Проект разработки газового месторождения Амангельды

-снижение затрат на производство единицы продукции;

-повышение качества изделий (экономия у потребителей);

-рост производительности труда.

Создавая новые машины и оборудование, разрабатывая новую технологию производства каждый инженер-экономист должен учитывать экономические показатели, связанные с их производством, эксплуатацией и применением. Эффективность производства определяется соотношением полученного результата (эффекта) и использование ресурсов. Следовательно, эффективность производства - это определенный результат производственной деятельности. Она комплексно характеризует степень и целесообразность использования основных промышленно производственных фондов и оборотных средств, материальных и денежных затрат, живого труда. Расчет налогов и отчислении? производился в соответствии с системои? налогообложения в Республике Казахстан - Кодексом Республики Казахстан «О налогах и других обязательных платежах в бюджет» далее Налоговыи? Кодекс и Контрактом на недропользование, деи?ствующим в АО «КазТрансГаз».

Капитальные вложения.

Объемы капитальных вложений включают в себя:

обустройство устья скважин;

- бурение новых эксплуатационных скважин;

- объекты по транспортировке газа;

- затраты на внутрискважинное оборудование;

- выкидные линии;

- объекты инфраструктуры;

- капитализированные геологоразведочные работы

- реконструкция существующих объектов;

Предполагается произвести замену или модернизацию различных аппаратов, инженерных коммуникаций, обменников, насосов.

Обеспечение работы и модернизация объекта инфраструктуры -включает в себя объединении складов службы питания и материального обеспечения, восстановление железнодорожной ветки, центр отдыха, ремонт столовых, усовершенствование сетей промбазы, расширение больницы и приобретение автотранспорта.

Геологоразведочные работы - новые сейсмические исследования.

Транспорт - включает фонды на расширение экспортных возможностей.

Информация и связь - включает усовершенствование систем радиосвязи, телефонной связи, компьютерного и программного обеспечение.

Эксплуатационные затраты

В качестве основы определения издержек производства взяты расчетные показатели по технологии и технике добычи, подготовки и транспорта газа

Производственные эксплуатационные затраты включают в себя затраты на обслуживание скважин, внутрипромысловый сбор и транспорт газа, электроэнергию, технологическую подготовку газа, амортизационные отчисления, текущий ремонт и профилактику, затраты на грузоперевозки и снабжение, , отчисления и налоги, входящих в эксплуатационные расходы, а также оплату труда персонала .

В общем виде структура эксплуатационных затрат, включая налоги, характеризуется следующим образом:

-затраты производственного характера;

-общехозяйственные расходы;

-амортизационные отчисления;

-заработная плата;

-прочие затраты.

Амортизационные расходы определялись как для целей налогообложения, так и для внесения в эксплуатационные затраты.

Расчет приведен на основании нижеперечисленных сведений:

1 Рабочих дней в году - 345 для персонала, для непрерывного технологического процесса - 365.

2 Количество поступающего сырья и выход товарной продукции по технологической части, с учетом использования газа и конденсата на собственные нужды.

3 Стоимость электрической энергии приняты по усредненному тарифу для Республики Казахстан.

4 Стоимость воды технической и воды питьевого качества, реагентов и материалов приняты на основе данных, использованных в проектах аналогах.

5 Расходы электроэнергии, воды приняты по материалам технологических расчетов.

6 Обслуживающий персонал рассчитан по нормативам для предприятий нефтяной и газовой промышленности с учетом двухсменной и двухвахтовой системы работ.

7 Среднемесячная заработная плата одного работника в размере 75700 тенге .

8 Капитальные вложения для расчета амортизационных отчислений для целей налогообложения и для себестоимости приняты в соответствии с данными раздела “Капвложения” настоящей записки.

9 Амортизационные отчисления для целей налогообложения определены согласно Закону республики Казахстан «О налогах и других обязательных платежах в бюджет».

10 Амортизационные отчисления, включаемые в себестоимость, определены по производственному методу учета, то есть в зависимости от извлекаемых запасов газа, в соответствии со стандартом бухгалтерского учета РК № 20 «Учет и отчетность нефтегазодобывающей промышленности» и методическими рекомендациями к нему.

11 Расходы на ремонт и профилактику принят в размере 1% от стоимости производственных фондов.

12 Общехозяйственные расходы, такие как услуги связи, канцелярские расходы, командировочные расходы, банк, и т.п., приняты из расчета 3000 $ в год на человека.

13 Страхование основных средств производства принимается на уровне 1% от остаточной стоимости ОФ.

14 Затраты на профессиональную подготовку казахстанского персонала принимаются в размере 1 % от объема эксплуатационных затрат.

15 Прочие расходы приняты в размере 4% от основных расходов и включают в себя затраты на охрану труда и технику безопасности, медицинское обслуживание, проживание работников в вахтовом поселке и проч.

16 Согласно Контракту на совмещенную разведку и добычу углеводородного сырья от 12.12.2000г. для полного финансового обеспечения выполнения программы ликвидации Подрядчик создает ликвидационный фонд в размере 1 % от объема эксплуатационных затрат. Все отчисления, производимые в фонд ликвидации, являются Возмещаемыми затратами и подлежат вычету для целей определения подоходного налога в том году, в котором они были произведены.

Налоги и отчисления

Расчет налогов и отчислений производился согласно Контракту на совмещенную разведку и добычу углеводородного сырья от 12.12.2000 г. в соответствии с системой налогообложения в Республике Казахстан.

В расчете предусмотрены следующие налоги и платежи:

-пенсионный фонд - 10 % от фонда оплаты труда;

-социальный налог - 21 % от фонда оплаты труда;

-налог на прибыль по ставке 30% от налогооблагаемой прибыли;

-налог на дивиденды по ставке 15% от прибыли предусмотренной на выплату дивидендов;

-земельный налог (по данным заказчика) -2000 тенге/га;

-роялти по газу (годовая добыча не превышает 1000 тыс. м³/год) - по ставке 0.5%;

-налог на добавленную стоимость, при реализации продукции на внутреннем рынке, составляет -16%, акциз на газ не предусматривается;

-налог на имущество - 1 % от стоимости основных фондов (балансовая стоимость с вычетом износа оборудования);

-роялти по конденсату (годовая добыча не превышает 100 тыс. тонн/год) - по ставке 0.5%;

-прочие местные налоги и фонды (налог на транспортные средства, отчисления в фонд охраны природы, оплата за регистрацию организации, сбор за право на занятия отдельными видами деятельности и др.)- 4% от суммы налогов и отчислений, входящих в себестоимость.

