Анализ потерь природного газа и газового конденсата при эксплуатации объектов газового хозяйства

В В Е Д Е Н И Е

Благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности, природный газ занимает особое место                                в топливно-энергетической и сырьевой базе. В этой связи наращивание его запасов и потребления идет высокими темпами. Однако вопросы не полного рационального использования природного газа, наносящего вред окружающей среде остаются актуальными для регионов Сибири, в том числе для Якутии,       где добыча и транспортировка газа приобретает колоссальные объемы.

Фундаментальные исследования по дальнейшей разработке проблем рационального использования естественных ресурсов, охраны и улучшения окружающей природной среды направлены на промышленные объекты.

Отрицательные воздействия производства на окружающую среду обусловлены не только его нерациональной структурой, но и совершенством технологических процессов производства.

Цель работы. Анализ  потерь природного газа и газового конденсата             при эксплуатации резервуаров и ее влияние на окружающую среду.

На основании цели работы поставлены следующие задачи:

1. Теоретический обзор оценки газовой промышленности и влияние          ее на  окружающую среду, а также  характеристика и свойства

2. Ознакомление с хозяйственной и производственной деятельностью ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» (Якутгазпром).

3. Анализ проектной документации развития системы магистральных газопроводов и ознакомление технологическим режимом работы установок комплексной подготовки газа.

4. Освоить методы расчета выделения конденсата в атмосферу                при хранении в резервуарах и анализ потерь природного газа и газового конденсата.

5. Изучить вопросы природоохранных мероприятий, экологического контроля и безопасности эксплуатации газового хозяйства.

Практическая значимость работы. Проведен расчет потерь газа                          и газового конденсата при хранении в резервуарах временного содержания,                 на основе которых устанавливаются планируемые потери природного газа,            что является одним из факторов рационального природопользования                                   и экологической безопасности в техносфере.

Научная новизна. Предпринята попытка оценить потери природного газа и газового конденсата при хранении в резервуарах и дать экологическую оценку состояния источников выделения в атмосферный воздух.

Дипломная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы и приложений.

ГЛАВА 1.  ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР ИЗУЧЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

Газовый комплекс России

Газ – лучший вид топлива. Его отличают полнота сгорания без дыма                   и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирования процесса горения; высокий коэффициент полезного действия топливо использующих установок; экономичность и простота транспортировки                       к потребителю; возможность хранения в сжатом и сжиженном состоянии; отсутствие вредных веществ.

Немалую роль играет и низкая стоимость добычи газа по сравнению                 со стоимостью добычи других видов топлива — угля, торфа, нефти. Если принять стоимость угля (в пересчете на 1 т условного топлива) за 100%,                    то стоимость газа составит только 10 % [13].

Благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности, природный газ занимает особое место                           в  топливно-энергетической и сырьевой базе. В этой связи наращивание его запасов и потребления идет высокими темпами.

В народном хозяйстве используется природный газ, добываемый                      из газовых месторождений, газ, добываемый попутно с нефтью,                               и искусственный газ, извлекаемый при газификации сланцев из угля. Кроме того, используется газ, получаемый при производственных процессах                          в некоторых отраслях металлургической и нефтеперерабатывающей промышленности.

Газ в больших количествах используется в качестве топлива                             в металлургической, стекольной, цементной, керамической, легкой и пищевой промышленности, полностью или частично заменяя такие виды топлива, как уголь, кокс, мазут, или является сырьем в химической промышленности.

Крупнейшим потребителем газа в промышленности является черная металлургия. В доменных печах частичное применение природного газа дает

экономию дефицитного кокса до 15% (1 куб. м природного газа заменяет 0,9- 1,3 кг кокса), повышает производительность печи, улучшает качество чугуна,снижает его стоимость. В вагранках применение газа снижает расход кокса вдвое [14].

Способ прямого восстановления железа из руд также основан                           на использовании газового топлива. В металлургии и машиностроении природный газ используется также для отопления прокатных, кузнечных, термических и плавильных печей и сушил. В металлообработке использование газа повысило коэффициент полезного действия печей почти в 2 раза, а время нагрева деталей сократилось на 40%. Применение газа в металлургии, кроме того, удлиняет сроки службы футеровки. Снижается количество серы в чугуне.

Применение природного газа в стекольной промышленности взамен генераторного газа повышает производительность стекловаренных печей на                      10-13% при одновременном снижении удельного расхода топлива на 20-30%.

Себестоимость цемента снижается на 20-25%. В кирпичном производстве цикл сокращается на 20%, а производительность труда возрастает на 40%. При внедрении природного газа в стекловарении требуются специальные меры по доведению светимости газа (т. е. По повышению теплоотдачи от факела к стекломассе) до уровня светимости факела на жидком топливе, т. е. В 2-3 раза, что достигается путем сажеобразования в газовой среде.

Для сушки и обжига керамики в печах с газовым отоплением успешно применяются радиационные горелки инфракрасного излучения, что сокращает время сушки с 8-12 часов до 10-15 минут, уменьшая в то же время на одну треть количество брака [16].

В пищевой промышленности газ применяется для сушки пищевых продуктов, овощей, фруктов, выпечки хлебобулочных и кондитерских изделий.

При использовании газа на электростанциях уменьшаются эксплуатационные расходы, связанные с хранением, приготовлением и потерями топлива и эксплуатацией системы золоудаления, увеличивается межремонтный пробег котлов, не занимаются земли для золоотвалов, снижается расход электроэнергии на собственные нужды, уменьшается количество эксплуатационного персонала, снижаются капитальные затраты.

Итак, продукция рассматриваемой отрасли обеспечивает промышленность (около 45% общего народнохозяйственного потребления), тепловую электроэнергетику (35%), коммунальное бытовое хозяйства (более 10%) [16]. Газ – самое экологически чистое топливо и ценное сырье для производства химической продукции.

Природные газы и их характеристика

Промышленные месторождения газов встречаются в виде обособленных скоплений, не связанных с каким-либо другим полезным ископаемым; в виде газонефтяных месторождений, в которых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти или находятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи (газовые шапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов газонефтяной свиты; в виде газоконденсатных месторождений, в которых газ обогащен жидкими, преимущественно низкокипящими углеводородами.

Геологические природные газы состоят из метана, этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана, гексана и др.; в них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы. Многие месторождения природного газа, залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими примесями его гомологов (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода; с глубиной содержание гомологов метана обычно растет. В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для газов нефтяных попутных. В отдельных газовых месторождениях наблюдается повышенное содержание углекислого газа, сероводорода и азота. Встречаются геологические природные газы в отложениях всех геологических систем начиная с конца протерозоя и на различных глубинах, но чаще всего                        до 3 км [22].

Характеристика природных газов [23]:

1. Метан - (сжатый природный газ, СПГ, сompressed natural gas, CNG) — горючий газ, который является основным компонентом природного газа. Газ метан практически не оставляет вредных продуктов сгорания. Основной компонент природных (77—99 %), попутных нефтяных (31—90 %), рудничного и болотного газов (отсюда другие названия метана — болотный, или рудничный газ). Получается также при коксовании каменного угля, гидрировании угля. Метан горит бесцветным пламенем. С воздухом образует взрывоопасные смеси. Газ метан вступает с галогенами в реакции замещения (например, CH4 + ЗС12= СНС13+ ЗНС1). Метан образут соединения включения — газовые гидраты, широко распространенные в природе.

Метан используется для газообеспечения населенных пунктов,

2. Этан - органическое соединение класса алканов. В природе находится в составе природного газа, нефти и других углеводородах. Этан — бесцветный газ, без запаха. Плотность при T=-100 °C ρжидк.=0,561 г/см³. Плотность при T=25 °C ρгаз.=0,001342 г/см³ или 1,342 кг/м³.

3. Пропан – (C3H8) органическое вещество класса алканов. Содержится в природном газе, образуется при крекинге нефтепродуктов. Ядовит. Бесцветный газ без запаха, очень мало растворим в воде. Точка кипения −42,1С. Образует с воздухом взрывоопасные смеси при концентрации паров от 2,1 до 9,5%. Температура самовоспламенения пропана в воздухе при давлении 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) составляет 466 °С. Пропан используется в качестве топлива, основной компонент так называемых сжиженных углеводородных газов, в производстве мономеров для синтеза полипропилена. Является исходным сырьём для производства растворителей. В пищевой промышленности пропан

4. Бутан - С4Н10, мол. м. 58,123. Содержатся в газовом конденсате и нефтяных газах. Бутаны - горючие газы. Вредно действуют на нервную систему; ПДК 300 мг/м [23].

Развитие и эксплуатация газовой промышленности Якутии

Территория Республики Саха (Якутии), в геологическом отношении являющаяся частью Сибирской платформы, уже давно рассматривается как весьма перспективный нефтегазоносный объект. Начало геологоразведочных работ относится в 30-м годам. В 50-х и 60-х годах были открыты газовые и газоконденсатные месторождения: Усть-Вилюйское (1956 г.), Собо-Хаинское (1963 г.), Неджелинское (1963 г.), Средневилюйское (1963 г.), Мастахское (1967 г.). К началу 1968 г. запасы природного газа составили по категории 209 млрд м3, по категории С2 - 550 млрд м3, что позволило приступить к про- мышленной добыче [21].

В 1978 году от Мастахского газоконденсатного месторождения было начато строительство газопровода Мастах-Берге-Якутск протяженностью 384 км и второй нитки газопровода Мастах-Берге, который соединился с действующим газопроводом Таас-Тумус - Якутск. Строительство второй нитки было завершено в 1988 году. В 1986-1989 годах с началом освоения Средневилюйского газоконденсатного месторождения были построены две нитки газопровода Кысыл-Сыр - Мастах.            

В настоящее время поставка газа происходит со Средневилюйского и Мастахского газоконденсатных месторождений по двухниточному магистральному газопроводу Кысыл-Сыр –- Мастах - Берге - Якутск. В 2001-м начато строительство третьей нитки газопровода протяженностью 384 км с проектной производительностью 4,2 млн куб.м в сутки.

В ноябре 1967 года была построена газораспределительная станция «ГРС-Якутск» с проектной производительностью 183 тыс. куб.м в час. От нее выходит пять ниток газопровода на потребителей. Из них: на Якутскую ГРЭС - две нитки диаметром 300 мм и одна нитка диаметром 500 мм; на Марху - Жатай - одна нитка диаметром 400 мм; на Якутск - одна нитка диаметром 500 мм [19].

Для обеспечения возрастающих потребностей в природном газе Центральной Якутии в 1973 г. вовлекаются в разработку более крупное Мастахское, а в 1986 г. — крупнейшее в Вилюйской НТО Средневилюйское месторождения.

Освоение месторождений Непско-Ботуобинской НТО связано с развитием алмазодобывающей отрасли в западной части Якутии. В 1983 г. здесь стала разрабатываться газовая шапка Иреляхского газонефтеконденсатного месторождения с подачей газа на г. Мирный. В 1985 г. с вводом в эксплуатацию магистрального газопровода от Среднеботуобинского месторождения до Мирнинского промузла в разработку ввели северные (газовые) блоки этого месторождения, а в 1987 г. - Северо-Нелбинское газоконденсатное месторождение.

В 2005 г. объем годовой добычи газа в Якутии составил 1402 млн м3, в том числе по Средневилюйскому месторождению - 859,3 млн м3; Мастахскому месторождению - 365,9 млн м3; северным блокам Среднеботуобинского месторождения — 13952 млн м3; Северо-Нелбинскому месторождению - 37,6 млн м3 [26].

По состоянию на 01.01.1991 г. в Республике Саха (Якутии) было открыто 28 месторождений углеводородного сырья, в том числе 19 газовых и газоконденсатных, 9 нефтегазоконденсатных и газоконденсатнонефтяных [12].

В последние годы газовая промышленность Республики Саха (Якутия) пользуется повышенным вниманием Правительства республики. В 2002 году была разработана программа газификации населенных пунктов Республики Саха (Якутия), которая была почти полностью выполнена 2008 году, и сегодня можно подвести некоторые итоги. За эти годы построено более 1200 км. газопроводов, в том числе и подводный газопровод через реку Лена, газифицировано 29 новых населенных пунктов плюс к тому, что уже было сделано раньше. Более 7 тысяч жителей особенно в сельской местности, получили газ в свои дома. Сотни котельных переведены на газовое топливо. Это позволило, во-первых, удешевить жилищно-коммунальное хозяйство, во-вторых, решить проблему завоза в условиях Крайнего Севера.

Будущее газовой промышленности Республики Саха (Якутия) с программой освоения нефтяных и газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, рассчитанной до 2050 года. Она предусматривает развитие четырех новых газовых центров на востоке страны – Сахалинский, Красноярский, Иркутский и Якутский центры. Согласно этой программе, планируется освоить все месторождения, в том числе и гигантское Чаяндинское месторождение в Западной Якутии. Программа предусматривает и освоение старых месторождений, на которых сегодня идет добыча газа – Средневилюйского, Среднетюнгского и целого ряда других. По территории Республики Саха (Якутия) проходит магистральный газопровод Восточная Сибирь – Тихий океан, имеющий мировое значение [27].

Природный газ является основным сырьевым энергетическим источником, обеспе­чивающим выработку электрической и тепловой энергии в Центральном промышленном регионе Республики Саха (Якутия).

Газоснабжение Центрального региона осуществляется усилиями следующих пред­приятий:

ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» обеспечивает добычу природного газа на Средневилюйском и Мастахском газоконденсатных месторождениях и поставку природного газа в ма­гистральные газопроводы.

ОАО «Сахатранснефтегаз» осуществляет услуги по транспортировке газа до насе­ленных пунктов, включая столицу республики - г. Якутск, г. Покровск и населенные пункты, расположенные вдоль трассы магистрального газопровода.

