Величина

Производительность по газу, млн.нм.?/сут.

25,0

Давление, МПа

рабочее

расчетное

7,5

7,5

Расчетная температура стенки аппарата, находящегося под давлением, °С

80

Минимальная допустимая температура стенки элементов блока, находящегося под давлением, °С

Минус 55

Масса, т.

36,5

5.5.2 Установка компримирования газа

В состав установки компримирования газа входит газоперекачивающий агрегат ГПА-16, который представляет собой блочно-контейнерный автоматизированный агрегат с газотурбинным приводом мощностью 16 МВт.

Агрегаты ГПА-16 позволяют в одном и том же корпусе компрессора устанавливать сменные проточные части (СПЧ) с отношением давлений входа и выхода газа 1,25; 1,44; 1,7 и 2,2.

Изменение степеней сжатия ДКС достигается своевременной заменой СПЧ нагнетателей.

В расчетах количества ГПА и подбора СПЧ учитывалось приращение температуры газа на выходе из нагнетателя.

В то же время при использовании ГПА со степенью сжатия 2,2 значительно увеличивается температура газа на выходе из нагнетателя. Если приращение температуры газа для ГПА со степенью сжатия 1,7 составляет 50?С, то для ГПА со степенью сжатия 2,2 - 80?С.При работе ДКС в две и более ступеней со степенью сжатия 2,2 и использованием АВО газа в жаркие дни летнего периода температура газа на входе второй и последующих ступеней может подняться до 40?С, а на выходе 120?С.

Выпускаемая предприятиями России трубопроводная арматура рассчитана на температуру газа не более 80?С, монтаж трубопроводов необходимо будет заканчивать при положительных температурах воздуха, увеличатся размеры звеньев обвязки ГПА, компенсирующих температурные деформации.

Снизить температуру газа на входе второй и последующих ступеней ДКС до 0?С, возможно используя в летний период станцию охлаждения газа, что значительно усложнит ДКС и увеличит капитальные затраты.

Для упрощения обвязки ДКС и сокращения количества ступеней сжатия до трех на первой ступени можно использовать агрегаты ГПА со степенью сжатия 2,08, на второй и третьей со степенью сжатия 1,7. При этом температура газа на выходе ГПА всех ступеней не превысит 80?С. Запуск первого агрегата будет производиться по "большому" кольцу через установку охлаждения во избежание перегрева центробежного нагнетателя.

Исходя из вышеуказанного применение СПЧ со степенью сжатия 2,2 возможно только на первой ступени сжатия, в связи с тем, что температура газа на входе УКПГ не превышает 11°С и имеется тенденция к понижению температуры входного газа по годам.

5.5.3 Установка охлаждения газа

После компримирования охлаждение газа производится для обеспечения теплового режима работы оборудования цеха осушки газа и газопровода внешнего транспорта газа.

Температура газа на входе цеха осушки газа допускается в пределах от 15 до 25С.

Максимальная температура газа, допустимая для нормальной работы газопровода внешнего транспорта, не должна превышать 40С.

Температура газа на входе в ГПА, согласно данным предприятия-изготовителя, допускается от минус 30С до плюс 45С, а при кратковременной работе на “кольцо”-до +60С.

Расчетная температура газа на входе в ДКС в летний период +11С.

Охлаждение газа предусматривается аппаратами воздушного охлаждения (АВО) сырого газа с рециркуляцией нагретого воздуха. Аппараты с рециркуляцией нагретого воздуха предназначены для предотвращения переохлаждения газа в нижних рядах труб секций при помощи системы автоматического управления положением створок входных, выходных и переточных жалюзи.

В проекте рассмотрены варианты применения двух типов АВО:

АВГБС-83Р, разработки и поставки АО"Кедр";

ГП 1911, разработки ЦКБН.

Основные технические характеристики указанных АВО представлены в таблице 4.4.7.

Таблица 5.6 Основные технические характеристики

Наименование	Величина
	АВГБС-83Р	ГП 1911
Расчетная поверхность охлаждения, м2	10500	9548
Коэффициент оребрения труб	20	4-х верхних рядов-20 2-х нижних рядов-14,6
Количество вентиляторов, шт.	6
Мощность одного вентилятора, кВт.	13
Расчетное давление, МПа	8,30	7,7
Масса, т.	41,00	76,24
Размеры в плане, м.	12,15 х 9,35	11,61 х 10,40

При анализе технических характеристик указанных АВО выявлены преимущества аппарата АВГБС-83Р как по техническим показателям, так и по компактности размещения аппаратов на площадке ДКС.

Расчет количества АВО выполнен при расчетной средней температуре воздуха теплого периода года обеспеченностью 0,95- 18,8С. Согласно ОНТП 51-1-85 «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы» поправка на изменчивость климатических условий принята равной +2С. Расчетная температура газа после АВО принята равной +25С.

Повышение температуры газа после компримирования принималось в зависимости от степени повышения давления.

5.5.4 Установка подготовки топливного и импульсного газа

Основные технические характеристики технологического оборудования установки подготовки топливного и импульсного газа приведены в таблице 5.7.

Количество оборудования рассчитано на восемь рабочих ГПА.

Таблица 5.7 Основные технические характеристики технологического оборудования УПТИГ

Обозначение	Наименование	Количество	Характеристика оборудования	Обозначение чертежа
БОГ	Блок очистки газа	1	Q=48930н.м?/час Pрасч.=7,8 МПа	По типу ГПР1225.01 ЦКБН
БЗГ	Блок замера газа	1	Q=48930н.м?/час Pрасч.=7,8 МПа	По типу ГПР1225.03-05 ЦКБН
БОИХГ	Блок осушки и хранения импульсного газа	1	Q=5000н.м?/час Pрасч.=7,8 МПа	По типу ГПР1225.07 ЦКБН
БРТГ	Блок редуцирования топливного газа	1	Q=48930н.м?/час Pрасч.=10,0 МПа	По типу ГПР1225.03-04 ЦКБН
БПТГ1, БПТГ3	Блок подогревателя газа	3	Q=22834нм?/час P расч.= 7,8МПа	По типу ГПР1225.06 ЦКБН
Е1	Емкость дренажная	1	V=3м? Ррасч.= 0,07МПа	АО"Курганхиммаш"
Е2	Емкость	1	V=8 м? Ррасч.= 0,07МПа

5.5.5 Маслохозяйство

Масляное хозяйство предназначено для приема, хранения и подачи масла к газоперекачивающим агрегатам ГПА-Ц-16С с маслеными уплотнениями. Проектом предусматривается использование двух сортов масла: Мс-8П для смазки узлов двигателя и Тп-22с для смазки узлов компрессора. Потребность в смазочных материалах на эксплуатацию газоперекачивающих агрегатов определена по паспортным данным и приведена в таблице 4.4.12

Таблица 5.8 Годовой расход масла

Сорт масла	Количество рабочих агрегатов, шт.	Годовой расход масла на замену, м3 (т.)	Годовой расход масла на безвозвратные потери	Годовой расход масла, м3 (т.)
Мс-8П	8	70,722 (61,952)	42,00(36,792)	112,722 (98,744)
Тп-22с	8	161,067(141,095)	21,00 (18,396)	182,067(159,491)

В состав масляного хозяйства входят следующие сооружения:

- насосная масел со складом масел в таре;

-склад масел;

-дренажная емкость.