Так же в Законе о налогах предусматривается налог на сверхприбыль, базирующийся на основе накопленной нормы прибыли (ВНП), при достижении уровня ВНП более 20% налог начинает действовать.

Расчет экономической эффективности

Оценка экономической эффективности проекта проводилась по следующим экономическим показателям, соответствующим требованиям органов РК и общепринятой мировой практики:

- чистая прибыль;

- денежные потоки;

- чистая приведенная стоимость (NPV) при норме дисконта - 10% и 15%;

- внутренняя норма прибыли (ВНП или IRR);

- срок окупаемости капитальных вложений;

- удельные показатели.

После уплаты подоходного налога, рассчитывается накопленная величина чистой прибыли. Потоки денежной наличности для проекта рассчитывались на базе чистой прибыли и отчислений на износ оборудования (прибыль, не облагаемая налогом), с одной стороны и капитальных вложений и налога на сверх прибыль с другой стороны.

Недостаток средств покрывается государственным финансированием и собственными средствами ЗАО «КазТрансГаз».

После уплаты подоходного налога, рассчитывается накопленная величина чистой прибыли.

Положительное значение внутренней нормы прибыли или внутренняя норма возврата капитала выходит за пределы горизонта расчета. Срок окупаемости инвестиций наступает при переходе потока денежной наличности в положительную величину и также находится за пределами семилетнего срока расчетов.

Ниже приведены результаты расчетов прибыли и сроков окупаемости при использовании ВДК или турбодетандера в системе низкотемпературной сепарации природного газа по сравнению с дросселем. Проанализированы два варианта. В одном случае дебит скважины составляет 900 млн. м3/год (104 тыс. м3/ч), в другом - 177 млн. м3/год (20,5 тыс. м3/ч).

Таблица 3.1 Расчеты прибыли и сроков окупаемости

Показатели	Дроссель	ТДА	ВДК	Дроссель	ТДА	ВДК
Добыча газа, млн. куб.м./год	900	900	900	177	177	177
Добыча конденсата, т/год	66740	74000	72000.0	13140	14600	14600
Дополнительные капитальные вложения, тыс. $US, в том числе:
Количество агрегатов		2 шт	5 шт		1 шт	1 шт
Показатели	Дроссель	ТДА	ВДК	Дроссель	ТДА	ВДК
Стоимость, тыс.$		740.00	110.0		185.0	22.0
Сепаратор, тыс.$		1.04	1.0		2.2	2.2
Монтажные работы (15%), тыс.$		111.1	16.7		28.1	3.6
Другие		31.82	4.7		8.0	0.9
Суммарные кап.вложения ( K)		884	132.4		223.2	28.8
Эксплуатационные затраты:
Заработная плата:
Обслуживающий персонал, чел		5	5		3	3
5 • 0,5 • 12 •1,375 =		7.50	7.50		4.5	4.5
Амортизация 0,1х К		88.40	13.2		22.3	22.3
Электроэнергия:
Мощность электродвигателей		25.00	10.0		6.0	2.0
Коэффициент загрузки		0.70	0.7		0.7	0.7
Время работы за год, час		7920	7920		7920	7920
квт-час		138600.0	55440.0		33264	11088.0
Тариф $/кВт-час		0.03	0.03		0.03	0.03
Затраты на электроэнергию, $		4.16	1.7		1.0	0.3
Материалы:
Масло
Цена, $/т		0.56	0.56		0.56	0.56
Расход масла, т		2.00	0.2		0.50	0.05
Показатели	Дроссель	ТДА	ВДК	Дроссель	ТДА	ВДК
Затраты на масло, $		1.12	0.11		0.28	0.03
Ремонтные работы, 1.6% от К, тыс.$		14.14	2.1		3.57	0.46
Всего:		115.32	24.6		31.67	8.20
Другие (10%)		11.53	2.46		3.17	0.82
Всего:		126.86	27.1		34.8	9.02
Цена конденсата, $/т		140	140		140	140
ПрибыльП = Цк• • Qr - В - dQг• р		889.5	709.3		168.2	195.2
Окупаемость кап. вложений, лет, Т = К / П		0.99	0.19		1.33	0.15

Расход масла в ВДК значительно меньше, т.к. используется густая смазка, которая подается в подшипники по мере ее уноса.

Численность обслуживающего персонала принята одинаковой, хотя ВДК требует минимального обслуживания при стационарном режиме работы.

Эффективность ВДК несколько меньше, чем у турбодетандера, поэтому срабатывается больший перепад давления. Если есть ограничения по нижнему уровню давления, то это приведет к несколько меньшему количеству конденсата по сравнению с турбодетандером, что отражено в первом случае при больших расходах. В этом случае прибыль, получаемая от турбодетандера по сравнению с дросселем, будет больше, чем прибыль от ВДК. Однако срок окупаемости в 5 раз меньше с ВДК, чем с турбодетандером.

Во втором случае для малых скважин, если нет ограничения по нижнему давлению, количество конденсата одинаково и прибыль при этом с ВДК больше, чем с турбодетандером, а срок окупаемости в 9 раз меньше.

Исходные данные.

Среднесуточный дебит скважин до внедрения q1 = 128 мі/сут.

Среднесуточный дебит скважин после внедрения q2 = 220 мі/сут.

Количество действующих скважин до внедрения Nскв1 = 32 шт

Количество действующих скважин после внедрения Nскв2 = 32 шт

Коэффициент эксплуатации скважин Кэ1 = 0,96

Объем добычи газа до внедрения можно определить по формуле:

Q1 = q1 x Nскв x Cвр x Kэ

где

q1 - дебит в тоннах по скважине или группе скважин, принимаемых в расчет на один скважинно-месяц, отработанный до внедрения мероприятия;

Nскв- количество действующих скважин;

Cвр- время работы действующих скважин;

Кэ - коэффициент эксплуатации.