Доли объемов потребления котельного топлива составляют:

• ГУП ЖКХ РС (Я) - 90%
• Прочие - 9%
• ОАО «ЯТЭК»- 1%

ОАО «Ленагаз» как газораспределительная организация, осуществляет дальнейшие поставки газа до конечных потребителей, расположенных в населенных пунктах. Доли объемов потребления природного газа составляют:

 АК «Якутскэнерго»                                          55,7%

Министерство ЖКХ                                          11,0%

Индустрия строительных материалов                8,7%

Население                                                       6,5%

Прочие потребители                                        16,0%

Газоконденсатное котельное топливо отгружается потребителям Вилюйской груп­пы улусов в зимний период автомобильным транспортом, северных улусов в период нави­гации речным транспортом с причала                        п. Кысыл-Сыр.

Таблица 1

Добыча природного газа по районам (млн.м3)

	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009
Всего по республике	1618,6	1608,3	1603,5	1646,7	1564,9	1630,2	1612,9	1803,0	1898,1
Вилюйский	1284,0	1311,0	1232,7	1296,1	1237,5	1308,3	1276,6	1430,9	1560,6
Кобяйский	89,4	59,1	127,3	105,9	110,8	104,3	131,5	117,6	95,8
Ленский	-	-	-	-	-	-	7,1	27,4	7,1
Мирнинский	245,2	238,2	243,5	244,7	216,6	217,6	197,7	227,1	234,6

 

Стратегия развития топливно-энергетического комплекса в Республике Саха (Якутия)

За период своей деятельности «Якутгазпром» приобрел неоценимый опыт работы в экстремальных природно-климатических условиях, был одним из первых, приступивших к освоению природных богатств на территории распространения вечной мерзлоты.

Повышение экономического потенциала мы связываем с развитием газохимической, перерабатывающей промышленности. Созданием собственных мощностей газохимических производств по углубленной переработке углеводородного сырья, а также расширением добывных возможностей компании, как на эксплуатируемых месторождениях, так и через приобретение на аукционах новых, перспективных на углеводороды участков на территории Республики Саха (Якутия).  Что особенно актуально в связи с перспективой осуществления проектов нефтяного и газового ВСТО.

Главной задачей, по-прежнему, остается бесперебойное и безаварийное снабжение газом центральной Якутии.

В рамках стратегии своего развития, которая рассматривается сегодня как минимум с позицией пятилетнего плана, предполагаются: развитие газохимического производства, более глубокая переработка газа - это совершенно новые продукты, совершенно новый передел, с новой добавленной стоимостью. Именно на этой основе планируется освоение новых рынков сбыта, выход за пределы республики.

Безусловно, будут расширяться и добывающие возможности предприятия. Это, естественно, и обустройство основного Средневилюйского ГКМ, в целях увеличения добычи на нем природного газа до 4 миллиардов кубических метров в год.

Все это вместе взятое существенно повлияет на инвестиционную привлекательность компании.

Существенным компонентом доверия  деловых партнеров и инвесторов будет сделанная ставка на передовые технологии. Продуманная кадровая политика, направленная, прежде всего, на привлечение высококвалифицированных специалистов, создание атмосферы творческого сотрудничества с максимальным использованием как моральных, так и материальных стимулов для раскрытия возможностей каждого члена коллектива, коллектива способного решать и тактические и стратегические задачи любой сложности.

Влияние газовой промышленности на окружающую среду

Сейчас общепризнанно, что наиболее сильно загрязняет воздух промышленное производство. Источники загрязнений -теплоэлектростанции, которые вместе с дымом выбрасывают в воздух сернистый и углекислый газ; Вредные газы попадают в воздух в результате сжигания топлива для нужд промышленности, отопления жилищ, работы транспорта, сжигания и переработки бытовых и промышленных отходов. Атмосферные загрязнители разделяют на первичные, поступающие непосредственно в атмосферу, и вторичные, являющиеся результатом превращения последних. Так, поступающий в атмосферу сернистый газ окисляется до серного ангидрида, который взаимодействует с парами воды и образует капельки серной кислоты. При взаимодействии серного ангидрида с аммиаком образуются кристаллы сульфата аммония. Подобным образом, в результате химических, фотохимических, физико-химических реакций между загрязняющими веществами и компонентами атмосферы, образуются другие вторичные признаки. Основным источником пирогенного загрязнения на планете являются тепловые электростанции, металлургические и химические предприятия, котельные установки, потребляющие более 70% ежегодно добываемого твердого и жидкого топлива. Основными вредными примесями пирогенного происхождения являются следующие:

Прямые воздействия на почвенный покров связаны с проведением подготовительных земельных работ по строительству газопроводов и выражаются в следующем [18]:

• нарушении сложившихся форм естественного рельефа в результате выполнения различного рода земляных работ (рытье траншей и других выемок, отсыпка насыпей, планировочные работы и др.);
• ухудшении физико-механических и химико-биологических свойств почвенного слоя;
• уничтожении и порче посевов сельскохозяйственных культур и сенокосных угодий;
• захламление почв отходами строительных материалов, порубочными остатками и др.
• техногенных нарушениях микрорельефа, вызванных многократным прохождением тяжелой строительной техники.

К негативным воздействиям на земельные ресурсы во время эксплуатации газовых объектов относятся.

• Прямые потери земельного фонда, изымаемого под размещение постоянных наземных сооружений;
• Неудобства в землепользовании из-за разделения сельскохозяйственных угодий трассами инженерных коммуникаций и автодорог;
• Сокращение сельскохозяйственной продукции, связанное с долгосрочным изъятием пахотных земель и ухудшения плодородных свойств почвы на временно отводимых землях.

Источником загрязнения воздушного бассейна при строительстве являются [18]:

• выхлопные газы строительных машин и механизмов, автотранспорта, котельных и передвижных электростанций на жидком и газовом топливе;
• дым от двигателей, сжигание остатков древесины и строительных материалов;
• углеводороды от складов ГСМ, автозаправочных станций, топливных баков;
• сварочные аэрозоли от трубосварочных установок и ручной сварки.
• источником загрязнения водных объектов при строительстве являются бытовые, промышленные и ливневые стоки с площадок временного жилого поселка, временных объектов, с площадок технологических объектов

ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1. Газопромысловое предприятие ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» (Якутгазпром)

ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» - основное газодобывающее предприятие Республики Саха (Якутия), обладающее лицензиями на разработку Средневилюйского и Мастахского газоконденсатных месторождений. Запасы категории С1 по природному газу оцениваются – 154.4 миллиардов кубических метров, по газовому конденсату – 9.1 миллионов тонн.

ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» обеспечивает добычу природного газа и газового конденсата, а также подготовку газа для поставки в магистральные газопроводы.                                                                                           С момента создания   ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» является единственным предприятием по добыче газа, потребляемого в центральном регионе Республики Саха (Якутия), имеющем локальную газораспределительную сеть. Доля ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания»  в добыче природного газа на территории республики составляет порядка 65%, при этом обеспечивается порядка 90 % потребностей города Якутска.                                                                          Годовой объем добычи составляет 1,6 миллиардов кубических метров газа и 85 тысяч тонн газового конденсата. По объемам добычи природного газа ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» входит в десятку крупнейших газодобывающих региональных компаний России. За весь период ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» поставило потребителям более 40 миллиардов кубических метров природного газа.                                              В 2008-м году ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» приобрело лицензию на пользование недрами с целью геологического изучения, разведки и добычи на Мирнинском участке углеводородного сырья, который расположен на территории Мирнинского и Сунтарского районов Республики Саха (Якутии). Извлекаемые запасы нефти составляют порядка 5 миллионов тонн. Прогнозные ресурсы нефти и газа в пределах участка - 20,5 миллионов тонн и 35,9 миллиардов кубометров соответственно.                              В 2010-м году была приобретена лицензия на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Толонского участка, расположенного на территории Вилюйского и Кобяйского улусов Республики Саха (Якутия). Запасы углеводородов в пределах Толонского участка, числящиеся на государственном балансе, по состоянию на 01.01.2009 года составляют: газ ‑ 33,350 миллиардов кубометров по категории С1, 10,628 миллиардов кубометров по категории С2; конденсат (извл.) ‑ 1,570 млн. т. по категории С1, 0,501 миллионов тонн по категории С2.                                           С 15 сентября 2010 года ОАО «Якутгазпром» преобразован в Якутскую топливно-энергетическую компанию.                                                          ОАО «ЯТЭК» (Якутгазпром) - основное газодобывающее предприятие Республики Саха (Якутия), обладающее лицензиями на разработку Средневилюйского и Мастахского газоконденсатных месторождений. Запасы категории С1 по природному газу оцениваются – 154.4 миллиардов кубических метров, по газовому конденсату – 9.1 миллионов тонн.                                       ОАО «ЯТЭК» обеспечивает добычу природного газа и газового конденсата, а также подготовку газа для поставки в магистральные газопроводы.                                                                                                        С момента создания   ОАО «Якутгазпром» является единственным предприятием по добыче газа, потребляемого в центральном регионе Республики Саха (Якутия), имеющем локальную газораспределительную сеть. Доля ОАО «Якутгазпром»  в добыче природного газа на территории республики составляет порядка 65%, при этом обеспечивается порядка 90 % потребностей города Якутска.

Годовой объем добычи составляет 1,6 миллиардов кубических метров газа и 85 тысяч тонн газового конденсата. По объемам добычи природного газа ОАО «ЯТЭК» входит в десятку крупнейших газодобывающих региональных компаний России. За весь период ОАО «Якутгазпром» поставило потребителям более 40 миллиардов кубических метров природного газа.

В 2008-м году ОАО «Якутгазпром» приобрело лицензию на пользование недрами с целью геологического изучения, разведки и добычи на Мирнинском участке углеводородного сырья, который расположен на территории Мирнинского и Сунтарского районов Республики Саха (Якутии). Извлекаемые запасы нефти составляют порядка 5 миллионов тонн. Прогнозные ресурсы нефти и газа в пределах участка - 20,5 миллионов тонн и 35,9 миллиардов кубометров соответственно.

В 2010-м году была приобретена лицензия на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Толонского участка, расположенного на территории Вилюйского и Кобяйского улусов Республики Саха (Якутия). Запасы углеводородов в пределах Толонского участка, числящиеся на государственном балансе, по состоянию на 01.01.2009 года составляют: газ ‑ 33,350 миллиардов кубометров по категории С1, 10,628 миллиардов кубометров по категории С2; конденсат (извл.) ‑ 1,570 млн. т. по категории С1, 0,501 миллионов тонн по категории С2.

ОАО «Якутгазпром» был создан в 1967 году. До 1991 года предприятие входило в систему ОАО «Газпром». После разграничения государственной собственности Российской Федерации и Республики Саха (Якутия) государственное предприятие «Якутгазпром» стало предприятием республиканской собственности. В 1994 году решением Правительства Республики Саха (Якутия) произошло акционирование предприятия с передачей 51% акций ОАО «Саханефтегаз». В дальнейшем доля была увеличена до 93%. С 2002 по 2006 гг основным акционером, контролирующим деятельность предприятия через ОАО «Саханефтегаз», являлось ОАО НК «ЮКОС». Впоследствии, до приобретения пакета акций текущими акционерами, контроль осуществляли ЗАО АК «Алроса»(50%) и Правительство Республики Саха (Якутия) (40%) через ОАО «Сахатранснефтегаз». В результате дополнительной эмиссии акций в 2005-2007 гг ОАО «Якутгазпром» сменило собственника.                                                                                      ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» является ведущим предприятием газовой отрасли Республики Саха (Якутия). Владеет лицензиями на промышленную разработку Средневилюйского и Мастахского газоконденсатных месторождений, геологическое изучение, разведку и добычу Мирнинского и Толонского участков углеводородов, а также на геологическое изучение с целью поисков и оценки месторождений в пределах Тымтайдахского участка Республики Саха (Якутия).                                                   Основная цель ОАО «Якутской топливно-энергетической компании» - обеспечение надежного газоснабжения потребителей Центрального региона Республики Саха (Якутия) для удовлетворения текущих и перспективных потребностей.                                                                                              Основные виды производственной деятельности:

• наращивание ресурсной базы ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» посредством приобретения перспективных лицензионных участков на территории республики;
• геологоразведочные и изыскательные работы;
• разработка лицензионных участков и бурение скважин;
• обустройство месторождений для промышленной добычи газа и газового конденсата;
• добыча природного газа и газового конденсата;
• подготовка природного газа для передачи в магистральные газопроводы;
• эксплуатация и строительство газохранилищ;
• переработка газового конденсата и газа;
• реализация природного газа и продуктов переработки потребителям республики;
• уровень добычи газа определяется спросом на газ на внутреннем рынке.

Республики Саха (Якутия) и с учетом развития инфраструктуры. В течение нескольких лет спрос был стабильным на уровне 1350-1415 миллионов кубических метров в год.

Добываемый газ в основном идет на выработку тепловой и электроэнергии, в связи с чем, с учетом климатических особенностей региона наблюдается высокая степень сезонности спроса: максимальный уровень добычи газа достигается в декабре-январе (7,9 миллионов кубических метров в сутки), минимальный – в июле (1,3 миллиона кубических метров в сутки).

Таблица 2.

Объемы добычи углеводородного сырья за период 2004-2009 г.г.

Год	2004	2005	2006	2007	2008	2009
Природный газ, млн.м3	1402	1348,3	1412,2	1408,1	1543,4	1653,6
Нестабильный газовый конденсат, тыс.тонн	79,4	73,6	82,3	77,8	79,8	84,8

 

Подготовка газа на месторождениях осуществляется на установках комплексной подготовки газа. Осушка и подготовка газа к транспорту производится методом низкотемпературной сепарации. Готовым продуктом на выходе с установок является природный газ, соответствующий ОСТ 51.40-93, «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам», который направляется в I, II нитки магистрального газопровода. Другим продуктом является нестабильный газовый конденсат, отделенный от природного газа и водометанольного раствора, который накапливается в одном из продувочных резервуаров и передается по двухстороннему акту на установку по переработке газового конденсата.

