В связи с вступлением месторождения в период падающей добычи, сложившимися взаимоотношениями со сторонними поставщиками газа, в период 2009-2010 году будет выполнен «Уточненный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения на период падающей добычи».

В 2009 году ООО «ТюменНИИгипрогаз» начаты работы по созданию «Уточненного проекта разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения на период падающей добычи». Окончание работ запланировано на 2010 год.

5.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

По состоянию на 01.07.2009 суммарный отбор газа в целом по месторождению составил 465,556 млрд.м³ (59,9% от утвержденных запасов газа), при этом проектное значение 469,400 млрд.м³ (60,4% от утвержденных запасов). За первое полугодие 2009 г. добыто 9,965 млрд.м³, что на 27,2% меньше запроектированного уровня, который составляет 13,680 млрд.м³. Отставание связанно с уменьшением общей добычи газа по месторождению и обусловлено снижением газопотребления. В случае сохранения сложившихся тенденций величина годового отбора за 2009 год может выйти за допустимые пределы, определяемые регламентирующими документами по разработке месторождений. Потребуется пересмотр и переутверждение проектных технологических показателей.

Количество действующих скважин по факту равно 162 ед., что превышает проектный фонд на 6,1% (152 ед. по проекту). Анализ динамики добычи показывает, что в течение 1994 - 1995 гг. фактические годовые отборы превышали проектные значения на 4% - 5%. Годовые отборы в 1996 - 2008 гг. были меньше проектных в среднем на 5%.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки в целом по месторождению и восточного, западного, северного, центрального куполов приведено в Таблицах 5.2 - 5.6 и на Рисунках 5.1 - 5.5.

По восточному куполу фактические годовые отборы газа в 1994-1995 гг. превышали проектные на 4% - 5%. В 1996 - 1998 гг. они в целом соответствовали проектным. В 1999 г. превышение годовой добычи над проектной составило около 8%. В 2000 - 2008 гг. годовой отбор уменьшился по сравнению с проектным в среднем на 3% (за исключением 2005 г., где превышение проектного уровня составило 11,7%).

По состоянию на 01.07.2009 из залежи восточного купола отобрано 355,176 млрд.м³ или 65,4% от начальных запасов купола, при этом проектная величина составляет 359,000 млрд.м³ (66,1%). За первое полугодие 2009 г. отобрано 6,143 млрд.м³. Отставание от проектного уровня, равного 9,410 млрд.м³, составляет 35%.

Пластовое давление в зоне отбора газа снизилось до 3,65 МПа, что соответствует 3,68 МПа по проекту. Давление на устье скважин равно 3,21 МПа и превышает проектный показатель, равный 3,08 МПа на 4%. Депрессия на пласт равна 0,15 МПа при 0,24 МПа по проекту (разница порядка 40%). Средний дебит скважин составляет 343 тыс.м³/сут и меньше проектного уровня на 39,9% (571 тыс.м³/сут по проекту). Проектный фонд действующих скважин 90 ед. По факту в работе находится 91 скважина, что связано с переводом наблюдательных скважин в действующий фонд.

Западный купол был введен в промышленную эксплуатацию в апреле 1996 г. Фактические годовые отборы газа по западному куполу за все годы разработки были меньше проектных в среднем на 6,4%. Превышение проектного отбора колебалось от 1,9% (2008 г.) до 10,8% (2006 г.). Суммарный отбор газа на 01.07.2009 равен 78,169 млрд.м³ или 65,9% от запасов газа по куполу при проектной величине 78,800 млрд.м³ (66,5%). За первое полугодие 2009 г наблюдается отставание по уровню добычи: фактическая величина составляет 2,129 млрд.м³, что на 19% ниже проектного значения (2,650 млрд.м³ по проекту).

Пластовое давление в зоне отбора составляет 4,77 МПа, что на 2,65% меньше проектного значения, равного 4,90 МПа. Фактическое давление на устье скважин составляет 4,10 МПа и соответствует проектному 4,04 МПа. Депрессия на пласт больше проектной на 7,8% и равна 0,141 МПа (0,130 МПа по проекту). Фактический дебит действующих скважин составляет 287 тыс.м³/сут, что на 30% меньше проектного значения составляющего 401 тыс.м³/сут. Действующий фонд скважин насчитывает 37 единиц и на одну единицу больше проекта.

Третья очередь Комсомольского газового промысла - северный купол, введенный в промышленную эксплуатацию в декабре 1999 г. По состоянию на 01.07.09 накопленная добыча газа составляет 31,238 млрд.м³, или 37,8 % от запасов газа по куполу. За первое полугодие 2009 г. добыто 1,52 млрд.м³, что превышает величину проектного уровня, равную 1,4 млрд.м³ на 7,8%.