Q1 = 128х32х352х0,96 = 1384,12 тыс. мі

Q2 = 220х32х352х0,96 =2378,57 тыс. мі

Себестоимость добычи газа.

Уровень затрат в добыче нефти по статьям калькуляции до внедрения мероприятия берется по данным нефтегазодобывающего предприятия.

Основные статьи.

1. Расходы на энергию по извлечению газа.

2. Заработная плата основная и дополнительная.

3. Отчисления работодателя.

4. Амортизация скважин.

5. Прочие производственные расходы.

6. Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе расходы по полезному текущему ремонту скважин.

7. Общепроизводственные расходы.

8. Внепроизводственные расходы.

Внедряемое предприятие ведет к изменению одной или нескольких статей затрат, входящих в общую структуру себестоимости добычи газа.

Предположим, что внедряемое мероприятие влияет на все статьи затрат и рассмотрим методику расчета.

1. Статья Расходы на энергию по извлечению газа включает расходы на все виды энергии. Разница в оплате за расход электроэнергии:

Зэ = (Э1-Э2) х Цэ

где Э1 и Э2 - расход электроэнергии до и после внедрения мероприятия, кВт;

Цэ - цена 1 кВт/ч, тенге.

Расход электроэнергии до и после внедрения мероприятия.

Расход электроэнергии для добычи 1 тонной нефти 6,4 кВт.

Стоимость 1 кВт/ч электроэнергии 12,16 тг.

Годовой объем добычи нефти до внедрения мероприятии 527155,2 мі. И после внедрении 783974,4 мі. Тогда

Э1 = 1384,12 х 12,16 = 16747,6 тыс. кВт.

Расход электроэнергии после внедрения составляет

Э2 = 2378,57 х 12,16 = 28781,1 тыс. кВт.

Затраты на электроэнергию составляет

З1 = 16747,6 х 6,4 =107184,6 тыс.тг

З2 = 28781,1 х 6,4 = 184198,8 тыс.тг

2. Статья "Амортизация скважин"

Амортизацию ОПФ начисляют по установленным нормам от первоначальной стоимости скважин и прочих основных расходов:

А2 = Сп х Nа х 153/100 (3.3)

А2 = 125000000х6,7х32/100 = 268000 тыс.тг.

где, Сп - стоимость 1 скважины,

Nа - норма амортизации;

32 - количество скважин.

Объем капитальных вложений КВ1= 32х125000000

3. Расходы на подготовку и транспортировку товарной продукции.

Расходы на подготовку и транспортировку товарной продукции определяем по формуле:

З_п.с. = С_п.с. х Q_н (3.4)

где: С_п.с. - расходы на подготовку 1 тонной газа, С_п.с. = 200 тг.

Q_н - годовой объем добычи газа, мі

до Q_н1 = 1384,12 тыс.тн и после Q_н2 =2378,57 тыс. мі.

(3.5) по формуле:

З_п.с.1 = 1384,12 х 200 = 276824 тыс. тг.

З_п.с.2 = 2378,57 х 200 =475714 тыс. тг.

Расходы на транспортировку товарной продукции определяем по формуле:

З_т = а х Q_н (3.6)

где: а - стоимость транспортировки газа, а = 12,8$.

1$ курсы = 150 тг., 12,8$ = 1920 тг.

(3.7) по формуле:

З_т =1920 * 1384,12 = 2657510,1 тыс. тг.

З_т =1920 * 2378,57 = 4566854,4 тыс. тг

4. Общие расходы на транспортировку товарной продукции определяем по формуле:

З_общ = З = З_п.с.+ З_т

З_общ = 276824 + 2657510,1 = 2934334,1 тыс. тг.

З_общ =475714 + 4566854,4 = 5042565,4 тыс. тг.

5. Затраты на ремонт определяем по формуле:

где: С_п - стоимость оборудований; 125000 000

N - количество оборудований

1 - 1,5 - отчисления на ремонт капитального фонда, в %

До внедрения:

После внедрения:

6. Себестоимость добычи продукции.

Себестоимость добычи1 тонной газа определяется по формуле:

С =

где: Р_общ - общий расход затраченный на добычу газа,

С₁ = тг

С₂ = тг.

7. Затраты на заработную плату персонала

Персонала, непосредственно и непрерывно обслуживающего технологический процесс при работе приводов штанговых скважинных насосов, не предусмотрено. Однако, контроль за работой оборудования промысла непрерывно ведется оператором. Кроме того, техническое обслуживание и ремонт оборудования и скважины ведутся выездными ремонтными бригадами.

Число скважин, обслуживаемых ремонтными бригадами, зависит от удаленности промысла от базы ремонтов. Примем, что для оператора и ремонтной бригады норма обслуживания составляет 16 скважин.

Тогда в расчете на одну скважину

где 12 - число месяцев в году

- число работающих

З_пi - месячная заработная плата одного работающего

Для оператора З_п = 90 тыс.тг.

Состав бригады по ремонту скважин включает 4 работающих со следующей месячной зарплатой

- бригадир по ремонту скважин - 120 тыс.тг;

- водитель-оператор подъемного агрегата ремонта скважин - 100 тыс.тг;

- 2 рабочих-ремонтника - 2х90 тыс.тг

Следовательно, в расчете на одну скважину затраты на заработную плату персонала составят:

При обслуживании 24 скважин

С_зп1=С_зп2 =368х24=8832 тыс.тг

3.2 Годовая экономическая эффективность от внедрения мероприятий

Э = (6726,6 - 4833) х (2378,5- 1384,1) = 1882896,4 тыс. тг.