Для каждого сорта масла проектом предусмотрено по 3 резервуара объемом 25 м3 каждый предназначенные для хранения резервного запаса. Для слива отработанного каждого сорта масла для последующей очистки и хранения чистого предусмотрено по две емкости по 25 м3. Общее количество резервуаров на складе масла - 10 единиц. Все резервуары надземного расположения обогреваются и теплоизолированы.

6 Организационно - экономическая часть

В организационно - экономической части рассмотрим сравнение четырех схем сбора газа с кустов:

1) по семи коллекторам;

2) по трем коллекторам;

3) по шлейфам;

4) по двум коллекторам.

Эти варианты отличаются металлоемкостью и протяженностью, что приводит к изменению не только капитальных, но и текущих затрат.

Обоснование выбора экономически целесообразного варианта сбора газа предполагает определение критериев оптимальности. Согласно методике Мирового банка реконструкции и развития в качестве таких критериев используются:

- максимум накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости;

- минимальный срок окупаемости проекта;

- максимальный коэффициент отдачи капитала;

- максимальная внутренняя норма рентабельности проекта.

Расчет по системе выше перечисленных показателей производится по каждому варианту разработки месторождения по ниже приведенной методике:

ПДНt = Bt - Иt - Kt - Ht , (6.1)

где ПДНt - поток денежной наличности полученный в t-ом году,млн.р,

Bt - выручка от реализации продукции в t-ом году, млн.р,

Иt - текущие затраты в t-ом году, млн.р,

Kt - капитальные затраты в t-ом году, млн.р,

Ht - налоги, выплачиваемые в t-ом году, млн.р.

При расчете выручки по формуле (6.1) целесообразно использовать цены предприятия на газ без учета акцизного налога и налога на добавленную стоимость

N

Bt = ?Qit · Цit ,

i=1 (6.2)

где n - количество производимых углеводородных продуктов,

Qit - объём реализации i-го углеводородного продукта в t --ом году, млн.м3,

Цit - цена предприятия на i-ый продукт в t-ом году, р/тыс. м3.

Текущие затраты (Иt) представляют собой затраты на добычу газа без амортизационных отчислений. Текущие затраты рассчитываются на основе разработки предыдущих месторождений. В текущие затраты включены издержки производства, плата за недра, различные отчисления.

Капитальные затраты (Kt) представляют собой единовременные затраты на создание скважин, объектов промыслового строительства и оборудования, не входящего в сметы строек. Расчет капитальных затрат производится на основе соответствующих нормативов капитальных затрат.

Таблица 6.1 Затраты по вариантам за весь период разработки

Виды затрат	1 вариант	2 вариант	3 вариант	4 вариант
Капитальные затраты, млн.р.	1101,77	1243,74	1162,31	1482,53
Текущие затраты, млн.р.	3324,2	3477,92	3387,26	3733

Расчёт налогов (Ht) в формуле (6.1) предполагает определение размера налогов, относимых на финансовый результат, и налога на прибыль.

Нt=Нимt+Нпрt (6.3)

где Ним - налог на имущество;

Нпр - налог на прибыль.

Нимt = (? Kt - ? Aмt) • 0,02 , (6.4)

где Амt - амортизационные отчисления в t-ом году.

Нпрt = (Bt - Иt - Амt -Нимt) • 0,24 , (6.5)

После расчета годовых потоков денежной наличности (ПДНt) рассчитывается накопленный поток (НПДНt):

T

НПДНt = ? ПДНk,

k=1 (6.6)

где k - количество лет разработки месторождения до t - го года включительно;

t Т, Т - период разработки месторождения.

Накопленный поток денежной наличности за весь период разработки (НПДНt) показывает сколько наличных средств накопится на расчетном счёте предприятия от реализации выбранного варианта.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то возникает необходимость в их приведении к одному году (tp), например, предшествующему началу разработки месторождения. Эту процедуру можно осуществить при помощи коэффициента дисконтирования по формуле:

?t = (1 + Енп )tp-t (6.7)

где ?t -- коэффициент дисконтирования для t - го года,

Eнп -- нормативный коэффициент приведения.

Дисконтированный годовой поток денежной наличности (ДПДНt) можно определить по формуле:

ДПДНt = ПДНt • t (6.8)

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость:

t

ЧТСt=? ДПДНk,

k=1 (6.9)

где k - годы разработки до t-го года включительно,

t Т, t -- текущий год разработки,

Т -- период разработки месторождения.

Чистая текущая стоимость проекта за весь период разработки месторождения (ЧТСт) является важнейшим критерием выбора оптимального варианта разработки месторождения.

Варианты рассчитывались в Excel. Результаты расчета НПДНt и ЧТСt для первого варианта представлены в таблице 6.2. и на рисунке 6.1.



Рис. 6.1 Профили НПДН и ЧТС

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости капитальных вложений (Ток). Это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости может быть также определён расчётным путём:

/НПДН0/

Ток = Т0 + -----------

НПДН1 + /НПДН0/ (6.10)

где Т0 - количество полных лет, в течение которых наблюдается отрицательный НПДН,

НПДН0 - последнее отрицательное значение накопленного потока, тыс. р.

НПДН1 - первое положительное значение потока, тыс.р.

Для оценки эффективности капитальных вложений необходимо кроме срока окупаемости рассчитать коэффициент отдачи капитала (КОК):

ЧТСt

КОК = ------ + 1 ,

ЧТСинв (6.11)

где ЧТС инв -- дисконтированные инвестиции, млн.руб.