Переработка газового конденсата. Нестабильный газовый конденсат, поступающий с установки комплексной подготовки газа, передается на установку по переработке газового конденсата, которая предназначена для получения компонента моторных топлив (низкооктановой бензиновой фракции) и топочного котельного топлива путем атмосферной перегонки газоконденсатного сырья. Бензиновая фракция не является конечным продуктом и используется как основа для приготовления товарных неэтилированных автобензинов марки Нормаль-80 и А-76. Топочное котельное топливо является конечным продуктом и в дальнейшем используется стационарными котельными установками малой производительности.           Основной объем выпуска стабильного конденсата (55%) используется предприятиям ГУП Жилищно-коммунального хозяйства Республики Саха (Якутия) для выработки тепловой энергии.

2.2. Физико-географическая характеристика района исследования

Кысыл-Сыр был основан в 1961 году партией сейсморазведчиков под руководством М.В. Абрашкевича.

С юга, запада и востока посёлок ограничен заболоченными участками и озёрами. С севера примыкает река Вилюй. Длина Вилюя 2650 км, площадь водосбора – 154 000 км.

Вилюй – река смешанного питания: снегового – 60%, дождевого – около 30% и подземного – около 10%. Русло реки не устойчиво: ширина его изменяется от 300 м до 2,5 км, имеются песчаные острова, отмели.

Кысыл – Сыр значительно удалён от Атлантического океана и ограждён горами от Тихого океана. Он находится под постоянным воздействием холодных арктических масс воздуха. Климат посёлка резко континентальный, с очень холодной, суровой зимой и тёплым летом при небольшом количестве годовых осадков.

Посёлок расположен на правом высоком живописном берегу реки Вилюй – самым большим левым притоком р. Лены. В пределах посёлка река имеет хорошо выраженную пойменную и надпойменную террасы, глубоко врезанные в древнюю равнину. Происходит деформация берегов Вилюя. Правый берег на участке от протоки вниз до устья ручья подвержен наиболее интенсивному размыву преимущественно в период спада весеннего половодья. В результате размыва бровка берега смещается в сторону посёлка на 0,2 – 0,3 м в год. Вниз от острова вдоль правого берега происходит намыв песчаной отмели около 10 м в год. Затоплению подвержено обширное пространство 2-х километровой поймы.

Кысыл – Сыр расположен в среднетаёжных лесах, окружён сосной с примесью берёз, тополей, осин, лиственницы, ольхи. Для окрестностей посёлка характерно наличие тукуланов – открытых песчаных участков. Кысыл – Сыр расположен на одном из них.

2.3. Методы исследования

Нами проведен «Расчет выделений конденсата в атмосферу при хранении в резервуарах» из  методических указаний по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу «СТО ГАЗПРОМ 11-2005» ОКС 13.040.40, ГОСТ 3900 и ГОСТ 1756, разработанный                                                  ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» и ООО «ВНИИГАЗ» от 25 октября 2005 г.

При хранении газового конденсата в резервуарах имеют место три вида выделений углеводородов в атмосферу за счет испарения:

• выделения от "малых дыханий", обусловленные изменением суточной температуры и давления наружного воздуха;
• выделения от "больших дыханий", обусловленные изменением объема газового пространства резервуара при его опорожнении и наполнении;
• выделения от вентиляции газового пространства при негерметичности крыши резервуара.

В условиях длительного хранения в резервуарах выделения газового конденсата происходят в основном при "малых дыханиях".

Для определения выделений конденсата от испарения используют метод косвенного определения потерь углеводородов из резервуаров, приведенный в приложении Г, и ориентировочные методы расчета по эмпирическим формулам в соответствии с РД 51-31323949-05 [10].

Испарение конденсата от "малого дыхания" происходит вследствие повышения давления в газовом пространстве резервуара при колебаниях температуры. При достижении в резервуаре давления, превышающего величину, необходимую для подъема дыхательного клапана, часть паровоздушной смеси поступает в атмосферу.

Среднегодовые выделения конденсата от "малых дыханий" наземных стальных вертикальных цилиндрических резервуаров Gм.д, т, вычисляют по формуле:

Gм.д = 1,37 × Рср.г × Д1,8 × Кокр × Кв × rк,                                   (1)

где Рср.г -давление насыщенных паров конденсата при среднегодовой температуре в резервуаре, кгс/см2;

Д - диаметр резервуара, м;

Кокр - коэффициент, учитывающий влияние окраски резервуара (для белой окраски Кокр = 0,75, для алюминиевой окраски Кокр = 1,0, для красной окраски или без окраски Кокр= 1,25);

Кв - коэффициент, учитывающий влияние высоты газового пространства резервуара;

rк - плотность конденсата, хранимого в резервуаре, г/м3 (определяют по ГОСТ 3900);

1,37 - эмпирический коэффициент.

Давление насыщенных паров конденсата Рср.г,кгс/см2, определяют по ГОСТ 1756; за результат испытания принимают среднее арифметическое результатов двух определений.

Коэффициент, учитывающий влияние высоты газового пространства резервуара, Кв, вычисляют по эмпирической формуле

Кв = 0,175 × (0,328×Нг+5)0,57 - 0,1,              (2)                                                                         

где Нг – высота газового пространства, м;

Формула (13.4) получена при среднесуточном колебании температуры воздуха в течение года Dtв, равной 9 °С. При других значениях Dtв выделения конденсата от "малых дыханий" Gм.д вычисляют по формуле (13.3) пропорционально действительным суточным колебаниям температуры.

При хранении конденсата в подземных резервуарах выделения углеводородов от "малых дыханий" ничтожно малы и, следовательно, ими можно пренебречь.

Испарение от "больших дыханий" происходит при заполнении резервуара конденсатом, в результате чего из газового пространства вытесняется в атмосферу паровоздушная смесь.

Годовые выделения нефтепродуктов, в том числе газового конденсата, от "больших дыханий" Gб.д, т, вычисляют по эмпирической формуле

Gб.д = 3 × Рср.г × V × rк/700,           (3)                                                                                               

где Рср.г – давление насыщенных паров конденсата при среднегодовой температуре продукта, кгс/см2;

V - годовой оборот резервуара, м3;

rк - плотность конденсата, г/м3.

Величину годового оборота резервуара V, м3,вычисляют по формуле

V = n × Vпол                                (4)                                                                                                                     

где п – количество опорожнений резервуара в течение года;

Vпол -полезный объем резервуара, м3 (Vпол = 0,95×V0, где V0 - полный его объем, м3).

Таблица 3.

Значения коэффициента К2, характеризующего технические средства сокращения выделений

Тип резервуара	К2
Резервуар имеет открытый люк	1,10
Резервуар оборудован дыхательным клапаном или вентиляционными патрубками	1,00
Резервуар оборудован дыхательным клапаном с диском-отражателем	0,85
Резервуар оборудован понтоном или плавающей крышей	0,20
Резервуар включен в газоуравнительную систему с газосборником	0,20
Резервуар включен в газоуравнительную систему с газгольдером	0,10
Резервуар имеет совпадение операций свыше 90 % (используется как буферная емкость)	0,10
То же, для резервуара с понтоном или плавающей крышей	0,05

 

Глава 3. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА

3.1. Перспективы развития и строительство магистрального газопровода в Якутии

Масштабная газификация населенных пунктов Республики Саха (Якутия) началась с принятием государственной программы «Газификация населенных пунктов Республики Саха (Якутия) в 20–2006 годах и основные направления газификации до 2010 года».

Реализация ее мероприятий позволила практически завершить газификацию всех сел, расположенных вдоль магистрального газопровода Средневилюйское ГКМ — Мастах — Берге — Якутск, газифицировать с. Кюль Верхневилюйского улуса, приступить к строительству магистрального газопровода к с. Бердигестях.

Введена в эксплуатацию основная нитка подводного магистрального газопровода через реку Лена и начата газификация заречных улусов, расположенных на правом берегу реки Лена.

В значительной степени повышена надежность обеспечения газом г. Якутска и Центрального энергорайона республики с вводом в действие ГРС-2 и проведением работ по реконструкции и модернизации существующих газовых сетей г. Якутска. На западе республики, в Мирнинском районе, построен магистральный газопровод Чернышевский — Айхал.

За период с 2002 по 2006 годы в Республике Саха (Якутия) газифицирован 31 населенный пункт. Построено 1 362 км газопроводов, из них магистральных газопроводов и газопроводов-отводов — 516 км, межпоселковых и внутрипоселковых газовых сетей — 846 км, газифицировано 11 760 жилых домов и квартир, переведено на газовое топливо 70 котельных, 4 дизельных электростанции, что позволило частично решить проблему досрочного завоза дизельного топлива, экономия только по этим объектам составила около 30 млн рублей в год [9].

Магистральные газопроводы центрального промышленного региона обслуживает ОАО «Сахатранснефтегаз», западного — ОАО «АЛРОСА-Газ». На сегодняшний день серьезной проблемой является старение газопроводов. Система магистральных газопроводов эксплуатируется с 1967 года. Также требуется модернизация системы магистральной связи и телемеханики газотранспортной системы.

В настоящее время ведется строительство магистрального газопровода Отрадный – Ленск. Идет процесс обустройства месторождения и монтаж газораспределительных сетей в городе Ленске. Помимо этого, продолжается работа по Средне-Тюнгскому газоконденсатному месторождению. К первому этапу газификации города, включены обустройство Отраднинского месторождения газа, окончание строительства магистрального газопровода «Отраднинское ГКМ–Ленск» и создание внутригородских сетей. Второй этап - это строительство нового газопровода от Талаканского месторождения до поселка Витим и дальше – до поселка Пеледуй общей протяженностью 140 километров. Планируеся в 2010 году завершить укладку третьей нитки газопровода от Средневилюйского месторождения до Мастаха, Берге                          и Якутска. Это почти 384 километра и позволит увеличить объемы подачи газа в центр республики в два раза и приступить к строительству в Якутске газохимического комплекса мощностью миллион тонн метанола                                  и синтетических моторных топлив в год.

В 2008 году ООО «Якутгазпроект» - предприятие, специализирующееся на выполнении проектно-изыскательских работ для строительства трубопроводных систем газоснабжения в Республике Саха (Якутия), — отметило 10-летний юбилей. За этот сравнительно небольшой срок его коллектив сумел накопить огромный опыт в разработке проектов различных видов и типов сложности, создать мощную производственную базу и завоевать доверие заказчиков, в числе которых известные в северном регионе компании: ОАО «Сахатранснефтегаз», ГУП «Дирекция «Стройсельгазификация», ЗАО АК «АЛРОСА».

Начиная с 2003 года предприятие активно стало заниматься проектированием газопроводов и получили право на участие в программе «Газификация населённых пунктов Республики Саха (Якутия)». Сегодня на счету ООО «Якутгазпроект» много масштабных проектов по газификации республики: магистральный газопровод Среднетюнгское газоконденсатное месторождение — село Тамалакан с газопроводами-отводами к населённым пунктам левобережья Верхневилюйского района, вторая нитка магистрального газопровода Таас-Юрях-город Мирный, обустройство Отраднинского газоконденсатного месторождения, а также проект магистрального газопровода Отраднинское ГСМ - город Ленск и газоснабжение Ленска, газораспределительных станций в городах Якутске и Покровске, рабочие проекты прокладки газопроводов через крупные реки Якутии                                        и многие другие [26].

3.2. Строительство магистральных газопроводов и газопроводов-отводов

Третья нитка магистрального газопровода Средневилюйское газоконденсатное месторождение - Мастах - Берге – Якутск.

В настоящее время поставка газа со Средневилюйского и Мастахского глзоконденсатных месторождений осуществляется по 2-х ниточному магистральному газопроводу Кысыл - Сыр - Мастах - Берге - Якутск 0 530 мм, протяженностью 466 км и газопроводам отводам 0100 - 325 мм. Магистральный газопровод с проектной производительностью 4,2 млн. м3 / сутки в зимние месяцы эксплуатируется со значительной перегрузкой, обусловленной большой сезонной и суточной неравномерностью газопотребления - коэффициент неравномерности 0,6. По причине высокой степени износа действующего магистрального газопровода, а также для снятия проблемы перегрузки во время зимнего максимума ведется строительство III нитки газопровода СВГКМ - Мастах - Берге - Якутск протяженностью 384 км В720мм, пикет «О» - УКПГ Мастахского ГКМ.

Согласно проектной документации и ее корректировок, строительство                 III нитки газопровода Средневилюйскоге ГКМ - Мастах - Берге - Якутск диаметром 720 мм разбито на четыре этапа, нумерация этапов - с конца газопровода, т.е. от г. Якутска:

• 1 этап-285-384,1 км-99,1 км;
• 2 этап - 199 – 285 км – 86 км;
• 3 этап-93-199 км-106 км;
• 4 этап - 0 – 93 км – 93 км.

В 2001 году проложены первые 42 км. газопровода до пункта Кенкеме, участок подключен к существующим ниткам газопровода. В зимние месяцы участок выполняет роль ресивера природного газа для покрытия пиковых нагрузок.

В 2003 г. введен в эксплуатацию 1 этап (99.1 км.).

В 2004 г. построено и введено в эксплуатацию 34 км. (первый участок второго этапа).

В 2005 году планируется построить 86 км., магистрального газопровода и газопровод-отвод к ГРС2 г. Якутска, протяженностью 10,3 км.

Завершение строительства и ввод объекта в эксплуатацию на полную мощность (нагрузку) запланировано на 2009г.

Потребность в капитальных вложениях на 2006 - 2009 гг. составляет 3390 млн. руб.                                                                                                        Имеющиеся мощности строительно - монтажных подразделений и организаций позволяют завершить строительство III нитки газопровода Средневилюйское ГКМ - Мастах - Берге - Якутск до 2009 г. при наличии дополнительных источников финансирования.     Проект строительства III нитки газопровода Средневилюйское ГКМ - Мастах - Берге - Якутск включен в Федеральные целевые программы «Энергоэффективная экономика» на 2002-2005 годы и на перспективу до 2010 года», «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на 1996 - 2005 и до 2010 года». Протяженность газопровода 384 км., диаметр трубы 720мм. По состоянию на 01.01.2005 г. построено 133.1 км. Осталось построить 251 км.