Таблица 9 - Технико-экономические показатели работы

№	Показатели	Единица измерения	Значения
			до проекта	проектные
1	Годовая добыча газа	тыс. мі.	1384,12	2378,57
2	Затраты на электроэнергию	тыс.тг	107184,6	184198,8
3	Фонд заработной платы	тыс.тг	943,26	943,26
4	Амортизация скважин	тыс.тг	268000	268000
5	Затраты на подготовку и перевозку нефти	тыс.тг	2934334,1	5042565,4
6	Затраты на ремонт	тыс.тг	6000000	6000000
7	Все затраты на добычу газа	тыс.тг	9310461,96	11495707,46
8	Себестоимость добычи 1000 мі газа	тг	6726,6	4833,0
9	Годовой экономический эффект от внедрения мероприятии	тыс.тг	-	1882896,4

4. Охрана труда

Предусматривается ряд мероприятий по технике безопасности, промсанитарии и противопожарной безопасности в целях предупреждения несчастных случаев и обеспечения нормальных и комфортабельных условий труда и отдыха в соответствии с действующими в Республике Казахстан стандартами и нормами.

Основными мероприятиями являются:

- предусмотреть герметизированную систему сбора и подготовки газа и конденсата с технологическим режимом по нормам проектирования; с целью уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных авариях на объектах газо- и конденсатопроводах, в системе сбора и внутрипромыслового транспорта, они должны оснащаться запорной арматурой, включающейся автоматически;

- трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;

- для подготовки аппаратов к ремонту должны быть предусмотрены системы пропарки и продувки;

- запрещается пуск в работу и эксплуатация газоопасных объектов при отсутствии или неисправности системы контроля воздушной среды на токсичные и взрывоопасные концентрации;

- для постоянного контроля концентраций углеводородов в помещениях и на площадках с оборудованием должны быть установлены газоанализаторы со световой и звуковой сигнализацией;

- во время ремонтных работ следует проверять степень загазованности рабочего места газоанализаторами или химическими анализами проб окружающей среды. При наличии концентрации газа, превышающей ПДК, работать разрешается только в противогазе;

- газоопасные объекты должны иметь предупреждающую информацию в виде надписей и знаков газовой опасности;

- оборудование, аппараты и трубопроводы, работающие при температуре выше 450С, должны быть теплоизолированны или ограждены;

- производственные помещения должны быть обеспечены отоплением.

Принудительной вентиляцией с постоянным подпором свежего воздуха для предотвращения возможности попадания в них газов и сигнализаторами опасной концентрации вредных веществ.

Опасные и вредные факторы

Факторы производственной опасности и профессиональной вредности на нефтегазодобывающих промышленных объектах это: неблагоприятное метеорологическое условие (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрации, взрывоопасные вещества и так далее.

Климат района на месторождения, резко континентальный, где лето жаркое и сухое с песчаными бурями, температура воздуха достигает плюс 45-50 С, а зима снежная с сильными ветрами, нередко буранами, температура воздуха зимой понижается до минус 30-35 С. Атмосферных осадков выпадает мало.

Углерод и водород являются основными элементами нефти. Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжёлых и лёгких углеводородных фракций. Попутный газ содержит 82,6 % метана; 2,04 % этана; 1,96 % пропана; 0,4 % бутана; 0,1 % углекислоты, азота и другие инертные газы. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу неядовитых. Вдыхание их в небольшом количестве не оказывает заметного действия на организм человека. При содержании их в воздухе около 10 %, человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может наступить удушение.

Анализ возможных аварийных ситуаций

Добыча нефти и газа относятся к экологически опасным видам хозяйственной деятельности, сопряжена с высоким риском для населения и персонала в результате возникновения аварийных ситуаций.

С учетом вероятности возникновения аварийных ситуаций одним из эффективных методов минимизации ущерба от потенциальных аварий является готовность к ним.

Наиболее вероятными аварийными ситуациями, могущими возникнуть при разработке месторождения Узень и существенным образом повлиять на сложившуюся экологическую ситуацию, являются:

- неуправляемые нефтегазопроявления;

- аварии технологического оборудования.

Вибрация

Вибрация это колебания твердых тел или образующих их частиц. Вибрация, также как, и шум приводит к снижению работоспособности, нарушает деятельность центральной и вегетативной нервной системы, приводит к заболеваниям нервной и сердечно-сосудистой системы. Вибрация отличается от звука тем, что воспринимаются различными органами и частями тела. При низкочастотных колебаниях, вибрации воспринимаются отолитовым и вестибулярным аппаратами человека, нервными окончаниями кожного покрова, а вибрации высоких частот воспринимаются подобно ультразвуковым колебаниям, вызывая тепловое ощущение.

Вибрации возникают, главным образом, вследствие вращательного или поступательного движения неуравновешенных масс двигателя и механических систем машин.

Акустическое воздействие

Технологические процессы являются источником сильного шумового воздействия на здоровье людей, непосредственно участвующих в технологических процессах. Интенсивность внешнего шума зависит от типа оборудования, его рабочего органа, вида привода, режима работы и расстояния от места работы. Сильный внешний шум создается при работе компрессоров, насосов, транспорта и другой техники.

Санитарно-гигиенические мероприятия

Неблагоприятные воздействия метеорологических факторов устраняется или уменьшается осуществлением различных технических и гигиенических мероприятий. Для рабочих в НГДУ предусмотрены санитарно-бытовые помещения: гардеробные, душевные, столовые, медицинские пункты, помещения для обогрева и отдыха рабочих. При работе ночной смены предусматриваются проекторные освещения.

Все работы выполняются в специальной хлопчатобумажной одежде и обуви (брезентовые сапоги или ботинки), также предусматривается надевать защитные очки и противопылевые респираторы.

Мероприятия по обеспечению безопасности и охране труда

При разработке и выборе технологической схемы разработки месторождения Узень учитывались международные нормы безопасности и нормы безопасности Республики Казахстан, в том числе: «Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений», Алматы. 1996 г.; «Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащий сероводород»; «Правила промышленной безопасности при закачке углеводородных газов, в т.ч. содержащих сероводород, в продуктивные пласты нефтегазоконденсатных месторождений Республики Казахстан. Астана, 2002 г.», одобренные и согласованные с Агентством по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан.

План безопасного ведения работ

Основой безопасного ведения работ на объектах месторождения Прорвы является: выявление возможных вариантов аварийных ситуаций; разработка мероприятий по обеспечению безопасности и предотвращению возможных аварийных ситуаций; разработка мероприятий по устранению аварийных ситуаций.