Т

ЧТСинв = ? (Kt · ?t)

t=1 (6.12)

где Kt -- капитальные вложения в t-ом году, млн. руб.

Коэффициент отдачи капитала показывает, сколько рублей дохода даёт один рубль инвестиций, вложенных в данный проект за весь период разработки с учётом дисконтирования результатов и затрат.

Внутренняя норма рентабельности проекта (е) определяется из условия равенства чистой текущей стоимости нулю:

T

? [ПДНt · (1+е)tp-t] = 0,

t=1 (6.13)

Варианты расчетов ранжируются по внутренней норме рентабельности.

После расчёта выше приведённых показателей по всем вариантам разработки выбирается лучший вариант на основе критериев оптимальности:

НПДНt => max;

ЧТСt => max ;

Ток => min ;

??? => max;

? => max.

Сравнение вариантов представлено в таблице 6.3

Таблица 6.3. Сравнение схем сбора газа

Показатель	1 вариант	2 вариант	3 вариант	4 вариант
НПДН	3070,089	2833,683	2976,884	2399,091
ЧТС	398,9731	262,6583	342,6609	19,4052
Срок окупаемости, Ток	8,614181	9,45	8,96	11,2
Коэффициент отдачи капитала, КОК	0,4566	0,267894	0,372751	0,016731
Внутренняя норма рентабельности, e	15,5	13,35	14,58	10,2

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определённую степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности каждого варианта проекта. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора:

- годовая добыча [-30%;+10%];

- цены на газ [-20%;+20%];

- текущие затраты [-10%; +10%];

- капитальные затраты [-5%; +15%];

- налоги [-20%; +20%]

Для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС (Q); ЧТС (Ц); ЧТС (И); ЧТС (К); ЧТС (Н).

Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов показаны на рисунке 6.2.



Рис.6.2 Диаграмма «паук»

Из расчетов видно, что проект имеет риск при значительном объема добычи газа. Вариант прокладки газосборных сетей с двумя коллекторами является самым выгодным с экономической точки зрения. Немногим уступает вариант с тремя коллекторами.

7. Безопасность и экологичность

7.1 Обеспечение безопасности работающих

Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

МЕТАН - газ, являющийся составной частью добываемого природного газа. Метан не имеет ощутимого запаха, но при содержании его воздухе около 10 % человек испытывает недостаток кислорода, при большем содержании может наступить удушье, предельно допустимая концентрация составляет 300 мг/м3.

ПАРЫ углеводородов поступают в организм человека главным образом через дыхательные пути. При легких отравлениях в начале наблюдается период возбуждения, характеризующийся сонливостью, беспричинной веселостью, затем появляется головная боль, головокружение, усиленное сердцебиение, тошнота.

При тяжелых отравлениях парами углеводородов наступает потеря сознания, судороги, ослабление дыхания.

ПДК - 300 мг/м3. Некоторые пары углеводородов и нефтяные газы, так же как и сероводород, тяжелее воздуха, вследствие чего они смолятся и скапливаются в плохо вентилируемых углублениях, внутри аппаратов и помещений. При отравлении парами углеводородов пострадавшего нужно немедленно вывести на свежий воздух, освободить тело от стесняющей одежды, согреть тело. При отсутствии дыхания немедленно сделать искусственное дыхание.

МЕТАНОЛ (МЕТИЛОВЫЙ СПИРТ) - сильный яд, действующий на нервную и сосудистую систему, слизистую оболочку дыхательных путей.

Из-за его схожих свойств с этиловым спиртом часто происходят тяжелые отравления. Небольшое количество метанола (до 10-15 г) приводят к тяжелым отравлениям, ведущим к слепоте и даже к смерти. Отравление происходит не только при попадании жидкости внутрь, но и при вдыхании паров и проникновения их через кожу тела.

ПДК метанола в воздухе рабочих помещений - не более 5 мг/м3. Метанол медленно накапливается в организме и еще медленнее выводится. Хроническое отравление наступает медленно при выдыхании паров и сопровождается раздражением слизистых оболочек, головными болями, шумом в ушах, общим стрессом, расстройством зрения, вплоть до слепоты.

При острых отравлениях метанолом следует произвести промывание желудка в течение двух часов 5 %-м раствором питьевой соды. В качестве противоядия можно применять этиловый спирт введением его внутривенно или приемом внутрь.

Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность.

Предусмотрена герметизация технологического оборудования и трубопроводов.

Применённая арматура, материалы труб и деталей трубопроводов соответствуют климатическим условиям и условиям эксплуатации.

Запорная арматура для газа, метанола, конденсата газа принята по классу герметичности затвора А, В по ГОСТ 9544-93. Основная запорная арматура имеет местное и дистанционное управление, обеспечивающее быстрое отключение оборудования и трубопроводов.

Соединения труб предусмотрено выполнить сваркой.

Предусмотрен 100 % контроль качества физическими методами сварных соединений трубопроводов категории I и трубопроводов с рабочим давлением выше 10 МПа.

Сжигание газа при подготовке технологического оборудования к ремонтам, продувке коллекторов и сбросов в аварийных ситуациях предусмотрено в существующую факельную систему УКПГ сеноманского промысла.

Вытеснение воздуха из оборудования и трубопроводов после ремонта и снижение давления до атмосферного перед ремонтом предусмотрено через свечи рассеивания, выступающие на 3 м выше крыш зданий.

Аварийный слив жидких продуктов из оборудования и трубопроводов при аварии и перед ремонтом предусмотрен в установленную около площадки буферных ёмкостей подземную дренажную ёмкость с электронасосным агрегатом во взрывозащищенном исполнении. Ёмкость оборудована свечой рассеивания с огнепреградителем.

Для защиты от превышения рабочего давления на трубопроводах входа газа установлены предохранительные клапаны.

Предусмотрено заземление электрооборудования, молниезащита, защита от статического электричества и заноса высокого потенциала.

Все электрооборудование взрывоопасных цехов и сооружений принято во взрывозащищенном исполнении.

Проектом предусматривается обеспечение работающего персонала средствами индивидуальной защиты. Все средства индивидуальной защиты разделяются на виды в зависимости от того, какие органы они предохраняют, - средства защиты человека, органов дыхания, зрения, органов слуха, кожный покров.