Пластовое давление в зоне отбора составляет 5,78 МПа и ниже проектного значения, составляющего 6,05 МПа на 4,5%. Фактическое давление на устье скважин составляет 5,09 МПа, что практически соответствует проектной величине 5,18 МПа. Средняя депрессия на пласт составила 0,145 МПа при проектном значении 0,200 МПа. Средний дебит упал до 287 тыс.м³/сут при 369 тыс.м³/сут по проекту (отличие 23%). Действующий фонд скважин на восемь единиц больше проектной величины и составляет 28 скважин.

Четвертая очередь Комсомольского газового промысла (центральный купол) была введена в промышленную эксплуатацию 3 марта 2007 года пуском в эксплуатацию скважин № 1521, 1522, 1523 на кустовой площадке 52. Накопленная добыча газа по состоянию на 01.07.2009 составила 0,973 млрд.м³ или 2,9% от запасов по всему куполу при 0,965 млрд.м³ по проекту. В 2007 году были переутверждены показатели разработки по центральному куполу, из-за не подтверждения предполагаемых продуктивных характеристик пласта по результатам бурения. За первое полугодие 2009 г. отбор составил 0,173 млрд.м³, в то время как проектный уровень равен 0,225 млрд.м³. Отставание от проекта составляет 23%.

Пластовое давление в зоне отбора снизилось до 5,58 МПа, что немного выше проектного значения 5,46 МПа. Фактическое давление на устье скважин составляет 4,7 МПа - чуть ниже проектных (4,82 МПа). Депрессия на пласт равна 0,243 МПа и соответствует проектной 0,240 МПа. Средний дебит скважин составляет 168 тыс.м³/сут и меньше проектного (205 тыс.м³/сут) на 18%. Действующий фонд скважин равен проектному и составляет 6 единиц

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Комсомольского месторождения

Рис. 5.1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 5.2 Комсомольское месторождение (восточный купол). Сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки

Рис. 5.3 Комсомольское месторождение (западный купол). Сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки

Рис. 5.4 Комсомольское месторождение (северный купол). Сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Комсомольское месторождение (центральный купол). Сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки

Рис. 5.5



Рис. 5.6

Рис. 5.7 Комсомольское месторождение. Сопоставление проектных и фактических показателей



Рис. 5.8 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки восточного купола Комсомольского месторождения



Рис. 5.9 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки западного купола Комсомольского месторождения



Рис. 5.10 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки северного купола Комсомольского месторождения



Рис. 5.11 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки центрального купола Комсомольского месторождения

5.2 Технологические показатели разработки месторождения на 2010 - 2012 гг.

Месторождение находится в переходной стадии разработки: от периода постоянной добычи к падающей. С вводом в эксплуатацию в 2007 г. центрального купола закончилась активная фаза ввода добывных мощностей сеноманской залежи месторождения.

На состояние разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения не могло не сказаться снижение добычи природного газа. Уменьшение отборов сопровождается как позитивными моментами (уменьшение темпа падения пластовых давлений, выравнивание депрессионных воронок и конусов обводнения), так и отрицательными (остановка отдельных участков или части эксплуатационного фонда с риском неполного восстановления добывного потенциала залежи при повторном запуске, нестабильная работа трубопроводов и наземного оборудования и т.д.).

Все вышеизложенное положено в основу планирования вариантов дальнейшей разработки. Расчеты технологических показателей проведены по двум вариантам:

«проект» - основан на проектных уровнях отборов с IV квартала 2009 года;

«уменьшение» - основан на уровнях отборов, сложившихся за последний год (в предположении сохранения кризисных тенденций на ближайшие годы).

На ближайшую перспективу предложенные показатели могут быть рекомендованы как рамочные при планировании добычи на 2010 - 2012 гг. Результаты расчетов представлены на Рисунках 5.6-5.10 и в Таблицах 5.7-5.16. На Рисунках 5.11-5.12 приведены прогнозные карты изобар и подъема ГВК на конец 2012 г.

Вариант, предусматривающий уменьшение добычи, характеризуется годовым отбором от 19,9 млрд.м³/год в 2009 г. до 21,0 млрд.м³/год в 2012 г. В IV квартале 2009 г. будет добыто 4,90 млрд.м³ газа. Накопленная добыча в целом по месторождению к концу 2012 г. составит 538,52 млрд.м³ или 69,3% от утвержденных начальных запасов. За три года произойдет сокращение действующего фонда скважин на 11 единиц. Эксплуатационный фонд на 01.01.2013 г. будет равен 154 единицам.

На восточном куполе в четвертом квартале 2009 г. прогнозируется отбор 3,19 млрд.м³ газа. Уровни годового отбора изменяются от 12,60 млрд.м³/год в 2009 г. до 14,35 млрд.м³/год в 2012 г.

Накопленный отбор к концу 2012 г. составит 404,80 млрд.м³ (75,0% от начальных запасов купола). На 01.01.2013 г. действующий фонд составит 91 ед., а среднесуточный дебит 439 тыс.м³/сут при рабочей депрессии 0,19 МПа.