Чрезвычайная ситуация

Техногенная чрезвычайная ситуация - состояние, при котором в результате возникновения источника техногенной чрезвычайной ситуации на объекте определенной территории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, хозяйствующему субъекту и окружающей среде. Обеспечение безопасности при разработке месторождения, эксплуатации объектов бурения, обустройство сбора и транспорта сырья и продукции является задачей не только предотвращения отравления выбросами вредных веществ населения близлежащих населенных пунктов и персонала, снижения до минимума вредного воздействия выбросов на окружающую природную среду региона в целом, но и минимизации экономических потерь, связанных с ликвидацией последствий чрезвычайной ситуации.

Мероприятия по снижению рисков возникновения возможных чрезвычайных ситуаций

Ввиду того, что основные технологические процессы по добыче, сбору, транспорту, подготовке нефти и газа, обратной закачке газа на месторождении Прорва герметизированы и в рабочем режиме не представляют угрозы для загрязнения среды, основными мероприятиями по снижению рисков и предотвращению возможных чрезвычайных ситуаций являются: сохранение герметичности этих систем; соблюдение правил техники безопасности и охраны труда; автоматизация технологических процессов; обеспечение системы аварийного останова; автоматизация системы пожаротушения; наличие автоматической пожарной сигнализации и системы сигнализации об опасных концентрациях газов и т.д.

Электрические риски

Для снижения риска возгорания и взрыва опасных смесей газов, будет осуществляться техническое обслуживание электрооборудовании, в соответствии с ППР (планово предупредительные работы).

Электрооборудование, расположенное на участках сооружения, определяемых как опасные зоны, предусматривается во взрывозащищенном исполнении.

Эксплуатация электрических систем будет производиться квалифицированным персоналом, имеющим допуск к работе с высоким напряжением. Технический персонал, ведущий обслуживание электроустановок, будет обеспечен соответствующим диэлектрическим инструментом и средствами индивидуальной защиты в диэлектрическом исполнении с двойной изоляцией и кабелями с размыкателями цепи на землю.

Ликвидация последствий ЧС

Средствами индивидуальной защиты должны обеспечиваться все посетители или представители контрольно-надзорных органов, находящихся на производственной территории. Средства должны включать каски, защитные очки, комплект верхней одежды, водонепроницаемую одежду, перчатки или рукавицы, соответствующую обувь, портативные газообнаружители и устройства защиты органов дыхания.

Средства индивидуальной защиты должны использоваться в зонах, обозначенных желтыми линиями, т.е. в зонах, содержащих агрессивные химикаты и открытых при обычном рабочем режиме, или оборудование, в котором существует потенциальная опасность вредных выбросов. При вскрытии системы необходимо иметь на себе защитные очки, маски, а также перчатки из неопрена или ПВХ. Защитное оборудование предусматривается в соответствии с требованиями безопасности материала.

Для защиты от возможного выплескивания химических веществ необходимо применить защитные очки, рукавицы, доходящие до запястья и предплечья, спец.одежду. В случае, если возможен контакт кожного покрова с агрессивными химическими веществами необходимо иметь непроницаемую одежду (водонепроницаемые комплекты или комплекты противохимической защиты). Такие комплекты необходимы при чистке или обслуживании резервуаров, содержащихся агрессивные химические вещества.

Для посещения резервуара должно быть предусмотрено использование переносных детекторов горючих и токсичных газов, а также средств контроля концентрации кислорода. Работа внутри резервуаров должна проводиться по наряду-допуску.

Для исключения возможности несчастных случаев, вызванных внезапным или травмирующим контактом с горячими или холодными поверхностями, предусмотрены металлические ограждения. Можно считать, что там, где какие - либо поверхности намеренно оставлены открытыми и используются для нагрева или охлаждения, достаточным будет размещение предупреждений. К остальным случаям относятся следующие:

- металлические и неметаллические поверхности, находящиеся в пределах досягаемости с уровня пола рабочей зоны и более высоко расположенные, но находящиеся в пределах досягаемости с неподвижных или переносных лестниц там, где имеется доступ, с температурой 60 °С максимум;

- поверхности с температурой -10 °С или ниже. Если в каком-либо случае имеются условия, более жесткие, чем указанные, то поверхность должна быть теплоизолирована так, чтобы обеспечить необходимую защиту персонала. Там, где теплоизолировать поверхность было бы непрактично, следует установить соответствующее ограждение, расположенное на достаточном расстоянии от ограждаемой поверхности.

В зонах, где может произойти попадание в глаза опасных химических веществ, установлены ванночки для промывки глаз. Там, где ведется работа с большими количествами опасных химических веществ, установлены совмещенные аварийные души и ванночки для промывки глаз. Все аварийные души и ванночки для промывки глаз пригодны для использования в имеющихся на площадке условиях окружающей среды и имеют конструкцию, аналогичную или идентичную конструкции душей и ванночек, используемых на уже существующих объектах.

На площадках объектов предусмотрены ветровые конусы, указывающие направление ветра и помогающие избежать воздействия газа в случае его выделения. Места расположения ветровых конусов выбраны так, чтобы они были всегда видны из любой рабочей зоны завода. Как правило, ветровые конусы следует закреплять на самых высоких конструкциях или шесте. Ветровые конусы должны имеют «светящуюся при дневном свете» оранжевую окраску, и изготовлены из нейлона с полиуретановым покрытием. В случае необходимости ветровые конусы должны иметь подсветку.

Система аварийного отключения (АО) представляет собой высоконадежные устройства, включающие в себя модули входных и выходных сигналов, управляющих аварийным остановом, продувочными и вентиляционными клапанами, электрическими приводами и т.д. В случае выявления ненормальных условий эксплуатации, система АО доведет такой процесс до безопасного состояния. Меры аварийного реагирования базируются на утвержденных причинно- следственных схемах.

Система АО учитывает все важные аспекты, включая следующие:

- защита персонала;

- сведение к минимуму выбросов в окружающую среду;

- защита оборудования;

- интеграция комплектного оборудования;

- высокий коэффициент использования системы.

Система АО обеспечивает функциональное тестирование различных систем в режиме реального времени без нарушения производственного процесса.

Узлы системы АО устанавливаются в местных аппаратных и соединяются между собой собственной высоко интегрированной локальной сетью.