Защита тела человека осуществляется спецодеждой, спецобувью, рукавицами, касками, подшлемниками, перчатками, изолирующими подставками, резиновыми ковриками и дорожками, щитками, диэлектрическими перчатками, галошами и ботами, предохранительными поясами, указателями напряжения тока, шлемами, масками и др. Спецобувь - кирзовые ботинки с медными гвоздями, спецодежда - костюм хлопчатобумажный.

Защита органов зрения осуществляется при помощи различных предохранительных очков. Обычно применяются очки одного из следующих типов:

а) для защиты глаз от механического повреждения отлетающими осколками, стружками и другими отходами, которые могут попасть в глаз прямо или сбоку;

б) для защиты глаз от пыли, брызг и капель кислоты, щелочи, вредных паров и газов;

в) для защиты глаз от пыли и ветра;

г) для защиты глаз от вредного воздействия лучистой энергии ультрафиолетовых, инфракрасных лучей или яркого света.

Защита органов дыхания обеспечивается применением различного рода респираторов и противогазов.

Санитарные требования.

Газотурбинная электростанция, газоперекачивающие агрегаты, АВО газа создающие повышенный уровень шума достигающий 85-92дб. располагаются на удалении от зданий с постоянным пребыванием людей. Кроме того, предусматриваются дополнительные мероприятия по снижению шума и вибраций путём устройства шумопоглощающих перегородок, вентиляторы венткамер устанавливаются на виброопоры.

Конструкции индивидуальных зданий рассчитаны с учётом коэффициентов соответствующих классу ответственности здания.

В случае взрыва газовоздушной смеси во взрывоопасных помещениях для снижения воздействия ударной волны на несущие конструкции, участки наружных стен предусмотрены легкосбрасываемыми за счёт малой собственной массы (не более 25 кг/м2) и специальных крепёжных элементов.

Для исключения растекания опасных жидкостей в помещениях с ЛГЖ предусматриваются бортики вдоль стен и отверстий, а также пандусы у входов.

Площадки ёмкостей с опасными жидкостями обетонированы и имеют бортики.

Межцеховые коммуникации для удобства наблюдения и ремонта располагаются на надземных эстакадах.

Наиболее благоприятные условия труда на ремонтных участках опорной базы промысла создаются на основе правильного использования технологических средств, мероприятий по предупреждению вредных выделений, соблюдения норм планировки и разрывов между оборудованием и строительными конструкциями, обеспечения взрыво - и пожаробезопасности.

Для создания нормальных санитарно-гигиенических условий проектом предусмотрены следующие мероприятия:

- поддержание нормальной температуры, влажности и чистоты;

- устройство местных отсосов от оборудования с вредными выделениями, обеспечение помещений приточно-вытяжной вентиляцией.

Безопасность при выполнении работ обеспечивается:

- устройством ограждений всех выступающих подвижных частей станков и механизмов;

- проведением профилактического осмотра технического состояния оборудования;

- надежной изоляцией токоведущих частей, защитным заземлением и занулением;

- освещением рабочих мест в соответствии с нормами;

- применением специальных щитков и масок при электросварке и очков при газорезке.

Противопожарные требования и средства пожаротушения.

При проектировании зданий и сооружений учитываются требования СНиП 2.01.02-85* «Противопожарные нормы», СНиП 21-01-97 разд. 6,7,8 «Пожарная безопасность зданий и сооружений», СНиП 2.09.02-85* «Производственные здания», СНиП 2.09.04-87* «Административные и бытовые здания». Количество эвакуационных выходов, огнестойкость конструкций на путях эвакуации приняты согласно разд. 4 СНиП 2.01.02-85* и разд. 6 СНиП 21-01-97.Противопожарные преграды (стены, перегородки, перекрытия) и их огнестойкость приняты согласно разд. 3 СНиП 2.01.02-85*, пункта 2.10 СНиП 2.09.02-85*, пункта 1.25 СНиП 2.09.04-87*.

Все взрывоопасные помещения отделяются от других помещений противопожарными, газонепроницаемыми стенами и перегородками. В местах проёмов этих преград устраиваются несгораемые тамбур-шлюзы. В качестве легкосбрасываемых конструкций используется остекление окон. При недостаточной площади остекления в качестве легкосбрасываемых конструкций используются участки стен из лёгких металлических панелей, с соответствующим закреплением их к ветровым ригелям на расчётную нагрузку до 70кг/м2.

Металлические колонны и балки перекрытий встроек, лестничные косоуры и балки из металла, а также элементы каркаса СЭБ оштукатуриваются цементно-песчаным раствором по сетке.

Кабельные проводки с открытым расположением кабелей предусмотрены на высоте 2.5м. от земли. Спуски и вводы в здания ниже этой отметки закрываются защитными кожухами.

Лестницы для выхода на кровли при высоте здания более 10м. и в местах перепада высот, а также ограждение у свеса кровли предусматриваются в соответствии с требованиями п.п.2.9-2.12 СНиП 2.01.02-85* и п. 2.60 СНиП 2.09.02-85*.

Пожаротушение объектов УКПГК предусматривается двумя системами: автоматической пенной и водяной от противопожарного водопровода.

Защита от пожара и загазованности воздушной среды выполнена на приборах и оборудовании, перечисленных ниже.

1. Ультрафиолетовые инфракрасные пожарные извещатели FL3112.

2. Стационарные сигнализаторы горючих газов СТМ-30.

3. Контроллеры ЭК 2000.

При обнаружении пламени любыми двумя детекторами или нажатии кнопки станции ручного оповещения, контроллер пожаротушения выдает команду на включение звуковой и световой сигнализации по месту и в операторной и на открытие электрозадвижки подачи пены в защищаемую зону пожаротушения, см. таблицу 15. Через 10 минут после начала пенной атаки электрозадвижка закрывается.

Мероприятия по безопасности при выполнении газоопасных работ.

Все ремонтные работы во взрывопожароопасных помещениях должны производиться инструментами, изготовленными из металлов, не дающих при ударах искр. Запрещается применение стальных и неисправных инструментов. Без инструментов, отвечающих требованиям безопасного производства работ, приступать к работе запрещается.

Ремонт оборудования должен проводиться только после его отключения, сброса давления, остановки движущихся частей и принятия мер, предотвращающих случайное приведение их в движение под действием силы тяжести или других факторов. На пусковом устройстве необходимо вывесить плакат с надписью: "Не включать. Работают люди".

