ДОБЫЧА НЕФТИ (ИТС 28-2021)

Содержание

Введение

Предисловие

vii

Область применения

Обозначения и сокращения

Раздел 1. Общая информация о нефтедобывающей отрасли Российской

Федерации

1.1. Общая информация о текущем состоянии отрасли

1.2. Структура отрасли и основные показатели работы нефтедобывающей

промышленности

1.3. Экономические показатели нефтедобычи и экспорт нефтяного сырья

1.4. Основная продукция нефтедобывающей отрасли

1.5. Основные экологические проблемы нефтедобывающей отрасли

Раздел 2. Описание основных и вспомогательных технологических установок

(процессов), действующих в настоящее время на нефтедобывающих предприятиях

Российской Федерации

2.1. Добыча, сбор и транспорт продукции нефтяных скважин

2.2. Подготовка нефти, газа и воды

2.3. Использование попутного нефтяного газа

2.4. Поддержание пластового давления. Закачка воды в пласт

2.5. Учет продукции перед передачей потребителю

2.6. Морская добыча нефти

Раздел 3. Текущие уровни эмиссии в окружающую среду от технологических

объектов нефтедобывающих предприятий

3.1. Объекты добычи, сбора и транспорта продукции нефтяных скважин

3.2. Объекты подготовки нефти, газа и воды

3.3. Объекты использования попутного нефтяного газа

3.4. Объекты поддержания пластового давления (закачка воды в пласт)

3.5. Объекты учета продукции перед передачей потребителю (учет нефти,

газа и воды)

103

3.6. Объекты морской добычи

108

3.7. Особенности производственного экологического контроля для

нефтедобывающей отрасли, в том числе особенности измерения,

включая измерения системами автоматического контроля

110

Раздел 4. Определение наилучших доступных технологий

112

4.1. Методология определения наилучших доступных технологий в добыче

нефти

112

Введение

Настоящий информационно-технический справочник по наилучшим доступным

технологиям «Добыча нефти» (далее - справочник НДТ) разработан на основе анализа

технологических, технических и управленческих решений, применяемых в области

добычи нефти, и содержит описание используемых в настоящее время и

перспективных технологических процессов, технических способов, методов

предотвращения и сокращения негативного воздействия на окружающую среду, а

также

процессов,

способов,

методов,

направленных

на

повышение

ресурсоэффективности и экологической результативности, из числа которых выделены

решения, признанные наилучшими доступными согласно установленным критериям в

п. 4 статьи 28.1 Федерального закона от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране

окружающей среды».

Термин «наилучшая доступная технология» (далее

- НДТ) определен в

статье 28.1 Федерального закона от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей

среды» - технология производства продукции (товаров), выполнения работ, оказания

услуг, определяемая на основе современных достижений науки и техники и наилучшего

сочетания критериев достижения целей охраны окружающей среды при условии

наличия технической возможности ее применения».

Структура справочника НДТ соответствует ГОСТ Р 113.00.03-2019 «Наилучшие

доступные технологии. Структура информационно-технического справочника» и

включает в себя следующие основные элементы:

Введение. Содержит краткое описание и общую информацию о справочнике

НДТ.

Предисловие. Содержит информацию о цели разработки справочника НДТ, его

статусе, взаимосвязи с региональными, международными аналогами и другими

справочниками НДТ, о сборе данных, об утверждении и введении в действие.

Область применения. Содержит информацию об основных и дополнительных

видах деятельности, на которые распространяется действие справочника НДТ.

Раздел 1. Содержит общую информацию о состоянии и уровне развития

нефтедобывающей отрасли Российской Федерации с учетом положений

ГОСТ Р 56828.11-2015 «Наилучшие доступные технологии. Методические рекомен-

дации по разработке раздела информационно-технического справочника по

наилучшим доступным технологиям по описанию приоритетных проблем отрасли».

Раздел 2. Содержит подробную информацию об основных и вспомогательных

технологических процессах, которые применяются в настоящее время на

нефтедобывающих предприятиях Российской Федерации, с учетом положений

ГОСТ Р

113.00.04-2020 «Наилучшие доступные технологии. Формат описания

технологий».

Раздел 3. Содержит информацию о текущих уровнях потребления сырья,

материалов, энергетических ресурсов и эмиссий, маркерных веществах, характерных

для нефтедобывающей промышленности Российской Федерации. Раздел подготовлен

на основе данных, представленных предприятиями Российской Федерации в рамках

разработки справочника НДТ с учетом положений ГОСТ Р 113.00.04-2020 «Наилучшие

доступные технологии. Формат описания технологий».

Раздел 4. Содержит порядок проведения сравнительного анализа и особенности

учета критериев отнесения технологии, технологических и управленческих решений к

наилучшим доступным технологиям на основании Федерального закона от 10 января

2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и с учетом положений ГОСТ Р 56828.8-

2015 «Наилучшие доступные технологии. Методические рекомендации по описанию

наилучших доступных технологий в информационно-техническом справочнике по

наилучшим доступным технологиям».

Раздел 5. Содержит описание НДТ для добычи нефти, включая информацию о

потенциальных экологических преимуществах, достигаемых при реализации

технологии, а также информацию о воздействии на окружающую среду, потреблении

ресурсов, особенностей применения, технического обслуживания и затратах (способов

их снижения) при реализации указанной технологии с учетом положений

ГОСТ Р

56828.8-2015 «Наилучшие доступные технологии. Методические

рекомендации по описанию наилучших доступных технологий в информационно-

техническом справочнике по наилучшим доступным технологиям».

Раздел 6. Содержит информацию о новых технологических, технических и

управленческих решениях, способных на стадии промышленного внедрения

обеспечить уровень воздействия на окружающую среду не ниже требований НДТ или

же при соответствии им минимизировать производственные и (или) экономические

затраты, а также направленных на повышение энергоэффективности и

ресурсосбережения. Раздел подготовлен с учетом положений ГОСТ Р 56828.1-2015

«Наилучшие доступные технологии. Методические рекомендации по описанию

перспективных технологий в информационно-техническом справочнике по наилучшим

доступным технологиям».

Заключительные положения и рекомендации. Содержат рекомендации о

дальнейших работах и сборе информации в области НДТ для нефтедобывающей

отрасли промышленности, а также сведения о членах технической рабочей группы,

принимавших участие при разработке справочника НДТ.

Приложения. Содержат перечень маркерных загрязняющих веществ,

характерных для нефтедобывающей отрасли промышленности, перечень

технологических показателей, перечень НДТ, сведения о ресурсной (в том числе

энергетической) эффективности, а также «Заключение по наилучшим доступным

технологиям» для нефтедобывающей отрасли промышленности.

«Заключение по наилучшим доступным технологиям» включает части

справочника НДТ, содержащие

- область применения;

- описание НДТ, уровни эмиссий, соответствующие НДТ (технологические

показатели), а также информацию, позволяющую оценить их применимость;

- методы производственного экологического контроля (прежде всего - подходы

к организации измерений, в том числе касающиеся систем автоматического контроля).

«Заключение по наилучшим доступным технологиям» приведено в справочнике

НДТ для использования заинтересованными лицами, в том числе промышленными

предприятиями, при формировании заявок на комплексные экологические разрешения,

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок разработки информационно-технических

справочников по наилучшим доступным технологиям установлены постановлением

Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2014 г. № 1458 «О порядке

определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также

разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников

по наилучшим доступным технологиям». Перечень областей применения наилучших

доступных технологий определен распоряжением Правительства Российской

Федерации от 24 декабря 2014 г. № 2674-р.

1. Статус документа

Справочник НДТ является документом национальной системы стандартизации.

2. Информация о разработчиках

Справочник НДТ разработан Федеральным государственным бюджетным

учреждением науки Ордена Трудового Красного Знамени Институтом

нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН)

совместно с технической рабочей группой № 28 «Добыча нефти» (далее - ТРГ 28),

состав которой утвержден приказом Минпромторга России от 10 сентября 2020 г.

№ 3014.

Перечень организаций, принимавших участие в разработке справочника НДТ,

приведен в разделе «Заключительные положения и рекомендации».

Справочник НДТ представлен на утверждение Бюро наилучших доступных

технологий (далее - Бюро НДТ) (www.burondt.ru).

3. Краткая характеристика

Справочник НДТ содержит описание технологических процессов, оборудования,

технических способов, методов, применяемых при разработке нефтяных,

газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений, в том числе

позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду, повысить

энергоэффективность, обеспечить ресурсосбережение. Из описанных технологических

процессов, оборудования, технических способов, методов (в том числе управления)

определены решения, являющиеся НДТ.

4. Взаимосвязь с международными, региональными аналогами

При разработке справочника НДТ был учтен опыт создания Руководства по

наилучшим доступным технологиям разведки и добычи углеводородов (Европейская

комиссия, 2019), опыт создания справочников Европейского союза по наилучшим

доступным технологиям (отраслевой аналог отсутствует), а также учтены особенности

добычи углеводородного сырья в российских нефтегазодобывающих компаниях.

5. Сбор данных

Информация о технологических процессах, оборудовании, технических

способах, методах, применяемых при разработке газонефтяных, нефтегазовых и

нефтегазоконденсатных месторождений в Российской Федерации, была собрана в

процессе актуализации справочника НДТ в соответствии с Порядком сбора данных,

необходимых для разработки справочника по наилучшим доступным технологиям и

анализа приоритетных проблем отрасли, утвержденным приказом Минпромторга

России от 18 декабря 2019 г. № 4841.

6. Взаимосвязь с другими справочниками НДТ

Взаимосвязь справочника НДТ с другими справочниками, разрабатываемыми в

соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 октября

2014 г. № 2178-р, приведена в разделе «Область применения».

7. Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие

Справочник НДТ утвержден приказом Росстандарта от 21 октября 2021 г.

№ 2326.

Справочник НДТ введен в действие с 1 марта 2022 г., официально опубликован

в информационной системе общего пользования

- на официальном сайте

Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети

Интернет (www.gost.ru).

8. Взамен ИТС 28-2017.

iii

И Н Ф О РМ АЦ И О Н Н О - Т Е Х Н И Ч Е С К И Й С П Р АВ О Ч Н И К

П О Н АИ Л У Ч ШИ М Д О С Т У П Н Ы М Т Е Х Н О Л О Г И Я М

Добыча нефти

Oil production

Дата введения 01-03-2022

Область применения

Настоящий справочник НДТ распространяется на следующие виды деятельности:

 добыча нефти;

 добыча нефтяного (попутного) газа;

 предоставление услуг в области добычи нефти и нефтяного (попутного) газа;

 подготовка, переработка и использование на собственные нужды нефти и

нефтяного (попутного) газа в районе разработки месторождения.

Справочник НДТ также распространяется на процессы, связанные с основными

видами деятельности, которые могут оказать влияние на объемы эмиссий и (или)

масштабы загрязнения окружающей среды:

 производственные процессы:

▪ разработка месторождений,

▪ добыча, сбор и внутрипромысловая транспортировка продукции

нефтяных скважин,

▪ подготовка и промысловая переработка нефти, нефтяного (попутного)

газа и воды,

▪ компримирование нефтяного (попутного) газа,

▪ использование нефтяного (попутного) газа в условиях промысла,

▪ поддержание пластового давления,

▪ закачка углеводородов и подтоварной воды в пласт,

▪ учет добываемых продуктов (нефть, нефтяной (попутный) газ) перед

передачей потребителю;

 методы предотвращения и сокращения воздействий на окружающую среду и

образования отходов при добыче нефти и нефтяного (попутного) газа.

Справочник НДТ не распространяется на следующие виды деятельности:

 добыча горючих (битуминозных) сланцев и битуминозных песков и извлечение

из них нефти;

 добыча природного газа;

 поисково-разведочные работы на нефтяных и газовых скважинах;

 разведочное и эксплуатационное бурение;

 очистка нефтепродуктов;

 разведка нефтяных месторождений и другие геофизические, геологические и

сейсмические исследования;

 производство нефтепродуктов в процессе переработки нефти и конденсата;

 производство сжиженных углеводородных газов, широкой фракции легких

углеводородов, сухого (отбензиненного) газа, этановой фракции, индивидуальных

углеводородов (пропана, бутана, пентана), бензина газового стабильного, моторных

топлив, конденсата газового стабильного и других углеводородов из нефтяного

(попутного) газа.

Справочник НДТ не распространяется на процессы:

 строительства эксплуатационных и разведочных скважин;

 консервации и ликвидации скважин и иных объектов добычи углеводородного

сырья;

 транспортирования

нефти

нефтяного

(попутного)

газа

вне

промысла/месторождения;

 обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.

Основные виды экономической деятельности в соответствии с ОКВЭД 2, а также

производимая продукция, наименование которой дано в соответствии с ОК 034-2014

(ОКПД), представлены в таблице 1.

Т а б л и ц а

- Виды экономической деятельности и наименовании продукции,

попадающие под действие справочника НДТ

Наименование продукции по ОК

Наименование вида

ОКПД 2

ОКВЭД 2

034-2014 (ОКПД)

деятельности ОКВЭД 2

Добыча

нефти и нефтяного

06.1

(попутного) газа

06.1

Нефть

Добыча

нефти и нефтяного

06.10

(попутного) газа

Нефтегазоводяная смесь

06.10.10.100

(скважинная жидкость)

Нефть обезвоженная,

06.10.10.200

обессоленная

и стабилизированная

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.210

и стабилизированная

малосернистая

Добыча нефти

06.10.1

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.211

и стабилизированная

малосернистая особо легкая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.212

и стабилизированная

малосернистая легкая

Наименование продукции по ОК

Наименование вида

ОКПД 2

ОКВЭД 2

034-2014 (ОКПД)

деятельности ОКВЭД 2

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.213

и стабилизированная

малосернистая средняя

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.214

и стабилизированная

малосернистая тяжелая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.215

и стабилизированная

малосернистая

битуминозная

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.220

и стабилизированная

сернистая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.221

и стабилизированная

сернистая особо легкая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.222

и стабилизированная

сернистая легкая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.223

и стабилизированная

сернистая средняя

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.224

и стабилизированная

сернистая тяжелая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.225

и стабилизированная

сернистая битуминозная

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.230

и стабилизированная

высокосернистая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.231

и стабилизированная

высокосернистая особо

легкая

Нефть обезвоженная,

06.10.10.232

обессоленная

Наименование продукции по ОК

Наименование вида

ОКПД 2

ОКВЭД 2

034-2014 (ОКПД)

деятельности ОКВЭД 2

и стабилизированная

высокосернистая легкая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.233

и стабилизированная

высокосернистая средняя

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.234

и стабилизированная

высокосернистая тяжелая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.235

и стабилизированная

высокосернистая

битуминозная

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.240

и стабилизированная особо

высокосернистая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.241

и стабилизированная особо

высокосернистая особо

легкая

Нефть обезвоженная,

обессоленная

06.10.10.242

и стабилизированная особо

высокосернистая легкая

Нефть обезвоженная,

обессоленная и

06.10.10.243

стабилизированная особо

высокосернистая средняя

Нефть обезвоженная,

обессоленная и

06.10.10.244

стабилизированная особо

высокосернистая тяжелая

Нефть обезвоженная,

обессоленная и

06.10.10.245

стабилизированная особо

высокосернистая

битуминозная

Газ нефтяной попутный (газ

Добыча нефтяного

06.20.10.120

горючий природный

06.10.3

(попутного) газа

нефтяных месторождений)

Наименование продукции по ОК

Наименование вида

ОКПД 2

ОКВЭД 2

034-2014 (ОКПД)

деятельности ОКВЭД 2

Предоставление услуг

Услуги по добыче нефти

09.10

в области добычи нефти

09.10

и природного газа

Разделение

19.20

и извлечение фракций

Нефтепродукты

19.20.2

из нефтяного

(попутного) газа

Услуги по транспортировке

Транспортирование по

49.50.11

по трубопроводам нефти

трубопроводам нефти

49.50.1

и нефтепродуктов

Дополнительные виды деятельности и соответствующие им справочники НДТ

приведены в таблице 2.