Структура системы АО имеет двойное резервирование и включает в себя соответствующую аппаратуру, шкафы, устройства электропитания, программное обеспечение, кабели и другие элементы, необходимые для создания полностью функциональной системы. Система сохраняет работоспособность при отказе отдельных элементов и является полностью автономной системой.

Система ПиГ предназначена для выполнения только необходимых функций, связанных с обнаружением пожара, утечки газа и служит для защиты оборудования, персонала и окружающей среды. Функции системы выполняются в автоматизированном режиме с подачей надлежащих сигналов системе АО для осуществления процесса останова технологического процесса отдельных узлов или завода в целом.

Система ПиГ включает в себя, расположенные в каждой из местных аппаратных, соответствующую аппаратуру, шкафы, кабели, устройства электропитания, программное обеспечение и другие, необходимые для создания полностью функциональной системы, элементы.

Оборудование, необходимое для создания ПиГ, аналогично оборудованию, используемому для системы АО.

Система обнаружения пожара и газовыделений выполняет следующие функции:

- обнаружение пожара и газовых утечек;

- звуковое и световое оповещение персонала;

- обеспечение надлежащего режима останова оборудования;

- включение противопожарной защиты;

- включение режима перезапуска оборудования или отключение системы вентиляции и закрытие противопожарных заслонок.

Система ПиГ имеет высокую степень интеграции и включает в себя некоммутируемые входы для детекторов мониторинга, кнопок включения/выключения и т.д., а также цифровые выходы для управления системами защиты, зондами. Система ПиГ отвечает за принятие действий в соответствии с причинно-следственными схемами в случае обнаружения пожара или утечек газа.

Передача информации и предупреждающих сигналов от системы ПиГ на РСУ осуществляется по такому же каналу связи, какой используется для системы АО. Данный канал связи также используется для передачи от РСУ на систему ПиГ приоритетных и командных сигналов, а также предоставляет оператору доступ ко всем входным каналам системы.

Кнопки включения/выключения системы ПиГ размещены в центральной операторной, а также по всему предприятию.

Система ПиГ сохраняет работоспособность при отказе отдельных элементов и является полностью автономной системой, за исключением функций, требующих останова технологического процесса.

Промышленная санитария

Проектом предусматриваются ряд мероприятий по технике безопасности, промсанитарии (требований СанПиН №463-88) и противопожарной безопасности в целях предупреждения несчастных случаев и обеспечения нормальных и комфортабельных условий труда и отдыха в соответствии с действующими в Республике Казахстан стандартами и нормами.

Основными мероприятиями являются:

герметизированная система технологического режима;

обеспечение герметичности и прочности технологических аппаратов, арматуры и трубопроводов;

обеспечение размещения технологических установок, коммуникаций на расстояниях в соответствии с ВНТПЗ-85, ВУПП-88 и СНиП II-89-80 с учетом функционального назначения и розы ветров;

защитное заземление является основным средством защиты персонала от поражения электрическим током в соответствии с ГОСТ 12.2.007.0-75, СНиП 4.04.06-02, ПУЭ РК, ГОСТ12.1.030-81.

Защита от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводами высотой 19,9м на опорах освещения, которые так же присоединяется к устройству заземления.

Присоединение всего электрооборудования к устройству заземления обеспечивает защиту от вторичных проявлений молнии и от статического электричества, а создание единой системы заземления уравнивает потенциалы площадки.

Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4-х Ом.

Дополнительно к защитному заземлению предусмотрено устройство сигнального заземления. Сигнальное заземление устраивается аналогично защитному заземлению.

Сечение заземляющих проводников сигнального заземления должно быть не менее применяемых для защитного заземления. Сечение и материал заземляющих проводников должны обеспечивать их сопротивление не более 0,1 Ом.

Заземляющие проводники должны быть изолированы для предотвращения случайного заземления в непредусмотренных местах.

Использование заземляющих проводников сигнального заземления в качестве защитных мер не допускается.

Техника безопасности

В производственном процессе проектируемых объектов обращается взрыво-, пожароопасное и вредное вещество - нефть.

Проектируемые сооружения размещены на безопасном расстоянии от существующих промышленных и гражданских сооружений, инженерных сетей в соответствии с санитарно-защитными зонами и противопожарными расстояниями.

На месторождении Придорожное пожаротушение осуществляется противопожарными средствами резервуарного парка. Для свободного доступа с территории НПС на территорию Коммерческого узла учета нефти, в ограждении, являющимся общим для обеих территорий, предусмотрена калитка.

Раздел разрабатывался на основании следующей нормативной документации:

· Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности РК;

· СН 245-71 Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий;

· СН РК 2.04-29-2005 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений;

· ПУЭ РК Правила устройства электроустановок;

· СНиП РК 1.03-2001 Охрана труда и техника безопасности в строительстве;

· ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений.

Основными, принятыми в проекте, мероприятиями, направленными на предотвращение выделения вредных, взрывопожароопасных веществ и обеспечения безопасных условий труда являются:

· размещение вредных и взрывоопасных производств на открытых площадках;

· герметизация технологического процесса;

· обеспечение прочности и герметичности трубопроводов (контроль сварных стыков и гидравлическое испытание);

· переходы через автомобильные дороги выполнены в защитных кожухах.

Проектируемые объекты размещены в соответствии с СН 245-71 «Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий».

Сооружения размещены на производственных площадках с обеспечением противопожарных разрывов в соответствии с ВНТП 3-85.

Основными разработанными в проекте мероприятиями направленными на охрану труда работающих и технику безопасности при обслуживании являются:

· все площадки технологических установок, расположенные на земле выполнены из монолитного бетона с бортиком высотой 0,15 м для предотвращения возможного разлива нефти с технологических площадок;

· бетон для бетонных и ж/бетонных конструкций принят на сульфатостойком портландцементе ввиду сульфатной агрессии грунтов;

· под бетонными и ж/бетонными конструкциями предусматривается подготовка из щебня, пропитанного битумом, толщиной 50мм;

· фундаменты под оборудование с динамическими нагрузками рассчитаны с учетом динамического воздействия, колебания фундаментов исключает вредное влияние на технологические процессы, оборудование и конструкции;

· для обслуживания арматуры, приборов предусмотрены стационарные лестницы и площадки с ограждениями;

· для перехода через трубопроводы, выполненные в надземном исполнении запроектированы переходные площадки.