На всех подводящих и отводящих трубопроводах к ремонтируемому оборудованию необходимо установить заглушки с хвостовиками, выступающими за пределы фланцев. Заглушки, устанавливаемые на трубопроводах, должны быть рассчитаны на максимально возможное давление газа в трубопроводах. Не допускается применять заглушки из стали более низкого качества, чем трубопроводы. Места установки заглушек фиксируются в специальном журнале.

На закрытой запорной арматуре необходимо вывесить плакаты с надписью: "Не открывать, оборудование в ремонте".

Перед вскрытием оборудование должно быть освобождено от продуктов, продуто инертным газом или пропарено. Пропарку оборудования следует вести при одном открытом люке или воздушнике.

Оборудование после пропарки должно быть промыто водой. После охлаждения (температура поверхностей должна быть не выше 30 °С) из него выпускается вода, после чего осторожно открывается верхний люк.

После пропарки и промывки оборудование должно быть оставлено с открытыми люками для естественной вентиляции.

Содержание опасных веществ после продувки воздухом не должно превышать ПДК, а объёмное содержание кислорода должно быть не менее 20%.

Насосы, подлежащие разборке, должны быть отсоединены от электродвигателей, опорожнены и продуты на свечу. Электродвигатели насосов должны быть обесточены в распредустройстве в двух местах отключением рубильника и снятием плавкой вставки предохранителя.

Все детали, предназначенные для замены неисправных, перед ремонтными работами должны быть осмотрены. Поверхности труб, деталей трубопроводов, фланцев, прокладок, корпусов и крышек арматуры не должны иметь трещин, раковин, плен. заусенцев и других дефектов.

После выполнения подготовительных мероприятий составляется акт о подготовке оборудования к ремонту. В акте указывается дата его составления, вид ремонта, ставится подпись составителя акта.

При проведении ремонтных работ рабочие должны носить каски, а на рабочих местах должны быть вывешены плакаты с предупредительными знаками и плакаты по безопасному ведению работ. Работа на высоте при отсутствии ограждений должна выполняться с применением предохранительных поясов.

При выполнении ремонтных работ не допускается загромождение проходов и проездов, а также окружающей территории различным оборудованием, материалами и строительными отходами.

Ремонты, связанные с огневыми работами, следует проводить с соблюдением требований "Правил пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности" ВППБ 01-04-98 и "Типовой инструкцией по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах".

При нарушении технологического режима, возникновении загазованности, пожара, аварии, появления опасности для работающих, ответственное лицо обязано немедленно прекратить работу и удалить людей из опасной зоны.

Работы могут быть возобновлены только в случае ликвидации аварийной ситуации, если при анализе пробы воздуха концентрация газа не превысит допустимых санитарных норм.

Во время проведения ремонтов оборудования, установленного во взрывопожароопасных помещениях, системы приточно-вытяжной вентиляции в этих помещениях должны работать.

Ремонтные работы в ночное время производятся только с письменного разрешения технического руководителя предприятия при условии обеспечения дополнительных мер безопасности (усиление освещения, дополнительный надзор, непрерывный контроль загазованности).

По окончании ремонтных работ должен быть проведён контроль сварных соединений, проведено испытание оборудования и трубопроводов на прочность и плотность в соответствии с проектной документацией и с требованиями СНиП 3.05.05-84 "Технологическое оборудование и технологические трубопроводы". "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" и "Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов".

Арматура после ремонта подлежит испытанию на прочность и плотность на стенде, причём испытание на прочность следует производить при открытом запорном устройстве.

Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актами. Акты должны храниться вместе с паспортами на арматуру.

7.2 Экологичность проекта

Влияние проектируемых работ на окружающую среду.

Практически все проектируемые на месторождении объекты (УКПГ, ДКС, кусты газовых скважин, газосборные сети, газопровод внешнего транспорта, ВЛ-6 кВ, ЗРУ-6кВ, автодороги) будут оказывать в той или иной степени воздействие на окружающую среду.

Воздействие на атмосферный воздух при строительстве и эксплуатации объектов на Вынгаяхинском месторождении будет происходить в результате выбросов:

газоообразных, аэрозольных и взвешенных веществ от технологического оборудования, а также от ГФУ при освоении скважин;

продуктов сгорания топлива от дымовых труб котельных;

выхлопных газов автомобильного транспорта.

Основными источниками выбросов будут УКПГ, ДКС и газовые скважины.

Источниками организованных выбросов являются дымовые трубы, вентиляционные шахты, дыхательные клапаны и т.п. К неорганизованным выбросам относятся выделения вредных веществ через неплотности в арматуре и во фланцевых соединениях. Источниками залповых выбросов служат продувочные свечи от технологических аппаратов, кустов скважин и газосборных сетей, дыхательные клапаны емкостей ("большое дыхание").

Анализ данных по разрабатываемым газовых месторождениям показывает, что основной объем (99%) выбросов от стационарных источников составляют оксиды углерода и азота, метан и другие углеводороды. Наиболее неблагоприятными являются указанные диоксиды и метан, относящиеся ко 2-4 классам опасности. Остальные загрязняющие вещества не оказывают существенного влияния на атмосферный воздух.

УКПГ будет введена в действие в 2003 г. Проектная производительность ее (5 млрд.м3 газа в год) будет обеспечена в третий год эксплуатации. Первая, вторая, третья и четвертая ступени ДКС с агрегатами ГТН-6 (или ГПА-6,3) вводятся соответственно в 2005, 2011 и 2016 и 2021 гг.

Количества выбросов УКПГ Вынгаяхинского месторождения определены по аналогии с УКПГ Губкинского месторождения с учетом соотношения их производительностей (соответственно 5 и 13 млрд.м3 газа в год) и того, что на Вынгаяхинском месторождении в качестве теплоносителя будет использован антифриз, а не вода. Эти количества составляют (т/год): оксидов азота 4,2, окиси углерода 8,7 и метана 83,8 (в том числе залповые выбросы - 24,9).

Оценка валовых выбросов ДКС произведена согласно регламенту. Эти выбросы приведены, в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Количество выбросов вредных веществ от ДКС

Годы	Число рабочих агрегатов	Количество выбросов, т/год
		двуокиси азота	окиси азота	окиси углерода	Метана
2003-2008	1	4,3	82,5	168,7	83,3
2009-2013	2	8,7	165,1	337,4	108
2014-2018	3	13	247,6	506,1	132,6
2019-2028	4	17,4	330,1	674,8	157,3

Расчет выбросов вредных веществ, образующихся при сжигании газа на ГФУ в процессе освоения эксплуатационных скважин (после бурения и капитальных ремонтов) и разведочных скважин (после реконструкции в наблюдательные за давлением в залежи), выполнен по формуле

Мi = УВi ? G, (7.1)

где Мi - мощность выброса i - го вещества, г/с;

УВi - удельный выброс i - го вещества, г/г; он принимается равным 0,003 для оксидов азота в пересчете на NO2, 0,02 для окиси углерода и 0,0005 для метана и других углеводородов в пересчете на СН4;

В - расход газа, г/с.