Т а б л и ц а

- Дополнительные виды деятельности при добыче нефти и

соответствующие им справочники НДТ

Вид деятельности

Соответствующий справочник НДТ

Очистка сточных

ИТС НДТ 8 «Очистка сточных вод при производстве продукции

вод

(товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных

предприятиях»

Обращение

ИТС НДТ 9 «Утилизация и обезвреживание отходов

с отходами

термическими способами»

ИТС НДТ 15 «Утилизация и обезвреживание отходов (кроме

обезвреживания термическим способом (сжигание отходов)»

ИТС НДТ 17 «Размещение отходов производства и

потребления»

Промышленные

ИТС НДТ 20 «Промышленные системы охлаждения»

системы

охлаждения

Очистка

ИТС НДТ 22 «Очистка выбросов вредных (загрязняющих)

выбросов

веществ в атмосферный воздух при производстве продукции

загрязняющих

(товаров), а также при проведении работ и оказании услуг на

веществ

крупных предприятиях»

Производствен-

ИТС НДТ 22.1 «Общие принципы производственного

ный экологи-

экологического контроля и его метрологического обеспечения»

ческий контроль

Производство

ИТС НДТ 38 «Сжигание топлива на крупных установках в целях

энергии

производства энергии»

Хранение и

ИТС НДТ 46 «Сокращение выбросов загрязняющих веществ,

складирование

сбросов загрязняющих веществ при хранении и складировании

товаров (грузов)»

Энергоэффек-

ИТС НДТ 48 «Повышение энергетической эффективности при

тивность

осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности»

Обозначения и сокращения

АГОВ - аппарат глубокой отчистки воды

АРМ - автоматизированное рабочее место

АСН - автоматизированная система налива

БДРВ - база данных реального времени

БКНС - блочная кустовая насосная станция

БлОГ - блок отбензинивания газа

ВИНК - вертикально-интегрированная компания

ВКС - вакуумная компрессорная станция

ГПЗ - газоперерабатывающий завод

ГПУ - газопоршневая установка

ГПЭС - газопоршневая электростанция

ГТУ - газотурбинная установка

ГТЭС - газотурбинная электростанция

ГФУ - горизонтальная факельная установка

ДКС - дожимная компрессорная станция

ДНС - дожимная насосная станция

ЕСГ - единая система газоснабжения

ИТ - импульсная трубка

ИТС НДТ - информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям

ИУ - измерительная установка

КДФТ-А - концевые делители фаз трубные автоматизированные

КИП - контрольно-измерительный прибор

КНС - кустовая насосная станция

КПЭ - ключевые показатели эффективности

КЭР - комплексное экологическое разрешение

МГРП - многостадийный гидравлический разрыв пласта

МКОС - мобильный комплекс освоения скважин

НДТ - наилучшая доступная технология

НКТ - насосно-компрессорная труба

ОВ - отстойник воды

ОПЗ - очистка призабойной зоны

ОРДЗ - одновременно раздельная добыча и закачка

ПАВ - поверхностно-активное вещество

ПБТ- пропан-бутан технический

ПГ - природный газ

ПНГ - попутный нефтяной газ

ППД - поддержание пластового давления

ПСП - приемо-сдаточный пункт

ПХГ -подземные хранилища газа

РСПП - Российский союз промышленников и предпринимателей

СИКВ - система измерений количества и показателей качества воды

СИКГ - система измерения количества и параметров газа

СИКН - система измерения количества и показателей качества нефти

СРП - соглашение о разделе продукции

СУГ - сжиженный углеводородный газ

ТВО - трубный водоотделитель

ТЭК - топливно-энергетический комплекс

УВ - углеводороды

УНТК - установка низкотемпературной конденсации

УНТС - установка низкотемпературной сепарации

УПН - установка подготовки нефти

УПОГ - узел предварительного отбора газа

УППГ - установка предварительной подготовки газа

УПСВ - установка предварительного сброса воды

УШВН - установка штангового винтового насоса

УЭЛН - установка электроприводного лопастного насоса

ФВД - факельная система высокого давления

ФНД - факельная система низкого давления

ЦНС - секционный центробежный насос

ЦПС - центральный пункт сбора

ШНГ - штанговый глубинный насос

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов

Раздел 1. Общая информация о нефтедобывающей отрасли

Российской Федерации

1.1. Общая информация о текущем состоянии отрасли

Российская Федерация входит в группу стран-лидеров по запасам углеводо-

родного сырья. Согласно официальной статистической отчетности за 2019 год, мировые

разведанные запасы нефти достигли 244,6 млрд т, сократившись на 0,1 % относительно

2018 года [1, 2, 3]. Российская Федерация находится на шестом месте (после Венесуэлы,

Саудовской Аравии, Канады, Ирана и Ирака) по объемам разведанных запасов, которые

составляют порядка 6,2 % в мировых запасах нефти. Доля Российской Федерации в

мировой добыче нефти составляет 11,5 % [2]. По данным Министерства энергетики

Российской Федерации, в 2019 г. добыча нефти и газового конденсата в России выросла

на 0,9 % (на 5,2 млн т больше по сравнению с 2018 г.) и составила 561,2 млн т. К

основным факторам увеличения объемов нефтедобычи относится ввод в эксплуатацию

новых месторождений, а также выход на плато добычи ранее введенных

месторождений.

За 2019 год на континентальном шельфе Российской Федерации добыча нефти

возросла на

3,1

% (на 0,9 млн т), обновив максимальный показатель годового

производства за весь период существования морской добычи в стране, и составила

30 млн т. Из них 19,2 млн т нефти было произведено на морских месторождениях

Дальнего Востока (Охотское море), 7,4 млн т - на юге страны в российской зоне

Каспийского моря и 3,1 млн т - на арктическом севере России (в Печорском море) [2].

Суммарная добыча нефти на новых месторождениях Российской Федерации

(месторождения со сроком эксплуатации не более 5 лет) по итогам 2019 г. составила

41,3 млн т, снизившись относительно аналогичного показателя предшествующего года

на 0,7 млн т (1,7 %). Сокращение обусловлено выходом из списка «новых» ряда крупных

месторождений севера Европейской части страны, сроки эксплуатации которых к 2019 г.

превысили пятилетний период [2].

По данным Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации,

объем запасов нефти (категория А+B1+C1) в России на 1 января 2019 г. составляет

18,6 млрд т. Более 2/3 сырьевых запасов жидких углеводородов сосредоточено в 11

уникальных и

182 крупных многопластовых месторождениях, расположенных

преимущественно на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры и

Ямало-Ненецкого автономного округа. Основная доля извлекаемых запасов нефти

заключена в границах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, включающей

территории Уральского федерального округа, а также юго-запад Сибирского

федерального округа. Более

% российских запасов газового конденсата

сосредоточено в северной части провинции (Ямало-Ненецкий автономный округ).

Крупнейшие месторождения по объемам запасов и добычи нефти в Российской

Федерации приведены в таблице 1.1 [1, 2].

Т а б л и ц а 1 . 1 - Крупнейшие месторождения по запасам и добыче нефти

в Российской Федерации

Месторождения нефти с объемами запасов более

Месторождения нефти с объемами добычи

150 млн т

более 5 млн т

Месторождение

Объем запасов

Месторождение

Объем добычи

нефти, млн т

Приобское

1166

Приобское

37,1

Самотлорское

858

Самотлорское

18,3

Красноленинское

568

Ванкорское

16,0

Русское

370

Ромашкинское

15,5

Ванкорское

302

Приразломное

9,6

Федоровское

250

Федоровское

9,1

Восточно-Мессояхское

226

Малобалыкское

8,9

Ромашкинское

194

Верхнечонское

8,2

Оренбургское

189

Красноленинское

7,0

Приразломное

189

Новопортовское

6,4

Новопортовское

189

Имени В. Филановского

6,1

Усинское

181

Арланское

6,0

Юрубчено-Тохомское

178

Талаканское

5,7

Салымское

158

Ярактинское

5,6

Ван-Еганское

155

1.2. Структура отрасли и основные показатели работы нефтедобывающей

промышленности

По данным Министерства энергетики Российской Федерации на 01.01.2020 г.,

добычу жидких углеводородов (нефти и газового конденсата) на территории Российской

Федерации осуществляли 292 организации, имеющие лицензии на право пользования

недрами. В их числе:

105 организаций, входящих в структуру

11 вертикально-

интегрированных компаний (далее - ВИНК); 184 независимых добывающих компаний,

не входящих в структуру ВИНК; 3 компании, работающие на условиях соглашений о

разделе продукции (далее - операторы СРП) [2].

В последние годы в структуре нефтедобычи происходит постепенное сокращение

производственной доли ВИНК, одновременно возрастает доля независимых

нефтедобывающих компаний. Суммарный вклад данной категории недропользователей

в общеотраслевой показатель производства нефтяного сырья в Российской Федерации

за 2019 г. вырос с

14,8 % до 15,3 %. Доля операторов СРП в данном показателе

сохраняется и составляет 3,5 % от общего объема национальной нефтедобычи на

2019 г. [2].

Пятью крупнейшими российскими ВИНК

- ПАО «НК «Роснефть», ПАО

«ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Сургутнефтегаз» и ПАО «Татнефть» - в

2019 г. было добыто 439,2 млн т нефти. Объемы добычи жидких углеводородов

крупнейшим российскими компаниями в 2019 г. приведены на рисунке 1.1 [1].

ПАО "НК"Роснефть"

230,2

ПАО "ЛУКОЙЛ"

82,1

ПАО "Сургутнефтегаз"

60,8

ПАО "Газпром нефть"

ПАО "Татнефть"

29,8

Операторы СРП

19,4

Прочие

100

150

200

250

Р и с у н о к 1 . 1 - Добыча жидких углеводородов крупнейшим российскими

компаниями в 2019 г., млн т

Рост годового производства нефти в

2019 г. отмечен по всем основным

категориям недропользователей, однако внутри выделяемых отраслевых групп

производителей динамика производственных показателей складывалась не одинаково.

Так, согласно официальной отчетности компании ЛУКОЙЛ, объемы производства в

2019 г. сохранились на уровне прошлого года и составили 14,6 % от общероссийского

объема добычи

(82,1 млн т нефти)

[4]. А, например, объемы добычи нефти

ПАО «Сургутнефтегаз» в 2019 г. составили 60,8 млн т [5], что на 0,2 % меньше по

сравнению с 2018 г.

В таблице 1.2 представлена информация об основных месторождениях нефти

Российской Федерации по данным государственного доклада «О состоянии и

использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2019 году» [1].

Таблица 1.2 - Общая информация о разрабатываемых месторождениях

Месторождение,

Запасы на 01.01.2020 г.

нефтегазоносная

Степень

категорий, млн т

Доля в

Добыча в

Тип

провинция

освоенности

запасах РФ, %

2019 г., тыс. т

(субъект РФ)

А+В₁+С₁

В₂+С2

ПАО «НК «Роснефть»

Приразломное*,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

248,5

260,4

1,7

9,7

НГП (ХМАО-Югра)

Салымское*, Западно-

Сибирская НГП

нефтяное

эксплуатируемое

114,3

81,6

0,6

(ХМАО-Югра)

Малобалыкское*,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

121,2

18,4

0,5

7,4

НГП (ХМАО-Югра)

Мамонтовское,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

91,8

38,8

0,4

4,7

НГП (ХМАО-Югра)

Правдинское*,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

84,7

32,2

0,4

1,4

НГП (ХМАО-Югра)

Западно-Сибирская

нефтегазокон-

эксплуатируемое

152,8

46,5

0,6

0,4

НГП (ЯНАО)

денсатное

Тунгусская НГП

нефтегазокон-

разведываемое

42,9

104,6

0,5

0,04

(Иркутская область)

денсатное

Победа, Западно-

Сибирская НГП

нефтегазовое

разведываемое

0,6

129,4

0,4

(шельф Карского моря)

Им. Савостьянова*,

нефтегазокон-

Лено-Тунгусская НГП

разведываемое

9,98

142,3

0,5

денсатное

(Иркутская область)

Омбинское, Западно-

Сибирская НГП

нефтяное

эксплуатируемое

30,7

1,8

0,1

2,96

(ХМАО-Югра)

Месторождение,

Запасы на 01.01.2020 г.

нефтегазоносная

Степень

категорий, млн т

Доля в

Добыча в

Тип

провинция

освоенности

запасах РФ, %

2019 г., тыс. т

(субъект РФ)

А+В₁+С₁

В₂+С2

Им. О.А. Московцева,

Западно-Сибирская

нефтяное

разведываемое

21,7

37,98

0,2

2,8

НГП (ХМАО-Югра)

АО «Ванкорнефть» (ПАО «НК «Роснефть»

Ванкорское, Западно-

нефтегазокон-

Сибирская НГП

эксплуатируемое

288,3

6,8

1,0

13,8

денсатное

(Красноярский край)

АО «Тюменнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть»»)

Русское*, Западно-

нефтегазокон-

Сибирская НГП

эксплуатируемое

400,4

54,9

1,5

денсатное

(ЯНАО)

ООО «Тагульское» (ПАО «НК «Роснефть»)

Тагульское*, Западно-

нефтегазокон-

Сибирская НГП

эксплуатируемое

117,8

131,9

0,8

1,3

денсатное

(Красноярский край)

АО «Сузун» (ПАО «НК «Роснефть»)

Сузунское, Западно-

Сибирская НГП

газонефтяное

эксплуатируемое

32,99

12,98

0,1

2,8

(Красноярская край)

ООО «РН-Уватнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть»)

Усть-Тегусское,

Западно-Сибирская

НГП (Тюменская

нефтяное

эксплуатируемое

58,3

5,3

0,2

4,1

область)

ООО «Башнефть-Полюс» (ПАО «НК «Роснефть»)

Им. Романа Требса,

Тимано-Печорская

нефтяное

эксплуатируемое

74,2

38,04

0,4

0,8

НГП (Ненецкий АО)

Месторождение,

Запасы на 01.01.2020 г.

нефтегазоносная

Степень

категорий, млн т

Доля в

Добыча в

Тип

провинция

освоенности

запасах РФ, %

2019 г., тыс. т

(субъект РФ)

А+В₁+С₁

В₂+С2

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», АО «РНГ» (ПАО «НК «Роснефть»)

Среднеботуобинскоe*,

Лено-Тунгусская НГП

нефтегазокон-

эксплуатируемое

117,5

73,4

0,6

4,8

(Республика Саха

денсатное

(Якутия))

ООО «Соровскнефть» (ПАО «НК «Роснефть»), ПАО «НК «Роснефть»

Соровское*, Западно-

Сибирская НГП

нефтяное

эксплуатируемое

50,4

30,4

0,3

2,98

(ХМАО-Югра)

АО «Мессояханефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром нефть»)

Восточно-

Мессояхское,

нефтегазокон-

эксплуатируемое

239,8

122,2

1,2

5,5

Западно-Сибирская

денсатное

НГП (ЯНАО)

Западно-

Мессояхское,

нефтегазокон-

разведываемое

76,3

52,6

0,4

Западно-Сибирская

денсатное

НГП (ЯНАО)

ОАО «Удмуртнефть» (ПАО «НК «Роснефть», Sinopec (Китай))

Чутырско-

Киенгопское*, Волго-

Уральская НГП

газонефтяное

эксплуатируемое

57,2

0,3

0,2

1,5

(Республика

Удмуртия)

ПАО АНК «Башнефть» (ПАО «НК «Роснефть»), ООО «Белкамнефть» (АО «НК «Нефтиса»)

Арланское*, Волго-

Уральская НГП

(Республика

нефтяное

эксплуатируемое

86,7

17,3

0,3

6,2

Башкортостан,

Удмуртская

Республика) Н

Месторождение,

Запасы на 01.01.2020 г.

нефтегазоносная

Степень

категорий, млн т

Доля в

Добыча в

Тип

провинция

освоенности

запасах РФ, %

2019 г., тыс. т

(субъект РФ)

А+В₁+С₁

В₂+С2

ПАО «Верхнечонскнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть»), ПАО «НК «Роснефть», ООО «Газпромнефть-Ангара»

(ПАО «Газпром нефть»)

Верхнечонское, Лено-

нефтегазокон-

Тунгусская НГП

эксплуатируемое

169,4

35,2

0,7

7,8

денсатное

(Иркутская область)

АО «Самотлорнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть»), ПАО «НК «РуссНефть», АО «СибИнвестНафта»

Самотлорское*,

нефтегазокон-

Западно-Сибирская

эксплуатируемое

845,1

27,96

2,8

18,1

денсатное

НГП (ХМАО-Югра)

ПАО «НК «РосНефть», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (ПАО «ЛУКОЙЛ»)

Тарасовское,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

101,3

18,6

0,4

0,8

НГП (ЯНАО)

ПАО «НК «Роснефть», ООО «Газпромнефть-Хантос» (ПАО «Газпром нефть»), ПАО «Сургутнефтегаз», АО «НК «Конданефть»

Приобское*,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

1 168,5

448,03

5,2

34,6

НГП (ХМАО-Югра)

АО «РН-Няганьнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть»), ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (ПАО «ЛУКОЙЛ»),

ООО «Газпромнефть-Хантос» (ПАО «Газпром нефть»), ОАО «ИНГА», ОАО «Транс-ойл»

Красноленинское*,

нефтегазокон-

Западно-Сибирская

эксплуатируемое

535,9

598,1

3,7

7,7

денсатное

НГП (ХМАО-Югра)

ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром нефть»)

Куюмбинское, Лено-

нефтегазокон-

Тунгусская НГП

эксплуатируемое

139,3

167,3

0,9

денсатное

(Красноярский край)

ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром нефть»),

АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» (ПАО «НК «Роснефть»), ПАО «НК «Роснефть»

Юрубчено-Тохомское,

нефтегазокон-

Лено-Тунгусская НГП

эксплуатируемое

194,2

316,6

1,7

3,7

денсатное

(Красноярский край)

Месторождение,

Запасы на 01.01.2020 г.

нефтегазоносная

Степень

категорий, млн т

Доля в

Добыча в

Тип

провинция

освоенности

запасах РФ, %

2019 г., тыс. т

(субъект РФ)

А+В₁+С₁

В₂+С2

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ПАО «Сургутнефтегаз»

Тевлинско-

Русскинское*,

нефтяное

эксплуатируемое

76,2

21,9

0,3

3,9

Западно-Сибирская

НГП (ХМАО-Югра)

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ПАО «НК «РуссНефть»

Ватьеганское,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

108,6

5,8

0,4

3,7

НГП (ХМАО-Югра)

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Повховское*,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

62,9

8,8

0,2

3,2

НГП (ХМАО-Югра)

Имилорское, Западно-

Сибирская НГП

нефтяное

эксплуатируемое

47,2

55,1

0,3

1,1

(ХМАО-Югра)

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «ЛУКОЙЛ-АИК» (ПАО «ЛУКОЙЛ»)

Южно-Ягунское,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

37,9

1,6

0,1

2,1

НГП (ХМАО-Югра)

Когалымское*,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

33,8

3,8

0,1

1,9

НГП (ХМАО-Югра)

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Усинское, Тимано-

Печорская НГП

нефтяное

эксплуатируемое

177,7

0,2

0,6

2,95

(Республика Коми)

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (ПАО «ЛУКОЙЛ»), ОАО «ЯрегаРуда», ООО «Геотехнология»

Ярегское*, Тимано-

Печорская НГП

нефтяное

эксплуатируемое

119,9

4,95

0,6

2,2

(Республика Коми)

Месторождение,

Запасы на 01.01.2020 г.