Все строительные работы необходимо производить соблюдая СНиП РК 1.03-05-2001 «Охрана труда и техника безопасности в строительстве».

Проект предусматривает защитные меры электробезопасности в объеме, предусмотренными ПУЭ РК.

Для защиты персонала от поражения электрическим током и опасных воздействий молнии предусматривается защитное заземление, зануление, защита от статического электричества.

Для заземления, согласно ТОО «Амангельдыгаз» от 07.01.2005, используются медные материалы. В качестве вертикальных электродов заземления приняты стальные омеднённые стержни GALMAR 17,2 мм укомплектованные стандартными изделиями для монтажа, соединения, защиты и инспектирования устройства заземления. Для горизонтального соединения электродов GALMAR используется медный провод М95 по ГОСТ 839-90 прокладываемый в земле на глубине 0,5-0,7м. Все соединения частей заземления должны соответствовать классу 2 по ГОСТ 10434-82 и ПУЭ РК гл.1.7 п.п.135-142.

Защита технологических установок от прямых ударов молнии и статического электричества осуществляется их присоединением к заземляющим устройствам.

Осветительные электроустановки наружного освещения обеспечивают требуемое нормативное освещение, соответствующее нормам безопасного обслуживания технологического оборудования. Предусматривается ряд мероприятий по технике безопасности, промсанитарии и противопожарной безопасности в целях предупреждения несчастных случаев и обеспечения нормальных и комфортабельных условий труда и отдыха в соответствии с действующими в Республике Казахстан стандартами и нормами.

Основными мероприятиями являются:

предусмотреть герметизированную систему сбора и подготовки газа и

конденсата с технологическим режимом по нормам проектирования; с целью

уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных

авариях на объектах газо- и конденсатопроводах, в системе сбора и

внутрипромыслового транспорта, они должны оснащаться запорной

арматурой, включающейся автоматически;

трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;

для подготовки аппаратов к ремонту должны быть предусмотрены системы пропарки и продувки;

запрещается пуск в работу и эксплуатация газоопасных объектов при

отсутствии или неисправности системы контроля воздушной среды на

токсичные и взрывоопасные концентрации;

для постоянного контроля концентраций углеводородов в помещениях и на площадках с оборудованием должны быть установлены газоанализаторы со световой и звуковой сигнализацией;

во время ремонтных работ следует проверять степень загазованности рабочего места газоанализаторами или химическими анализами проб окружающей среды. При наличии концентрации газа, превышающей ПДК, работать разрешается только в противогазе;

газоопасные объекты должны иметь предупреждающую информацию в виде надписей и знаков газовой опасности;

оборудование, аппараты и трубопроводы, работающие при температуре выше 450С, должны быть теплоизолированны или ограждены;

производственные помещения должны быть обеспечены отоплением.

Принудительной вентиляцией с постоянным подпором свежего воздуха для предотвращения возможности попадания в них газов и сигнализаторами опасной концентрации вредных веществ в соответствии СНиП 2.04.05-86 и ВНТПЗ-85.

5. Охрана окружающей среды

5.1 Охрана атмосферного воздуха

Основными источниками выбросов загрязняющих веществ атмосферу на месторождении Амангельды будет являться технологическое оборудование, задействованное в системе подготовке газа и конденсата.

При подготовке газа и конденсата на месторождении Амангельды загрязнение предполагается в результате выделения:

· легких фракций углеводородов от технологического оборудования (компрессоры, скважины, насосы, сепараторы и т.д.);

· продуктов сгорания попутного газа (печь, дежурная горелка).

Все источники выбросов можно разделить на организованные и неорганизованные.

Источникам организованных выбросов присвоены четырехзначные номера, начиная с 0001, а неорганизованным источникам выбросов с 6001.

В соответствии с технологической схемой основными источниками загрязнения атмосферного воздуха при подготовке газа и конденсата будут являться:

- добывающие скважины - 25 шт., источник №6001-6025;

- дожимная компрессорная станция ДКС - источник №6034;

- газгольдер - источник №6035;

- входной манифольд - источник №6036;

- замерной сепаратор - источник №6037;

- входной сепаратор - источник №6038;

- теплообменник (газ - конденсат) - источник №6039;

- теплообменник (газ - газ) - источник №6040;

- низкотемпературный сепаратор - источник №6041;

- трехфазный сепаратор (первый разделитель)- источник №6042;

- трехфазный сепаратор (второй разделитель)- источник №6043;

- теплообменник (конденсат) - источник №6044;

- буферная емкость конденсата - источник №6045;

- колонна стабилизации - источник №6046;

- ребойлер колонны стабилизации - источник №6047;

- аппарат воздушного охлаждения (охладитель конденсата) - источник №6048;

- теплообменник ДЭГ - источник №6049;

- выветриватель ДЭГ - источник №6050;

- колонна регенерации ДЭГ - источник №6051;

- ребойлер ДЭГ - источник №6052;

- насосы ДЭГ - источник №6053;

- система подогрева товарного газа - источник №6054;

- емкость конденсата - источник №6055;

- насос перекачки конденсата - источник №6056;

- насос возврата дегазированного конденсата - источник №6057;

- подогреватель теплоносителя - источник №0001;

- дежурная горелка - источник №0002.

Для безаварийного проведения разработки месторождения в соответствии с «Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК» должны быть предусмотрены следующие оперативные решения:

- использование современного оборудования и строительной техники с минимальными выбросами в атмосферу;

- предусмотреть герметизированную систему сбора с технологическим режимом по нормам проектирования; с целью уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных авариях;

- трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением";

- автоматизация технологических процессов подготовки газа и конденсата, обеспечивающая стабильность работы всего оборудования с контролем и аварийной сигнализацией при нарушении заданного режима, что позволит обслуживающему персоналу предотвратить возникновение аварийных ситуаций;

- применение на всех резервуарах устройств, сокращающих испарение углеводородов в атмосферу;

- применение прогрессивных технологий и материалов;

- обучение обслуживающего персонала реагированию на аварийные ситуации;

- проверка готовности систем извещения об аварийной ситуации;

- усиление мер контроля работы основного технологического оборудования;

- применение оборудования, труб, арматуры и деталей в антикоррозионном исполнении;

- при наступлении неблагоприятных метеорологических условий - осуществление комплекса мероприятий с целью снижения объемов выбросов;

- проведение мониторинговых наблюдений за состоянием атмосферного воздуха.