При расчетах время технологического отжига скважины при ее освоении принято равным 48 ч. Результаты расчетов приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 Расчет количества выбросов вредных веществ при освоении скважин

Указанные выше расчетные величины выбросов вредных веществ в атмосферу являются ориентировочными и должны быть уточнены в проекте обустройства месторождения.

Результаты расчетов и замеров по разрабатываемым месторождениям севера Тюменской области свидетельствуют, что максимальные содержания вредных веществ в воздухе на границах СЗЗ (расстояние от промыслов до этих границ принималось, согласно СН, равным 1000 м) меньше ПДК. Согласно СанПиН для предприятий по добыче газа расстояние до границы СЗЗ должно быть не менее 2000 м. Кроме того, производительность УКПГ, проектируемой на Вынгаяхинском месторождении, намного меньше. Следовательно, содержание вредных веществ на границе СЗЗ этой УКПГ будет еще меньше.

Основными источниками шума на промысле являются газоперекачивающие агрегаты и аппараты воздушного охлаждения газа, а также насосное оборудование, технологические трубопроводы и запорная арматура. Предельный уровень шума будет достигаться на расстояниях: 9 м - для рабочей зоны и 281 м - для жилых застроек, что намного меньше, чем нормативное расстояние до границы СЗЗ.

На газовых месторождениях севера Тюменской области источниками воздействия на поверхностные водоемы, водотоки и подземные водоносные горизонты являются площадные и линейные объекты основного и вспомогательного технологических процессов, а также объекты сопутствующей инфраструктуры: УКПГ, ДКС, кусты скважин, трубопроводы, автодороги, мосты, водозаборы и др.

Источники воздействия и их количество существенно меняются в зависимости от стадии обустройства месторождения. На этапе строительства основными источниками воздействия являются трассы автодорог, трубопроводов и других коммуникаций. На этапе ввода месторождения в эксплуатацию к ним добавляются УКПГ, ДКС, кусты скважин и другие объекты.

К основным источникам и видам воздействия на водные объекты относятся:

неочищенные или недоочищенные хоз-бытовые и промышленные стоки и отходы;

попадание в водотоки целлюлозы из захороненных на трассах древесных остатков;

засорение и заиление русел рек и ручьев при строительстве;

нарушение нерестилищ при подводных и дноуглубительных работах, при строительстве подводных переходов трубопроводов;

нарушение гидрологии малых рек, водоемов из-за устройства временных проездов, непроектной прокладки трубопроводов;

нарушение водного и теплового режима болот;

изъятие водных ресурсов

При бурении скважин может произойти загрязнение природных вод:

буровыми и тампонажными растворами;

материалами для приготовления буровых и тампонажных растворов;

буровыми сточными водами и выбуренным шламом;

горюче-смазочными материалами (ГСМ);

хозяйственно-бытовыми сточными водами и твердыми бытовыми отходами;

загрязненными талыми и ливневыми сточными водами.

Возможные причины загрязнения:

отсутствие надежной гидроизоляции дна стенок шламовых амбаров, технологических площадок буровой, котельной и склада ГСМ;

неорганизованный сбор сточных вод и сброс их в водоемы или на рельеф местности;

разгерметизация систем циркуляции промывочных и других жидкостей, емкостей с ГСМ, порывы трубопроводов;

нарушение технологических требований в процессе погрузки, транспортировки, разгрузки и хранения материалов, используемых для приготовления буровых и цементных растворов;

аварийные ситуации в процессе бурения, связанные с выбросом флюидов;

проникновение буровых растворов в водоносные пласты вследствие несоблюдения технологических требований к проходке этих пластов;

перетоки пластовых флюидов в случае некачественного цементирования и негерметичности обсадных колонн.

Загрязнение природных вод может происходить также при проведении ремонтных работ на скважинах.

Растворенные вещества из поверхностных и грунтовых вод попадают в верхние надмерзлотные и межмерзлотные, водоносные горизонты.

Мероприятия по защите окружающей среды.

Для уменьшения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу предусмотрены следующие мероприятия:

полная герметизация всего оборудования, арматуры и трубопроводов, исключающая постоянные выбросы;

выбор оборудования с учетом взрывоопасности, пожароопасности и токсичности продуктов;

выполнение сваркой всех соединений, за исключением фланцевых;

направление всех сбросов с предохранительных клапанов оборудования в факельную систему;

применение "дыхательных клапанов", позволяющих ограничить испарение в атмосферу токсичных и легковоспламеняющихся жидкостей, хранящихся в резервуарах при атмосферном давлении;

покрытие таких резервуаров светлой краской с целью уменьшения испарения жидкостей;

применение для исследования скважин устройства "Надым-2М"; исключающего выбросы в атмосферу.

Основными источниками шума в бескомпрессорный период являются открытые участки трубопроводов и запорная арматура. С целью снижения воздействия шума предусматривается:

звукоизоляция труб на указанных участках,

установка акустических кожухов на регулирующую аппаратуру,

использование акустических перегородок для защиты ремонтного персонала,

использование наушников и противошумовых касок.

Главными источниками шума на ДКС являются всасывающее выхлопное устройство газовой турбины, компрессорный агрегат и его обвязка.

Основным мероприятием по снижению шума выхлопа газоперекачивающего агрегата является установка шумоглушителя - утилизатора тепла выхлопа агрегатов.

Для снижения шума, распространяющегося через стенки дымовой шахты на окружающую территорию, ее наружная поверхность облицовывается звуко- и теплоизолирующим покрытием.

На краны технологической обвязки трубопроводов устанавливаются металлические кожухи со съемной крышкой.

Технологические трубопроводы покрываются слоем теплоизоляции толщиной от 30 до 80 мм.

Для повышения звукоизоляции стены контейнера турбоагрегата рекомендуется применение вибропоглощающей мастики, а для повышения декремента затухания - звукоизолирующих конструкций контейнера.