нефтегазоносная

Степень

категорий, млн т

Доля в

Добыча в

Тип

провинция

освоенности

запасах РФ, %

2019 г., тыс. т

(субъект РФ)

А+В₁+С₁

В₂+С2

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» (ПАО «ЛУКОЙЛ»)

Им. В. Филановского,

Северо-Кавказская

нефтегазокон-

эксплуатируемое

110,4

0,3

0,4

6,4

НГП (шельф

денсатное

Каспийского моря)

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (ПАО «ЛУКОЙЛ»), ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга» (СРП)

Харьягинское*,

Тимано-Печорская

нефтяное

эксплуатируемое

40,4

16,9

0,2

3,2

НГП (Ненецкий АО)

ПАО «Сургутнефтегаз»

Талаканское*, Лено-

Тунгусская НГП

нефтегазокон-

эксплуатируемое

98,5

1,1

0,3

5,7

(Республика Саха

денсатное

(Якутия))

Федоровское,

нефтегазокон-

Западно-Сибирская

эксплуатируемое

237,1

0,9

9,4

денсатное

НГП (ХМАО-Югра)

Северо-

Лабатьюганское,

нефтяное

эксплуатируемое

46,5

10,4

0,2

4,6

Западно-Сибирская

НГП (ХМАО-Югра)

Лянторское, Западно-

нефтегазокон-

Сибирская НГП

эксплуатируемое

23,9

0,41

0,1

3,8

денсатное

(ХМАО-Югра)

Рогожниковское,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

90,3

24,1

0,4

2,7

НГП (ХМАО-Югра)

Русскинское,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

50,7

7,5

0,2

2,8

НГП (ХМАО-Югра)

Месторождение,

Запасы на 01.01.2020 г.

нефтегазоносная

Степень

категорий, млн т

Доля в

Добыча в

Тип

провинция

освоенности

запасах РФ, %

2019 г., тыс. т

(субъект РФ)

А+В₁+С₁

В₂+С2

Западно-Сургутское,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

21,2

0,1

2,3

НГП (ХМАО-Югра)

Быстринское,

нефтегазокон-

Западно-Сибирская

эксплуатируемое

28,3

0,3

0,1

2,2

денсатное

НГП (ХМАО-Югра)

ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «НК «Роснефть»

Восточно-Сургутское,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

80,6

35,6

0,4

3,9

НГП (ХМАО-Югра)

ООО «Газпром нефть шельф» (ПАО «Газпром нефть»)

Приразломное,

Тимано-Печорская

нефтяное

эксплуатируемое

47,9

21,3

0,2

3,1

НГП (шельф

Баренцева моря)

Долгинское, Тимано-

Печорская НГП

нефтяное

разведываемое

0,9

234,9

0,8

(шельф Баренцева

моря)

ООО «Газпромнефть-Ямал» (ПАО «Газпром нефть»)

Новопортовское,

нефтегазокон-

Западно-Сибирская

эксплуатируемое

184,6

24,7

0,7

6,7

денсатное

НГП (ЯНАО)

ООО «Газпромнефть-Оренбург», ООО «Газпром добыча Оренбург» (ПАО «Газпром»),

АО «Нефтьинвест»

Оренбургское*, Волго-

Уральская НГП

(Оренбургская

нефтегазокон-

эксплуатируемое

186,8

0,7

1,9

область)

денсатное

Месторождение,

Запасы на 01.01.2020 г.

нефтегазоносная

Степень

категорий, млн т

Доля в

Добыча в

Тип

провинция

освоенности

запасах РФ, %

2019 г., тыс. т

(субъект РФ)

А+В₁+С₁

В₂+С2

АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (ПАО «Газпром нефть»)

Суторминское,

нефтегазокон-

Западно-Сибирская

эксплуатируемое

79,2

11,3

0,3

1,1

денсатное

НГП (ЯНАО)

АО «Газпром добыча Ямбург» (ПАО «Газпром»)

Ямбургское*,

нефтегазокон-

Западно-Сибирская

эксплуатируемое

35,2

248,9

0,9

денсатное

НГП (ЯНАО)

ООО «Газпром добыча Уренгой» (ПАО «Газпром»), АО «Арктикгаз» (ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Газпром нефть»),

АО «Роспан Интернешнл» (ПАО «НК «Роснефть»), ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»,

ООО «Уренгойская газовая компания» (ПАО «НОВАТЭК»), ООО «Севернефть-Уренгой» (АО «МХК «Еврохим»)

Уренгойское*,

нефтегазокон-

Западно-Сибирская

эксплуатируемое

65,8

244,9

0,1

денсатное

НГП (ЯНАО)

НК «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (ПАО «Газпром нефть»,

Shell (Великобритания, Нидерланды))

Западно-Салымское*,

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

40,3

14,1

0,2

НГП (ХМАО-Югра)

ПАО «Татнефть» им. В. Д. Шашина (ПАО «Татнефть»)

Ромашкинское*,

Волго-Уральская НГП

(Республика

нефтяное

эксплуатируемое

179,1

39,9

0,7

14,8

Татарстан, Самарская

область)

Ново-Елховское,

Волго-Уральская НГП

(Республика

нефтяное

эксплуатируемое

12,2

0,2

2,9

Татарстан, Самарская

обл.)

Месторождение,

Запасы на 01.01.2020 г.

нефтегазоносная

Степень

категорий, млн т

Доля в

Добыча в

Тип

провинция

освоенности

запасах РФ, %

2019 г., тыс. т

(субъект РФ)

А+В₁+С₁

В₂+С2

ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (ПАО «НК «Славнефть»)

Ватинское, Западно-

Сибирская НГП

нефтяное

эксплуатируемое

93,1

30,1

0,4

2,7

(ХМАО-Югра)

ОАО «Обьнефтегазгеология» (ПАО «НК «Славнефть»), ООО «Густореченский участок»

Тайлаковское*

Западно-Сибирская

нефтяное

эксплуатируемое

128,9

23,2

0,5

2,4

НГП (ХМАО-Югра)

ООО «ЯРГЕО» (ПАО «НОВАТЭК»)

Ярудейское, Западно-

нефтегазокон-

Сибирская НГП

эксплуатируемое

34,8

0,1

3,1

денсатное

(ЯНАО)

АО «Таймырнефтегаз» (ОАО «Таймырнефтегазгеология»), ООО «НГХ-Недра», ПАО «НК «Роснефть»

Пайяхское, Западно-

Сибирская НГП

нефтяное

разведываемое

82,2

1131,4

3,9

(Красноярский край)

ООО «Иркутская нефтяная компания», ООО «Тихоокеанский терминал», АО «ИНК-Запад»

Ярактинское, Лено-

нефтегазокон-

Тунгусская НГП

эксплуатируемое

34,9

2,3

0,1

5,4

денсатное

(Иркутская область)

АО «Нижневартовское НП»

Ван-Еганское*,

нефтегазокон-

Западно-Сибирская

эксплуатируемое

151,8

14,5

0,5

1,1

денсатное

НГП (ХМАО-Югра)

ООО «Нефтегазпромтех» (АО «НК «Нефтиса»), ООО «Геотехнология»

Нижнечутинское*,

Тимано-Печорская

НГП (Республика

нефтяное

эксплуатируемое

42,4

57,7

0,3

Коми)

Месторождение,

Запасы на 01.01.2020 г.

нефтегазоносная

Степень

категорий, млн т

Доля в

Добыча в

Тип

провинция

освоенности

запасах РФ, %

2019 г., тыс. т

(субъект РФ)

А+В₁+С₁

В₂+С2

ЗАО «Нефтегазовая компания «АФБ», ООО «Астрахань-Нефть»

Великое**,

Прикаспийская НГП

нефтяное

разведываемое

328,6

1,1

(Астраханская

область)

ЗАО «Арктикшельфнефтегаз»

Медынское, Тимано-

Печорская НГП

нефтяное

эксплуатируемое

63,5

33,9

0,3

(шельф Баренцева

моря)

Консорциум «Эксон Нефтегаз Лтд.»

Аркутун-Дагинское*,

нефтегазокон-

Охотская НГП (шельф

эксплуатируемое

77,5

35,2

0,4

5,7

денсатное

Охотского моря)

Одопту-море

(Центральный и

Южный купола),

нефтегазокон-

эксплуатируемое

51,8

6,1

0,2

3,5

Охотская НГП

денсатное

(шельф Охотского

моря)

Консорциум «Эксон Нефтегаз Лтд.», ПАО «НК «Роснефть»

Чайво, Охотская НГП

нефтегазокон-

(шельф Охотского

эксплуатируемое

32,1

0,1

3,8

денсатное

моря)

«Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.»

Пильтун-Астохское,

Охотская НГП

нефтегазокон-

эксплуатируемое

64,2

11,1

0,2

4,2

(шельф Охотского

денсатное

моря)

* Часть запасов находится в нераспределенном фонде недр. Источник: данные ФГБУ «Росгеолфонд».

На основании официальной статистической отчетности можно сделать вывод, что

территориальная структура добычи нефти в Российской Федерации последние

несколько лет практически не меняется. Так, в

2019 г. статус крупнейшего

нефтедобывающего региона страны сохраняет Западная Сибирь (57,0 % всего объема

добычи нефти). Тенденция роста производства в Дальневосточном регионе на

протяжении нескольких лет сохраняется, что ведет к укреплению позиции Восточной

Сибири и Дальнего Востока в территориальной структуре российской нефтедобычи. В

таблице 1.3 приведена информация о добыче нефти в различных регионах страны [2].

Таблица 1.3 - Региональная добыча нефти крупнейшими компаниями Российской

Федерации в 2019 г., млн т

Европейская часть

Западная Сибирь

Восточная Сибирь и

Дальний Восток

ВИНК

±% к 2018

2019 г.

±% к 2018 г.

2019 г.

±% к 2018 г.

2019 г.

г.

ПАО «НК «Роснефть»

36,7

-1,3

122,1

+1,8

36,4

-1,9

ПАО «ЛУКОЙЛ»

45,1

+1,1

37,0

-1,3

ПАО «Татнефть»

29,8

+1,0

им. В. Д. Шашина

ПАО «НК «Башнефть»

(дочернее общество

17,3

0,0

1,4

-12,5

ПАО «НК «Роснефть»)

ПАО НК «РуссНефть»

1,3

-7,1

5,8

+1,8

ПАО «Газпром»

4,3

+2,4

13,8

+6,2

0,2

+100

ПАО «Сургутнефтегаз»

51,4

-0,7

9,3

+2,3

ПАО «Газпром нефть»

6,2

+5,1

33,0

-1,8

0,000

-97,2

ПАО «НГК «Славнефть»

13,0

-2,3

0,97

+102,5

ПАО «НОВАТЭК»

8,4

+1,2

АО «Нефтегазхолдинг»

1,7

+6,3

0,3

0,0

1.3. Экономические показатели нефтедобычи и экспорт нефтяного сырья

Согласно официальной статистической отчетности недропользователей в России

более чем за десятилетний период, в 2019 г. впервые обозначилась тенденция к

сокращению капитальных затрат нефтедобывающих компаний. Так, в сравнении с 2018

г. суммарный по Российской Федерации объем капитальных вложений ВИНК в

нефтедобычу сократился на 3,8 % (53,1 млрд руб.) и составил 1326,4 млрд руб. Если

принять во внимание прирост отраслевой нефтедобычи по итогам 2019 г., то можно

отметить, что удельный показатель капиталовложений снизился на 4,2 % (122,9 руб ./т)

и составил

2789,4 руб. на

1 тонну произведенной в стране нефти. Наиболее

существенное сокращение капиталовложений наблюдается в Западной Сибири

(95,7 млрд руб. или 10,7 %). В Европейской части страны за 2019 г. отмечен рост

капитальных затрат в нефтедобычу (44,3 млрд руб. или 12,5 %). На рисунке 1.2

приведена диаграмма распределения капитальных вложений ВИНК в нефтедобычу по

годам [2].

Рисунок 1.2 - Капитальные вложения ВИНК в нефтедобычу, млрд руб.

По причине инерционности производственных циклов в нефтедобыче, ввода в

эксплуатацию новых скважин или скважин бездействующего фонда за последние годы в

целом по отрасли преобладает рост эксплуатационного фонда скважин. По итогам 2019

г. такой рост составил 1,6 % по отношению к 2018 г. В региональном же разрезе рост

эксплуатационного фонда отмечается на всей территории страны, наиболее заметно -

в Европейской части России и в Западной Сибири.

В последние годы сохраняется устойчивая тенденция по увеличению глубины

вновь вводимых эксплуатационных скважин, отражающая общее состояние

постепенного ухудшения структуры и доступности разрабатываемых запасов нефти.

Также в 2019 г. отмечено снижение продуктивности скважин эксплуатационного

фонда по стране, о чем, согласно статистическим данным, свидетельствует сокращение

отраслевого показателя среднего дебита скважин, дающих продукцию [1, 2].

Одновременно с этим активно наращиваются объемы закачки воды для

поддержания пластового давления. В 2019 г. объем годовой закачки для поддержания

пластового давления в целом по Российской Федерации достиг 3763,5 млн т, что на

8,7 % (301,6 млн т) больше, чем в 2018 г. [2].

На экспорт направляется более половины добытого сырья и продуктов первичной

переработки. Суммарный вывоз российской нефти с таможенной зоны Российской

Федерации, согласно официальным статистическим данным, в

2019 г. составил

266,5 млн т [2]. Ежегодный рост объемов экспорта из страны на протяжении нескольких

лет можно отметить во всех категориях производителей, но наиболее интенсивный рост

экспорта нефти обеспечивается независимыми нефтедобывающими компаниями.

Основным направлением поставок нефти традиционно остается рынок Европы,

однако доля данных поставок за последние годы снижается: в 2019 г. было отправлено

54 % экспортируемого сырья, что меньше аналогичного показателя за 2018 г. на 4,8 %.

Примерно треть российских экспортных поставок нефти направляется в азиатские

страны, среди которых лидирующее положение занимает Китай.

1.4. Основная продукция нефтедобывающей отрасли

В процессе деятельности нефтедобывающих предприятий на поверхность земли

извлекается нефтегазоводяная смесь, которая проходит подготовку (обработку) с целью

получения товарной продукции. Основными видами продукции отрасли являются:

нефть, подготовленная к транспортировке и (или) использованию (нефть обезвоженная,

обессоленная и стабилизированная), газ нефтяной попутный (газ горючий нефтяных

месторождений), а также газы нефтяные и углеводороды газообразные прочие, кроме

газа горючего природного, и др., получаемые на промысле (названия продукции

приведены согласно ОКПД 2 ОК 034-2014 (КПЕС 2008)).

1.5. Основные экологические проблемы нефтедобывающей отрасли

Технологические процессы нефтедобывающей отрасли (добыча, сбор, транспорт,

хранение и переработка нефти и газа в условиях промысла) оказывают воздействие на

все компоненты окружающей среды. Нефть, углеводородные компоненты нефти,

загрязненные сточные воды, отходящие газы, отходы производства оказывают

негативное воздействие на воздух, воду, почву и экосистему в целом. С учетом

масштабов производства на территории Российской Федерации снижение объемов

эмиссий загрязняющих веществ и образования отходов является важнейшей задачей,

стоящей перед нефтедобывающей промышленностью страны.

Основные показатели деятельности нефтедобывающих предприятий в области

охраны окружающей среды по данным государственного доклада «О состоянии и об охране

окружающей среды Российской Федерации в 2019 году» 6приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Показатели деятельности нефтедобывающих компаний в области

охраны окружающей среды

Ед.

Значение

Показатель

измерения

2018 г.

2019 г.

Валовый выброс в атмосферный воздух

4 989 935

4 886 487

загрязняющих веществ

Уловлено и обезврежено загрязняющих

122 987

263 563

веществ

Использовано воды

тыс. м³

2 354 426

2 388 222

Водоотведение в поверхностные водные объекты

тыс. м³

161 446

165 341

Водоотведение в подземные горизонты

тыс. м³

1 072 936

1 064 540

Объем оборотной воды

тыс. м³

3 021 382

3 284 019

Объем повторно используемой воды

1 447 216

1 453 757

Образовано отходов

10 878

7 074 847

279

Использовано отходов

5 812 101

5 218 466

Обезврежено отходов на предприятии

572 450

575 123

Площадь нарушенных земель на начало года

га

607 675

574 190

Площадь нарушенных земель на конец года

га

569 143

603 212

Площадь рекультивированных земель

га

54 305

54 701

Плата за негативноевоздействие на

млн руб.

1 731

2 011

окружающую среду

Ед.

Значение

Показатель

измерения

2018 г.

2019 г.

Инвестиции в основной капитал,

млн руб.

102 208

85 389

направляемые на охрану окружающей среды

Основные загрязняющие вещества, дающие наибольший вклад в валовый объем

выбросов при штатной работе нефтедобывающего предприятия, представлены в

таблице 1.5. Более 40 % всего объема выбросов приходится на углерода оксид,

существенный вклад оказывают предельные углеводороды, диоксид серы, оксиды

азота, метан и углерод (сажа), на долю других загрязняющих веществ приходится чуть

более 1 %.

Таблица 1.5 - Доля загрязняющих веществ в общем объеме валовых выбросов

в атмосферу

Вещество

Доля в объеме валовых выбросов, %

Углерода оксид

42,07

Углеводороды предельные С1-С5

25,9

Диоксид серы

7,53

Углеводороды предельные С6-С10

7,03

Диоксид азота

5,83

Метан

6,35

Оксид азота

2,98

Углерод (сажа)

1,23

Прочие вещества

1,08

ИТОГО:

100

Ниже приведены наиболее значимые источники выбросов загрязняющих веществ

от основных технологических объектов, размещенных на промышленной площадке

нефтедобывающего предприятия, и указаны приоритетные загрязняющие вещества,

выбрасываемые в атмосферный воздух в процессе эксплуатации:

 факельные установки (углерода оксид, метан, смесь природных меркаптанов,

диоксид азота, диоксид серы, сероводород);

 дизельные генераторы и газотурбинные установки (продукты сжигания топлива -

оксид азота, диоксид азота, углерода оксид, диоксид серы, бенз(а)пирен);

 дымовые трубы котлоагрегатов и печей подогрева (продукты сжигания топлива -

оксид азота, диоксид азота, углерода оксид, диоксид серы, бенз(а)пирен);

 дымовые трубы газоперекачивающих агрегатов и компрессорных установок

(продукты сгорания топливного газа - оксид азота, диоксид азота, углерода оксид,

диоксид серы);

 системы дренажа и перекачивающие устройства (углеводороды);

 объекты электроснабжения (продукты сжигания основного и вспомогательного

топлива: углерода оксид, азота диоксид, азота оксид, углеводороды С12-С19, сажа,

ангидрид сернистый, формальдегид, бенз(а)пирен);

 аккумуляторы (пары кислоты серной);

 резервуары хранения нефти (пары углеводородов) и др.