Пластовое давление в пределах эксплуатационной зоны купола к концу 2012 года снизиться до 2,82 МПа, устьевое давление упадет до 2,4 МПа.

На западном куполе годовой отбор на протяжении рассматриваемого периода продержится на уровне около 4 млрд.м³/год.

Накопленная добыча к концу 2012 г. составит 92,11 млрд.м³ (67,6% от начальных запасов купола). Фонд скважин сократится с 39 ед. до 35 ед.

Среднесуточный дебит на 01.01.2013 г. составит 318 тыс.м³/сут при рабочей депрессии 0,13 МПа. Пластовое давление эксплуатационной зоны снизится за три года до 4,08 МПа, устьевое давление будет равно 3,49 МПа.

На северном куполе добыча газа за 2009 г. составит 2,97 млрд.м³, при этом в четвертом квартале прогнозируется отбор 0,72 млрд.м³ газа. В 2010 - 2012 гг. годовой отбор газа составит 2,21 - 2,27 млрд.м³.

Накопленный отбор на 01.01.2013 г. достигнет 39,41 млрд.м³ или 45,4% от начальных запасов купола. Фонд скважин сократится с 28 ед. до 22 ед.

Среднесуточный дебит к началу 2013 г. составит 276 тыс.м³/сут при депрессии 0,19 МПа.

Пластовое давление в эксплуатационной зоне к концу 2012 г. упадет до 5,31 МПа, устьевое давление снизится до 4,66 МПа.



Рис. 5.12 Сопоставление технологических показателей разработки Комсомольского месторождения (В целом по месторождению)



Рис. 5.13 Сопоставление технологических показателей разработки Комсомольского месторождения (Восточный купол)

Рис. 5.14 Сопоставление технологических показателей разработки Комсомольского месторождения (Западный купол)

Рис. 5.15 Сопоставление технологических показателей разработки Комсомольского месторождения (Северный купол)



Рис. 5.16 Сопоставление технологических показателей разработки Комсомольского месторождения (Центральный купол)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 5.17 Технологические показатели разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения. Вариант «уменьшение»

Рис. 5.18 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Восточный купол). Вариант «уменьшение»



Рис. 5.19 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Западный купол). Вариант «уменьшение»

Рис. 5.20 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Северный купол). Вариант «уменьшение»



Рис. 5.21 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Центральный купол). Вариант «уменьшение»

Рис. 5.22 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения. Вариант «проект»

Рис. 5.23 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Восточный купол). Вариант «проект»

Рис. 5.24 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Западный купол). Вариант «проект»

Рис. 5.25 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Северный купол). Вариант «проект»

Рис 5.26 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Центральный купол). Вариант «проект»

Рис. 5.27 Карты изобар и подъема Комсомольского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г. по проектному варианту

Рис. 5.28 Карты изобар и подъема ГВК Комсомольского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г. по варианту уменьшение

Размещено на http://www.allbest.ru/

На центральном куполе в 2009 г. добыча составит 0,31 млрд.м³, при этом в четвертом квартале будет добыто 0,07 млрд.м³ газа. Годовой отбор в 2010 - 2012 гг. сохранится на уровне 0,4 млрд.м³. Накопленная добыча газа на 01.01.2013 г. составит 2,20 млрд.м³ или 14,8% от начальных утвержденных запасов купола. Среднесуточный дебит к началу 2013 г. установится на уровне 167 тыс.м³/сут при рабочей депрессии 0,20 МПа. Величина пластового давления в эксплуатационной зоне будет равна 4,76 МПа. Устьевое давление к началу 2013 г снизится до 4,18 МПа.

Для варианта предусматривающего проектные объемы добычи в 2009 г. отбор составит 21,83 млрд.м³ (за четвертый квартал 6,83 млрд.м³). Максимальный уровень отбора по месторождению прогнозируется в 2010 г. и составит 24,58 млрд.м³, К 2012 году отбор снизится до 20,79 млрд.м³/год. По состоянию на 01.01.2013 г. будет добыто 545,48 млрд.м³ или 70,2% от начальных утвержденных запасов. Фонд скважин сократится до 154 ед.

На восточном куполе в 2009 г. добыча составит 14,12 млрд.м³, в том числе 4,70 млрд.м³ за IV квартал. Максимальный уровень годового отбора прогнозируется в 2010 г. и составит 16,96 млрд.м³, далее происходит снижение до 14,25 млрд.м³ в 2012 г. Накопленный отбор к концу 2012 г. составит 410,11 млрд.м³ (76,0% от начальных запасов купола). Действующий фонд в третьем квартале 2011 года сокращается на одну единицу и на 01.01.2013 г. равен 91 ед. Среднесуточный дебит составит 436 тыс.м³/сут при рабочей депрессии 0,20 МПа. Пластовое давление в пределах эксплуатационной зоны купола к концу расчетного периода снизится до 2,65 МПа, устьевое до 2,25 МПа.