Сооружение объектов следует начинать лишь после создания локальных или временных устройств водоподготовки и обезвреживания бытовых и строительных отходов.

Для предотвращения нарушения поверхностного стока при производстве земляных работ, строительстве трубопроводов и дорог должны сооружаться водопропускные устройства, проводиться противоэрозионные мероприятия.

При пересечении трубопроводами водных преград следует предусматривать трубы с утолщенной стенкой и усиленной изоляцией, берегоукрепительные и противоэрозионные работы. После монтажа трубы опрессовывают воздухом.

Сточные воды так же, как и другие отходы буровых, должны захороняться в соответствии с регламентом /13/.

Для защиты поверхностных и пресных подземных вод от загрязнения сточными водами, промышленными и бытовыми отходами предусматривается:

твердое покрытие, обваловка и ограждение, а также система канализации для сбора и обезвреживания дождевых и талых вод или проливов ГСМ и химреагентов на промплощадках;

контроль за количеством и составом сточных вод;

сбор, утилизация или обезвреживание промышленных и бытовых отходов;

твердое покрытие площадок и гидроизоляция емкостей для хранения и ликвидации отходов;

использование разработанной СеверНИПИгазом и АКХ технологии утилизации твердых отходов вместе с осадками КОС, заключающейся в сжигании их с дожигом отходящих газов и очисткой дыма; образующаяся при этом зола используется при рекультивации нарушенных земель и для подсыпки дорог.

Для сокращения площади нарушаемых земель предусмотрены:

кустовая схема разбуривания месторождения;

бурение наклонно-направленных газоконденсатных скважин и нефтяных скважин с горизонтальным окончанием ствола;

опережающая прокладка только методом “от себя” подъездных автодорог ко всем строительным площадкам, с максимальным сохранением мохово-растительного слоя;

утилизация твердых бытовых отходов и древесины.

ограничение срезки грунта участком будущей траншеи при планировке трасс линейных сооружений;

движение транспортной и строительной техники в теплое время года только по постоянным дорогам;

противоэрозионные мероприятия, включающие устройство водопонижающих террас, водозадерживающих валов и водопереливных валиков.

Защите от загрязнения почв и растительности служат указанные выше воздухо- и водоохранных мероприятия.

При строительных работах необходимо производить снятие и складирование верхнего (гумусового) слоя почвы для последующего его использования при рекультивации.

Для сохранения земельного массива от развивающихся геологических процессов (ветровая эрозия, термоэрозия) должно быть предусмотрено проведение внепланового "залечивания" повреждений окружающей среды и предупреждение дальнейшей деградации земель.

Чрезвычайные ситуации.

Природный газ и метанол по целому ряду критериев (взрывопожароопасность, токсичность, воздействие на людей и окружающую среду) относятся к опасным веществам.

Наиболее высокая вероятность аварий для скважин существует в период бурения. В долевом соотношении вероятность аварий скважин для бурения, эксплуатации и капитального ремонта составляет соответственно 0,58 : 0,18 : 0,24.

На внутрипромысловых трубопроводах наиболее опасными участками, с точки зрения последствий аварий, являются переходы через автомобильные дороги и действующие газопроводы. Частота видов разрушений для внутрипромысловых и магистральных газопроводов распределяется следующим образом:

20% - разрушение на полное сечение;

80% - выбросы в течение часа через отверстие диаметром 25,4 мм.

Вероятность возможного пожара при выбросе составляет 50%.

Наиболее опасная ситуация может возникнуть на УКПГ в результате аварии в цехе осушки газа (разрыв адсорбера и газопроводов его обвязки), при этом в окружающее пространство выбросится большое количество природного газа, находящегося в рабочих условиях под высоким давлением. Однако вероятность такой аварии, с учетом принимаемых по ее предотвращению мер, очень мала.

При авариях происходит загрязнение воздуха природным газом и продуктами его сгорания, оказывается также термическое воздействие. Однако последствия аварий носят, как правило, локальный характер.

Избыточное давление в зоне детонационной волны ?? ф1= 900 (кПа). Радиус зоны детонационной волны (R), м определяется по уравнению:

R1=18,53vQ, (7.2)

где Q - количество газа, пара в тоннах.

Так при взрыве газа массой 90 кг в абсорбере в цехе осушки газа, радиус зоны детонационной волны составит 8,29 м.

Давление во фронте ударной волны ??ф2 на расстоянии ? до объекта, находящегося в зоне ударной волны определяют по таблице 7.3.

Таблица 7.3 Давление во фронте ударной волны

??ф1	Значение ??ф1 на расстояниях от центра взрыва в долях от (? /R1)
кПа	1	1,05	1,1	1,2	1,4	1,6	2	3	4	8	10	15	20	30
900	900	486	279	1.8	162	99	86	45	26	9	7	4,5	2,7	1,8

От места возможного взрыва до ближайших зданий расстояние 60 м.

Следовательно, давление во фронте ударной волны составит 13 кПа, что может привести к слабым разрушениям зданий.

Зона безопасного удаления при ??ф2=5кПа составляет Rбу=14*R1=116,2 м.

Радиус зоны смертельного поражения людей (Rспл ) определяется по формуле:

Rспл=303vQ=13,44 м, (7.3)

Следовательно, в результате взрыва абсорбера:

- Ущерб третьим лица маловероятен.

- Зона полных, сильных и средних разрушений локализуется в пределах в корпусах подготовки газа. При крупных авариях возможно сильное повреждение оборудования - сепараторов, абсорберов. Возможно травмирование персонала, находящегося в момент аварии непосредственно в технологическом цехе.

- Соседние технологические объекты в зону умеренных повреждений не попадают.

- Таким образом аварии в цехе осушки газа не представляют непосредственной угрозы гибели для остального персонала на УКПГ, в местах постоянного его нахождения.

Вывод

В проекте разработки и обустройства Вынгаяхинского месторождения подробно рассмотрены все вопросы по структуре, организации и ведению экологического мониторинга на территории месторождения. Рассмотрены вопросы охраны труда работающих, пожарная безопасность, промышленная санитария. Предполагаемые работы при разработке месторождения должны отвечать всем стандартам безопасности и экологичности.

При рассмотрении аварийных ситуаций, сделаны выводы о том, что расположение технологических объектов, пожарная сигнализация и средства пожаротушения, позволяют максимально исключить гибель людей и сильное разрушение объектов промысла.