Технологические

объекты

нефтедобывающих

предприятий,

дающие

максимальный вклад в общий объем валовых выбросов в атмосферу, представлены в

таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Перечень источников выбросов, дающих наибольший вклад в

общий объем валовых выбросов в атмосферу

Наименование источника выбросов загрязняющих

Доля источника в валовом объеме

веществ

загрязняющих веществ, %

Горизонтальные и вертикальные факельные

20,00

установки

Газотурбинные электростанции (ГТЭС) и

22,20

газотурбинные установки ()

Резервуары хранения нефтепродуктов

18,73

Технологические компрессорные установки

9,75

Технологические печи

7,97

Неплотности оборудования

5,72

Продувочные свечи и импульсные трубки

3,65

Котельные

1,27

Прочие источники

10,71

ИТОГО:

100

Аварийные и залповые выбросы загрязняющих веществ

нефтедобывающих предприятий

Залповые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу связаны с проведением

профилактических работ на нефте- и газопроводах, сбросом газа на продувочные

свечи при запуске котельного оборудования, технологических печей и компрессорных

установок, сбросом на свечу с газоуравнительной линии нефтеналивных терминалов,

а также стравливанием газа из межколонного пространства на импульсные трубки на

площадках эксплуатационных скважин. Стравливание газа из межколонного

пространства осуществляется во избежаниевозникновения межколонного давления

выше предельно допустимой величины, принятой по месторождению. Стравливание

межколонного флюида осуществляется через импульсную трубку (), когда давление в

межколонном пространстве достигает определенного показания на автоматическом

манометре, который подключается к межколонному пространству скважины через

вентиль. Для снижения приземных концентраций в районе расположения источников

выбросов загрязняющих веществ и соблюдения санитарно-гигиенических нормативов

залповые выбросы должны осуществляться неодновременно и с достаточным

интервалом во времени между операциями.

Значительные количества загрязняющих веществ могут попадать в

окружающую среду:

 при аварии транспортных средств;

 при разгерметизации водоводов, нефте- и продуктопроводов;

 при нарушении целостности

технологического

оборудования и

резервуаров;

 при сбросе недостаточно очищенных сточных вод в поверхностные

водные объекты и др.

Наибольшую опасность для окружающей среды представляют аварии на

трубопроводах, что приводит к опасным последствиям для почвенного покрова,

поверхностных водных объектов, грунтовых вод и атмосферного воздуха.

Для снижения рисков возникновения аварийных ситуаций на нефтедобывающих

предприятиях предусмотрен комплекс технологических мероприятий по повышению

надежности работы нефтепромысловых объектов и сооружений.

Сточные воды

На нефтепромыслах образуются следующие виды сточных вод:

производственные, хозяйственно-бытовые и поверхностные (включая дождевые и

талые).

Производственные сточные воды включают попутно добываемую пластовую

воду, отделяемую от углеводородного сырья в технологическом процессе, сточные воды

от промывки и охлаждения технологического оборудования.

Поверхностные воды содержат значительные количества загрязняющих веществ,

смываемых с поверхности земли на производственных площадках. Загрязненные

поверхностные воды направляют для последующей очистки совместно или раздельно с

производственными сточными водами.

Основными загрязняющими веществами в сточных водах нефтедобывающих

предприятий являются взвешенные вещества и нефтепродукты.

Раздел 2. Описание основных и вспомогательных

технологических установок (процессов), действующих

в настоящее время на нефтедобывающих предприятиях

Российской Федерации

Эксплуатация нефтяных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных

месторождений представляет собой комплекс мер, направленный на извлечение из

недр углеводородного сырья, который зависит от природных характеристик

разрабатываемого месторождения 7-15.

С целью определения технологических процессов, оборудования, технических

способов, методов в качестве наилучших доступных технологий для нефтедобывающей

отрасли промышленности необходимо рассматривать период эксплуатации

месторождений, который в соответствии с областью применения настоящего

справочника НДТ включает технологические этапы/технологии (технологические

процессы)/технологические установки (объекты, обеспечивающие реализацию

технологий), приведенные в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Основные технологические этапы добычи нефти

№

Основные

Технологии/технологические

Технологические установки/объекты, обеспечивающие реализацию технологий

п/п

технологические этапы

процессы

Добыча, сбор и

Добыча нефти фонтанным

Добывающие скважины с фонтанной арматурой, измерительная

транспорт

способом

установка, дренажные емкости, установка дозирования реагентов,

продукции

выкидная линия (выкидной трубопровод), насосно-компрессорные

нефтяных скважин

трубы, пакер

Добыча нефти методом

Добывающие скважины с фонтанной арматурой, измерительная

газлифтной эксплуатации

установка, дренажные емкости, установка дозирования реагентов,

нефтесборный коллектор, газопровод подачи газа, устройство по

регулированию расхода газа, насосно-компрессорные трубы,

система пусковых и рабочих клапанов, пакер

Добыча нефти с применением

Добывающие скважины с фонтанной арматурой, измерительная

установок электроприводных

установка, дренажные емкости, установка дозирования реагентов,

лопастных насосов

выкидная линия, станция управления, повышающий трансформатор

масляный для погружных насосов, блок телеметрии, трансформа-

торная подстанция, погружной электродвигатель, лопастные насос,

кабельная линия, насосно-компрессорные трубы

Добыча нефти с применением

Добывающие скважины с фонтанной арматурой, измерительная

штанговых глубинных насосов

установка, дренажные емкости, установка дозирования реагентов,

выкидная

линия,

станок-качалка,

станция

управления,

трансформаторная подстанция, плунжерный насос, колонна штанг,

насосно-компрессорные трубы

Добыча нефти с применением

Добывающие скважины с фонтанной арматурой, измерительная

погружных винтовых насосов

установка, дренажные емкости, установка дозирования реагентов,

выкидная

линия,

станция

управления,

повышающий

трансформатор,

блок

телемеханики,

трансформаторная

подстанция, погружной винтовой насос, насосно-компрессорные

трубы

Добыча нефти с применением

Добывающие скважины с фонтанной арматурой, измерительная

погружных диафрагменных

установка, дренажные емкости, установка дозирования реагентов,

насосов

выкидная линия, станция управления, повышающий трансформатор,

блок телемеханики, трансформаторная подстанция, погружной

диафрагменный насос, кабельная линия, насосно-компрессорные

трубы

№

Основные

Технологии/технологические

Технологические установки/объекты, обеспечивающие реализацию технологий

п/п

технологические этапы

процессы

Сбор и транспортировка

Промысловые трубопроводы надземного, наземного и подземного

продукции скважин

исполнений

Установка ввода реагента в трубопровод

Мультифазная насосная станция

Обогрев трубопроводов

Система предотвращения гидратообразования

Подготовка нефти,

Подготовка нефти

Дожимная насосная станция

газа и воды

Установка предварительного сброса пластовой воды

Установка комплексной подготовки нефти

Мобильная установка подготовки нефти и газа

Установка стабилизации нефти

Центральный пункт сбора

Подготовка воды

Установка подготовки попутнодобываемой воды

Подготовка газа

Установка (комплексной) подготовки попутного нефтяного газа,

установка осушки газа

Установка адсорбционной и абсорбционной осушки

Система сбора, хранения и откачки сжиженных углеводородных

газов (сжиженные углеводородные газы, нестабильный конденсат)

Установка низкотемпературной сепарации, установка низко-

температурной конденсации

Компрессорная станция, сепаратор,

аппарат

воздушного

охлаждения

Сброс и сжигание горючих

Горизонтальные, вертикальные, совмещенные факельные системы

газов (паров)

Контроль и учет газа, нефти и

Система измерения количества и параметров газа, система

воды

измерения количества и показателей качества нефти, система

измерения количества и показателей качества воды или приборы

учета воды

Хранение нефти

Резервуарный парк, буферные емкости

Установка улавливания легких фракций углеводородов

Автоматизированная система налива

Центральный пункт сбора, приемо-сдаточный пункт

№

Основные

Технологии/технологические

Технологические установки/объекты, обеспечивающие реализацию технологий

п/п

технологические этапы

процессы

Использование

Выработка электроэнергии

Газотурбинная электростанция, газопоршневая электростанция

попутного

Выработка теплоэнергии

Котельная, теплогенератор, печи подогрева воды

нефтяного газа

Подготовка нефти

Подогреватель нефти (прямого нагрева; с промежуточным

теплоносителем; с комбинированным нагревом)

Транспортировка нефти

Подогреватель нефти (прямого нагрева; с промежуточным

теплоносителем; с комбинированным нагревом)

Передача газа на

Трубопроводы, оборудование подготовки газа (сепаратор, компрес-

газоперерабатывающие заводы

сор, аппарат воздушного охлаждения, газоперекачивающий агрегат)

Подача газа в систему

Трубопроводы, оборудование подготовки газа (сепаратор, компрес-

магистральных трубопроводов

сор, аппарат воздушного охлаждения, газоперекачивающий агрегат)

Обеспечение

безопасности

Оборудование

для

осуществления

подпора

факельных

факельных систем

коллекторов, для обеспечения дежурного горения (сепаратор,

газопровод, горелочные устройства)

Термическая утилизация

Оборудование для термической утилизации (нейтрализации,

(нейтрализация,

обезвреживания) негорючих промышленных стоков (сточных вод)

обезвреживание)

путем контактного нагрева; оборудование для подогрева рабочего

промышленных стоков

агента (подтоварная вода, раствор)

(промышленных сточных вод)

Использование попутного

Нагнетательные газовые скважины, трубопроводы, оборудование

нефтяного газа для

подготовки газа (сепаратор, компрессор, аппарат воздушного

поддержания пластового

охлаждения, газоперекачивающий агрегат)

давления (закачка в пласт)

Закачка газа в подземные

Скважины, трубопроводы, оборудование подготовки газа

хранилища газа

(сепаратор, компрессор, аппарат воздушного охлаждения,

газоперекачивающий агрегат)

Поддержание

Закачка воды в пласт

Нагнетательные и водозаборные скважины с запорно-

пластового

регулирующей арматурой, блоки гребенок с технологическим

давления

оборудованием, измерительные устройства

Блочная кустовая насосная станция с центробежным насосом,

технологическим оборудованием и трубопроводами

Блочная кустовая насосная станция с горизонтальной насосной

установкой, технологическим оборудованием и трубопроводами

(для локального увеличения давления закачки)

№

Основные

Технологии/технологические

Технологические установки/объекты, обеспечивающие реализацию технологий

п/п

технологические этапы

процессы

Насосная станция пластовой воды с плунжерными насосами,

технологическим оборудованием и трубопроводами

Сепаратор, пескоуловитель

Буфер-дегазатор, система нагрева воды

Шурфдля закачки воды в пласт

Межскважинная перекачка для закачки пластовой воды из

водозаборных в нагнетательные скважины

Внутрискважинная перекачка для закачки пластовой воды из пласта

в пласт в пределах одной скважины

Учет продукции

Учет нефти и газа

Приемо-сдаточный пункт

перед передачей

Система измерения количества и параметров газа, система

потребителю

измерения количества и показателей качества нефти

Узел учета нефти

Узел учета газа

Добыча

Морская добыча

Морская нефтяная платформа с технологическим оборудованием

углеводородов на

морском и

океанском шельфе

2.1. Добыча, сбор и транспорт продукции нефтяных скважин

При добыче углеводородного сырья применяют различные способы подъема

жидкости из скважины. Выбор способа добычи углеводородного сырья обусловлен

геолого-техническими характеристиками пласта и физико-химическими свойствами

флюида.

2.1.1. Добыча нефти фонтанным методом эксплуатации

Освоение новых месторождений, как правило, осуществляют с исполь-

зованием фонтанного способа добычи. Способ не требует сложного оборудования

и дополнительных затрат энергоресурсов, процесс подъема продукта на

поверхность происходит за счет избыточного давления в самой нефтяной залежи.

Достоинства фонтанного способа:

 простота и высокая надежность;

 технико-экономическая эффективность;

 гибкость в управлении процессами откачки, вплоть до возможности

полной остановки;

 продолжительный межремонтный интервал работы оборудования.

Недостатком фонтанного способа эксплуатации скважин является

необходимость поддержания сравнительно высокого давления на забое скважины,

особенно при большой обводненности продукции и высоком устьевом давлении.

2.1.2. Добыча нефти методом газлифтной эксплуатации

Газлифтная эксплуатация скважин представляет собой логическое

продолжение фонтанной эксплуатации, при этом недостающее количество газа

для подъема жидкости дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с

поверхности, в результате происходит искусственное фонтанирование, которое

называют газлифтным подъемом.

В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и

центральную системы подъемников. При кольцевой системе газ закачивают в

кольцевое (затрубное или межтрубное) пространство, а при центральной - в

колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Как правило, газлифтные скважины

работают по кольцевой системе [8].

Важнейшим элементом оборудования газлифтных скважин являются

газлифтные клапаны, размещаемые на колонне насосных компрессорных труб в

специальных эксцентричных камерах (мандрелях). Газлифтные клапаны

перепускают газ с затрубного пространства в колонну НКТ на заданной глубине в

зависимости от давления в затрубном пространстве, давления столба жидкости в

НКТ и перепада давления между ними.

Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает

в себя газлифтные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки

нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа, узел распределения

газлифтного газа и газопроводы высокого давления. Газлифт может быть

компрессорным и бескомпрессорным. При бескомпрессорном газлифте

природный газ под собственным давлением поступает из газовых скважин в

добывающие скважины.

Одной из разновидностей газлифтного способа эксплуатации скважин

является плунжерный лифт, где энергия газа действует на плунжер, который,

поднимаясь по колонне НКТ вверх, выталкивает жидкость в систему сбора.

Достоинства метода газлифтной эксплуатации скважин:

 слабое влияние профиля ствола на работу газлифтной системы;

 возможность эксплуатации скважин с высоким газовым фактором;

 легкость исследования скважины;

 простота регулирования дебита нефти скважины (увеличение или

уменьшение подачи газа в скважину);

 отсутствие в скважинах механизмов и трущихся деталей.

Недостатки метода газлифтной эксплуатации скважин:

 применим только при наличии достаточного количества

углеводородного газа;

 высокие затраты на строительство компрессорных станций,

газораспределительных пунктов и сети газопроводов в начальный

период обустройства месторождений;

 низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы,

включая компрессорную станцию, газопроводы и скважины;

 большие энергетические затраты на компримирование газа;

 высокие расходы на обслуживание компрессорной станции.

2.1.3. Добыча нефти с применением установок электроприводных

лопастных насосов

Установки электроприводных лопастных насосов (УЭЛН) представляют

собой совокупность оборудования, состоящую из погружного электродвигателя,

лопастного насоса, телеметрии, гидравлической защиты, кабельной линии,

оборудования устья скважины, станции управления и повышающего

трансформатора, и предназначены для добычи пластовой жидкости (смесь

нефти, попутной воды, минеральных примесей и нефтяного газа) из нефтяных

скважин. УЭЛН также могут быть использованы для добычи воды из водозаборных

скважин.

Конструктивное исполнение УЭЛН и ее компонентов должно

соответствовать скважинным условиям разрабатываемого месторождения и

обеспечивать безотказную эксплуатацию оборудования в пределах гарантийного

срока.

Погружные установки электроприводных лопастных насосов по своим

конструктивным особенностям относятся к наиболее эффективным насосным

агрегатам для отбора большого объема жидкости из скважины. Более половины

нефтяных скважин РФ оснащены УЭЛН.

Достоинства применения УЭЛН:

 широкий диапазон подачи;

 возможность эксплуатации в наклонно-направленных скважинах;

 независимость показателей насоса от положения в пространстве;

 отсутствие движущихся частей в наземном оборудовании, что не

требует строительства специальных сооружений;

 минимальные затраты и время на наземное обустройство;

 отсутствие необходимости постоянного нахождения персонала на

кустовой площадке (безлюдная технология);

 высокая автоматизация процесса добычи.

Недостатки применения УЭЛН:

 высокая чувствительность к высокому газовому фактору и

механическим примесям;

 невозможность эксплуатации скважин при вязкости более 200 сП;

 низкая термостойкость изоляции погружного электродвигателя и кабеля

при тяжелых условиях эксплуатации;

 ограниченность применения в наклонно-направленных скважинах с

высокой интенсивностью набора кривизны.

2.1.4. Добыча нефти с применением штанговых глубинных насосов

Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки

заключается в том, что в скважину устанавливают плунжерный насос, который

приводит в действие поверхностный привод посредством колонны штанг.

Штанговая скважинная насосная установка включает в себя следующее

оборудование:

- наземное - станок качалка, оборудование устья;

- подземное - насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, штанговый

скважинный насос и защитное оборудование, улучшающее работу установки в

осложненных условиях.

Достоинства применения штанговых глубинных насосов (ШГН):

- возможность применения на малодебитных скважинах для

достижения высокого межремонтного периода.

Недостатки применения ШГН:

 ограничения по глубине эксплуатируемых скважин (риск обрыва

штанг при большой глубине спуска насоса);

 ограничения по мощности станка-качалки, по глубине спуска НКТ и

производительности скважин;

 осложнения при применении в наклонно-направленных скважинах.

2.1.5. Добыча нефти с применением погружных винтовых насосов

Винтовой насос

- это устройство, в котором образование напора

нагнетаемой жидкости происходит благодаря вытеснению жидкости винтовыми

роторами, выполненными из металла, вращающимися вокруг статора

определенной формы.

В нефтегазовой отрасли используются винтовые насосы с погружным и

поверхностным приводом.

Установки погружных винтовых насосов с наземным приводом (установки

штангового винтового насоса, УШВН) предназначены для откачки высоковязкой

пластовой жидкости из нефтедобывающих скважин, где вращение винта

осуществляется колонной штанг, размещенной внутри колонны НКТ, от наземного

привода, состоящего из вращателя (редуктора) и электродвигателя.