Таблица 4.

План   капитальных   вложений   в   строительство   третьей   нитки   магистрального газопровода Средневилюйское ГКМ - Мастах - Берге - Якутск

(тыс. руб.)

Наименование	всего	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год
Газопровод Средневилюйское ГКМ - Мастах - Берге - Якутск	3390000	675000	904500	904500	906000
Мощность       ДУ 720 мм, км.	225	45	60	60	60

 

Магистральный газопровод Среднетюнгское ГКМ - Далыр - Тамалакан и газопроводы-отводы к н/п левобережья р.Вилюй

В период с 2006 по 2010 годы планируется построить 147 км. магистрального газопровода Ду 325 мм., 121 км. газопроводов-отводов Ду 108 мм., 10 АГРС. Газопроводы-отводы будут подведены к селам Булгунняхтах, Хомустах, Дюллюкю, Бютейдях, Далыр, Сайлык, Липпе-Ата, Кырыкый, Харбала, Ботулу.

Таблица 5.

План капитальных вложений в строительство магистрального газопровода Среднетюнгское ГКМ - Далыр - Тамалакан и газопроводов-отводов к н/п левобережья р.Вилюй

(тыс. руб.)

Наименование	Всего	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год
Магистральный газопровод Среднетюнгское ГКМ - Далыр - Тамалакан          и газопроводы- отводы       к   н/п левобережья р.Вилюй	1799412	-	274506	437845	411759	675302

Магистральный газопровод Вилюйск-Верхневилюйск и газопроводы-отводы Нам, Тамалакан, Верхневилюйск

В 2006 году планируется закончить строительство магистрального газопровода Вилюйск-Верхневилюйск и газопроводы-отводы. Всего в 2006 году будет построено 15 км. газопроводов Ду 325 мм., 1 км. газопроводов Ду 108 мм, 3 АГРС. Объем необходимых инвестиций оценивается в 138074 тыс. руб.

Магистральные газопроводы в улусах прилегающих к магистральному газопроводу СВГКМ - Мастах - Берге – Якутск.

Магистральные газопроводы с. Бердигистях и газопроводы-отводы Бясь-Кюель, Кюерелях, Асыма, Бердигистях,  Дикимдя.  В  2006 - 2010  гг.  будет  построено   116  км.  магистральных газопроводов Ду219мм., 28,4 км. газопроводов-отводов Ду108 мм. 5 АГРС. МГ Булгунняхтах - Синек. Протяженность 102 км. Диаметр 219 мм.

Таблица 6.

План капитальных вложений в строительство магистрального газопровода к с. Бердигистях, магистрального газопровода Булгунняхтах - Синек.

(тыс. руб.)

Наименование	Всего	2006 год	2007 год		2008 год		2009 год	2010 год
Магистральный газопровод         к с.Бердигистях, газопроводы- отводы    к    н.п. Горного улуса	982128	234333	203091		195412		231547	117745
Магистральный газопровод Булгунняхтах    - Синек	375029	2000		2000		167580	96077	107372

 

Планируется построить магистральные газопроводы в Заречных улусах:

• МГ Майя-Тюнгюлю-Борогонцы. Протяженность 137 км. Диаметр 325 мм.;
• МГ Майя- Табага- Чурапча-Ытык-Кюель. Протяженность 202 км. Диаметр 426, 325 мм.;
• МГ Табага-Амга. Протяженность 110 км. Диаметр 325 мм.

Таблица 7.

План капитальных вложений в строительство магистральных газопроводов и газопроводов-отводов в Заречных улусах

(тыс. руб.)

Наименование	Всего	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год
Магистральные газопроводы и газопроводы- отводы к н.п. Заречья	4285181	1060503	1122144	1067696	784553	250285

Магистральный газопровод Усун-Балагаччи-Кыргыдай и газопроводы-отводы к населенным пунктам Вилюйского улуса

В 2007-2010 гг. планируется построить 60 км. магистрального газопровода Ду159 мм, 28 км. магистрального газопровода Ду108 мм., газопроводы-отводы с с. Усун, Тылгыны, Кюбяинде, Кюлекянь, Эбя, Балагаччи, Кирове. Будет построено 28 км. газопроводов-отводов Ду159 мм., 137 км. газопроводов-отводов Ду108 мм., 5 АГРС.

Таблица 8.

План капитальных вложений в строительство магистральных газопроводов и газопроводов-отводов в Вилюйском улусе

Тыс. руб.

Наименование	Всего	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год
Магистральные газопроводы и газопроводы- Вилюйского улуса	1186005	-	326456	213505	328969	317075

 

Магистральный газопровод Липпе-Атах-Нюрба

В 2009, 2010 гг. планируется построить 61 км. магистрального газопровода Ду325 мм. Объем необходимых капитальных вложений составляет 338583 тыс. руб. в 2009 г. и 219622 тыс. руб. в 2010 г.

Инвестиционная программа строительства магистральных газопроводов и газопроводов-отводов по Республике Саха (Якутия)

Всего за период с 2006 по 2010 годы по Республике Саха (Якутия) планировалось построить магистральные газопроводы и газопроводы-отводы общей протяженностью 1131 км.

Транспортировку   природного   газа   планируется   осуществлять                      по   следующим направлениям:

• Центральный   регион   Республики   Саха   (Якутии)   (г.Якутск   и   пригороды)   и прилегающие      к      трассе      действующего       магистрального      газопровода Средневилюйское  ГКМ - Якутск  населенные  пункты  Кобяйского,  Намского, Горного и западной части Хангаласского улусов;
• Вилюйский, Верхневилюйский и Нюрбинский улусы Республики Саха (Якутия);
• Заречные улусы Республики Саха (Якутия) Мегино-Кагаласский, Усть-Алданский, Чурапчинский, Таттинский, Амгинский улусы и восточная часть Хангаласского улуса.

3.3. Эксплуатация  Средневилюйского газоконденсатного месторождения

Средневилюйское ГКМ является основным объектом эксплуатации. Расположено в нижнем течение р. Вилюй, в районе п. Кысыл-Сыр Вилюйского улуса (района) Республики Саха (Якутия), в 600 км северо-западнее г. Якутска, 70 км восточнее г. Вилюйска.

Недропользование осуществляется на основании лицензии на право пользования недрами ЯКУ № 13020 НЭ (срок действия лицензии до 31.12.2017 года).

Разработка месторождения ведется на основании «Уточненного проекта разработки Средневилюйского ГКМ», выполненного ООО НПП «Газпроект», Москва, 2004 г. (протокол ЦКР № 23-Г/2004 от 7.09.2004 г.). Проект согласован на 5 лет.

Уровень добычи определен лицензионным соглашением в соответствии с утвержденными проектными документами на разработку месторождения.

Месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1986 году.

Расчет прогнозных технологических показателей в «Уточненном проекте разработки…» выполнен на основе принятой при утверждении запасов газа геологической модели, с учетом реально сложившихся условий эксплуатации (выбраны эксплуатационные объекты, пробурены (размещены) все эксплуатационные скважины, построена и действует система промысловой обработки). На основе Государственной программы развития нефтяной и газовой промышленности РС (Я) в проектном документе сформированы и обоснованы основные положения и подходы к разработке месторождения на длительную перспективу.

В проекте рассмотрены три варианта разработки месторождения, которые отличаются между собой уровнями максимальных отборов, темпами наращивания добычи газа и газового конденсата и распределением отборов по площади месторождения. Характерной чертой всех вариантов является то обстоятельство, что каждый из них может быть реализован имеющимся фондом пробуренных скважин.

С учетом специфики разработки месторождения, когда добыча ориентирована на одного конкретного потребителя, а ее прогнозируемое увеличение зависит от многих факторов, ЦКР Минэнерго РФ (газовая секция) протоколом № 23-Г/2004 от 07.09.2004 г. был согласован вариант I, со следующими принципиальными положениями:

• выделение трех эксплуатационных объектов Т1-IIа, Т1-IIб, Т1-III;
• проектная добыча газа - 1,55 млрд. м3;
• проектная добыча стабильного конденсата – 87,4 тыс.тонн;
• эксплуатационный фонд – 42 скважины;
• изменение варианта разработки при росте потребления газа в Республике Саха (Якутия).

Обустройство Средневилюйского ГКМ ведется по двум проектам:

1. «Обустройство Средневилюйского ГКМ на годовую добычу газа 2 млрд. м3» (на строительство объектов правобережной части месторождения);
2. «Обустройство Средневилюйского ГКМ на годовую добычу газа 4 млрд. м3» (на строительство объектов левобережной части месторождения и расширения УКПГ правобережной части)

Выполнение объемов по первой стройке составляет – 60 %, по второй стройке – 35 %.

Система сбора газа -  коллекторно-лучевая, представлена 28 эксплуатационными скважинами. 14 скважин находятся  в ожидании обустройства и подключения.

Значительная часть площади месторождения находится в пойме р. Вилюй. Русло реки делит месторождение на левобережную и правобережную части. Из 33 эксплуатационных скважин 14 находятся на левобережье и 19 -  на правобережье. Газ со скважин левобережья транспортируется на правый берег и далее до УКПГ по межпромысловому газопроводу Ду-426 и протяженностью 11 км, который соединяет сборный пункт левого берега с УКПГ. Пропускная способность системы сбора рассчитана с запасом по отношению к реальным объемам.

Способ прокладки шлейфов и коллекторов газа – подземный, без теплоизоляции.

Подготовка газа на Средневилюйском ГКМ производится на установках комплексной подготовки газа №№ 1 и 2 (УКПГ-1,2) методом низкотемпературной сепарации газа[41].

3.3.1. Технологический режим работы установок комплексной подготовки газа УКПГ- 1 и УКПГ- 2.

Установка комплексной подготовки газа № 1 Средневилюйского ГКМ

Строительство УКПГ и обустройство СВГКМ осуществлялось в соответствии с рабочим проектом, который разработан в 1980 г. Всесоюзным научно-исследовательским и проектно-конструкторским институтом по разработке газопромыслового оборудования (ВНИПИГАЗдобыча)                                  в г. Новосибирске.

Ввод в эксплуатацию технологической нитки УКПГ-1 СВГКМ  начат в ноябре 1986г.

Выпускаемой продукцией УКПГ-1 является природный газ, соответствующий ОСТ 51.40-93, который направляется в магистральный газопровод по двум ниткам (d – 530 мм) до Мастахского газоконденсатного месторождения – врезка «84 км» и далее потребителям Центрального региона Республики.

УКПГ-1 (технологическая нитка) включает следующее:

1. Установка низкотемпературной сепарации (УНТС) с разгазированием конденсата:

1.1. Сепаратор первой ступени.

1.2. Штуцер регулирующий

1. 3. Сепаратор второй ступени
   4. Расширительная камера
   5. Узел замера газа (УЗГ).

2. Установка дегазации конденсата:

2.1. Емкость дегазации конденсата Е-101 (первая ступень)

2.2. Емкость дегазации конденсата Е-102 (вторая  ступень)

2.3. Емкость дегазации насыщенного метанола Е-103

2.4. Емкость дегазации конденсата Е-104 (СУГД)

2.5. Концевой трап Тр-1, 2

3. Факельное хозяйство:

3.1. Факел сжигания сбрасываемого с установок газа

4. Вспомогательные технологические установки:

4.1. Склад метанола:

4.1.1. Е-1, 2 (1000 м3 ,каждая)

4.1.2. РВС-1 (3000 м3, каждая)

4.1.3. Промежуточная емкость (V-60 м3)

4.2. Склад конденсата:

4.2.1. РВС-2, 3, 4 (3000 м3, каждая)

Установка низкотемпературной сепарации (УНТС)

Qпроект. = 5 млн. мЗ/сут   Qср. = 3 млн. мЗ/сут

В состав УНТС входит оборудование:

• блок входных ниток, гребенка;
• блок газосепаратора С-102 Q= 0 - 5 млн. мЗ/сут.;
• штуцер типа ШР-12;
• блок низкотемпературного газосепаратора С-103 Q = 0 - 5 млн. мЗ/сут.;
• узел замера газа УЗГ;
• расширительная камера К-101.

Газ от скважин с давлением 10,5 - 16,0 МПа и температурой -1 - +22° С поступает по шлейфам на входную гребенку, где дросселируется до давления 9 - 10 МПа, со­гласно технологическому режиму, затем на первичный сепаратор С-102, где произво­дится первичная очистка газа от механической примеси, отделение водометанольного раствора (BMP) и капельного конденсата.

После первичного сепаратора газ проходит через штуцер, где его давление сни­жается до 4,0 – 6,0 МПа и с температурой -17 - -25° С поступает в низкотемпературный сепаратор С-103, где происходит его окончательная очистка от конденсата и остатков BMP. В сепараторе С-103 установлены дополнительно фторопластовые фильтры с целью увеличения площади конденсации жидкой фракции, что позволило улучшить качество осушки газа.

После низкотемпературного сепаратора С-103 газ проходит через расширитель­ную камеру К-101, где происходит окончательное выпадение влаги, поступает на замерной узел (УЗГ) и далее направляется в магистральный газопровод.

Отделение жидкой фазы

1-я ступень сепарации: С-102, П-1, С-101(2), Е-101, Ктр-1,2, PBC-2 (3000мЗ) Выделившийся после первичного сепаратора конденсат через автоматическую продувку поступает на непрямой подогреватель П-1, где нагревается до температуры 95-100°С, и поступает в японский сепаратор C-101(2). Конденсат стабилизируется и дегазируется в сепараторе при давлении 1,1-1,2 МПа и температуре 25-35°С, после чего автоматически продувается в емкость дегазации Е-101, где частично дегазируется, при этом газ дегазации уходит на факел и сжигается, а конденсат через трапы Ктр-1,2 посту­пает в резервуарный парк в продувочный резервуар РВС-2, где окончательно стабили­зируется при температуре окружающей среды и атмосферном давлении.