Осуществляемый контроль за технологическими процессами подготовки газа обеспечивает стабильность работы всего оборудования и срабатывание предупредительной сигнализации в случае неисправности

одного из заданных режимов, позволяет обслуживающему персоналу

предотвратить аварийную ситуацию.

Все сигналы оповещения, предусмотренные на месторождении, выводятся с соответствующих датчиков, приборов в центр управления с целью оповещения оператора. Автоматическая система управления также связана с системой выявления загазованности или возгорания, которые срабатывают автоматически. (12)

5.2 Охрана водных ресурсов

Поверхностные водные источники на территории месторождения Амангельды отсутствуют. Для обеспечения потребности в воде для бытового и технического водоснабжения месторождения Амангельды, оцененного в количестве 1-1.5 л/сек, перспективными являются водоносные горизонты палеогеновых отложений. Дебиты воды водозаборных скважин определены в количестве до 45 м3/ сут.

Участками изученная территория характеризуется неглубоким залеганием подземных вод, что в условиях аридного климата ведет к широкому развитию процессов заболачивания и местами засолению почвы и грунтов. Засоление в основном отмечается в низовьях реки Талас. А также на периферии конусов выноса, где подземные воды выклиниваются или залегают близко от дневной поверхности. Тип засоления изменяется, преимущественно, от гидрокарбонатно-сульфатного и сульфатно-хлоридного. На пониженных участках рельефа накапливаются снеготалые дождевые воды, при испарении которых на поверхности остаются белые налеты и тонкие корки соли.

Наиболее близкое залегание уровня подземных вод отмечено в пойме реки Талас, долинах речек и ручьев, на орошаемых землях. А также в близи каналов.

Амплитуда колебания уровня подземных вод предположительно в пойме реки Талас и долинах небольших речек и ручьев в одном годовом цикле составляет 0.2…0.6 метра. Высокое стояние уровня подземных вод приходится на весенний период.

В инфраструктуру месторождения Амангельды входят административный блок и пожарное депо, расположенные на площадке Центральной установки подготовки газа.

Водоснабжение Центральной установки подготовки газа обеспечивается подземной водой из водозаборных скважин.

На ЦУПГ предусмотрено получение воды питьевого качества посредством электродиализной опреснительной установки и ультрафиолетового обеззараживания подземной воды из водозаборных скважин.

Для хозяйственно-бытовых нужд вахтового поселка используется привозная вода, соответствующая ГОСТ 2874-82 «вода питьевая». Система водоснабжения состоит из резервуара питьевой воды, водопроводной насосной станции и сети трубопроводов.

Для хранения воды принят резервуар питьевой воды объемом 50 м³ (с учетом обмена воды в срок не более 48 часов).

Подача питьевой воды осуществляется для офиса, общежитий, столовой, прачечной и медпункта.

Расходы воды на хозяйственно-питьевые нужды представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 .Расходы воды на хозяйственно-питьевые нужды

Наименование потребителей	Количество работающих в смену	Норма расхода на хозяйственные нужды на единицу измерения л/в смену	Расход воды на хозяйственно-бытовые нужды
			м3/сут	м3/год
Общежития	60	100	6,0	2190
Столовая	360 блюд	16	5,76	2102
Хоз.-блок с прачечной	120 кг	75	9,0	2385
Офис	6	25	0,336	123
Производственный участок			0,18	65,7
Итого			21,28	6866

Объектами водоотведения являются вахтовый поселок и ЦУПГ.

На площадке вахтового поселка запроектирована система хозбытовой канализации и очистные сооружения бытовой канализации.

Объекты водоотведения вахтового поселка: жилые помещения; столовая; хозблок с прачечной; офис; производственно-технический участок.

Сводный расход сточных вод представлен в таблице 7.2.

Таблица 7.2. Расход сточных вод

Наименование объекта водоотведения	Категория сточных вод	Расчетный расход	Место сброса или использование сточных вод
		м3/сут	м3/час
Вахтовый поселок	Хоз-фекальные	21,28	5,28	В очистные сооружения бытовых стоков

Вахтовый поселок

На площадке вахтового поселка предусмотрена система хозбытовой канализации. Наружная самотечная канализационная система осуществляет сбор стоков из зданий и сооружений с отводом в приемный колодец КНС. Из насосной станции по напорной линии диаметром 80 мм сточные воды поступают в напорные песколовки и далее - в блок установки очистки сточных вод заводского исполнения типа «Ручей».

Наружные сети канализации предусмотрены из канализационных труб из непластифицированного поливинилхлорида. На канализационной сети устанавливаются сети устанавливаются смотровые колодцы.

Внутренние и наружные поверхности стен и днища колодцев обмазывается горячим битумом за 2 раза по грунтовке из раствора битума в бензине.

Под охраной подземных вод понимается система мер, направленных на предотвращение и устранение последствий загрязнения, засорения и истощения вод, а также на сохранение и улучшение их качественного и количественного состояния.(19)

Основными требованиями к обеспечению защиты подземных вод от загрязнения при опытно-промышленной эксплуатации газового месторождения является разработка и выполнение мероприятий, направленных на их защиту:

- изоляция верхних водоносных горизонтов скважин;

- устранение межпластовых перетоков глубинных флюидов вдоль ствола скважины;

- устройство защитной гидроизоляции и притесненных или пластовых дренажей;

- тщательное выполнение работ по строительству водонесущих инженерных сетей;

- создание противофильтрационных экранов и завес;

- организация регулярных режимных наблюдений за уровнями и качеством подземных вод на участках существующего и потенциального загрязнения подземных вод (поля фильтрации, накопители, складирование отходов и т.п.).

- проведение мониторинга и контроля за качеством и использованием водных ресурсов;

- контроль и своевременное проведение профилактических работ на очистных сооружениях;