Принципиальная схема установки погружных винтовых насосов с приводом

от погружного электродвигателя аналогична схеме УЭЛН. Основные

отличительные особенности

- использование винтового насоса и другого

электродвигателя.

Преимущество погружных винтовых насосов по сравнению с погружными

лопастными состоит в том, что с повышением вязкости до определенных

пределов (200 сП) параметры насоса остаются практически неизменными, в то

время как параметры центробежного насоса с увеличением вязкости резко

снижаются.

Следует отметить, что одним из осложняющих факторов добычи нефти

является повышенное газосодержание пластовой жидкости. В данных условиях

эффективно применять винтовые насосы, так как наличие 50 % свободного газа

на приеме насоса не вызывает снижения его рабочих характеристик.

Достоинства применения погружных винтовых насосов:

 эффективность в работе с вязкими жидкостями, жидкостями с

включениями мелкодисперсного песка;

 устойчивость при попадании газов в откачиваемую жидкость;

 высокое значение коэффициента полезного действия;

 плавность работы;

 отсутствие внутренних клапанов препятствует появлению газовых

пробок;

 энергоэффективность;

 износостойкость.

Недостатки применения погружных винтовых насосов:

 высокая стоимость;

 отсутствие возможности регулирования рабочего объема;

 невозможность холостой работы (опасность перегрева и выхода из

строя).

2.1.6. Добыча нефти с применением погружных диафрагменных

насосов

Диафрагменные электронасосы относятся к объемным насосам с

электроприводом. Установка погружного диафрагменного электронасоса состоит

из погружного насосного агрегата (насоса и электропривода), спущенного в

скважину на НКТ, кабеля, оборудования устья и поверхностной станции

управления.

Погружные диафрагменные насосы предназначены для работы в условиях

больших пескопроявлений (значительного содержания механических примесей)

или для откачки агрессивных жидкостей, так как перекачиваемая жидкость

соприкасается только с клапанами, диафрагмой и стенками рабочей полости.

Достоинства применения погружных диафрагменных насосов:

 широкий выбор материалов для изготовления диафрагм, корпуса и других

комплектующих, что позволяет использовать насос для самых различных

сред, включая химически агрессивные, абразивные с большим

содержанием крупных твердых частиц (более 70 %), вязкие и т.д.;

 простота и надежность конструкции;

 относительно невысокая стоимость ремонта и простота проведения

сервисных работ;

 возможность холостой работы;

 хорошее уплотнение рабочей камеры, снижающее вероятность утечки

жидкости.

Недостатки применения погружных диафрагменных насосов:

 изгиб и быстрый износ диафрагмы, что может привести к выходу из строя;

 необходимость использования клапанов, которые быстро изнашиваются;

 невозможность применения для работы в гидросистемах с высоким

давлением;

 высокая неравномерность подачи.

2.1.7. Мультифазная насосная станция

Мультифазная насосная станция представляет один или несколько блок-

модулей полной заводской готовности, включающих смонтированное и

подключенное насосное оборудование, запорную арматуру, технологические

трубопроводы,

систему

автоматизированного управления и прочее

вспомогательное оборудование.

Основное назначение многофазных насосных систем

- перекачка

газожидкостной смеси от группы добывающих скважин без предварительной

сепарации газа и очистки. Применение данной технологии позволяет отказаться

от разделения скважинной продукции на жидкую и газовую фазы для дальнейшей

транспортировки на центральный пункт сбора. Винтовые многофазные насосы

предназначены для перекачивания пластовой жидкости с содержанием

свободного газа в среде до 85-90 %.

Достоинства мультифазных насосных станций:

 возможность полной автоматизации станции за счет применения

приводной запорной арматуры;

 высокая эргономичность блоков;

 комплектация

системами

автоматизированного

управления

оборудованием и процессами, позволяющими эксплуатировать станции

без постоянного присутствия обслуживающего персонала;

 удобство проведения сервисных работ;

 отсутствие

возможности

несанкционированного

доступа

оборудованию;

 удобство логистики оборудования;

 снижение затрат на строительно-монтажные работы.

2.1.8. Сбор и транспортировка продукции скважин

Промысловые трубопроводы

Промысловые трубопроводы предназначены для транспортирования

газообразных и жидких продуктов, прокладываются между площадками

отдельных промысловых сооружений (включая площадки, расположенные на

разных промыслах), а также к объектам магистрального транспортирования

нефти и газа.

Продукция скважин по выкидным линиям подается на измерительную

установку (ИУ). После учета на ИУ продукция скважин по системе нефтесборных

сетей поступает на объекты подготовки нефти.

Нефтесборные сети включают в себя:

 выкидные трубопроводы от скважин, не находящихся на кустовой

площадке, для транспортировки продукции нефтяных скважин до ИУ;

 нефтесборные трубопроводы для транспортировки продукции

нефтяных скважин от ИУ до узлов дополнительных работ дожимных

насосных станций и установок предварительного сброса воды

(нефтегазопроводы).

В состав сооружений нефтесборных сетей входят:

 узлы запорной арматуры;

 узлы камер запуска и приема средств очистки и диагностики для

нефтесборных трубопроводов;

 узлы контроля коррозии;

 переходы через водные преграды, автомобильные и железные

дороги.

В процессе подготовки нефти продукция скважин перемещается по

технологическим трубопроводам. Технологические трубопроводы предназначены

для транспортирования сырья, полуфабрикатов и готовой продукции, топлива,

пара, пластовой и подтоварной воды, химических реагентов и других веществ,

обеспечивающих осуществление технологического процесса и эксплуатацию

оборудования предприятий нефтяной промышленности.

С объектов нефтегазодобычи нефть по напорным нефтепроводам

направляется к объектам учета и до сооружений магистрального транспорта.

Подготовленная подтоварная вода по водоводам низкого давления

перекачивается на кустовую насосную станцию (КНС,) и затем через водоводы

высокого давления к нагнетательным скважинам.

Газ по газопроводам низкого давления подается к объектам потребления

либо утилизации.

Различают следующие типы прокладки трубопроводов::

 подземная (заглубленная на нормативную глубину);

 подводная;

 наземная (в насыпи, с последующей обваловкой грунтом);

 надземная на опорах в теплоизоляции или в теплоизоляции с

системой обогрева (в соответствии с теплотехническим расчетом).

Вариативность прокладки определяется условиями размещения объекта

строительства:

 климатическая характеристика и метеорологические условия;

 гидрологические условия;

 инженерно-геологические условия (типы грунтов, наличие болот 1-3

типов, распространение многолетнемерзлых грунтов и пр.);

 физико-химические свойства транспортируемой среды;

 прочие граничные условия.

Промысловые и внутриплощадочные трубопроводы, транспортирующие

жидкие углеводороды, могут быть оснащены системами обнаружения утечек.

Установка ввода реагента в трубопровод

Установки ввода реагентов предназначены для подачи:

- химических реагентов в трубопровод. В качестве реагентов выступают

ингибиторы

коррозии,

ингибиторы

парафиноотложений,

ингибиторы

солеотложений и жидкие деэмульгаторы, которые препятствуют отложению

солей, парафина и коррозии на стенках трубопроводов, что способствует

безопасной эксплуатации и продлению их срока службы;

- биоцидов, предназначенных для контроля роста микроорганизмов,

предупреждения образования вредных продуктов их жизнедеятельности (таких

как сульфиды).

Основными узлами установки ввода реагентов в трубопровод являются:

- насос для заполнения емкости для хранения химреагентов;

- расходная емкость для выдачи химреагентов;

- дозировочные насосы (не менее двух, один из которых рабочий, второй -

резервный) для автоматического регулярного ввода химреагента;

- контрольно-измерительные приборы: расходомер, датчик уровня в

емкости, манометр и др.;

- запорная арматура: краны, вентили, заглушки;

- блок управления.

По причине высокой степени взрывопожароопасности используемых

химических реагентов оборудование установки ввода реагентов изготавливают в

коррозионностойком

исполнении,

электрооборудование

во

взрывозащищенном.

Управление вводом реагента осуществляется автоматически.

Обогрев трубопроводов

Основное назначение обогрева трубопроводов

- поддержание

необходимой температуры транспортируемого продукта с целью обеспечения

текучести нефтегазоводяной смеси. Любая теплоизоляция трубопровода не

может в полной мере обеспечить необходимые условия; она лишь предотвращает

часть потерь тепла с поверхности трубопровода, но не обеспечивает защиту

продукта от замерзания в холодное время года, а тем более не решает проблему

поддержания необходимой технологической температуры.

Для

обогрева

трубопроводов

преимущественно

используют

нагревательный кабель, к которому в условиях воздействия химически

агрессивных сред или в потенциально взрывоопасных зонах предъявляются

повышенные требования.

Основными частями систем электрообогрева трубопроводов являются:

 греющая часть (кабель и комплект муфт);

 система питания (силовые провода, распределительные коробки и др.);

 система крепления;

 система управления (шкаф управления, датчики температуры и др.).

К основным задачам системы электрообогрева нефтепроводов можно

отнести:

- обеспечение надежной перекачки нефти по трубопроводу в заданном

диапазоне температур с допустимой вязкостью;

 предупреждение образования «пробок»;

 обеспечение бесперебойной работы насосного оборудования;

 минимизация образования парафиновых отложений на стенках

трубопроводов, конденсата; и т.д.

Для нагрева нефти, нефтяной эмульсии, газа, газового конденсата или их

смесей в системах нефтегазосбора при их транспортировке, а также воды для

технологических и теплофикационных целей на нефтегазодобывающих

предприятиях

также

используют

различные модификации путевых

подогревателей.

Предотвращение гидратообразования, система закачки метанола

Для предотвращения образования гидратов в трубопроводах применяют

следующие методы:

- непрерывная или периодическая подача антигидратных ингибиторов;

- применение футерованных труб;

-систематическое удаление скапливающейся в газопроводах жидкости.

Ингибиторы гидратообразования подразделяются на три класса:

- традиционные термодинамические ингибиторы - вещества, растворимые

в воде, меняющие ее активность и, как следствие, смещающие трехфазное

равновесие газ - водная фаза - газовые гидраты в сторону более низких

температур (алифатические спирты, гликоли, водные растворы неорганических

солей);

- кинетические ингибиторы гидратообразования, прекращающие на время

процесс образования гидратов (потенциальная замена термодинамическим

ингибиторам);

- реагенты, практически предотвращающие (или резко замедляющие)

отложение гидратов за счет частичной блокировки жидкой водной фазы,

предотвращают прямой контакт газ - вода, обеспечивая тем самым многофазный

транспорт продукции скважин в режиме гидратообразования [9].

Одним из основных и наиболее используемых ингибиторов является

метиловый спирт (метанол). Метанол вместе с парами воды, насыщающей газ,

образует спиртоводные растворы, температура замерзания которых значительно

ниже нуля.

Использование метанола в качестве ингибитора гидратообразования на

предприятиях Российской Федерации обусловлено следующими причинами:

- относительно низкая стоимость (по сравнению с другими ингибиторами

гидратообразования), широко развитая производственная база;

- высокая технологичность процесса ввода и распределения метанола в

требуемые участки технологической цепочки; отсутствие в блоке установки

приготовления реагента;

- наивысшая среди известных ингибиторов антигидратная активность,

сохраняющаяся даже при низких температурах;

- низкая температура замерзания концентрированных растворов метанола

и их исключительно малая вязкость;

- сравнительно малая растворимость метанола в нестабильном

конденсате;

- некоррозионность метанола и его водных растворов;

- наличие достаточно простых технологических схем регенерации

отработанных растворов [7].

Однако применение метанола для ликвидации и предупреждения

образования гидратов имеет существенный недостаток:

- метанол - сильный яд, вызывающий загрязнение окружающей среды и

отравление не только при попадании внутрь организма, но и при вдыхании его

паров.

Трубопроводы из композитных материалов

Применение полиэтиленовых труб позволяет значительно снизить уровень

аварийности, опасности загрязнения окружающей среды, значительно облегчает

монтаж. Достоинства полиэтиленовых труб:

 они в

3-7 раз легче стальных, что существенно облегчает их

транспортировку и монтаж;

 не подвержены коррозии, не требуют катодной защиты,

следовательно, нуждаются в минимальном обслуживании.

Недостатки полиэтиленовых труб:

 малая степень устойчивости к механическому воздействию;

 неустойчивость к влиянию солнечного света, который вызывает

нарушение структуры материала;

 сравнительно невысокая прочность на разрыв при изгибе и сжатии;

 значительное тепловое расширение;

 низкие свойства по огнестойкости.

При изготовлении стеклопластиковых труб в качестве армирующих волокон

выступает стеклянная нить или ровинг. В качестве связующего: полиэфирные или

эпоксидные смолы, реже полиэтилен.

Достоинства стеклопластиковых труб:

 стойкость к электро-химической коррозии,

 низкий коэффициент температурного расширения,

 легкий вес и большая прочность.

 простой и удобный монтаж за счет муфтовых и раструбно-шиповых

соединений, которые применяются в подавляющем большинстве случаев.

 Недостатки стеклопластиковых труб:

 низкая стойкость к трещинообразованию поперек волокон;

 гигроскопичность и влагопоглощение, что существенно снижает их

работоспособность;

 газовое проникновение, сколы стеклопластика;

 пожароопасность;

 замерзание жидкости приводит к разрушению трубопровода;

 хрупкость.

2.2. Подготовка нефти, газа и воды

Технологические процессы подготовки нефти, газа и воды должны

обеспечивать:

- обезвоживание, обессоливание и стабилизацию нефти, направленные на

получение продукта, соответствующего требованиям Технического регламента

Евразийского экономического союза «О безопасности нефти, подготовленной к

транспортировке и (или) использованию» (ТР ЕАЭС 045/2017) и ГОСТ Р 51858

«Нефть. Общие технические условия» (требования к качеству могут быть также

оговорены условиями гражданско-правового договора), с наименьшими потерями

при условии соблюдения норм и правил промышленной безопасности,

экологических, противопожарных норм, техники безопасности и охраны труда;

- подготовку попутного нефтяного газа при давлении I ступени сепарации

для дальнейшей подачи в газопровод внешнего транспорта;

- подготовку пластовой воды для последующей закачки в систему

поддержания пластового давления (ППД) с помощью высоконапорных насосов;

- учет продукции в соответствии с требованиями законодательства.

Объекты подготовки нефти, располагаемые на нефтегазовых

месторождениях, образуют технологический комплекс, который, как правило,

включает в себя:

 дожимные насосные станции (ДНС) с применением сепарационного

оборудования и центробежных насосов для подачи разгазированной

обводненной нефти на площадки подготовки нефти;

 ДНС с применением мультифазных насосов для подачи газожидкостной

смеси на площадки подготовки нефти;

 установки предварительного сброса воды (УПСВ) с применением

сепарационного оборудования и оборудования, осуществляющего

сброс пластовой воды до необходимой остаточной обводненности

нефти и откачку центробежными насосами частично обводненной

нефти на площадки подготовки нефти;

 установки подготовки нефти (УПН) с применением сепарационного

оборудования и оборудования для подготовки нефти до требований ТР

ЕАЭС 045/2017 и ГОСТ Р 51858;

 центральный пункт сбора (ЦПС) с применением оборудования для

приема обводненной нефти с ближайших площадок УПСВ, ДНС и с

кустов скважин, с применением сепарационного оборудования, а также

оборудования для подготовки нефти до товарного качества,

коммерческого учета и насосных агрегатов для откачки товарной нефти

в трубопровод внешнего транспорта.

2.2.1. Подготовка нефти

Дожимные насосные станции

ДНС предназначена для приема продукции скважин, отделения попутного

нефтяного газа, обеспечения необходимого давления для подачи обводненной

разгазированной нефти на объекты подготовки нефти после учета, а также

транспортировки газа под давлением I ступени сепарации.

Строительство ДНС обусловлено отдаленностью месторождения и

невозможностью транспортировать нефтегазовую смесь до площадки подготовки

нефти в связи с предельно высокими давлениями на устьях скважин и в системе

сбора нефти.

В состав ДНС входит следующее основное технологическое оборудование:

 сепарационная установка (сепаратор I ступени);

 газосепаратор для отделения капельной жидкости из выделившегося газа

в сепараторе I ступени и использованием газа для собственных нужд ДНС;

 сепараторы концевой ступени сепарации для окончательного

разгазирования обводненной нефти перед подачей на центробежные

насосы;

 центробежные насосы для подачи разгазированной обводненной нефти на

площадку подготовки нефти;

 оборудование для учета обводненной нефти;

 аварийный резервуар;

 факельная система в составе: факел для аварийного сжигания газа (сброса

газа низкого и высокого давления по автономным факельным линиям),

факельный сепаратор высокого и низкого давления;

 дренажная емкость для опорожнения сепараторов.

Установка предварительного сброса пластовой воды

Технологическое исполнение и принцип работы УПСВ зависят от

существующей системы сбора и транспорта продукции скважин, способа добычи

нефти, физико-химических свойств добывающегося сырья, требований к качеству

выходящих продуктов.

УПСВ с применением горизонтальных аппаратов со сбросом воды

обеспечивают:



предварительное разгазирование жидкости в сепараторе I ступени;



подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в

аппараты со сбросом пластовой воды (подача деэмульгатора перед

сепараторами I ступени);



подогрев нефти в печах, теплообменниках или с помощью рециркуляции

горячей нефти или воды (при необходимости - в случаях, когда на УПСВ

поступает жидкость с температурой, недостаточной для нормального

осуществления процесса предварительного сброса воды);



очистку попутного нефтяного газа от капельной влаги в газосепараторе для

подачи в газопровод внешнего транспорта и дополнительную подготовку

газа для собственных нужд (для факельной системы, для подогревателей,

для котельной и т.д.);



обезвоживание нефти в аппаратах со сбросом воды (трехфазных

сепараторах, отстойниках нефти до остаточного содержания пластовой

воды не более 5-10 % (маc.));



окончательное разгазирование частично обезвоженной нефти в

сепараторах концевой ступени перед подачей на вход центробежных

насосов;



насосную откачку с помощью центробежных насосов частично

обезвоженной нефти на установку подготовки нефти (УПН, ЦПС);



аварийный 8-12-часовой свободный объем в резервуарах;



подготовку пластовой воды до требуемого качества для закачки в систему

поддержания пластового давления;



учет нефти, газа и пластовой воды;



компримирование газа концевой ступени сепарации до давления газа I

ступени с помощью вакуумной компрессорной станции;



аварийный сброс газа с предохранительных клапанов сепараторов I

ступени и сброс газа из газосепаратора (в случае невозможности подачи

газа в газопровод внешнего транспорта) по линии высокого давления на

факел;



аварийный сброс газа с предохранительных клапанов сепараторов

концевой ступени по линии низкого давления на факел.