BMP, выделившийся после первичного сепаратора С-101(2), поступает в ем­кость дегазации Е-103, частично дегазируется и далее поступает в резервуарный парк.

2.  II-я ступень сепарации (С-103, П-2, С-101(1), Е-102, Ктр-1,2, РВС-2 (3000мЗ).

Выделившийся после низкотемпературной сепарации конденсат через автоматическую продувку поступает на непрямой подогреватель П-2, нагревается до темпера­туры 75-80° С и поступает на японский сепаратор                  С-101(1). Конденсат стабилизируется и дегазируется в сепараторе при давлении 1,1-1,2 МПа и температуре 55-60°С, после чего автоматически продувается в емкость дегазации Е-102, где частично дегазируется. Газ дегазации уходит на факел и сжигается, а конденсат через трапы Ктр-1,2 поступает в резервуарный парк в продувочный резервуар РВС-3000.

Конденсат и BMP, поступивший в один из 3-х РВС-3000 из Е-101,102, 103, Ктр-1,2 в течение 72 часов находится на отстое, затем BMP из нижней части РВС-3000 дрени­руется  в емкость накопления Е-2 (1000 мЗ), а конденсат подается на УПГК.

Установка комплексной подготовки газа № 2 Средневилюйского ГКМ.

Строительство УКПГ и обустройство СВГКМ осуществлялось в соответствии с рабочим проектом (Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по разработке газопромыслового оборудования ВНИПИГаздобыча, г.Новосибирск 1980 г.).

Ввод в эксплуатацию технологической нитки УКПГ-2 СВГКМ — ноябрь 1996 г.

 Производительность УКПГ-2 (ІІ технологическая нитка):                                Q =5 млн.м3/сутки: Qэф=3 млн.м3/сутки

УКПГ-2 (технологическая нитка) включает следующее:

1. Сепаратор первой ступени.
2. Регулирующий штуцер между сепаратором первой ступени и НТС, где за счет падения давления (штуцирования) происходит охлаждение газа до точки росы и выпадение жидкости.
3. НТС (низкотемпературный сепаратор), где происходит окончательная очистка газа.
4. Узел замера газа (УЗГ по схеме).

Установка низкотемпературной сепарации (УНТС)

Qпроект=5 млн.м3/сут      Qср.=3 млн.м3/сут

В состав УНТС входит оборудование:

• Блок входных ниток, гребенка;
• Блок сепаратора первой ступени Q=0÷5 млн.м3/сут;
• Штуцер типа ШР-12 между сепаратором первой ступени и НТС;
• Блок НТС (низкотемпературного сепаратора) Q=0÷5 млн.м3/сут;
• Узел замера газа УЗГ;

Газ от скважин с давлением 10,5÷16,0 МПа и температурой –3÷ +17°С поступает по шлейфам на входную гребенку, где дросселируется до давления 9,0÷10,0 МПа, согласно технологическому режиму, затем на первичный сепаратор, где производится первичная очистка газа от механической примеси, отделение водометанольного раствора (ВМР) и капельного конденсата.

После первичного сепаратора газ проходит через регулируемый штуцер ШР-12, где его давление снижается до 4,0÷6,0 МПа и с температурой                               –17÷–25° С поступает в низкотемпературный  сепаратор, где происходит его окончательная очистка от конденсата и остатков ВМР. В низкотемпературном сепараторе установлены дополнительно фторопластовые фильтры с целью увеличения площади конденсации жидкой фракции, что позволило улучшить качество осушки газа.

Отделение жидкой фазы:

1. І-я ступень сепарации (сепаратор первой ступени, П-1, японский сепаратор С-101(2), Е-101, Ктр1,2, продувочные резервуары РВС-2,3,4 по 3000м3).

Выделившийся после первичного сепаратора конденсат через автоматическую продувку поступает на УКПГ-1 на непрямой подогреватель П-1, где нагревается до температуры 95÷100° С, далее поступает в японский сепаратор С-101(2). Конденсат стабилизируется и дегазируется в сепараторе при давлении 1,1÷1,2 МПа и температуре 25÷35° С, после чего автоматически продувается в емкость дегазации Е-101, где частично дегазируется, при этом газ дегазации уходит на факел и сжигается, а конденсат через трапы Ктр1,2 поступает в резервуарный парк в продувочные резервуары РВС-2,3,4 где окончательно стабилизируется при температуре окружающей среды и атмосферном давлении.

ВМР, выделившийся после сепаратора первой ступени, поступает в емкость дегазации Е-103, частично дегазируется и далее поступает в резервуарный парк.

2. ІІ-я ступень сепарации (НТС, П-2, японский сепаратор С-101(1), Е-102, Ктр1,2,продувочные резервуары РВС-2,3,4 по 3000м3).

Выделившийся после низкотемпературной сепарации конденсат через автоматическую продувку на НТС поступает на УКПГ-1 на непрямой подогреватель П-2, нагревается до температуры 75÷80° С и далее поступает на японский сепаратор С-101(1). Конденсат стабилизируется и дегазируется в сепараторе при давлении 1,1÷1,2 МПа и температуре 55÷60°С, после чего автоматически продувается в емкость дегазации Е-102, где частично дегазируется. Газ дегазации уходит на факел и сжигается, а конденсат через трапы Ктр1,2 поступает в резервуарный парк, в продувочные резервуары РВС-2,3,4, где окончательно стабилизируется при температуре окружающей среды и атмосферном давлении.

3. Конденсат и ВМР, поступившие в РВС-2, РВС-3 или РВС-4 (по 3000 м3) из Е-101, 102, 103, Ктр1,2 в течение 72 часов находится на отстое, затем отстоявшийся ВМР (водометанольный раствор) из нижней части РВС-3000 дренируется в емкость накопления метанольной воды Е-2 (1000м3), а конденсат подается на УПГК.

Утилизация газов дегазации.

Выделившийся в сепараторах С-101(1) и С-101(2) газ дегазации поступает на аппараты воздушного охлаждения ВХ-1,2. В результате охлаждения происходит конденсация легких углеводородов (ШФЛУ), которые собираются и разделяются в сепараторе С-3. ШФЛУ с содержанием ПБФ до 20 % поступает на установку извлечения пропан-бутановой фракции, а осушенный газ – на АГРС-10, где редуцируется до давления 1,2 мПа и поступает через газораспределительные сети на ПАЭС.

Другое назначение линии - регенерации метанола из водометанольных растворов. Производительность ее составляет 600 тонн в год конечного продукта. Из-за ограниченных объемов потребления в регионе пропан - бутановой фракции (40-50 тонн в год) линия работает, в основном, в режиме регенерации метанола[41,45].

3.4. Эксплуатация Мастахского газоконденсатного месторождения

Мастахское ГКМ расположено в районе п. Мастах Кобяйского улуса (района) Республики Саха (Якутия), в нижнем течении правых притоков р. Вилюй – рек Баппагай и Тагнары, в 330 км севернее г. Якутска, 100 км восточнее п. Кысыл-Сыр.

Недропользование осуществляется на основании лицензии на право пользования недрами ЯКУ № 13021 НЭ (срок действия лицензии до 31 декабря 2035 года).

Введено в эксплуатацию в марте 1976 г. и до 1986 г. являлось базовым объектом  разработки, обеспечивая на 90-95 % потребность в энергоносителях Центрального промышленного региона Республики. С вводом в разработку Средневилюйского ГКМ Мастахское ГКМ выполняет роль                     месторождения-регулятора и в отдельности имеет второстепенное значение для баланса добычи углеводородов в регионе. Пик добычи был достигнут в начале 80-х годов ( 4,0-4,5 млн.м3/сутки). По мере отработки месторождения его добывные возможности неуклонно снижаются.

Уровень добычи определен лицензионным соглашением. Минимальный уровень добычи устанавливается в объеме 100 млн.м3/год, максимальный – 400 млн.м3/год.

В настоящее время из пяти залежей разрабатывается две: Т1-IV (эксплуатируется 2 скважинами) и Р2-I,II (эксплуатируется 1 скважиной) с суммарной суточной добычей 417 тыс. м3 газа в сутки.

Действующим проектом на разработку Мастахского ГКМ является «Уточненный проект до разработки Мастахского ГКМ Республики Саха (Якутия)», выполненный ОАО «СевКавНИПИгаз» (протокол ЦКР Роснедра МПР РФ № 60-Г/2006 от 27.09.2006 г.) За основу при проектировании до разработки месторождения приняты следующие основные положения:

• условия лицензионного соглашения ОАО «Якутгазпром»;
• геологическая модель месторождения, утвержденная ГКЗ РФ (протокол № 959 от 03.11.2004 г.);
• анализ истории разработки месторождения;
• возможность использования существующего фонда скважин и бурение новой скважины;
• сложившиеся уровни потребления газа и действующую систему транспорта;
• порядок ввода восстановленных скважин в эксплуатацию в соответствии с принципом разработки залежей снизу-вверх и привязкой к условиям на местности.

Имеющийся на месторождении фонд скважин позволяет обеспечить выполнение необходимых мероприятий по довыработке залежей, не охваченных в настоящее время разработкой, при условии проведения на них соответствующих восстановительных работ.

Технологический регламент для УКПГ-2 Мастахского ГКМ разработан ВНИПИГазом в соответствии с заказ нарядом с ОАО «Якутгазпром» по теме: «Разработка технологического регламента на проектирование опытно-промышленной установки адсорбционной осушки и очистки газа производительностью 2 млн. м3/сутки».

Установка комплексной подготовки газа Мастахского ГКМ предназначена для очистки и осушки природного газа до температуры точки росы в соответствии с ОСТ 50.40-93 и подготовки конденсата. При выборе материала оборудования, арматуры, трубопроводов принимались во внимание температура среды и минимальная температура окружающего воздуха.

Установка комплексной подготовки газа включает  следующие технологические установки:

1. Установка очистки и осушки газа и подготовки конденсата.
2. Установка переработки конденсата.
3. Установка подогрева теплоносителя и топливного газа.
4. Резервуарный парк газового конденсата.
5. Склад метанола.

Учитывая устьевые давления и относительно низкую устьевую температуру, для подготовки газа к транспорту принят метод низкотемпературной сепарации газа.

Очистка газа от механических примесей, капельной влаги и конденсата, а также осушка его осуществляется на установке низкотемпературной сепарации газа. Учитывая суровые климатические условия, все оборудование установки НТС располагается в отапливаемом помещении.

С целью предотвращения гидратооборазований предусмотрена подача метанола в шлейфы и в цех НТС. Для обогрева сепарационного оборудования (сепараторов I и II ступеней, разделителей, дренажной емкости) предусмотрена подача в них теплоносителя — дизтоплива, нагреваемого в печи. Печь расположена в здании вместе с насосом по перекачке теплоносителя. Газовый конденсат после предварительного выветривания поступает на хранение в резервуарный парк.

Для хранения конденсата предусмотрены металлические вертикальные резервуары, объемом 1000 м3 каждый, в количестве 2 шт.

Установка низкотемпературной сепарации газа

Установка НТС состоит из двух технологических ниток производительностью 1 млн.м3/сутки каждая. Рабочее давление I ступени сепарации 6,6 ¸ 7,8 МПа, II ступени 3,5 ¸ 5,5 МПа. Температура на входе на установку НТС изменяется от –5°С зимой до +3°С летом. Установка обеспечивает получение точки росы газа при –8 ¸ -10°С летом и –16 ¸ -20 °С зимой.

В данном регламенте рассматривается одна технологическая нитка, так как обе технологические нитки идентичны.

Газ со скважин по шлейфам с давлением 6,6 ¸ 7,8 МПа и с температурой +3 ¸ -5 ° С поступает на площадку сборного пункта. На каждом шлейфе в 30 м от здания НТС установлены отсекающие задвижки.

Перед входом газа в сепаратор I ступени на каждом шлейфе в здании НТС устанавливаются переключающие устройства для продувки шлейфов на свечу, для подключения к замерному и рабочему коллекторам. Из рабочего коллектора газ направляется в сепаратор I ступени с давлением 6,6 ¸ 7,8 МПа и температурой +3 ¸ -5 °С.

В сепараторе С-1 от газа отбиваются механические примеси, конденсат и ВМС.

Из сепаратора С-1 газ направляется после замера в теплообменник Т-1, где охлаждается потоком осушенного с сепаратора С-2. После дросселирования до давления 3,5 ¸ 5,5 МПа с температурой –8 °С ÷ -20 °С газ поступает в сепаратор II ступени C-2, где при давлении 3,5 ¸ 5,5 МПа от газа отбивается жидкая фаза. Сухой газ из сепаратора С-2 направляется в теплообменник Т-1 где охлаждает газ с сепаратора С-1 и поступает в общий коллектор, замеряется и направляется в I, II нитки МГ Мастах-Берге.

Замерная нитка может быть и рабочей. Конденсат и ВМС из сепаратора С-1 направляется в разделитель Р-1, из сепаратора С-2 – в разделитель Р-2, где происходит дегазация конденсата.

Из разделителей Р-1 и Р-2 газовый конденсат объединяется в общий коллектор и направляется в концевую трапную установку Тр-2`, Тр-2``, откуда направляется на хранение в резервуарный парк (Е-1, Е-2). Газ дегазации с разделителей, трапов направляется на факел Ф-2.

После замера конденсат из мерника насосом Н-1 подается в разделители. Для предупреждения образования гидратообразования предусмотрена подача метанола на скважины, перед I ступенью и перед теплообменником.

Для опорожнения оборудования и трубопроводов на случай ремонта предусмотрена система дренажных трубопроводов и дренажная емкость Е-2.

Для обогрева сепараторов С-1 и С-2, разделителей Р-1 и Р-2 предусмотрена подача теплоносителя — дизтоплива. После охлаждения в аппаратах дизтопливо собирается в промежуточную емкость, откуда насосом Н-3 подается на подогрев в печь П-1 и далее на обогрев сепарационного оборудования (данный узел является самостоятельным и в схему НТС не входит)[42].