В 2009 г. добыча на западном куполе составит 4,25 млрд.м³, а за четвертый квартал 1,15 млрд.м³ газа. Максимальный уровень отбора будет достигнут в 2010 г. и составит 4,49 млрд.м³, после чего начнется снижение до 3,94 млрд.м³ в 2012 г. Накопленная добыча к концу 2012 г. составит 92,88 млрд.м³ (68,2% от начальных запасов купола). Фонд скважин сократится с 39 ед. до 35 ед. Среднесуточный дебит на 01.01.2013 г. составит 303 тыс.м³/сут при рабочей депрессии 0,12 МПа. Пластовое давление эксплуатационной зоны упадет за три года до 3,99 МПа. Устьевое давление будет равно 3,43 МПа.

На северном куполе за 2009 г. будет отобрано 3,11 млрд.м³, а в четвертом квартале 0,86 млрд.м³ газа. В 2012 году добыча упадет до 2,25 млрд.м³/год. Накопленный отбор на 01.01.2013 г. составит 40,13 млрд.м³ или 46,1 % от начальных запасов купола. Фонд скважин за рассматриваемый период сократится с 28 ед. до 22 ед. Дебит к началу 2013 г. составит 273 тыс.м³/сут при депрессии 0,19 МПа. Пластовое давление в эксплуатационной зоне составит к концу 2012 г. 5,21 МПа, устьевое давление снизится до 4,58 МПа.

На центральном куполе накопленная добыча газа на 01.01.2013 г. составит 2,36 млрд.м³ или 15,9% от начальных утвержденных запасов купола. Максимальный годовой отбор прогнозируется в 2010 г. (0,45 млрд.м³), затем начнется снижение до 0,35 млрд.м³ в 2012 году. Среднесуточный дебит к началу 2013 г. установится на уровне 167 тыс.м³/сут при рабочей депрессии 0,17 МПа. Величина пластового давления в эксплуатационной зоне будет равна 4,62 МПа. Устьевое давление к началу 2013 г. снизится до 4,17 МПа.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРЕДЛАГАЕМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

Разработка сеноманской залежи Комсомольского месторождения переходит в стадию падающей добычи. Дебиты газа и годовые отборы сокращаются. Одной из причин снижения добычи является разрушение скелета продуктивного пласта и вынос песка. По мере скопления песка на забое скважины происходит постепенное перекрытие интервала перфорации, ведущее к снижению дебита и остановке скважины. Кроме этого абразивное воздействие выносимого из скважины песка разрушает газосборную систему.

Одним из способов борьбы с пескопроявлением является регулярная промывка песчаных пробок.

Очищение забоя позволит несколько увеличить дебиты таких скважин. Однако длительность эффекта будет достаточно низкой.

В данном дипломном проекте произведен расчет экономической эффективности регулярных промывок песчаных пробок в низкопродуктивных скважинах.

Таким образом, прогнозируется дополнительный прирост денежной наличности за счет получения дополнительных объемов добычи газа (до 0.007 млн.м³ в 2012 году, которые могут быть получены за счет регулярных промывок песчаных пробок в низкопродуктивных скважинах.

Экономическими критериями эффективности проведения мероприятия являются:

- прирост потока денежной наличности;

прирост чистой текущей стоимости;

срок окупаемости;

коэффициент отдачи капитала;

внутренняя норма рентабельности проекта;

чувствительность проекта к риску.

6.1 Методика расчета потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Прирост потока денежной наличности (ПДН) представляет собой итог денежных поступлений на расчетный счет предприятия и выплат. Положительное значение ПДН отражает избыток наличных средств, а отрицательное - дефицит наличности.

(6.1)

где ДВ - выручка от реализации дополнительной продукции в t-ом году, полученной в ходе мероприятия,

ДИ -- прирост текущих затрат, связанный с проведением мероприятия в t-ом году,

ДН_пр - прирост налога на прибыль от дополнительной добычи,

ДН_им - прирост налога на имущество,

ДН_ДПИ - прирост налога на добычу полезных ископаемых,

ДКв - прирост капитальных вложений.

Прирост накопленного потока денежной наличности (ДНПДН) определяется за все годы расчетного периода рассчитывается по формуле 6.2:

(6.2)

где t - текущий год;

n - период оценки эффективности проекта (в годах);

ПДН_t -- поток денежной наличности в t - ом году.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, возникает необходимость их приведения к одному периоду. При экономическом анализе проектов в ка-честве расчетного года (tp), к которому осуществляется приведение, при-нимается первый год мероприятия.

Приведение осуществляется при помощи коэффициента дисконтирования (Кд), который рассчитывается по формуле 6.3:

(6.3)

где Ст.д. - ставка дисконта, коэф.

Принимаем Ст.д. = 15%.