Применение напорной подготовки нефти предполагает обязательное

наличие установки подготовки воды либо напорных отстойников воды.

Применение напорных отстойников воды позволяет направлять

подготовленную пластовую воду в буферы-дегазаторы КНС без насосов.

Строительство УПСВ предполагает строительство блочной кустовой

насосной станции (БКНС). Дефицит воды для закачки в пласт восполняется водой

с водозаборных скважин после предварительной подготовки.

Сброс основного количества пластовой воды происходит непосредственно

на ДНС с УПСВ и последующий транспорт малообводненной нефти обеспечивает

снижение нагрузки на площадки подготовки нефти (ЦПС) и напорный

нефтепровод (от ДНС до ЦПС), уменьшает коррозионную активность

перекачиваемой продукции, тем самым снижая эксплуатационные расходы на

поддержание сети трубопроводов.

Напорная подготовка нефти с применением трубных водоотделителей

Трубный водоотделитель (ТВО) представляет собой конструкцию,

состоящую из труб диаметром 1020...1420 мм и длиной 80...120 м, которая имеет

небольшой уклон (около 4 градусов), позволяющий водной фазе скапливаться в

нижней части и отводиться под избыточным давлением установки.

Наклонное расположение ТВО обеспечивает движение предварительно

расслоенных потоков нефти и воды в противоположных направлениях, что

позволяет разделить аппарат по длине на отдельные отстойные секции (зоны),

способствует снижению скорости жидкости в соответствующих отстойных зонах,

таким образом создает для каждой фазы благоприятные условия разделения.

На размеры и конфигурацию ТВО оказывают влияние нагрузка и объемные

соотношения нефти и воды, требования к степени их подготовки, необходимость

применения внутренних сепарирующих устройств.

Остаточная обводненность нефти после ТВО составляет от 5 до 30 %

(объемных). Оставшееся количество пластовой воды вместе с нефтью выводится

в трубопровод и транспортируется под собственным давлением или с помощью

насосов на ЦПС для дальнейшей подготовки.

Для предотвращения попадания нефтяной фазы в водный коллектор, сбоя

в работе системы поддержания пластового давления и потерь добытой нефти

используются регуляторы межфазного уровня, основанные на гидростатическом

принципе поддержания одинакового водораздела в ТВО и регуляторе.

Система автоматизации ТВО формирует релейные сигналы для

отключения насосов КНС при появлении в зоне выгрузки воды низкого качества.

Трубный водоотделитель выполняет также функцию буфера,

стабилизирующего поток при неравномерном поступлении газоводонефтяного

потока, свойственных рельефной местности.

Напорная подготовка нефти с применением концевых делителей фаз

трубных автоматизированных

Концевые делители фаз трубные автоматизированные (КДФТ-А)

предназначены для предварительного обезвоживания нефти до содержания в ней

воды не более 0,5÷5,0 % и могут входить в состав УПСВ или поставляться

отдельно в качестве входной ступени обезвоживания УПН. Принцип работы

КДФТ-А и ТВО аналогичны.

Размеры КДФТ-А и их технологический объем определяются в зависимости

от производительности по жидкости, физико-химических свойств нефти,

пластовой воды, режима работы и требований к качеству конечной продукции на

основании проведенных исследований агрегатированной устойчивости

водонефтяной эмульсии.

В состав КДФТ-А входят следующие узлы и оборудование:

узел предварительного отбора газа, предназначенный для отбора

отделившегося свободного газа в подводящем коллекторе;

наклонные трубные секции в зависимости от производительности,

предназначенные для отделения воды от нефти и ее дегазации;

внутренние полочные коалесцеры-осадители в нижней части секции,

предназначенные для доочистки воды от механических примесей и нефти.

Система автоматизации КДФТ-А состоит из двух уровней: нижний уровень

- контрольно-измерительные приборы и контроллеры, объединенные в

распределенную сеть локального контроля и управления; верхний уровень -

автоматизированное рабочее место оператора (контроллер), расположенное в

операторной.

Установка подготовки нефти

Установки подготовки нефти являются составной частью единого

технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке продукции

скважин и, как правило, располагаются на ЦПС, но иногда осуществляется

строительство отдельно расположенной площадки УПН.

УПН предназначена для приема продукции скважин, а также частично

обезвоженной нефти ближайших УПСВ для подготовки нефти, попутного газа и

пластовой воды до требуемых параметров.

Технологический процесс УПН предусматривает:

глубокое обезвоживание нефтяной эмульсии до остаточного

содержания воды не более 1 %;

обессоливание нефти (при необходимости), стабилизацию, снижение

упругости насыщенных паров товарной нефти, отдувку сероводорода

физическими или химическими методами (при необходимости), учет и откачку ее

центробежными насосами в нефтепровод внешнего транспорта;

подготовку пластовой воды до требуемого качества для закачки в

систему ППД,

учет и подачу предварительно осушенного попутного газа в

газопровод внешнего транспорта.

В состав УПН (как отдельно расположенной площадки) входит следующее

основное технологическое оборудование:

сепарационная установка (сепаратор I ступени) для сепарации

жидкости с ближайших кустов скважин;

газосепаратор для отделения капельной жидкости из выделившегося

газа в сепараторе I cтупени;

подогреватели для нагрева жидкости с ближайших кустов скважин и

частично обводненной нефти с УПСВ;

аппараты для предварительного сброса пластовой воды из нефтяной

эмульсии с ближайших кустов скважин до остаточной обводненности 5-10 %;

аппараты для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти;

–

сепараторы концевой ступени сепарации для окончательного

разгазирования нефти;

центробежные насосы для откачки товарной нефти в трубопровод

внешнего транспорта нефти (насосная внешней перекачки);

центробежные насосы для внутрипарковой перекачки нефти

(насосная внутренней перекачки);

учет подготовленной нефти;

–

учет очищенной пластовой воды;

–

учет газа перед подачей в газопровод внешнего транспорта;

–

учет газа высокого и низкого давления, сжигаемого на факелах;

–

учет газа на собственные нужды (на продувку факельных

коллекторов, на дежурные горелки факелов, на печи и котельную);

аварийный резервуар для сырой нефти;

–

аварийный резервуар для товарной нефти;

–

факел высокого давления для аварийного сброса газа с

предохранительных клапанов аппаратов высокого давления (с рабочим

избыточным давлением более 0,2 МПа) и сброса газа с сепараторов I ступени в

случае невозможности подачи в газопровод внешнего транспорта, на

газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или на установку предварительной

подготовки газа (УППГ);

факел низкого давления для аварийного сброса газа с

предохранительных клапанов аппаратов низкого давления (с рабочим

избыточным давлением менее

0,2 МПа) и сброса газа с сепараторов

промежуточной и концевой ступеней сепарации в случае невозможности подачи

газа на вакуумную компрессорную станцию (ВКС);

установка водоподготовки (напорный

отстойник

воды или

вертикальный резервуар-отстойник);

центробежные насосы для откачки очищенной пластовой воды на

КНС (в случае подготовки воды в резервуаре-отстойнике);

дренажные емкости для опорожнения оборудования;

–

емкость уловленной нефти;

–

дренажная емкость для сбора утечек с сальников насосов нефти;

–

дренажная емкость для сбора утечек с сальников насосов пластовой

воды;

дренажная емкость для сбора утечек с узла учета нефти;

–

емкость учтенной нефти (в случае применения для учета нефти

системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН));

емкость неучтенной нефти (в случае применения для учета нефти

СИКН);

дренажная емкость для резервуаров;

–

установка улавливания легких фракций;

–

факельные сепараторы высокого и низкого давления;

–

емкости конденсата факельной системы;

–

реагентное хозяйство в составе: блоки дозирования реагентов,

емкости хранения реагентов, склад хранения реагентов;

автоматическая система противопожарной защиты с резервуарами

противопожарного запаса воды.

Мобильная установка подготовки нефти и газа

Мобильные установки состоят из комплекса оборудования и инженерных

сетей в модульном исполнении, размещенных на плитном основании и

предназначены для:

- сепарации продукции скважин (разделение на нефть, газ и воду) для

выполнения замера с дальнейшей утилизацией на факеле, вывозом

автотранспортом или трубопроводным транспортом;

- подготовки нефти для транспорта потребителю (вывоз автотранспортом,

трубопроводный транспорт).

Оборудование установки состоит из транспортабельных сборочных единиц

- модулей, вписывающихся в транспортные габариты для обеспечения

возможности транспортировки к объектам обустройства стандартным

транспортом.

Установки представляют собой совокупность технологических блоков и

модулей вспомогательных систем и инженерных сетей, установленных на

строительные конструкции в виде единой площадки.

Центральный пункт сбора

Центральные пункты сбора нефти являются заключительным звеном в

каждой системе сбора нефти и газа. Как правило, в каждом нефтедобывающем

районе располагается один пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Система подготовки нефти на ЦПС включает в себя комплекс

технологического оборудования и сооружений, предназначенных для получения

нефти, обессоленной, обезвоженной и стабилизированной, ее учета и

дальнейшего транспорта, для очистки сточных вод, первичной подготовки газа

концевых ступеней сепарации к транспорту.

ЦПС размещают преимущественно на базовом месторождении. При

отсутствии в районе базового месторождения ЦПС размещают на

месторождении, ближайшем к начальной точке магистрального нефтепровода.

В состав ЦПС всегда входят объекты как производственного, так и

вспомогательного значения. Основные производственные объекты ЦПС:

- комплекс подготовки и транспорта нефти;

- комплекс подготовки воды;

- комплекс подготовки газа.

К основным вспомогательным сооружениям, предназначенным для

обслуживания ЦПС, можно отнести:

- административно-бытовой корпус с узлом связи;

- пожарное депо;

- испытательные лаборатории со складом проб;

- котельную;

- сооружения производственного и противопожарного водоснабжения,

резервуары для хранения противопожарного запаса воды, противопожарный

водоем, блок-боксы противопожарной насосной станции и др.

2.2.2. Подготовка воды

Установка подготовки попутнодобываемой воды

Установка подготовки попутнодобываемой воды представляет собой

комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем,

предназначенный для очистки в промысловых условиях поступающей

попутнодобываемой воды от остаточных нефтепродуктов, газа, органических

веществ, коллоидной глины, других взвешенных веществ.

Состав оборудования установки подготовки попутнодобываемой воды (в

зависимости от состава поступающей попутнодобываемой воды и требований к

остаточному содержанию нефтепродуктов и механических примесей):

 сепаратор-флотатор;

 блок гидроциклонов;

 аппарат глубокой очистки воды;

 блок фильтров грубой и тонкой очистки;

 резервуар-отстойник типа РВС/РГС;

 отстойник воды;

 блок дозирования химических реагентов;

 насосный блок откачки пластовых вод на КНС;

 трубопроводная обвязка с комплектом запорно-регулирующей и

предохранительной

аппаратуры,

контрольно-измерительными

приборами.

2.2.3. Подготовка газа

Установка комплексной подготовки попутного нефтяного газа

Установка комплексной подготовки попутного нефтяного газа представляет

собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем,

предназначенный для очистки в промысловых условиях попутного нефтяного газа

от воды, сероводорода, меркаптанов и тяжелых углеводородов.

Комплексная подготовка попутного нефтяного газа предусматривает

адсорбционную очистку от тяжелых углеводородов и меркаптанов, аминовую

отчистку от сероводорода и адсорбционную осушку.

В состав установки комплексной подготовки попутного нефтяного газа, как

правило, могут входить следующие основные узлы:

- узел очистки газа от капельной жидкости;

- узел адсорбционной отчистки от меркаптанов и тяжелых углеводородов;

- узел аминовой очистки;

- узел адсорбционной осушки;

- узел выделения углеводородного конденсата и воды;

- узел каталитического окисления сероводорода с получением серы;

- компрессорная станция;

- технологическое оборудование систем нагрева и охлаждения;

- трубопроводная обвязка с комплектом запорно-регулирующей,

предохранительной аппаратуры и контрольно-измерительными приборами.

Дополнительно в состав установки комплексной подготовки попутного

нефтяного газа может входить оборудование гранулирования и затаривания

серы, узел каталитического дожига отходящего газа.

Преимущество использования установок комплексной подготовки попутного

нефтяного газа заключается в возможности подготовки попутного нефтяного газа

любого состава с очисткой от паров воды, тяжелых углеводородов и меркаптанов.

Современные конструкции адсорберов и применение легко регенерируемых

адсорбентов высокой емкости позволяет выпускать компактные и металлоемкие

комплексные установки. Такие установки имеют высокую экологическую и

промышленную безопасность.

Установка низкотемпературной сепарации

Применение

установки

низкотемпературной

сепарации

(УНТС)

предусматривает:

- первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном

газосепараторе;

- охлаждение входного потока газа в теплообменнике газ/газ потоком

охлажденного газа;

- охлаждение газа за счет дросселирования потока;

- последующую сепарацию охлажденного газа в низкотемпературном

сепараторе газа;

- подогрев подготовленного газа в теплообменнике перед подачей в

магистраль/потребителю.

Основная технология включает в себя сепараторы, теплообменники и

дроссель (или турбодетандер). Газ из скважин поступает во входной сепаратор,

где отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенными ингибиторами и

углеводородный конденсат). Отсепарированный газ направляется в

рекуперативные теплообменники для рекуперации холода с дросселированного

потока газа. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед

теплообменником впрыскивают ингибитор гидратообразования (гликоль или

метанол). Охлажденный газ из теплообменников поступает на дроссель или

детандер, где

за счет дросселирования (или детандирования) падает

температура потока. После охлаждения газ поступает в низкотемпературный

сепаратор, где из потока газа отделяются сконденсировавшиеся жидкие

углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Сухой газ из

низкотемпературного

сепаратора

проходит

через

рекуперативный

теплообменник, где нагревается и нагревает отходящую жидкую фазу из УНТС и

только потом подается в магистральный газопровод.

Достоинства:

 простота эксплуатации и обслуживания оборудования;

 минимальные капитальных вложений.

Недостатки:

- через

3-5 лет после начала разработки месторождения давление

добываемого газа начинает постепенно падать, не позволяя стабильно достигать

требований по подаче газа в магистральный газопровод, в этом случае

предусматривается дополнение установки компрессорными мощностями.

Установка низкотемпературной конденсации

Установки низкотемпературной конденсации (УНТК) основаны на процессе

изобарного охлаждения природного и попутного нефтяного газа,

сопровождающегося последовательной конденсацией отдельных компонентов

газового конденсата или их фракций при определенном давлении. Разделение

углеводородных

газов

методом

низкотемпературной

конденсации

осуществляется путем охлаждения внешним холодом до заданной температуры

при постоянном давлении, сопровождающегося конденсацией извлекаемых из

газов компонентов, с последующим разделением в сепараторах газовой и жидкой

фаз. Использование метода за счет искусственного внешнего холода позволяет

поддерживать стабильную точку росы вне зависимости от времени года и

перепада давлений, а также добиваться более глубокого извлечения тяжелых

углеводородов.

Применение УНТК предусматривает:

- первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном

газосепараторе;

- охлаждение входного потока газа в теплообменнике за счет внешнего

источника охлаждения;

- последующую сепарацию охлажденного газа в низкотемпературном

газосепараторе.

Достоинства УНТК:

- стабильная точка росы (даже при падении давления газа в скважине) за

счет регулирования мощности внешнего холодильного цикла;

- возможность поддержания более низких температур при охлаждении газа,

получение за счет этого дополнительных жидких продуктов;

- стабилизация конденсата в колоннах значительно сокращает потери на

факелах.

Компрессорная станция

Компрессорные станции на нефтяном месторождении в зависимости от

области применения можно разделить на следующие группы:

- для сбора нефтяного газа;

- для подачи газа в скважины в качестве рабочего агента;

- для транспортировки газа;

- для переработки нефтяного газа;

- для закачки в пласт при поддержании пластового давления и

внутрипластовом горении.

Компрессорные станции независимо от их назначения включают в себя

следующие основные объекты:

- машинный зал с установленными компрессорами, подъемными

устройствами и контрольно-измерительной аппаратурой;

- водяная насосная для охлаждающей воды;

- градирня, сборник горячей воды и бассейн для запаса охлаждающей

воды;

площадки

для

технологической

аппаратуры

(сепараторы,

маслоотделители и т.д.);

- площадки смазочных масел с регенерационной установкой;

- электрическое распределительное устройство и трансформаторную

подстанцию;

- трубопроводы;

- сероочистная установка (если для охлаждения используется сера);

- водосмягчающая установка (если для охлаждения используется жесткая вода);

- котельная, работающая на тепле отработанных газов;

- механическая мастерская для текущего ремонта, склад запасных частей;

- помещение для обслуживающего персонала.

Попутный нефтяной газ поступает на компрессорную станцию с различных

объектов месторождения, после сжатия до рабочего давления газ закачивается в

трубопровод для транспортировки до дальнейшего места применения в

зависимости от поставленной задачи его использования.

2.2.4. Факельные системы

Факельные системы предназначены для сжигания попутных газовых смесей

с целью исключения их случайного выброса в атмосферу, обеспечивая прием

газовых сбросов от предохранительных клапанов и от технологического

оборудования.

В соответствии с задачами и областью применения факельных систем к ним

предъявляются следующие основные требования:

- полнота сжигания, в результате которой исключается образование

различных альдегидов, кислот и многих весьма вредных промежуточных

продуктов;

- исключение образования сажи и дыма;

- безопасное воспламенение сбрасываемых на факел газов;

- устойчивость работы факела при изменениях расхода, давления и

состава сбрасываемого газа.