3.5. Расчеты потерь природного газа и газового конденсата

В процессе освоения газовых месторождений наиболее активное воздействие на природную среду осуществляется в пределах территорий самих месторождений, трасс линейных сооружений (в первую очередь магистральных трубопроводов), в ближайших населенных пунктах (городах, поселках). При этом происходит нарушение растительного, почвенного и снежного покровов, поверхностного стока, срезка микрорельефа. Такие нарушения, даже будучи временными, приводят к сдвигам в тепловом и влажном режимах грунтовой толщи и к существенному изменению ее общего состояния, что обуславливает активное, часто необратимое развитие экзогенных геологических процессов. Добыча газа приводит также к изменению глубоко залегающих горизонтов геологической среды.

Особо следует остановиться на возможных необратимых деформациях земной поверхности в результате извлечения из недр газа, поддерживающих пластовое давление. В мировой практике достаточно примеров, показывающих, сколь значительным может быть опускание земной поверхности в ходе длительной эксплуатации месторождений. Перемещения земной поверхности, вызываемые откачками из недр газа, могут быть значительно большими, чем при тектонических движениях земной коры. Неравномерно протекающее оседание земной поверхности часто приводит к разрушению водопроводов, кабелей, железных и шоссейных дорог, линий электропередач, мостов и других сооружений. Оседания могут вызывать оползневые явления и затопление пониженных участков территорий. В отдельных случаях, при наличии в недрах пустот, могут происходить внезапные глубокие оседания, которые по характеру протекания и вызываемому эффекту мало отличимы от землетрясений.

Предприятия по добыче и переработке газа загрязняют атмосферу углеводородами, главным образом в период разведки месторождений (при бурении скважин). Иногда эти предприятия, несмотря на то, что газ экологически чистое топливо, загрязняют открытые водоемы, а также почву.

Природный газ отдельных месторождений может содержать весьма токсичные вещества, что требует соответствующего учета при разведочных работах, эксплуатации скважин и линейных сооружений.

Оборачиваемость резервуаров - количество продукта, заливаемого в резервуар за год, отнесенной к полной вместимости резервуара.

В таблице 7 представлены данные среднегодовой оборачиваемости резервуаров Средневилюйского газоконденсатного месторождения за 2010 год.

Таблица 10.

Среднегодовая оборачиваемость резервуаров, м3

№ резервуара	Янв	Фев	Мар	Апр	Май	Июн	Июл	Авг	Сен	Окт	Нояб	дек	Ср.обор.
РВС-2-3300	1460,1	2246,5	1926,0	1701,0	2810,9	2982,7	144,1	2323,2	2803,4	3236,5	2920,9	1485,0	2170,0
РВС-3-3300	2616,6	2136,0	2385,7	3121,9	2792,4	2741,3	582,5	2381,4	1750,0	803,0	2404,3	3272,1	2248,9
РВС-4-3300	2636,6	2654,5	2122,8	917,7	1637,3	946,6	1640,3	1421,8	2226,3	1013,8	1519,6	1519,6	1813,8

 

По выше приведенным данным наибольшая оборачиваемость приходится на зимние периоды, и следовательно, эксплуатация резервуаров поочередно.  Среднегодовая оборачиваемость резервуаров изменяется от 1813,8 до 2248,9, при этом коэффициент оборачиваемости (Ко) составляет 1,00. учитывается Расчет постоянных коэффициентов проводится с учетом окраски резервуаров,   в данном предприятии используется алюминиевая окраска.

Технические параметры резервуаров имеют одинаковые размеры и полезный объем, которые представлены в таблице 8.

Таблица 11.

Технические параметры резервуаров

№ резервуара	Высота резервуара, м	Диаметр, м	Объем р-ра, м3	Высота газового пространства	Полез. объем, м3
РВС-2-3300	11,93	18,99	3377	4,264	3275
РВС-3-3300	11,92	19,026	3387	4,005	3275
РВС-4-3300	11,92	19,014	3382	5,527	3275

 

Газовые конденсаты - жидкие смеси высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при их добыче на так называемых газоконденсатных месторождениях.

Нами приведены расчеты потерь газового конденсата от малых дыханий резервуаров который представлен в таблице 12.

Для расчета потерь газового конденсата приводятся данные как высота резервуаров, давление насыщенных паров, диаметр резервуаров, коэффициент оборачиваемости и плотность.

Потери при «малых дыханиях» вызываются колебаниями температуры окружающей среды. При повышении температуры воздуха в дневное время поверхности резервуара нагреваются, и в результате увеличивается испарение нефтепродуктов, особенно легколетучих фракций. А следовательно, увеличиваются давление и температура парогазовой смеси в резервуаре. Возрастание давления влечет за собой срабатывание дыхательного клапана и выход паровоздушной смеси в окружающую среду. В ночное время при охлаждении продукта давление смеси снижается, создается частичный вакуум и происходит обратное явление — воздух через впускной клапан поступает в газовое пространство резервуара.

Таблица 12.

Потери газового конденсата от "малых" дыханий резервуаров

№ резервуара	Нг,м	Кн	D	Кокр	Р, кг/м3	Gr,тонн
РВС-2-3300	4,264	0,40409	18,99	1	753,4	93,8416
РВС-3-3300	4,005	0,40027	19,026	1	753,4	93,2716
РВС-4-3300	5,527	0,42244	19,026	1	753,4	98,3268
всего						187,113

 

По характеристике всех показателей малых дыханиях резервуаров общее кол-во составляет 187,113 тонн при среднем значении показателей 93,7. Высота газового пространства в РВС взята по среднегодовой оборачиваемости РВС.

Таблица 13.

Основные параметрические показатели

Янв	Фев	Мар	Апр	Май	Июн	Июл	Авг	Сен	Окт	Ноя	Дек	Ср./год
Температура газового конденсата, t0 С
-30	-34,6	-23	-2	3,7	15,4	17,25	19	7	-2,7	-25,3	-35,5	-7,6
Давление насыщенных паров газового конденсата, мм.рт.
946,6	1032,5	985,7	1000,2	885,1	698,7	481,85	441,4	654,5	897,4	921,7	977,8	826,9
Атмосферное давление, мм.рт.
768,4	760,4	757,6	743,7	738,3	735,4	749,5	751,7	750,5	746,7	763	775,5	753,4
Температура атмосферного воздуха, t0 С
-34	-39	-23,6	-9,5	2,5	12,8	20,6	15,2	7,8	-5,3	-26,2	-40,1	-9,9

 

Среднегодовая температура газового конденсата с января по декабрь составляет -7,60 С, когда как отмечается высокое колебание температуры с -35,5 до 190  С, что является одним из основных факторов влияющих на «дыхание» резервуаров. 

Среднегодовое давление насыщенных паров газового конденсата (ДНП)

находится в границе от 441,85 (август) до 1032,5, следовательно этот показатель изменяется в соответствии с колебанием среднегодовой температуры атмосферного воздуха давления имеет зависимое значение и является одним из основных критериев «дыхания» резервуаров.

«Большие дыхания» происходят при вытеснении паровоздушной смеси в окружающую среду в процессе заполнения нефтепродуктами резервуара. При этом объем газового пространства уменьшается. Обратное явление — поступление воздуха в резервуар - отмечается при откачке продукта. Объем такого «большого дыхания» приблизительно соответствует поступившему в резервуар количеству продукта. Потери растут при увеличении числа циклов приема-откачки резервуаров и зависят от климатической зоны. Потери конденсата от "больших" дыханий.

         

Таблица 14.

Потери газового конденсата от "больших" дыханий резервуаров

 

№ резервуара	ДНП гк	Р ат	V пол.	Кокр	V	Р гп	Gr, тонн
РВС-2-3300	826,9	751,8	3275	1	34387,5	2,707	102,416
РВС-3-3300	826,9	751,8	3275	1	34387,5	2,707	102,416
РВС-4-3300	826,9	751,8	3275	1	34387,5	2,707	102,416
Всего							307,248

Для расчета потерь газового конденсата от «больших» дыханий резервуаров нужно учитывают показатели среднего давления насыщенных паров, атмосферного давления, объем резервуаров, полезный объем, коэффициент окраски (данная окраска алюминиевая) и плотность газового пространства. По расчетным данным среднее значение потери газового конденсата составляет 102,416 тонн, в общем   количестве 307,248  тонн.

Всего потери от «больших» и «малых» дыханий РВС  494,361 т.

Нами приведен расчет нормативов потерь природного газа на 2010 год по Средневилюйскому газоконденсатному месторождению ОАО «ЯТЭК», который представлен в таблице 12.

Таблица 15.

Расчет нормативов потерь природного газа на 2010 год по Средневилюйскому ГКМ ОАО «ЯТЭК»

Статья потерь	расчетные
	тыс.м3	% к добыче
Потери при освоении скважин после бурения газодинамических и газконденсатных исследованиях	7000	0,480
Разрядка перед паводковым периодом	443	0,030
Потери при ремонте и обслуживании предохранительных клапанов	2,857	0,00020
Газы дегазации газового конденсата	12431,05	0,853
Потери при регенерации водометанольного раствора	24,347	0,00167
Потери при освидетельствовании аппаратов	5,455	0,00037
Всего технологических потерь	19906,709	1,366
Добыча	1450409,194
Ресурсы (извлечение)	1457409,194
Норматив потерь, %		1,366

 

При расчете производится учет технологических потерь: потери при освоении скважин после бурения газодинамических и газконденсатных исследованиях, разрядка перед паводковым периодом, потери при ремонте и обслуживании предохранительных клапанов, газы дегазации газового конденсата, потери при регенерации водометанольного раствора и потери при освидетельствовании аппаратов, который составил всего лишь 19906,709 тыс.м3 при добыче 1450409,194 тыс.м3 природного газа, что занимает от общей доли добычи 1,366%.

При учете потерь природного газа и газового конденсата обязательным условием технического и экологического контроля также является расчет планируемых потерь газового конденсата.

Глава 4.  ПРИРОДООХРАННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ И БЕЗОПАСНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА

4.1. Природоохранные мероприятия

Все природоохранные мероприятия и затраты на их осуществление с точки зрения снижения отрицательного воздействия деятельности газового предприятия на окружающую среду можно разделить на три группы.

Первая группа охватывает мероприятия, снижающие или предотвращающие образование вредных отходов в процессе добычи. Это совершенствование действующей технологии, переход на новые процессы, уменьшение количества отходов.

Вторая группа включает мероприятия, предотвращающие или уменьшающие поступления отходов в окружающую среду. Это – герметизация технологического оборудования, перевод неорганизованного выброса в организованный, внедрение передовых методов по очистке отходящих газов и стоков, повышение степени очистки на действующих очистных комплексах.

Третья группа включает мероприятия по снижению вредного воздействия уже поступивших веществ в окружающую среду. Это -строительство высоких труб для рассеивания выбросов, снижение концентрации вредных веществ в стоках путем их разбавления, создание отвалов твердых отходов и их локализация.

В целях и задачах плана социального и экономического развития газового предприятия обязательно должна быть разработка мероприятий по предотвращению загрязнения окружающей среды и более рациональному использованию природных ресурсов. В плане можно выделять четыре подраздела:

охрана и рациональное использование водных ресурсов;

Таблица 16.

Перечень разрешительных документов в области водоохраной деятельности

№ п/п	№ лицензии или разрешения	Наименование органа, выдавшего лицензию	Вид деятельности	Срок лицензии/раз решения
1.	Договор  водопользования  № 14-ОО.ОО.ОО.ООО-О-ДЗИО-С-2008-00302/00	Минприроды РС(Я)	Забор воды с озера Арга-Соболоох на технические нужды МГКМ	С 01.01.2008г по 31.1 2.20 12г.
2.	Договор  водопользования  № 14-00.00.00.000-ДЗИО-С-2008-00303/ООг	Минприроды РС(Я)	Забор воды с озера Ротор на хоз-питьевые нужды СВГКМ	С. 01.01.2008г по31.12.2012г.
3.	Договор  водопользования  № 14-ОО.ОО.ОО.ООО-ДЗИО С-2008-00304/00	Минприроды РС(Я)	Забор воды с озера Баранаатгаллаах-Кюель на хоз-питьевые нужды МГКМ	С 01.01.2008г по31.12.2012г.
4.	Договор  водопользования № 14-ОО.ОО.ОО.ООО-Р-ДИБВ-С-2009-00633/00	Департамент     по водным отношениям   при МОП РСЯ)	Использование водной акватории р. Вилюй под причал и эксплуатацию межпромысловых газового коллектора и конденсатопровода.	С 01. 01, 2009 по 31.12.2012г.

 

охрана атмосферного воздуха;

Таблица 17.

Перечень разрешительных документов в области охраны атмосферного воздуха

№ п/п	Номер разрешения	Наименование органа, выдавшего разрешение	Вид деятельности	Срок действия разрешения
1	№ ПДВ-073/633	Управление Ростех надзора по РС(Я)	Разрешение на ПДВ для ПАЭС -2500	С 01.04.2008г по 31.12.2011г
2	№ ПДВ-073/634	Управление Ростехнадзора по РС(Я)	Разрешение на ПДВ для фонда скважин на СВГКМ;	с    01.04.2008г по 31. 12.201 1г
3	№ ПДВ-073/760	Управление Ростехнадзора по РС(Я)	Разрешение на ПДВ для объектов на СВГКМ	С     01.10.2008 по31.12.2012г
4	№ ПДВ-073/635	Управление Ростехнадзора по РС(Я)	Разрешение на ПДВ для фонда скважин на МГКМ	с    01.04.2008г по31. 12.2011г
5	№ПДВ- 073/7 14	Управление Ростехнадзора по РС(Я)	Разрешение на ПДВ для объектов на МГКМ	С     01.07.2008 по31.12.2012г
6	№ПДВ- 10/35	Ленское Управление Ростехнадзора	Разрешение на ПДВ для ЦПГК на СВГКМ	С     01.01.2010 по 31. 12.2013г

 

3. охрана и рациональное использование земель;

Таблица 18.