Дисконтированный поток денежной наличности в i-ом году рассчитывается по формуле 6.4:

(6.4)

где ПДН_t - поток денежной наличности в t - ом году, руб.

Чистая текущая стоимость проекта (ЧТС) определяется по формуле 6.5:

(6.5)

График зависимости ЧТС и НПДН от времени представлен на Рис.. 6.1.

Капитальные вложения

В качестве мероприятия в данном проекте рассматривается промывока песчаных пробок в низкопродуктивных скважинах. Капитальные вложения для реализации данного мероприятия составит 9 млн.р.

Расчет выручки от реализации газа. Выручка от реализации дополнительной продукции определяется по формуле 6.6:

 (6.6)

где Q_реал - объем реализации газа,

Ц - цена реализации газа, тыс.руб./м³.

Объем реализованной продукции рассчитывается по формуле 6.7:

(6.7)

где Q_д - дополнительный объем газа.

Дополнительная добыча газа от данного мероприятия будет получена в 2010 году и составит 0.0013 млн.м³ (одна скважина). Расчетный период 3 года.

Принимаем цену реализации газа = 1500 руб. за тыс.м³. Рассчитаем выручку от реализации за каждый год и общую:

Для 2010 года:

В₂₀₁₀ = 0.0013*1500 = 19,5 млн. руб.

Реализованная продукция и выручка от реализации представлена в

Таблица 6.1 Реализованная продукция и выручка от реализации

Год	Доп. объем добычи газа, млн.м3/год	Выручка от реализации, млн.руб.
2010	0,013	19,500
2011	0,010	15,000
2012	0,007	10,500
ИТОГО	0,03	45

Расчет текущих затрат

Прирост текущих затрат составят затраты на проведение данного мероприятия и затраты на дополнительную добычу газа:

ДИ_т = У_пер ДQ_г + ДИ_м , млн.р., (6.8)

где: У_пер - условно-переменные затраты на добычу газа, млн.р;

ДИ_м - затраты на проведение мероприятия, млн.руб.

ДИ_т=400,03+9=9,52 млн.руб.

Расчет текущих затрат представлен в Таблице 6.2:

Таблица 6.2 Расчет затрат

Показатели / годы	2009	2010	2011	2012
Дополнительная добыча газа, млн.м3/год	0	0,0130	0,0100	0,0070
Затраты на мероприятие, млн.руб	0	9,00	0,00	0,00
Текушие затраты	0	9,52	0	0

Налоги

Прирост налоговых выплат включает в себя сумму всех налогов:

ДН = ДН_пр+ ДН_им., млн.руб. (6.9)

где: ДН - сумма всех налогов, млн. руб.;

ДН_пр - прирост налога на прибыль, млн. руб.;

ДН_им - прирост налога на имущество, млн. руб.

Так как дополнительное имущество не вводится, то дополнительный налог на имущество не взимается (ДНим = 0). Налог на прибыль рассчитывается по следующей формуле:

ДН_пр = ДП_{робл.нал} N_пр/100 (6.10)

где: ДП_{робл.нал} - прирост прибыли облагаемой налогом, млн. руб;

N_пр - ставка налога на прибыль, %.

Прирост прибыли, облагаемой налогом, рассчитывается по формуле:

ДПробл.нал. = ДПрреал - ДНим., млн.р (6.11)

где: ДПрреал - прирост прибыли от реализации, млн.р.

Определение прироста прибыли от реализации добытого газа:

ДПрреал = ДВреал - ДИт - ДАм, млн.р (6.12)

где: Д Ам - прирост амортизационных отчислений (для данного мероприятия ДАм =0).

Результаты расчетов экономической эффективности регулярных промывок песчаных пробок в низкопродуктивных скважинах сведены в Таблицу 6.3.

Таблица 6.3 Расчет экономической эффективности регулярных промывок песчаных пробок в низкопродуктивных скважинах

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	2010	2011	2012
			1	2	3
1	Выручка от реализации	млн.р.	19,500	15,000	10,500
2	Текущие затраты	млн.р.	9,52	0,00	0,00
3	Прибыль	млн.р.	9,98	15,00	10,50
4	Налог на прибыль	млн.р.	2,00	3,00	2,10
5	Поток денежной наличности	млн.р.	7,98	12,00	8,40
6	Накопленный поток денежной наличности	млн.р.	7,98	19,98	28,38
7	Коэффициент дисконтирования		1,00	0,87	0,76
8	Дисконтированный поток денежной наличности	млн.р.	7,98	12,00	7,30
9	Чистая текущая стоимость	млн.р.	7,98	19,98	27,29



Рис. 6.1 График зависимости прироста ЧТС и прироста НПДН от времени

6.2 Анализ чувствительности проекта к риску

Необходимость проведения анализа чувствительности проекта к риску обусловлена вероятностным характером параметров, на основе которых производится расчет чистой текущей стоимости.