Факельная система предусматривает факельные системы высокого и

низкого давления (ФВД и ФНД), каждая из которых включает в себя:

сепарационно-дренажный узел;

–

сепаратор факельный высокого давления;

–

сепаратор факельный низкого давления;

–

факельную установку (совмещенная факельная установка,

факельная установка с раздельной установкой факельных стволов высокого и

низкого давления для обеспечения безостановочной работы ДНС с УПСВ или

факельная установка с горизонтальным факельным стволом и возможностью

выпаривания пластовой воды).

Розжиг факельной установки производится так называемым бегущим огнем

или электроискровой системой на дежурной горелке. Далее контроль горения

осуществляется

акустическими

датчиками

термоэлектрическим

преобразователем. Для управления также задействуется автономный блок

розжига и контроля пламени, который должен находиться в отдельном шкафу с

обогревом. Режимы эксплуатации с подключением автоматики предполагают

работу по заданным алгоритмам с передачей сигналов на операторский пульт.

Факельные системы размещаются с учетом розы ветров и технических

возможностей установки трубопроводных линий с ограждениями и отводными

каналами для горелок. Независимо от типа установки выдерживаются

нормативные расстояния между факельными стволами, зданиями, инженерными

сооружениями, складами и электрическими подстанциями.

2.2.5. Контроль и учет газа, нефти и воды

Система измерения количества и параметров качества газа

Система измерения количества и параметров газа (СИКГ) обеспечивает на

нефтедобывающем предприятии автоматизированный оперативный или

коммерческий учет свободного нефтяного газа.

СИКГ представляет собой совокупность функционально объединенных

средств измерений, систем обработки информации и технологического

оборудования, предназначенная для: измерений объема свободного нефтяного

газа, измерений параметров свободного нефтяного газа, вычисления объема

свободного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения

(индикации) и регистрации результатов измерений. СИКГ может работать как на

одном, так и нескольких трубопроводах.

СИКГ используется для коммерческого учета при учетно-расчетных

операциях, а также оперативного (технического) учета на производстве. Состав

СИКГ определяют, исходя из применяемого метода измерений и требований

методики измерений для выбранного преобразователя расхода.

В общем случае в состав СИКГ входят следующие блоки:

- блок измерительных линий в составе преобразователей расхода, средств

измерений давления и температуры (преобразователей и показывающих);

- блок измерения параметров/показателей качества газа;

- блок операторной;

- система сбора и обработки информации.

В Российской Федерации действуют ГОСТ 33702 «Системы измерений

количества и показателей качества газового конденсата, сжиженного

углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов. Общие

технические требования» и ГОСТ Р 8.733 «Государственная система обеспечения

единства измерений. Системы измерений количества и параметров свободного

нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»,

устанавливающие основные технические и метрологические требования к

системам измерений количества и параметров/показателей качества газового

конденсата, сжиженного углеводородного газа, широкой фракции легких

углеводородов и свободного нефтяного газа.

Система измерения количества и показателей качества нефти

Система измерения количества и качества нефти (СИКН) - это совокупность

функционально объединенных средств измерений, системы сбора и обработки

информации, технологического и иного оборудования, предназначенная для

прямых или косвенных динамических измерений массы и показателей качества

нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, подготовленной к

транспортировке и (или) использованию (нефтепродуктов).

Как правило, в состав СИКН входят следующие блоки:

- блок измерительных линий;

- блоки измерения показателей качества нефти (нефтепродуктов);

- блок фильтров;

- блок поверочной установки;

- блок эталонных средств;

- блок операторной;

- система сбора и обработки информации.

Система измерений количества и показателей воды

Система измерений количества и показателей качества воды (СИКВ)

представляет собой функционально объединенную совокупность средств

измерений, технологического и вспомогательного оборудования, которая

предназначена для автоматизированного оперативного учета воды прямым или

косвенным методом динамических измерений в соответствии с установленными

требованиями.

В общем случае в состав СИКВ входят следующие блоки:

- блок измерительных линий;

- блок операторной;

- система сбора и обработки информации.

2.2.6. Хранение нефти

Резервуарный парк

Под резервуарами хранения нефти и нефтепродуктов понимают

стационарные или передвижные сосуды разнообразной формы и размеров,

построенные из различных материалов.

Условия, предъявляемые к хранению нефти и нефтепродуктов,

существенно различаются, в связи с этим по номенклатуре резервуары

подразделяют на:

- резервуары для хранения нефти;

- резервуары для хранения светлых нефтепродуктов;

- резервуары для хранения темных нефтепродуктов.

В свою очередь указанные типы резервуары подразделяют на две основные

группы

- металлические и неметаллические. Металлические резервуары

сооружают преимущественно из стали и иногда из алюминия или в сочетании этих

материалов. К неметаллическим резервуарам относятся в основном

железобетонные и пластмассовые из различных синтетических материалов.

Резервуары каждой группы также различают по форме. Они бывают

вертикальными

цилиндрическими,

горизонтальными

цилиндрическими,

прямоугольными, каплевидными и других форм.

По схеме установки резервуары делятся на:

- наземные, у которых днище находится на уровне или выше наинизшей

планировочной отметки прилегающей площадки;

- подземные, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре находится

ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м)

не менее чем на

0,2 м. К подземным резервуарам приравниваются также

резервуары, имеющие обсыпку высотой не менее чем на 0,2 м выше допускаемого

наивысшего максимального уровня жидкости в резервуаре и шириной не менее 3

м, считая от стенки резервуара до бровки обсыпки.

Область применения резервуаров устанавливается в зависимости от

физических свойств хранимой нефти или нефтепродуктов и от условий их

взаимодействия с материалом, из которого сооружают хранилище. Для нефти и

темных нефтепродуктов рекомендуется применять железобетонные резервуары.

Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или

стенкой. Выбор оптимальных, наиболее экономичных типов резервуаров

производится с учетом комплекса технологических и конструктивных решений,

создающих возможность уменьшения расхода стали в резервуарах, снижение

трудоемкости и стоимости их изготовления, а также сокращение потерь

нефтепродуктов от испарения и повышение общей надежности и экономичности

хранилищ [14].

В Российской Федерации действуют ГОСТ

31385 «Резервуары

вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие

технические условия» и ГОСТ 17032 «Резервуары стальные горизонтальные для

нефтепродуктов. Технические условия», устанавливающие общие требования к

проектированию и конструкции резервуаров.

Установка улавливания легких фракций углеводородов

Установка улавливания легких фракций углеводородов предназначена для

сбора, компримирования паров легких фракций углеводородов, выделившихся из

газового пространства резервуаров, и поддержания в них оптимального давления.

Установка улавливания легких фракций углеводородов состоит из:

- газоуравнительных трубопроводов;

- технологического блока;

- блока управления.

При проведении технологических операций из нефти или нефтепродуктов

выделяются легкие фракции углеводородов, которые поступают в газовое

пространство резервуаров и перераспределяются между ними по трубопроводам

газоуравнительной системы. При достижении давления в газовом пространстве

резервуаров определенного значения включается компрессор, который

откачивает легкие фракции по выкидному трубопроводу в систему утилизации.

Если давление в системе продолжает возрастать, то компрессор переходит на

откачку при повышенных оборотах, увеличивая производительность. При

снижении давления до минимальной запрограммированной величины,

обеспечиваемой во всех резервуарах, подключенных к системе избыточного

давления, компрессор останавливается. Если давление в дальнейшем снижается,

то открывается подпиточный клапан, соединяющий приемный и выкидной

трубопроводы, углеводороды обратным ходом из выкидного трубопровода

поступают через подпиточный трубопровод по уравнительной системе в

резервуары, тем самым препятствуют образованию в них вакуума и обеспечивают

поддержание в газовом пространстве давления на заданном минимальном

уровне.

Использование установок улавливания легких фракций углеводородов

позволяет ликвидировать потери легких углеводородов из резервуаров и

получить дополнительную прибыль, уменьшить загрязнение воздуха в районе

резервуара, сохранить свойства нефти, уменьшить пожароопасность

резервуарного парка и сократить внутреннюю коррозию крыш резервуаров за счет

предотвращения попадания воздуха.

Автоматизированная система налива

Автоматизированная система налива (АСН) нефти и нефтепродуктов

представляет собой единый автоматизированный комплекс узлов и агрегатов,

используемых для дозированного налива горючего в железнодорожные цистерны,

автотопливозаправщики, резервуарный парк, наливные суда.

АСН обычно состоит из основных узлов:

- раздаточный узел;

- механический узел;

- узел управления;

- узел учета отпускаемой продукции, без возможности его отключения с

фиксацией технологических операций в системе обработки информации.

АСН может использоваться совместно с:

- вертикальными наземными резервуарами;

- горизонтальными наземными резервуарами;

- заглубленными и подземными резервуарами.

АСН подбирают в зависимости от назначения, требуемой точности налива,

используемого сырья, производительности и режимов работы и пр.

Приемо-сдаточный пункт

Приемо-сдаточный пункт (ПСП) предназначен для приема, подогрева (при

необходимости), хранения, учета нефти, подготовленной к транспортировке и

(или) использованию, ее передачи от принимающей стороны к сдающей.

Основной задачей организации ПСП является обеспечение достоверности

учета и контроля качества нефти, организационно-техническое обеспечение

приемо-сдаточных операций.

При выполнении операции приема-сдачи нефти на ПСП осуществляют:

- круглосуточный учет количества принимаемой, перекачиваемой,

находящейся в наличии и сдаваемой нефти с передачей информации

диспетчерским и товарно-транспортным службам;

- отбор проб из резервуаров и нефтепроводов СИКН, испытание нефти,

хранение арбитражных проб;

- оформление актов приема-сдачи нефти, паспортов качества, составление

отчетов и передачу их товарно-транспортным службам;

- контроль технологической схемы транспортирования нефти в пределах

зоны ответственности сторон;

- контроль параметров перекачиваемой нефти;

- контроль условий эксплуатации средств измерений и оборудования в

соответствии с техническими требованиями;

- контроль метрологических характеристик средств измерений в

межповерочном интервале в процессе эксплуатации;

- контроль доступа к средствам измерения и контроль изменения их

метрологических характеристик.

В случаях, когда нефть на ПСП поступает железнодорожным транспортом,

предусматривается установка для нижнего слива нефти с железнодорожных

цистерн.

В состав ПСП входят следующие узлы:

- СИКН (основная схема учета с применением методов динамических

измерений);

- резервная схема учета;

- аккредитованная испытательная (аналитическая) лаборатория;

- операторная;

- бытовые и вспомогательные помещения.

В качестве резервной схемы учета применяют СИКН, меры вместимости

(резервуары,

танки наливных судов), меры полной вместимости

(железнодорожные и автоцистерны). Резервная схема может принадлежать

владельцу СИКН или другой стороне.

В состав ПСП также может входить несколько СИКН при осуществлении

операций приема-сдачи нефти по нескольким направлениям. При наличии

испытательной (аналитической) лаборатории у принимающей и сдающей сторон

в состав ПСП включают лабораторию по соглашению сторон.

В Российской Федерации действуют РМГ

89-2010 «Рекомендации по

межгосударственной стандартизации. Государственная система обеспечения

единства измерений. Приемо-сдаточные пункты нефти. Метрологическое и

техническое обеспечение», ГОСТ 8.589 «Государственная система обеспечения

единства измерений. Ведение учетных операций на пунктах приема-сдачи нефти

в нефтепроводных системах», устанавливающие основные положения

метрологического обеспечения учетных операций. В российской нефтепроводной

системе указанный стандарт применяется в пунктах приема-сдачи, где

проводятся приемо-сдаточные операции при перемещении через таможенную

границу Российской Федерации.

2.3. Использование попутного нефтяного газа

К наиболее распространенным способам использования попутного

нефтяного газа (ПНГ) можно отнести следующие:

- рациональное (эффективное) - глубокая переработка в газ, топливо и

сырье для нефтехимической промышленности; неглубокая переработка в газ и

топливо; генерация электрической и тепловой энергии; потребление на

собственные нужды; закачка в газотранспортную систему; сжижение ПНГ;

- допустимое (затратное, потери ПНГ до

30-35

% при повторном

извлечении) - обратная закачка ПНГ в нефтяной пласт.

Выбор способа и технологии использования ПНГ базируется на технической

и экономической рентабельности.

2.3.1. Выработка тепло- и электроэнергии

Данный способ использования ПНГ применяется, когда нефтепромыслы

размещаются в труднодоступных регионах с плохо развитой инфраструктурой и

отсутствуют необходимые источники электроэнергии (тепловой энергии).

Экологические риски при этом способе использования ПНГ минимизируются

путем установки блоков подготовки топливного газа, приравнивая выработку

тепловой и электрической энергии к электростанциям и котельным установкам,

работающим на природном газе.

Ассортимент установок выработки тепло- и электроэнергии с

использованием ПНГ широк. В настоящее время для получения электроэнергии с

использованием ПНГ применяют как газотурбинные, так и газопоршневые

энергоблоки.

Эти

устройства

позволяют

обеспечить

полноценное

функционирование станции с возможностью вторичного использования

вырабатываемого тепла. Подбор установок и их параметров осуществляют в

зависимости от поставленной задачи для конкретного случая применения.

2.3.2. Подготовка и транспорт нефти

При подготовке нефти и при ее транспортировании для подогрева с

использованием путевых подогревателей, печей подогрева нефти в качестве

сжигаемого топлива может быть использован ПНГ, добываемый на этом

месторождении. Целесообразность указанного метода использования ПНГ

определяют в зависимости от конкретных задач, условий и применяемого

оборудования подготовки и транспортирования нефти.

2.3.3. Подача газа в систему магистральных трубопроводов и сдача

на газоперерабатывающие заводы

ПНГ может быть закачан в газотранспортную систему для последующей

продажи потребителям в составе природного газа. В силу технологических причин

объем ПНГ, который таким образом можно закачать в газотранспортную систему,

не может превышать 5 % от объема природного газа, перекачиваемого по

трубопроводу без учета добавленного ПНГ. Таким образом, применимость

указанного метода использования ПНГ предполагает близость месторождения к

трубопроводу с объемом транзита природного газа, многократно превышающего

объем ПНГ, подлежащего закачке в газотранспортную систему. Если объем

добываемого ПНГ превышает этот показатель, то оставшийся объем ПНГ следует

утилизировать или использовать иным способом [15].

При наличии инфраструктуры в месте добычи газа сдача ПНГ на

газоперерабатывающий завод представляет собой наиболее простой метод

утилизации

(использования)

ПНГ.

Возможно

строительство

мини-

газоперерабатывающих заводов (мини-ГПЗ) для нефтедобывающих объектов с

большими объемами добычи. Однако указанный метод не подходит для

удаленных скважин.

В случае неглубокой переработки ПНГ при помощи мобильных

технологических установок он может быть разделен на метан и пропан-бутановую

смесь. Легкие углеводороды закачиваются в газотранспортную систему, более

тяжелые сжижаются и направляются потребителям в цистернах или по

трубопроводной системе. При этом сохраняются требования к наличию

свободных мощностей в транзитном трубопроводе.

При глубокой переработке ПНГ по трубопроводной системе доставляется

на крупные газоперерабатывающие заводы, где производится его разделение на

метан и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). Метан закачивается в

магистральную газопроводную систему, а ШФЛУ направляется для дальнейшей

переработки в продукты нефтехимии [15].

Для подачи в систему магистральных трубопроводов газ подготавливается

до необходимых требований.

2.3.4. Использование попутного нефтяного газа для поддержания

пластового давления (закачка в пласт)

Очищенный и специально подготовленный ПНГ может закачиваться

обратно в нефтеносный пласт при помощи компрессорных станций. При этом

решение проблемы использования ПНГ откладывается на будущие периоды - до

появления ресурсов или технологических возможностей, позволяющих

эффективно перерабатывать ПНГ, а также поддерживается уровень добычи

нефти на месторождении. Указанный метод условно можно охарактеризовать как

экологически нейтральный, так как при этом не возникает дополнительных

отрицательных воздействий на окружающую среду по сравнению с

воздействиями, характерными для обычного процесса нефтедобычи. Однако

часть ПНГ как полезного сырья (до 40 %) теряется, так как при последующей

добыче нефти не весь ПНГ, закачанный в пласт, можно будет извлечь обратно

[15].

Для реализации указанного метода необходимо наличие установок

комплексной подготовки и очистки ПНГ, компрессорных станций и т.д.

2.3.5. Закачка газа в подземные хранилища газа

Отличие технологии закачки ПНГ в подземные хранилища газа от закачки в

пласт заключается в хранении попутного сырья для последующего рационального

использования, а не для поддержания пластового давления.

Указанный способ позволяет достигать высоких значений уровня

использования ПНГ. В данном случае попутный газ, получаемый в процессе

добычи нефти, поступает на технологические нужды промысла: используется для

работы газотурбинной электростанции, является топливом для печей нагрева

нефти и котельных и т.д.

Использование подземных хранилищ ПНГ является перспективным

направлением повышения уровня использования ПНГ в отдаленных и

труднодоступных регионах. В качестве объектов для закачки в данном случае

могут использоваться залежи нефтяных, нефтегазоконденсатных, газовых

месторождений, а также водоносные пласты, расположенные непосредственно в

разрабатываемых месторождениях. Указанный способ имеет низкие капитальные

затраты и короткое время реализации в сравнении с другими методами

использования ПНГ. При этом создание и эксплуатация подземных хранилищ ПНГ

позволяют гибко подходить к вопросу использования ПНГ на разрабатываемом

месторождении.

2.4. Поддержание пластового давления. Закачка воды в пласт

Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения

нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это

обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за

счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления

закачкой воды на конкретной залежи нефти рассматривают следующие основные

вопросы:

- определяют местоположение водонагнетательных скважин;

- определяют суммарный объем нагнетаемой воды;

- рассчитывают число водонагнетательных скважин;

- устанавливают основные требования к нагнетаемой воде [8].