Перечень разрешительных документов в области обращения с отходами

№ п/п	Номер документа	Наименование органа, установившего  лимит на размещение отходов	Вид деятельности	Срок действия лимита
1	Лицензия №ОТ-73-000367 (14)	Ленское       Управление Ростехнадзора	деятельность       по       сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке, размещению опасных отходов.	с!9.06.2009г по 19.06,2014г
2.	Лимит на размещение отходов № 10/14	Ленское Управление Ростехнадзора	Лимит        на        размещение отходов	С    01.01.2010Г по 19.06.2014г

[47].

4) охрана недр.

План разрабатывается с учетом характера производства и заданий, устанавливаемых вышестоящей организацией. Порядок разработки принимается таким, как и составление плана по техническому развитию и организации производства предприятия. При разработке этого раздела должны быть определены перечень мероприятий, связанных с охраной природы и окружающей среды; их цель и место внедрения; головной исполнитель и соисполнители; сроки начала и окончания работ; сметная стоимость и плановые затраты; ввод мощностей по предотвращению загрязнения окружающей среды, их экономическая эффективность. План утверждается руководителем предприятия.

В процессе разработки «Плана мероприятий по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов» выполняются следующие работы [7]:

• уточняются действующие и разрабатываются новые нормы удельных выбросов в атмосферу, водопотребления и водоотведения, землепользования и другие;
• уточняются объемы потребления и использования водных ресурсов, сброса сточных вод, снижения объема сброса загрязненных стоков;
• уточняется количество вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу, улавливаемых и обезвреживаемых вредных веществ, степень улавливания и очистки газообразных выбросов, снижение объемов вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу;
• уточняются показатели использования природных ресурсов.

Перечень разрешительных документов ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания», действующих в области охраны окружающей среды в 2010 году:

4.2. Требования техники безопасности и пожарной безопасности

«Правила безопасности в газовом хозяйстве»  разработаны в соответствии с «Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России», утвержденным Указом Президента Российской Федерации от 18.02.93 № 234, и учитывают требования Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 № 116-ФЗ, а также других действующих нормативных документов.

1.Требования к должностным лицам и обслуживающему персоналу [3].

Руководители организаций и их структурных подразделений, специалисты, выполняющие работы по проектированию, строительству, ведению технического надзора, наладке и испытанию оборудования (технических устройств), систем автоматизации, защиты и сигнализации, эксплуатации объектов газового хозяйства, вентиляционных и дымоотводящих систем, а также преподаватели, занятые подготовкой кадров, должны пройти проверку знаний Правил в соответствии с «Положением о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, организаций и объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России» (РД 01-24-93), утвержденным Госгортехнадзором России 19.05.93 и зарегистрированным в Минюсте России 07.06.93 № 272, в объеме выполняемой ими работы.

Сварщики перед допуском к сварке газопроводов должны быть аттестованы в соответствии с «Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства», утвержденными Госгортехнадзором России 30.10.98.

Аттестация указанных работников должна проводиться с участием инспектора газового надзора территориального органа Госгортехнадзора России. Успешно прошедшим проверку теоретических знаний и практических навыков выдается удостоверение установленной формы за подписью председателя аттестационной комиссии и инспектора газового надзора.

К выполнению газоопасных работ допускаются руководители, специалисты и рабочие, обученные и сдавшие экзамены на знание правил безопасности и техники безопасности, технологии проведения газоопасных работ, умеющие пользоваться средствами индивидуальной защиты (противогазами и спасательными поясами) и знающие способы оказания первой (до врачебной) помощи.

Результаты экзаменов оформляются протоколом с указанием вида работ, которые может выполнять лицо, прошедшее проверку знаний, в том числе участие в работе постоянно действующих экзаменационных комиссий. На основании протокола первичной проверки знаний, успешно сдавшему экзамен, выдается удостоверение о возможности допуска к указанным видам работ за подписью председателя комиссии и инспектора газового надзора территориального органа Госгортехнадзора России.

2. Положение о контроле качества и безопасного выполнения работ (производственный контроль) должно предусматривать:

• периодичность и объем проводимых проверок;
• меры, принимаемые по устранению выявленных нарушений;
• анализ причин допущенных нарушений в целях их устранения и предупреждения;
• проверку деятельности подразделений организации по обеспечению ими условий для соблюдения на рабочих местах требований Правил и инструкций.

3.  Проектирование систем газоснабжения (газораспределения)

Проектируемые системы газоснабжения (газораспределения) городов и населенных пунктов должны обеспечивать бесперебойное и безопасное газоснабжение, а также возможность оперативного отключения потребителей газа. Проектная документация систем газоснабжения (газораспределения) до утверждения заказчиком должна быть согласована с организацией газового хозяйства на предмет ее соответствия выданным техническим условиям на проектирование.

4. Строительство систем газоснабжения (газораспределения) должно выполняться по утвержденным проектам при условии организации технического надзора. Строительством подземных распределительных и межпоселковых газопроводов вправе заниматься специализированные организации в области строительства инженерных систем (коммуникаций) и трубопроводного транспорта, имеющие в своем составе монтажников, сварщиков, специалиста по сварочному производству и лабораторию контроля качества сварных стыков и изоляционных работ. Объекты строительства, реконструкции и капитального ремонта систем газоснабжения (газораспределения) городов и населенных пунктов, а также промышленных, сельскохозяйственных производств, отопительных котельных, ГНС, ГНП, АГЗС перед началом строительства должны быть зарегистрированы в территориальных органах Госгортехнадзора России, в соответствии с п. 6 «Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России».

Приемочная комиссия должна проверить проектную и исполнительную документацию, осмотреть смонтированную надземную и внутреннюю систему газоснабжения (газораспределения) для определения соответствия ее требованиям нормативных документов, настоящих Правил и проекту, выявления дефектов монтажа, а также проверить наличие актов на все скрытые работы. Помимо этого, должно быть проверено соответствие проекту вентиляционных и дымоотводящих систем, электросилового и осветительного оборудования, контрольно-измерительных приборов и готовность организации к эксплуатации объекта.

Комиссии предоставляется право потребовать вскрытия любого участка газопровода для дополнительной проверки качества строительства, а также проведения повторных испытаний с представлением дополнительных заключений.

5. Комплексное опробование оборудования на ГНС, ГНП и АГЗС должно производиться при выполнении следующих условий:

• до заполнения резервуаров и газопроводов сжиженным газом должна быть обеспечена приемка оборудования станции для комплексного опробования, задействованы автоматические средства противоаварийной и противопожарной защиты;
• на период комплексного опробования оборудования должно быть организовано круглосуточное дежурство персонала станции и наладочной организации для наблюдения за состоянием технологического оборудования и принятия мер по своевременному устранению неисправностей и утечек газа;
• персонал станции должен быть проинструктирован о возможных неполадках и способах их устранения, а также обеспечен необходимыми схемами и инструкциями, средствами защиты и пожаротушения, спецодеждой, приборами [3].

4.3. Безопасность эксплуатации газового хозяйства

Безопасность эксплуатации газового хозяйства должен отвечать требованиям ТБ и ПБ, утвержденными Постановлением Госгортехнадзора России от 30.11.98 №71 дополненном в последующие годы. А также «Правилами технической эксплуатации и требованиями безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации», согласованными с Госгортехнадзором России 29.08.91 и утвержденными ГП «Росстройгазификация» 1 20.10.91, инструкциями заводов-изготовителей и производственными инструкциями, обеспечивающими безопасное проведение работ.

1. Графики технического обслуживания и ремонта объектов газового хозяйства утверждаются главным инженером (техническим директором) организации-владельца и согласовываются с организацией-исполнителем при заключении договора на обслуживание газопроводов и газового оборудования.

2. Для лиц, занятых эксплуатацией объектов газового хозяйства, должны быть разработаны должностные и производственные инструкции, обеспечивающие безопасное проведение работ. К инструкции по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ГРП, ГРУ, ГНС, ГНП, АГЗС и котельных должны прилагаться технологические схемы.

3. Организация обязана в течение всего срока эксплуатации хранить проектную и исполнительную документацию на газопроводы и газифицированные объекты.

4. На каждый наружный газопровод, электрозащитную, резервуарную и групповую баллонную установку, ГРП (ТРУ), ГНС (ГНП), АГЗС должен составляться эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики, а также данные о проведенных капитальных ремонтах.

5. В каждой организации из числа руководителей или специалистов, прошедших проверку знаний, должны быть назначены лица, ответственные за безопасную эксплуатацию газового хозяйства в целом и каждого участка в отдельности.

6. Должностная инструкция лица, ответственного за безопасную эксплуатацию объектов газового хозяйства, должна предусматривать следующие обязанности, направленные на обеспечение безопасного режима газоиспользования [4]:

• участие в рассмотрении проектов газоснабжения и в работе комиссий по приемке газифицируемых объектов в эксплуатацию;
• разработка инструкций, плана по локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовом хозяйстве;
• участие в комиссиях по проверке знаний настоящих Правил, нормативных документов и инструкций у персонала;
• проверка соблюдения установленного Правилами порядка допуска специалистов и рабочих к самостоятельной работе;
• регулярный контроль за соблюдением требований безаварийной и безопасной эксплуатации и ремонта газопроводов и газового оборудования, проверка правильности ведения технической документации при эксплуатации и ремонте;
• приостановка работы неисправных газопроводов и газового оборудования, а также самовольно введенных в работу;
• выдача руководителям подразделений, начальнику газовой службы предписаний по устранению нарушений требований Правил;
• оказание помощи в работе лицам, ответственным за безопасную эксплуатацию газового хозяйства цехов (участков); контроль за их работой; разработка планов мероприятий и программ по замене и модернизации устаревшего оборудования;
• организация и проведение тренировок со специалистами и рабочими по ликвидации возможных аварийных ситуаций;
• участие в обследованиях, проводимых органами Госгортехнадзора России.

7. Техническое обслуживание, ремонт газопроводов и газового оборудования административных, общественных и жилых зданий должны осуществляться эксплуатационными организациями газового хозяйства (горгазами, межрайгазами и т.д.) или по договору другими организациями, имеющими соответствующую лицензию территориальных органов Госгортехнадзора России.

8. Природные газы, подаваемые потребителям, должны соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунального назначения. Технические условия».

9. Контроль за давлением газа в сетях городов и населенных пунктов должен осуществляться измерением его не реже 1 раза в год (в зимний период) в часы максимального потребления газа в точках, наиболее неблагополучных по режиму газоснабжения.

10. Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной настоящими Правилами.

11. При обходе подземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами - отбор и анализ проб на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; уточняться сохранность настенных указателей и ориентиров сооружений;

12. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости курения, пользования открытым огнем, электроприборами и необходимости проветривания помещений.

13. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.

14. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке [4].

15. При проектировании, строительстве и эксплуатации газопроводов на подрабатываемых территориях должны выполняться требования СНиП 2.01.09-91 «Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах», «Положения о порядке выдачи разрешений на застройку площадей залегания полезных ископаемых» (РД 07-105-96), утвержденного Госгортехнадзором России 19.06.951 «Инструкции о порядке утверждения мер охраны зданий, сооружений и природных объектов от вредного влияния горных разработок» (РД 07-113-96), утвержденной Госгортехнадзором России 28.03.96.

4.4. Функциональные обязанности инженера – эколога в газовой промышленности

Функциональные обязанности Инженера по охране окружающей среды (эколога) определены на основе и в объеме квалификационной характеристики по должности Инженера по охране окружающей среды и могут быть дополнены, уточнены при подготовке должностной инструкции исходя из конкретных обстоятельств.

В обязанности  инженера по охране окружающей среды (эколог) входят [26]:

1. Осуществляет контроль за соблюдением в подразделениях предприятия действующего экологического законодательства, инструкций, стандартов и нормативов по охране окружающей среды, способствует снижению вредного влияния производственных факторов на жизнь и здоровье работников.

2. Разрабатывает проекты перспективных и текущих планов по охране окружающей среды, контролирует их выполнение.

3. Участвует в проведении экологической экспертизы технико-экономических обоснований проектов расширения и реконструкции действующих производств, а также создаваемых новых технологий и оборудования, разработке мероприятий по внедрению новой техники.

4. Принимает участие в проведении научно-исследовательских и опытных работ по очистке промышленных сточных вод, предотвращению загрязнения окружающей среды, выбросов вредных веществ в атмосферу, уменьшению или полной ликвидации технологических отходов, рациональному использованию земельных и водных ресурсов.

5. Осуществляет контроль за соблюдением технологических режимов природоохранных объектов, анализирует их работу, следит за соблюдением экологических стандартов и нормативов, за состоянием окружающей среды в районе расположения предприятия.

6. Составляет технологические регламенты, графики аналитического контроля, паспорта, инструкции и другую техническую документацию.

7. Участвует в проверке соответствия технического состояния оборудования требованиям охраны окружающей среды и рационального природопользования.

8. Составляет установленную отчетность о выполнении мероприятий по охране окружающей среды, принимает участие в работе комиссий по проведению экологической экспертизы деятельности предприятия.

Экологический контроль при добыче, использовании, переработке

и транспортировке природного газа и газового конденсата

Экологический контроль - это проверка соблюдения предприятиями, организациями, т.е. всеми хозяйствующими субъектами и гражданами экологических требований по охране окружающей природной среды и обеспечению экологической безопасности общества [17].

Цель экологического контроля состоит в предупреждении и устранении правонарушений в области экологии и природопользования. В настоящее время сложились две формы экологического контроля - предупредительная и карательная.

Предупредительная форма экологического контроля включает в себя разработку и введение в действие нормативов качества окружающей природной среды и рационального использования природных ресурсов, выдачу разрешений или лицензий (и их аннулирование) на различные виды природопользования, установление лимитов сбросов и выбросов загрязняющих веществ, лимитов хранения твердых отходов и др. Сюда же можно отнести различные виды предупреждений о необходимости проведения обязательных или необходимых в данном конкретном случае природоохранных мероприятий (например, рекультивации земель после проведения геологоразведочных работ, военных учений и др.) [17].