Заключение

Еты-Пуровское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 100км южнее поселка Тарко-Сале и в 142км северо-восточное г.Ноябрьска. В 50 м к западу от месторождения проходит трасса магистрального газопровода «Уренгой - Сургут - Челябинск» и железная дорога «Тюмень - Сургут - Новый Уренгой».

Гидрографически месторождение расположено в междуречье рек Айваседо-Пур. Еты-Пур. Вынга-Пур. относящихся к бассейну реки Пур. Для площади месторождения характерна сильная заболоченность территории, связанная с наличием мощного слоя вечномерзлых пород. Болота открытые, с торфяной подушкой, достигающей толщины 7м.

Климат района резко-континентальный и характеризуется продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Среднегодовая температура воздуха составляет + 7,5°С, самый холодный месяц - январь (морозы достигают до минус 50°С), самый теплый - июль (до плюс 30°С). Годовое количество осадков составляет 400-500мм. Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце мая. Толщина снегового покрова - до 1,5-2м. Реки замерзают в конце сентября, вскрываются ото льда во второй половине мая. Толщина льда на реках и озерах изменяется от 40 до 90см.

Для хозяйственно-питьевого водоснабжения пригодны пресные подземные воды палеоген-четвертичного возраста. В качестве возможного источника водоснабжения могут быть использованы надмерзлотные, межмерзлотные, подмерзлотные воды сквозных таликов.

В районе Еты-Пуровского месторождения первые сейсмические исследования были начаты в 1961 году. В период 1961-1964г, были проведены региональные сейсмические исследования. По результатам этих работ уточнено тектоническое строение платформенного чехла в данном районе. В 1964-1967гг. выявлены структуры: Пяку-Пуровская.

Северо-Пурпейская, Западно-Таркосалинская и Вынгапякутинская. оконтурен Айваседо-Пуровский вал и осложняющие его Айваседо-Пуровское и Еты-Пуровское локальные поднятия.

Поисковое бурение на нефть и газ на Еты-Пуровской площади началось в 1971 году.

Первой поисковой скважиной, пробуренной в 1971 году была открыта сеноианская газовая залежь. С 1973 года на месторождении начато поисковое бурение на нижнемеловые и юрские отложения, а в 1974 -1975гг. проведены региональные работы КМПВ в масштабе 1:200000. В результате этих работ определена мощность осадочного чехла (4100м).

В 1978-1981гг. выполнены сейсморазведочные работы МОВ ОГТ масштаба 1:100 000. В 1990г. проводились работы масштаба 1:50000.

Непосредственно на Еты-Пуровском месторождении выявлено месторождение песка с запасами 4,3млн.м3. средней эффективной толщиной 5,15м. Пески пригодны для отсыпки автодорог и кустовых площадок.

К настоящему времени на месторождении пробурено 28 поисковых и разведочных скважин.

Геологический разрез месторождения представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Максимальная вскрытая толщина осадочных пород составляет 3300м (скв.175).

В тектоническом отношении Еты-Пуровское месторождение расположено в южной части Надым-Тазовской синеклизы, в пределах Верхнепурского вала. Вал входит в состав Варьеганско-Пурпейской зоны линейных структур. Верхнепурский вал представляет собой структуру субмеридионального простирания. Вал сформирован с севера на юг Западно-Таркосалннским и Аиваседопурским куполовидными поднятиями и Еты-Пурским малым валом. Последний осложнен Еты-Пурским и Южно-Еты-Пурским локальными поднятиями.

По верхнеюрскому опорному отражающему горизонту "Б" (кровля баженовской свиты) Еты-Пуровский вал представляет собой антиклинальную складку северо-западного простирания, оконтуренную изогипсой - 3080м, имеющую размеры 82 х 25км, амплитуду около 300м. По опорному отражающему горизонту "Г" (сеноман) это антиклинальная складка северо-западного простирания, оконтуренная изогипсой - 900 и осложненная по изогипсе - 760м двумя куполами. Максимальная амплитуда вала около 250м, размеры 78 х 17км.

Залежи углеводородов выявлены на обоих куполах и практически по всему разрезу вскрытых отложений от тюменской свиты до сеноманского яруса верхнего мела включительно (пласты Ю2, Ю1|2, Ю11, Ач1, БП164, БП163, БП12, БП9, БП4-5, БП1, АП10, ПК20, ПК9, ПК1) (всего 14 пластов).

Газовая залежь ПК1 выявлена только на северном куполе, где из первых же разведочных скважин получены притоки пластового газа. Залежь пласта ПК] вскрыта на глубинах 732-854м.

Всего в контуре газоносности пласта ПК1 пробурено 22 скважины и испытано 11 интервалов. При испытании газонасыщенных объектов рабочие дебиты на шайбах диаметром 16.1-24,1 мм составили 413.2-576,6 т.н.м3/сут. при депрессиях 0,08-1,38 МПа. Расчетные значения абсолютно-свободных дебитов оцениваются в 1752,2-6742,1 тыс.м3/сут.

Сеноманская залежь контролируется Северо-Еты-Пурским поднятием, оконтуривается изогипсой -760м и характеризуется развитием дизъюнктивной тектоники в отложениях сеномана.

Газоводянной контакт (ГВК) отбивается по комплексу ГИС на отметках от 761,0 до 770,7 метров в среднем составляя 768,8м.

Залежь пласта ПК1 массивная, водоплавающая. Высота залежи 115м. размеры ее 11,5\37км.

Еты-Пуровское месторождение входит в подгруппу высокопродуктивных залежей Южной группы месторождений, высокая эффективность разработки которых подтверждена освоением Вынгапуровского, Комсомольского, Западно-Таркосали некого и Губкинского месторождений.

Сеноманская толща имеет сложное строение и представляет собой чередование пород коллекторов и неколлекторов.

Продуктивная толща охарактеризована керном в 13 скважинах. Из газонасыщенной части вынесено 90м керна (22.6% от суммарной проходки), что свидетельствует о низкой изученности пласта ПК1 керном. Всего из коллекторов сеноманской толщи выполнено 73 определения пористости и 14 проницаемости.

Пористость по керну изменяется от 29,5 до 47%. средневзвешенное значение составляет 36,6%. Коэффициент пористости, определенный по данным ГИС, равен 35,5%.

Коэффициент начальной газонасыщенности по ГИС составляет 0,76.

Качественных прямых определений проницаемости по керну не получено. По ГИС проницаемость определена по зависимости Кпр = f(Кпэф) и составляет 988 мД.