При разработке месторождений наиболее вероятные риски - это риски, связанны с извлечением запасов и динамикой цен на углеводородное сырье и материально - технические ресурсы. Предлагается произвести расчет ЧТС при следующих интервалах изменений наиболее вероятных параметров:

Изменение объемов добычи газа [-30%: + 20%] (ЧТС (Qдоб));

Изменение текущих затрат [-20%: + 30%] (ЧТС(Тз));

Изменение ставок налогов [-10%: + 15%] (ЧTC((H));

Изменение цен на углеводородное сырье [-15%: + 10%] (ЧТС((Ц)).

Полученные результаты расчета ЧТС при возможных вариациях факторов вносим в Таблицу 6.4.

Диаграмма «Паук» (Рис. 6.2) расположена в положительной области оси ординат. Это говорит о том, что проект не склонен к риску.

Выводы по разделу

Данное мероприятие по промывоке песчаных пробок в низкопродуктивных скважинах Комсомольского месторождения является эффективным, так как в результате прогнозирования получены следующие результаты:

1. Дополнительная добыча газа за 3 года составит 0.03 млн.м³;

2. Выручка от реализации 45 млн. руб.;

3. Объем капитальных вложений составил 9 млн. руб.

4. Накопленный поток денежной наличности составил 28,38 млн. руб.;

5. При ставке дисконта 15% чистая текущая стоимость равняется 27,29 млн.руб.

Таблица 6.4 Зависимость чистой текущей стоимости от вариации исходных параметров

Показатели	Значение показателя, млн. руб.
	-30%	-20%	-15%	-10%	0%	10%	15%	20%	30%
ЧТС (баз)					27,29
ЧТС(Тз)		28,81			27,29				25,00
ЧТС(Qд)	16,94				27,29			34,19
ЧТС(Н)				27,97	27,29		26,61
ЧТС (Ц)			22,05		27,29	30,78

Рис. 6.2 Диаграмма «Чувствительность проекта к риску (Паук)»

7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Основные опасности и вредные факторы при эксплуатации газовых месторождений

Условия труда работников на предприятии "Газпром Добыча Ноябрьск" складываются под воздействием большого числа факторов, различных по своей природе, формам проявления, характеру воздействия на человека.

В соответствии с ГОСТ 12.0.003-74 опасные и вредные производственные факторы подразделяются по своему действию на следующие группы: физические, химические, психофизиологические и биологические.

Физические факторы включают в себя:

- движущиеся машины и механизмы, подвижные части оборудования, разрушающиеся конструкции;

- повышенная загазованность и запыленность воздуха рабочей зоны;

- пониженная (повышенная) температура воздуха рабочей зоны;

- повышенный уровень вибрации;

- недостаточная освещенность рабочей зоны;

- расположение рабочего места на значительной высоте;

Химически вредные (токсичные) факторы воздействуют на организм человека через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожные покровы и слизистые оболочки.

К постоянно действующим опасным и вредным производственным факторам могут быть отнесены: шум, вибрация, движущиеся машины и вращающиеся части оборудования, пониженная температура воздуха, повышенная загазованность (запыленность) воздуха рабочей зоны.

Действие вредных веществ, применяемых в производстве, на организм человека зависит от токсичных свойств самого вещества, его концентрации и продолжительности действия. Профессиональные отравления и заболевания возможны только в том случае, если концентрация токсичного вещества в воздухе рабочей зоны превышает определенные допустимые значения.

Оценка риска несчастных случаев производится по формуле:

R=Cn/Np (7.1)

Где Сn - число смертельных или других несчастных случаев на производстве за год;

Nр - число работающих в сфере производства.

Таким образом, риска несчастных случаев на производстве очень мал, коэффициент равен 0,003.

Метан-газ, являющийся составной частью добываемого природного газа, не имеет ощутимого запаха, но при содержании его в воздухе примерно около 10% человек испытывает недостаток кислорода, при большем содержании может наступить удушье. В Таблице 7.1. приведены основные физико-химические и технические свойства.

Газ мало токсичен, но при высоких концентрациях вызывает отравление, связанное с асфиксией из-за недостатка кислорода.

Пары тяжелых УВ (газового конденсата С₅₊) поступают в организм человека через дыхательные пути. При легких отравлениях вначале наблюдается период, характеризующийся сонливостью, беспричинной веселостью, затем появляется головная боль, головокружение, усиленное сердцебиение, тошнота. При сильных отравлениях парами тяжелых УВ (газового конденсата С₅₊) наступает потеря сознания, судороги, ослабление дыхания.

Метанол (метиловый спирт) - сильный яд, действующий на нервную и сосудистую систему, слизистую оболочку дыхательных путей. Из-за его схожих свойств с этиловым спиртом часто происходят тяжелые отравления.