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин нашли

применение следующие системы заводнения:

- законтурное заводнение;

- приконтурное заводнение;

- внутриконтурное заводнение и их разновидности.

Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими

запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта.

Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда

водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может

перемещаться. Схематично законтурное заводнение представлено на рисунке 2.1

[8].

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема законтурного заводнения

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена

гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд

нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у

внутреннего контура нефтеносности.

Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке

нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. В необходимых

случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным.

Разделение нефтеносной площади на несколько площадей путем

внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в

эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания

нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При

закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона

повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной

площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг

каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и сливаются,

образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же,

как и при законтурном заводнении.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам

водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих

скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на

гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и

физической характеристики коллекторов на разрабатываемой площади.

Одной из разновидностей системы внутриконтурного заводнения являются

блоковые системы разработки. Блоковые системы разработки находят

применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов

водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное

отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения

состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного

заводнения.

К преимуществам блоковых систем можно отнести:

- отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне,

что исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки

месторождения части пласта;

- увеличение полноты использования проявление естественных сил

гидродинамической области законтурной части пласта;

- существенное сокращение площади, подлежащей обустройству

объектами поддержания пластового давления;

- упрощение обслуживания системы поддержания пластового давления

(скважины, кустовые насосные станции и т. д.);

- компактное, близкое расположение добывающих и водонагнетательных

скважин, позволяющее оперативно решать вопросы регулирования разработки

перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в

нефтедобывающих скважинах [8].

Заводнение пластов при расположении водонагнетательных скважин у оси

складки получило наименование осевое заводнение. Все преимущества блоковых

систем разработки характерны и при осевом заводнении.

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с ухудшенными

свойствами коллектора и низкой продуктивностью. При этой системе добывающие

и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-

, семи- и девятиточечным системам. Большое влияние на эффективность

площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов

нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта

разработки. В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади

происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более

проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный

период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение

желательно применять при разработке наиболее однородных пластов.

Очаговое заводнение представляет собой дополнение к уже

осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При

этой системе заводнения группы нагнетательных скважин размещаются на

участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного

заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в

следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной или

четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как

нефтедобывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы

любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к нефтедобывающим и

нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти (месторождения)

обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами поддержания

пластового давления так, чтобы можно было освоить любую скважину не только

как нефтедобывающую, но и как водонагнетательную.

Барьерное заводнение. При разработке газонефтяных месторождений с

большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного

отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки. В связи с тем, что

регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном

отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную

часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к

разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной

разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне

газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким

образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении

взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть [8].

Для надлежащего выполнения задач поддержания пластового давления и

повышения нефтеотдачи к нагнетаемой воде предъявляются следующие

основные требования:

- вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами, так

как при этом может происходить выпадение осадка и закупорка пор пласта;

- количество механических примесей в воде должно быть небольшим, так

как это может приводить к засорению призабойной зоны пласта. Допустимый

размер твердых частиц и их концентрация в закачиваемой воде должны

определяться в зависимости от фильтрационных свойств продуктивного пласта;

- вода не должна содержать примесей сероводорода и углекислоты,

вызывающих коррозию наземного и подземного оборудования.

- при использовании для нагнетания воды поверхностных источников она

должна подвергаться обработке на биологическую очистку от микроорганизмов и

спор водорослей.

- нагнетаемая вода не должна вызывать разбухание глинистых про-

пластков внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего мате-

риала пласта. Это может привести к закупорке пор и разрушению призабойной

зоны скважины с нарушением целостности эксплуатационной колонны.

2.5. Учет продукции перед передачей потребителю

Приемо-сдаточный пункт.

Основная информация о приемо-сдаточном пункте приведена в п. 2.2.6

настоящего справочника НДТ.

Системы измерения количества газа, нефти, воды и качества газа,

нефти.

Основная информация о системах измерения количества и качества газа,

нефти, воды приведена в п. 2.2.5 настоящего справочника НДТ.

2.6. Морская добыча нефти

Освоение морских месторождений углеводородного сырья включает в себя

весь комплекс работ, связанных с поисково-разведочным и эксплуатационным

бурением, проектированием, обустройством, эксплуатацией месторождения и

имеет характерные особенности, связанные с физико-географическими

условиями ведения работ, применяемыми технологиями, дополнительными

требованиями к нефтегазопромысловым сооружениям, оборудованию,

мероприятиям по охране окружающей среды и т.д.

На текущий момент в мире эксплуатируется более

250 морских

нефтегазодобывающих объектов, расположенных на морских глубинах от первых

десятков до 2500 метров. Месторождения, расположенные непосредственно у

побережья, также могут осваиваться с берега наклонно-направленными

скважинами.

Обустройство морских месторождений проектируется индивидуально с

учетом условий конкретного месторождения / группы месторождений, учитывает

природно-климатические и инженерно-геологические условия района работ

(глубина моря, волновая и ветровая нагрузки, ледовая обстановка и т.д.),

технологические показатели разработки, схемы отгрузки и транспортировки

сырья, тип морских нефтегазопромысловых сооружений и т.д.

К морским нефтегазопромысловым сооружениям относятся:

- временные / мобильные сооружения (плавучие буровые установки);

- стационарные сооружения (насыпные/ледовые острова, платформы

гравитационного типа свайного и кессонного типов, моноподы и т.д.);

- плавучие сооружения (плавучие нефтегазодобывающие комплексы,

плавучие хранилища, плавучие платформы на натяжных опорах и т.д.);

- объекты подводного обустройства (подводные добычные комплексы,

подводные трубопроводы, подводные защитные сооружения и т.д.).

Отдельные морские нефтегазопромысловые объекты в зависимости от

выбранной схемы обустройства месторождения могут выполнять как полный

комплекс операций по бурению, добыче углеводородного сырья, подготовке,

хранению и отгрузке продукции, так и ограниченный набор функций (например,

морские хранилища). Характерным признаком всех нефтегазопромысловых

объектов является обеспечение автономности их функционирования

(энергоснабжение, запас продовольствия и пресной воды для персонала) и

принцип «нулевого сброса» для минимизации влияния производственных

процессов на окружающую среду (вывоз отходов производства и потребления и

их последующая утилизация на суше либо размещение в пластах горных пород).

Учитывая, что обычно морские нефтегазопромысловые объекты удалены от

районов с развитой инфраструктурой, особое значение имеют обеспечение

дополнительных защитных барьеров при осуществлении производственной

деятельности, детальное планирование ведения одновременных работ, а также

разработка мероприятий по ликвидации возможных аварийных ситуаций.

Раздел 3. Текущие уровни эмиссии в окружающую среду от

технологических объектов нефтедобывающих предприятий

Раздел содержит фактические данные о текущем уровне воздействия

объектов добычи нефти на окружающую среду и уровнях потребления

материальных и энергетических ресурсов, выполненный на основе сбора данных

от предприятий отрасли.

3.1. Объекты добычи, сбора и транспорта продукции нефтяных скважин

Выбор метода подъема продукции нефтяных скважин из недр зависит от

природных характеристик разрабатываемого месторождения. Подъем продукции

нефтяных скважин производится за счет природной энергии (естественное и

артезианское фонтанирование, бескомпрессорный газлифт, плунжерный лифт)

либо комбинирования природной и вводимой извне энергии (искусственное

фонтанирование и механизированная эксплуатация скважин, включающая способы

глубинно-насосной эксплуатации и компрессорного газлифта). Глубинно-насосная

эксплуатация, в свою очередь, охватывает способы извлечения углеводородного

сырья с использованием различных видов насосного оборудования: установок

электроцентробежных, гидравлических поршневых, винтовых, штанговых,

диафрагменных, струйных, вибрационных и иных насосов.

Основными источниками воздействия на окружающую среду на этапе

добычи, сбора и транспорта продукции нефтяных скважин являются

организованные

(18

% от общей массы выбросов загрязняющих веществ) и

неорганизованные

(82

% от общей массы выбросов загрязняющих веществ)

выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух. Основными источниками

неорганизованных выбросов на технологическом этапе являются неплотности

технологического оборудования объектов добычи, сбора и транспорта продукции

нефтяных скважин (фланцевые соединения, сальниковые уплотнения, запорно-

регулирующая арматура).

Продукцией для расчета удельных значений в данном процессе является

нефтегазоводяная смесь, т/год.

Данные по воздействию на окружающую среду, потребляемым

материальным и энергетическим ресурсам, объемам образования основных видов

отходов производства, характеризующие действующие объекты добычи, сбора и

транспорта продукции нефтяных скважин, приведены в таблицах 3.1-3.3.

Таблица 3.1 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов добычи, сбора и

транспорта продукции нефтяных скважин

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (82 %)

Неплотности

Углерода оксид

0,0000020

50,84

25,42

32,2

технологического

Метан

0,00010

49,90

24,95

31,6

оборудования

Углеводороды предельные С6-С10

0,00000050

28,07

14,04

17,8

(фланцевые

соединения,

Углеводороды предельные С1-С5

0,00010

25,13

12,57

15,9

(исключая метан)

сальниковые

уплотнения,

Азота диоксид

0,0000070

1,72

0,86

1,1

запорно-регул

Азота оксид

0,00010

0,74

0,37

0,5

рующая

Бензол

0,0000020

0,69

0,35

0,4

Добыча, сбор и

арматура).

Метилбензол (толуол)

0,0000011

0,25

0,13

0,2

транспорт

насосное

Спирт метиловый

0,000025

0,20

0,10

0,1

продукции

оборудование,

Сероводород

0,0000000060

0,073

0,04

0,05

нефтяных

дренажные

Диметилбензол (ксилол) (смесь

скважин

0,0000010

0,065

0,03

0,04

емкости,

мета-, орто- и параизомеров)

замерные

Серы диоксид

0,000038

0,026

0,01

0,02

установки,

Организованные источники выбросов (18 %)

трубопроводы,

Метан

0,000024

18,6

9,30

50,9

коллектора,

Углерода оксид

0,00017

10,68

5,34

29,2

установки

Углеводороды предельные С1-С

0,00012

2,83

1,42

7,7

дозирования

(исключая метан)

реагентов,

Углеводороды предельные С6-С10

0,000009

2,47

1,24

6,8

факельные

Азота диоксид

0,0002

1,24

0,62

3,4

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

установки

Бензол

0,00017

0,22

0,11

0,6

сжигания газа.

Азота оксид

0,000031

0,2

0,10

0,5

Серы диоксид

0,00016

0,2

0,10

0,5

Метилбензол (толуол)

0,00012

0,077

0,039

0,2

Сероводород

0,000000014

0,0015

0,0008

0,004

Диметилбензол (ксилол) (смесь

0,00011

0,0010

0,0006

0,003

мета-, орто- и параизомеров)

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных

и неорганизованных источников выбросов

Метан

0,00012

68,50

34,25

35,3

Углерода оксид

0,00017

61,52

30,76

31,7

Углеводороды предельные С6-С10

0,0000095

30,54

15,27

15,7

Углеводороды предельные С1-С5

0,00022

27,96

13,98

14,4

(исключая метан)

Азота диоксид

0,00021

2,96

1,48

1,5

Азота оксид

0,00013

0,94

0,47

0,5

Бензол

0,00017

0,91

0,46

0,5

Метилбензол (толуол)

0,00012

0,33

0,17

0,2

Серы диоксид

0,00020

0,23

0,12

0,1

Спирт метиловый

0,000025

0,20

0,10

0,1

Сероводород

0,000000020

0,075

0,04

Диметилбензол (ксилол) (смесь

0,00011

0,066

0,03

мета-, орто- и параизомеров)

Таблица 3.3 - Основные виды отходов, образующиеся на этапе добычи, сбора и транспорта продукции нефтяных скважин

Масса образования, т/год

Наименование этапа

Наименование отхода

Мин.

Макc.

Среднее значение

Обтирочный материал, загрязненный нефтью или

нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов

0,0010

30,00

0,96

15 % и более)

Грунт, загрязненный нефтью или нефтепродуктами

0,12

49559,67

3641,72

(содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)

Отходы минеральных масел

0,0010

39,47

4,19

Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и

Добыча, сбор и

0,30

91550,57

1619,50

нефтепродуктов

транспорт

Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами

продукции

0,010

44660,00

1147,08

(содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)

нефтяных скважин

Осадок (шлам) механической очистки нефтесодержащих

сточных вод, содержащий нефтепродукты в количестве

3,00

менее 15 %, обводненный

Тара из черных металлов, загрязненная нефтепродуктами

0,0030

68,59

2,93

(содержание нефтепродуктов менее 15 %)

Проппант керамический на основе кварцевого песка,

0,0090

8232,62

181,32

загрязненный нефтью (содержание нефти 15 % и более)

3.2. Объекты подготовки нефти, газа и воды

Объекты подготовки нефти, газа и воды предназначены для подготовки

нефти до соответствия по качеству требованиям нормативных документов с

применением процессов обезвоживания, обессоливания, стабилизации нефти,

организации сдачи нефти потребителю с использованием различных видов

транспорта (трубопроводный, водный, железнодорожный, автомобильный);

подготовки попутного нефтяного газа для использования для собственных нужд и

поставки внешнему потребителю с использованием трубопроводного транспорта;

подготовки пластовой воды для закачки в систему поддержания пластового

давления; ведения ученых операций с нефтью, попутным нефтяным газом,

пластовой водой.

Основными источниками воздействия на окружающую среду являются:

 на подэтапе подготовки нефти организованные (78 % от общей массы

выбросов загрязняющих веществ) и неорганизованные (22 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) выбросы загрязняющих

веществ в атмосферный воздух;

 на подэтапе подготовки газа организованные (77 % от общей массы

выбросов загрязняющих веществ) и неорганизованные (23 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) выбросы загрязняющих

веществ в атмосферный воздух;

 на подэтапе подготовки воды организованные (55 % от общей массы

выбросов загрязняющих веществ) и неорганизованные (45 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) выбросы загрязняющих

веществ в атмосферный воздух,

 на подэтапе ведения учетных операций с нефтью, попутным

нефтяным газом, пластовой водой организованные (81 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) и неорганизованные (19 % от

общей массы выбросов загрязняющих веществ) выбросы

загрязняющих веществ в атмосферный воздух;

 на подэтапе хранения нефти организованные (8 % от общей массы

выбросов загрязняющих веществ) и неорганизованные (92 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) выбросы загрязняющих

веществ в атмосферный воздух.

Продукцией для расчета удельных значений в процессах подготовки нефти

и хранения нефти является товарная нефть, т/год; в процессе подготовки газа -

объем газа, т/год; в процессе подготовки воды - объем пластовой воды, т/год; в

процессе ведения учетных операций - суммарный объем нефти, газа и воды, т/год.

Данные по воздействию на окружающую среду, потребляемым

материальным и энергетическим ресурсам, объемам образования основных видов

отходов производства, характеризующие действующие объекты подготовки нефти,

газа и воды, приведены в таблицах 3.4-3.10.

Таблица 3.4 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов подготовки нефти, газа и

воды: подготовка нефти

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (22 %)

Метан

0,00011

6,36

3,18

39,1

Углеводороды предельные

0,00023

4,61

2,31

28,3

С6-С10

Углеводороды предельные

0,0023

3,93

1,97

24,2

С1-С5 (исключая метан)

Углерода оксид

0,0000011

0,67

0,34

4,1

Насосное

Азота диоксид

0,000013

0,35

0,18

2,1

оборудование,

Спирт метиловый

0,00023

0,11

0,06

0,7

сепараторы,

факельные

Спирт пропиловый

0,11

0,7

системы, печи,

Бензол

0,00011

0,051

0,03

0,3

дренажные

Метилбензол (толуол)

0,000012

0,032

0,02

0,2

Подготовка

емкости,

нефти, газа и

Азота оксид

0,00014

0,020

0,01

0,1

резервуары,

воды: Подготовка

блоки

Диметилбензол (ксилол)

нефти

дозирования

(смесь мета-, орто- и

0,0000050

0,016

0,01

0,1

реагентов,

параизомеров)

продувочные

Сероводород

0,0000011

0,016

0,01

0,1

свечи,

Углеводороды предельные

0,00014

0,00046

0,0003

0,003

неплотности

С12-С19

оборудования

Спирт бутиловый

0,00013

0,00016

0,0001

0,001

Серы диоксид

0,00000033

0,000022

0,00001

0,0001

Организованные источники выбросов (78 %)

Углерода оксид

0,0000040

54,58

27,29

86,2

Метан

0,0000020

5,25

2,63

8,3

Углеводороды предельные

0,0013

1,32

0,66

2,1

С1-С5 (исключая метан)

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Углеводороды предельные

0,00014

0,90

0,45

1,4

С6-С10

Азота диоксид

0,000010

0,38

0,19

0,6

Серы диоксид

0,00011

0,25

0,13

0,4

Спирт метиловый

0,00044

0,24

0,12

0,4

Сероводород

0,0000030

0,17

0,09

0,3

Бензол

0,0000020

0,096

0,05

0,2

Азота оксид

0,0000010

0,079

0,04

0,1

Бензапирен

1·10^-11

0,072

0,04

0,1

Спирт изопропиловый

0,0018

0,0030

0,002

0,005

Метилбензол (толуол)

0,00015

0,0028

0,001

0,004

Диметилбензол (ксилол)

(смесь мета-, орто- и

0,0010

0,001

0,002

параизомеров)

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Углерода оксид

0,0000050

55,25

27,29

69,1

Метан

0,00011

11,61

5,81

14,7

Углеводороды предельные

0,00037

5,51

2,76

7,0

С6-С10

Углеводороды предельные

0,0037

5,26

2,63

6,7

С1-С5 (исключая метан)

Азота диоксид

0,000020

0,73

0,37

0,9

Спирт метиловый

0,00067

0,35

0,18

0,4

Серы диоксид

0,00011

0,25

0,13

0,3

Сероводород

0,0000040

0,19

0,10

0,2

Бензол

0,00011

0,15

0,08

0,2

Спирт пропиловый

0,11

0,1

ДОБЫЧА НЕФТИ (ИТС 28-2021) - часть 1