Карательная форма экологического контроля применяется в тех случаях, когда последствия правонарушения не позволяют ограничиваться только предупреждением. Она выражается в наступлении различных видов юридической ответственности (материальной, дисциплинарной, административной, уголовной, гражданско-правовой). В качестве карательной формы экологический контроль может применяться пресечение экологически вредных действий, например, ограничение, приостановление или прекращение какого-либо производства (завода, цеха и др.).

Объектами экологического контроля являются: состояние окружающей природной среды, ее отдельных объектов, степень их изменения под влиянием хозяйственного развития; выполнение обязательных мер по охране окружающей среды и ее отдельных объектов; соблюдение природоохранительного законодательства. В целом система экологического контроля в соответствии с Законом РФ «Об охране окружающей природной среды» состоит из следующих подсистем [1]:

1) государственная служба наблюдения за состоянием окружающей природной среды;

2) государственный экологический контроль;

3) производственный экологический контроль;

4) общественный экологический контроль.

Государственный экологический контроль (ГЭК) должен добиться обеспечения всеми хозяйствующими субъектами и гражданами требований экологического законодательства и нормативов качества ОПС.

Правовой базой государственного экологического контроля являются Закон РФ «Об охране окружающей природной среды» и соответствующие документы, включая «Правила осуществления государственного экологического контроля за должностными лицами Минприроды и его территориальных органов», Положения о министерствах и ведомствах, относящихся к числу специально уполномоченных на то государственных органов в области охраны окружающей природной среды.

Законом установлен круг полномочий должностных лиц органов ГЭК. Они имеют право [1]:

• посещать предприятия, учреждения и организации, независимо от форм собственности и подчинения, и знакомиться с документами, необходимыми для выполнения служебных обязанностей;
• проверять работу очистных сооружений и установок, а также установленных природоохранных требований и нормативов;
• устанавливать нормативы и давать разрешения на сбросы и выбросы вредных веществ;
• назначать государственную экологическую экспертизу;
• требовать устранения выявленных недостатков, привлекать виновных лиц к административной ответственности, направлять материалы о привлечении их к ответственности, предъявлять иски в суд о возмещении вреда, причиненного ОПС и здоровью граждан;

Общий экологический контроль относится к компетенции высших звеньев государственной системы управления. На федеральном уровне - это контрольное управление Администрации Президента РФ и Правительства РФ, на региональном уровне - соответствующие органы представительной и исполнительной власти субъектов РФ.

В Ы В О Д Ы

1. Газ отличается от всех видов топлива полнотой сгорания без дыма                  и копоти; отсутствием золы после сгорания; легкостью розжига                                     и регулирования процесса горения; высоким коэффициентом полезного действия топливо использующих установок; экономичностью и простотой транспортировки к потребителю; возможностью хранения в сжатом                               и сжиженном состоянии; отсутствием вредных веществ.

2. Народно – хозяйственное значение газовой промышленности России очень высока, так  продукция газовой отрасли  обеспечивает промышленность (около 45% общего народнохозяйственного потребления), тепловую электроэнергетику (35%), коммунальное хозяйство (более 10%), благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи                                     и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности.

2. Природные газы состоят из 90% метана, и остальные 10% этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана, гексана и др.; в них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы.

3. На территории Республики Саха (Якутии) газовая промышленность начала развиваться с 1978 года, когда от Мастахского газоконденсатного месторождения было начато строительство газопровода Мастах-Берге-Якутск протяженностью 384 км.  

4. Газовая промышленность Республики Саха (Якутия) развивается                      с программой освоения нефтяных и газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, рассчитанной до 2050 года. Согласно этой программе, планируется освоить все месторождения, в том числе и гигантское Чаяндинское месторождение в Западной Якутии. Программа предусматривает и освоение старых месторождений, на которых сегодня идет добыча                                           газа – Средневилюйского, Мастахского,  Среднетюнгского и целого ряда других. По территории Республики Саха (Якутия) проходит магистральный газопровод Восточная Сибирь – Тихий океан.

4. Влияние газовой промышленности на окружающую среду заключается в прямых потерях земельного фонда, изымаемого под размещение постоянных наземных сооружений; выхлопные газы строительных машин и механизмов, автотранспорта, котельных и передвижных электростанций на жидком                           и газовом топливе загрязняют атмосферу; источником загрязнения водных объектов являются бытовые, промышленные и ливневые стоки с площадок временного жилого поселка, временных объектов, с площадок технологических объектов газовой промышленности.

5. ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» (Якутгазпром)                       с момента создания (1967 г.)  является единственным предприятием по добыче газа, потребляемого в центральном регионе Республики Саха (Якутия), имеющем локальную газораспределительную сеть, и обладающее лицензиями на разработку Средневилюйского и Мастахского газоконденсатных месторождений. Запасы  природного газа оценивается – 154.4 миллиардов кубических метров, по газовому конденсату – 9.1 миллионов тонн.           ОАО «Якутгазпром» с 15 сентября 2010 года преобразован в ОАО «Якутскую топливно-энергетическую компанию».                                            

6. В настоящее время поставка газа происходит со Средневилюйского                       и Мастахского газоконденсатных месторождений по двухниточному магистральному газопроводу Кысыл-Сыр –- Мастах - Берге - Якутск                               в 71 населенный пункт в восьми улусах,  охватывает 37 % населения республики,  это - Верхневилюйский, Вилюйский, Горный, Кобяйский, Намский, Хангаласский, Мегино-Кангаласский, Мирнинский и город Якутск.                              В эксплуатации находятся 4 047 км газопроводов, газорегуляторных                    пунктов — 230 шт., газифицировано 65 655 квартир и жилых домов.               Система магистральных газопроводов эксплуатируется с 1967 года, следовательно, на сегодняшний день серьезной проблемой является старение газопроводов, а также требуется модернизация системы магистральной связи и телемеханики газотранспортной системы.

7. В процессе освоения газовых месторождений наиболее активное загрязнение среды осуществляется в пределах территорий самих месторождений, трасс линейных сооружений (в первую очередь магистральных трубопроводов), в ближайших населенных пунктах (городах, поселках).               При этом происходит нарушение растительного, почвенного и снежного покровов, поверхностного стока, срезка микрорельефа.

8. Проведен «Расчет выделений конденсата в атмосферу при хранении                  в резервуарах» выделения от "малых дыханий", обусловленные изменением суточной температуры и давления наружного воздуха и выделения от "больших дыханий", обусловленные изменением объема газового пространства резервуара при его опорожнении и наполнении.

9. Среднегодовое давление насыщенных паров газового конденсата (ДНП) изменяется от 441,85 (август) до 1032,5, следовательно, потери при «малых дыханиях» вызываются колебаниями температуры окружающей среды. При повышении температуры воздуха в дневное время поверхности резервуара нагреваются, и в результате увеличивается испарение нефтепродуктов, особенно легколетучих фракций. А, следовательно, увеличиваются давление                 и температура парогазовой смеси в резервуаре.

10. Для расчета потерь газового конденсата от «больших» дыханий резервуаров учитывают показатели среднего давления насыщенных паров, атмосферного давления, объем резервуаров, полезный объем, коэффициент окраски (данная окраска алюминиевая) и плотность газового пространства. По расчетным данным среднее значение потери газового конденсата составляет 102,416 тонн, в общем   количестве 307,248  тонн.

11. Всего потери от «больших» и «малых» дыханий РВС  494,361 т. Возрастание давления влечет за собой срабатывание дыхательного клапана              и выход паровоздушной смеси в окружающую среду. В ночное время                                                             при охлаждении продукта давление смеси снижается, создается частичный вакуум и происходит обратное явление — воздух через впускной клапан поступает в газовое пространство резервуара.

12. Природоохранные мероприятия в области газовой отрасли  должны производится систематической проверкой соблюдения предприятием экологических требований,  соблюдение техники безопасности и пожарной безопасности по охране окружающей среды, предупреждение и устранение                в области экологии и природопользования.

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. Закон РФ «Об охране окружающей природной среды».
2. ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунального назначения. Технические условия».
3. Постановление Госгортехнадзора России «Требования ТБ и ПБ»  от 30.11.98 №71.
4. Правила технической эксплуатации и требованиями безопасности труда                   в газовом хозяйстве Российской Федерации от  29.08.91.
5. Программа «Газификация населённых пунктов Республики Саха (Якутия)» от 2003.
6. Алексеев А.И., Николина В.В. География: население и хозяйство России. — М.: Просвещение, 2006.
7. Бренц А.Д., Брюгеман А.Ф., Злотникова Л.Г. и др. Планирование                         на предприятиях нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1989
8. Даринский А.В. География России. — М.: Просвещение, 2003
9. Добыть! Доставить! Обогреть! // Якутия. 19 декабря 2008 г. №236(31506) пятница.
10.  География России: энциклопедический словарь. - М.: Энциклопедия, 2008.
11.  Житников В.Г. Размещение производительных сил и экономика регионов. Ростов-нв-Дону, 1996.
12.  Жирков И.И., Жирков К.И., Максимов Г.И., Кривошапкина О.М. География Якутии. – Якутск: Бичик, 2004.
13.  Зайнутдинов Р.А., Крайнова Э.А., Юшкова И.В. Экономические рычаги взаимоотношения предприятий нефтегазового комплекса с окружающей средой/. - М.: Альта-Пресс, 2001.
14. Ильичев А.И. Экономика ТЭКа Сибири.- Кемерово: Алтай, 2002.
15. Ильичев А.И. Экономика минерального, сырьевого и энергетического комплекса: учебное пособие. – Кемерово: Кемеровский госуниверситет, 1985.
16. Козлов А.Л., Нуршанов В.А., Пронин В.И. и др. Природное топливо планеты. - М.: Недра, 1981.
17. Морозова Т.Г.  Региональная экономика. — М.: Просвещение, 2006
18. Нефтегазовое строительство. - М.: ОМЕГА-Л, 2005.
19. Писаревский О. Наземный транспорт Якутии. // Экономический вестник Саха», январь 2002 г
20. Правительство Республики направит 250 миллионов рублей на строительство газопровода до Якутска. // Якутия. 16.10.2007, № 135.
21. Сивцева А.И., Мостахов С.Е., Дмитриева З.М. География Якутской АССР. – Якутск: Якутское книжное издательство,1990.
22. Смирнов А. С., Ширковский А. И. Добыча н транспорт газа, М., 1957
23. Сидорук В.Л. Газовая промышленность России: состояние и перспективы. 2001 г.
24. Хаскин Г.З., Фурман И.Я., Гандкин В.Я. Основные фонды газовой промышленности. – М.: Недра, 1975.
25. Шмыгля П. Т., Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (теория и практика). - М.: Недра, 1987.

Дополнительная литература

28.  Азарова С., Достояние Республики прирастать будет [электр. ресурс]
29.  Белонин М. Д., Григоренко Ю. Н., Маргулис Л. С., Состояние и воспроизводство сырьевой базы нефте – и газодобычи на Востоке России // Мин. Ресурсы России. Экономика и управление. – 2006. - №6.
30.  Государственный баланс запасов полезных ископаемых РФ. – М., 2004. – Вып. 81: Дальневосточный федеральный округ. МПР РФ, Геологический фонд РФ, ч. 1: Республика Саха (Якутия). Фонд №20147; ОАО ННГК «Саханефтегаз», НПП «Газпроект». – Якутск, 2004. – Этап 1. КН. 1: Таас-Юряхское и Чаяндинское месторождения.
31.  Добыча и переработка природного газа // ТЭК России. – 2007. - №1.
32.  Ефремов Э. И. ТЭК Якутии: Состояние, проблемы и перспективы. – Якутск: Изд-во ЯНЦ СО РАН, 2007.
33.  Ефремов Э. И., Ефремов А. Э. Освоение угольных и углеводородных ресурсов Якутии: Состояние и перспективы. – Новосибирск: Наука, 2008.
34.  Константинов А. Ф. Нетрадиционные энергоисточники Якутии. – Якутск: Изд-во ЯНЦ СО РАН, 2006.
35.  Ледовских А. А. Геополитические аспекты добычи нефти и газа и варианты развития ТЭКа на Востоке России // Мин. Ресурсы России. Экономика и управление. – 2006. - №6.
36. СТО Газпром 11-2005 «Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в ОАО «Газпром»
37. Ситников В.С. Нефть и газ Якутии (Проблемы разведки и освоения). – Якутск: ЯФ изд-ва СО РАН, 2001.
38. Торговкина Т.А., Мажитова Л.А., Пухова А.П. Промышленное производство в Республике Саха (Якутия). 2010: стат.сб. / Саха (Якутия) стат – Якутск, 2010.
39. Романова Е.Р., Ноговицын Р.Р. Материалы круглого стола - Проблемы и перспективы нефтегазового комплекса Республики Саха (Якутия). 7 апреля 2010 г.) / Сост. Е.Р. Романова. – Якутск: Издательско-полиграфический комплекс, 2011.
40. Инвестиционная программа ОАО «Якутгазпром»
41. Проектная документация Средневилюйского газоконденсатного месторождения ОАО «Якутгазпром».
42. Проектная документация Мастахского газоконденсатного месторождения ОАО «Якутгазпром».
43. ОАО «Якутгазпром»./ЯНИЛОТ ФНПР, Якутск, 1999.
44. ТЭК – важнейшая структура российской экономики./ Промышленность России. 1999, №3.
45. Технологический регламент эксплуатации установки комплексной подготовки газа (УКПГ) Средневилюйского и Мастахского газоконденсатных месторождений./Якутск, 2000.
46. Гвоздев Б.П., Грищенко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений 1993
47. Перечень разрешительных документов ОАО «Якутгазпром», действующих в области охраны окружающей среды на 2010 г.