Таблица 7.1 Основные физико-химические и технические свойства метана

Плотность при стандартных условиях, кг/м3	0,675
Плотность по отношению к воздуху	0,560
Удельный объем при нормальных условиях, м3/кг	1,374
Удельная теплоемкость при нормальных условиях, кДж/(кгград): изобарическая изохорическая показатель адиабаты	2,215 1,654 1,31
Удельная теплота сгорания при давлении 760 мм.рт.ст. и температуре 15С, МДж/кг: высшая низшая	55,144 49,473
Количество воздуха для сжигания 1 ст.м3 газа, м3	10,050
Коэффициент растворимости в воде при стандартных условиях, м3/м3	0,038
Температура самовоспламенения, С	537
Концентрационные пределы взрываемости в смеси с воздухом, % об.: низший высший	4,5 15,0
Скорость распространения детонационной волны горения при взрыве, м/с	900-3000
Скорость фронта волны горения, м/с	0,3-2,4
Предельно-допустимая концентрация в воздухе, мг/м3	300

Небольшое количество метанола (до 10-15 г.) приводят к тяжелым отравлениям, ведущим к слепоте и даже смерти. Отравление происходит не только при попадании жидкости внутрь, но и при вдыхании паров и проникновения их через кожу тела. ПДК метанола в воздухе рабочих помещений - не более 5 мг/м³. Хроническое отравление наступает медленно при вдыхании паров, сопровождается раздражением слизистых оболочек, головными болями, шумом в ушах, общим стрессом, расстройством зрения

7.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность рабочих

При разработке безопасного оборудования и рабочего инструмента необходимо учитывать специфику и условия его работы для расчета необходимых запасов прочности. С целью своевременного выявления опасных нарушений режимов необходимо вести контроль рабочих параметров, для чего применяются контрольно-измерительные приборы.

К условиям безопасной работы относятся:

- применение средств блокировки (ограничителей подъема нагрузок), исключающих неправильные действия работающих;

- автоматизация производственных процессов, позволяющая вывести работающих из опасных зон;

- осуществление контроля за показаниями приборов и дистанционное управление.

Осмотр и испытание установок, механизмов, оборудования является одним из основных мероприятий по технике безопасности. Для предотвращения разрывов оборудования вследствие повышения давлений применяются различные предохранительные устройства.

В ночное время территория места, где ведется работа, освещается по всей площади.

Так же регулярно проверятся герметичность сальниковых, резьбовых и фланцевых соединений, запорных устройств, аппаратов и коммуникаций, находящихся в помещениях, Обнаруженные пропуски газа немедленно устраняются в присутствии наблюдающего.

7.1.3 Санитарные требования

На газодобывающем предприятии работы часто проводятся на открытом воздухе, поэтому они связаны с воздействием на работающих различных метеорологических условий.

При работе на открытом воздухе правилам безопасности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических факторов:

- снабжение рабочих спецодеждой, спецобувью;

- устройство укрытий, зонтов над рабочими местами;

- сооружение помещений для обогрева рабочих и т.д.

Во время сильных морозов, ветров, ливней всякие работы запрещаются.

Для принятия своевременных мер по предотвращению возможности содержания в воздухе вредных веществ, превышающих предельно-допустимые санитарные нормы и требования взрывобезопасности, на рабочих местах производственных помещений осуществляется постоянный контроль качества воздуха. При удалении из производственных помещений и рабочих мест воздуха, содержащего различные взрывоопасные и вредные вещества и подачи внутрь помещений и к рабочим зонам чистого наружного воздуха, для улучшения температурных условий помещения применяют промышленную вентиляцию.

Для борьбы с шумом и вибрацией принимают защитные меры при строительстве объектов (используют звукопоглощающие материалы в панелях, в штукатурке, в блоках в виде рыхлой массы) и работы в промышленных помещениях специальные средства защиты (ГОСТ на уровень шума приведен в Таблице 7.2., ГОСТ на допустимые значения вибрации при длительности рабочей смены 8 часов приведен в Таблице 7.3.).

Таблица 7.2 ГОСТ 12.1.003-83 на уровень шума в помещениях

Характеристика помещений	Уровни звукового давления в дБ в октавных полосах со среднегеометрическими частотами	Уровень звука и эквивалентные уровни
	63	92	250	500	1000	2000	4000	8000	125
Постоянные рабочие места и рабочие зоны в производственных помещениях и предприятия	99	92	86	83	80	78	76	74	85

Таблица 7.3 Допустимые значения вибрации при длительности рабочей смены 8 часов (ГОСТ 12.1.012-90)

Вид вибрации	Направления, по которым нормируется вибрация	Среднеквадратичное значение виброскорости
		Логарифмические уровни виброскрости, дБ в октавных полосах со среднегеометрическими частотами
		1	2	4	8	16	31,5	63	125
Транспортная	Вертикальная (по оси Z)	20.0 132	7.10 123	2.50 114	1.30 108	1.10 107	1.10 107	1.10 107	-
	Горизонтальная (по осям X, Y)	6,30 122	3,50 117	3,20 116	3,20 116	3,20 116	3,20 116	3,20 116	-
Транспортно-технологическая	Вертикальная и Горизонтальная	-	3,50 117	1,30 108	0,63 102	0,56 101	0,56 101	0,56 101	-
Технологические на постоянных рабочих местах в производственных помещениях предприятий	Вертикальная и Горизонтальная	-	1,30 108	0,45 99	0,22 93	0,2 92	0,2 92	0,2 92

7.1.4 Пожарная профилактика и средства пожаротушения

В зависимости от пожаро- и взрывоопасных свойств применяемых, производимых или хранимых веществ, все производство по степени пожарной опасности подразделяется на пять категорий: А, Б, В, Г, Д.

На основании “Типовых правил пожарной безопасности для промышленных предприятий” для каждого цеха, лаборатории или иного помещения разрабатываются конкретные инструкции о мерах пожарной безопасности. Производственные помещения, установки, сооружения и склады должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормативами.

Характеристика помещений по пожарной опасности представлена в Таблице 7.4.

Для тушения пожара используют следующие средства пожаротушения:

- ручные пенные огнетушители типа ОП;

- углекислотные огнетушители ОУ-2;

- пенопроизводящие установки - пеномесителя;

- воздушнопенные стволы;

- генераторы высококоратной пены;

- гидранты и другие средства.

Первичные средства пожаротушения размещают в легко доступных местах. Огнетушители защищают от солнечных лучей, осадков.

7.1.5 Электробезопасность и молниезащита

Все электрооборудование (вентиляторы, электродвигатели, приборы освещения и т.д.) выполнены во взрывоопасном исполнении. Технологическое оборудование заземлено и занулено. Для защиты персонала, кроме заземления и зануления, а так же защиты от статического электричества, применяется наглядная агитация, ограждение, плакаты и предупредительные надписи.

Таблица 7.4 Характеристика помещений по пожарной опасности, группы и категории взрывоопасности применяемых веществ

Наименование производственных помещений и установок	Наимен. продукта	Класс опасности поПУЭ	Категория пожароопасности помещений НПБ105-95	Категория взрывооп. смеси	Группа взрывооп.смеси
1. Установка АВО газа	Природный газ	В-1г	-	II А	Т2
2. Установка очистки пластового газа (помещение)	Природный газ, конденсат	В-1а	А	II А	Т2
3. Склад масел - насосная масел - резервуары для масла	Масло Масло	П-1 П-3	В В	II А II А	Т3 Т3
4. Резервная дизельная электорстанция	Масло	П-1	Г	II А	Т3
5. Производственно-энергетический блок - КТП КЦ - Операторная	Масло Масло	П-1 П-1	В Д	II А II А	Т3 Т3

Для предотвращения возможности возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования необходимо предусматривать следующие меры, обеспечивающие ликвидацию зарядов статического электричества:

а) отвод зарядов путем заземления оборудования и коммуникаций;

б) отвод зарядов путем уменьшения удельных объемов и поверхностных электрических сопротивлений;

в) нейтрализация зарядов путем использования радиоизотопных, индивидуальных и других нейтролизаторов.

Для снижения интенсивности возникновения зарядов статического электричества, необходимо проводить следующие мероприятия:

всюду, где это не требует технологический процесс (распыление веществ, дробление, разбрызгивание) - должно быть исключено;

скорость движения материалов в аппаратах и магистралях не должна превышать значений, предусмотренных проектом;

трубы для заполнения резервуаров, емкостей и аппаратов, опущены почти до дна, под уровень имеющейся жидкости для предотвращения образования струи и накопление зарядов статического электричества.

Существуют три категории молниезащиты:

I и II - здания и сооружения, защищенные от прямых ударов молнии.

III - здания и сооружения, защищенные через наземаные металлические коммуникации.

7.2 Экологичность проекта

7.2.1 Влияние проектируемых работ на окружающую среду

Современная технология добычи газа и нефти, а также используемые для изготовления технологического оборудования конструкционные материалы не позволяют предотвратить загрязнения окружающей среды вредными веществами.

По характеру возникновения источники загрязнения атмосферы подразделяются на несколько групп. Основным источником загрязнения атмосферы являются постоянные, технологически неизбежные выбросы.

Основными источниками выделения вредных веществ в атмосферу являются технологические сооружения, расположенные на промплощадках установки подготовки газа (УКПГ), промбазы, вахтенного комплекса.

Основными источниками выбросов углеводородов в атмосферу на площадке УКПГ являются вытяжные вентиляционные установки технологических корпусов, продувочные свечи. Источниками выбросов продуктов сгорания газа (окислы азота, оксид углерода) являются дымовые трубы печей регенерации метанола, печей регенерации ДЭГа, подогревателей установки подогрева теплоносителя и резервуаров запаса воды.