Исследование технических и геологических условий создания подземного хранилища газа на Южно-Луговском месторождении

Трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под избыточным давлением 0,07 МПа и выше, должны удовлетворять требованиям правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, регламентируемые ГОСТом (ГОСТ 12.2.085-082). Они оснащаются предохранительными клапанами, манометрами и устройствами для автоматического спуска жидкости. Аппараты, с помощью которых замеряется дебит жидкости, имеют, кроме того, уровнемерные стекла или заменяющие их уровнеуказатели.

Уровнемерные стекла на трапах должны снабжаться отводами для продувки в закрытую емкость или заменяющие их уровнеуказатели.

Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы устанавливают с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними. Выкид предохранительного клапана имеет отвод, направляющий струю газа вверх.

У группы сепараторов с одинаковым рабочим давлением газ от предохранительных устройств может отводиться в общую линию (коллектор) на свечу, установленную на расстоянии не менее 25м за пределами ограждения. Трапы, сепараторы и другие аппараты оборудуются лестницами и площадками для их обслуживания.

Газосборные сети, коллекторы и конденсатопроводы проектируются и сооружаются в соответствии с требованиями СНиПа (СНиП 3.05.02-88). Трубы газопроводов соединяют сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах установки запорных устройств, компенсаторов, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также для установки контрольно-измерительных приборов.

Запорные устройства газопроводов (задвижки, краны) устанавливают в колодцах с крышками. При наземной установке запорные устройства ограждаются.

Канализационные колодцы и другие подземные сооружения, расположенные на производственной территории и вдоль газопровода на расстоянии до 15м по обе стороны от него, проверяют на загазованность не реже трех раз в год, а в первый год эксплуатации - не реже одного раза в месяц. Проверка на загазованность осуществляется посредством газоанализатора. Результаты проверки записываются в журнал.

При обнаружении газа в каком-либо из этих сооружений газопровод отключают, выявляют место утечки газа и проводят ремонтные работы. Кроме того, проверяют на загазованность все другие подземные сооружения, а также здания, расположенные на расстоянии 15 м по трассе газопровода.

Осмотр газопроводов и проверка их на герметичность, а также замер электрических потенциалов (на подземных газопроводах) осуществляются по графику, утвержденному руководителем предприятия, ответственным за их эксплуатацию. Графиком предусматривается проверка газопроводов на герметичность через три года после ввода их в эксплуатацию, а в последующее время - не реже одного раза в пять лет.

Продувка и испытание вновь сооружаемых газопроводов осуществляются под руководством комиссии. Порядок проведения этих работ устанавливается инструкцией, в которой отражаются последовательность и способы выполнения работы. Персонал, занятый продувкой и испытанием газопровода, до начала работы проходит дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ. определяется зона оцепления газопровода. Находящиеся в этой зоне воздушные линии электропередачи отключают.

Газопроводы испытывают гидравлическим способом, сжатым воздухом или газом. Если при испытании используется газ, который не имеет запаха, или воздух, то его одорируют. Газопровод, испытанный воздухом, можно вводить в эксплуатацию только после вытеснения воздуха газом. Вытеснение считается законченным, если содержание кислорода в газе, заполнившем газопровод, не превышает 2 %.

Ликвидация порывов газопроводов, ремонт и замена запорных устройств относятся к числу газоопасных работ и выполняются с соблюдением соответствующих правили инструкций.

Газоопасные работы - это работы, которые выполняют в загазованной среде, а также работы, при которых возможен выход газа из газопроводов или аппаратов, в частности:

- продувка газопроводов и испытание их газом;

- присоединение вновь сооруженных газопроводов к действующим;

- ликвидация гидратных отложений в газопроводах путем заливки растворителей или подогрева с последующей продувкой;

- ревизия газопроводов, газового оборудования и арматуры и устранение выявленных недостатков;

- ликвидация разрывов газопроводов путем установки временных хомутов, врезки катушек и другими способами.

При выполнении указанных работ не исключается возможность взрывов газовоздушной смеси, пожаров, отравления газом и других несчастных случаев. В связи с этим газоопасные работы выполняются под непосредственным руководством инженерно- технического работника.

Газовая резка и сварочные работы на действующих газопроводах проводятся при давлении газа 0,39-0,98 кПа. Для контроля за давлением в местах проведения работ устанавливается манометр. В случае снижения давления ниже 0,39 кПа или повышения его более 0,98 кПа резка или сварка прекращается.

В загазованных колодцах, помещениях, а также в загазованной атмосфере вне помещений ремонтные работы проводят в противогазах без применения огневых средств. Для спуска рабочих в колодцы, не имеющие скоб, а также в глубокие котлованы должны применяться металлические лестницы достаточной длины с приспособлениями для крепления их наверху. Спускающиеся в колодец или глубокий котлован должны надевать спасательные пояса. На поверхности земли с наветренной стороны во время проведения работ следует находиться не менее чем двум лицам для непрерывного наблюдения за работающими внизу. В руках наблюдающих должны быть концы веревок от спасательных поясов.

Газоопасные работы, как правило, выполняются в дневное время. Работы по ликвидации аварий проводят в любое время суток под непосредственным руководством инженерно- технического работника.

4.3 Мероприятия по охране труда и окружающей природной среды при эксплуатация газокомпрессорных станций и установок

В состав газокомпрессорной станции входят: машинный зал с установленными компрессорами, водонасосная станция, технологическая аппаратура (сепараторы, маслоотделители и др.), система трубопроводов (приемные коллекторы, выкидные линии и другие газопроводы, водопроводы, маслопроводы и др.), помещение для обслуживающего персонала и другие объекты.

Для обеспечения бесперебойной и надежной работы компрессоров необходимо осуществлять строгий контроль установленных параметров компримирования и режима работы оборудования. Порядок обслуживания компрессоров и контроля за их работой определен специальными правилами технической эксплуатации. В частности, для поршневых компрессоров -- «Правилами устройства и безопасности эксплуатации поршневых компрессоров, работающих на взрывоопасных и токсичных газах».

На основании этих правил разрабатываются инструкции для персонала, обслуживающего компрессорные станции и компрессорные установки.

Нарушение правил устройства и эксплуатации компрессоров, а также инструкций по обслуживанию оборудования компрессорных станций может привести не только к выходу из строя компрессоров, но и к взрывам, пожарам и другим авариям.

Помещения компрессорных станций оборудуются принудительной приточно-вытяжной вентиляцией, грузоподъемными механизмами и различными сигнальными устройствами. Трубопроводы компрессорных станций сварные. На приемном и выкидном газопроводах вне здания устанавливаются запорные устройства для обеспечения возможности быстрого отклонения станции от внешних сетей при возникновении аварийных ситуаций. На нагнетательных газопроводах между компрессором и отключающей задвижкой устанавливаются обратные клапаны.

Каждый компрессор снабжается указывающими манометрами (на выкидных линиях всех ступеней сжатия), регистрирующим манометром (на выкиде последней ступени сжатия и на приеме дожимного компрессора) и предохранительным пружинным клапаном (устанавливается непосредственно на выкиде у каждой ступени сжатия).

На линии между предохранительным клапаном и компрессором не допускается установка запорного устройства. Пружинные предохранительные клапаны должны иметь приспособления, позволяющие проверять их действие во время работы компрессора. На выкидной линии последней ступени сжатия компрессора монтируется предохранительное устройство, срабатывающее при давлении, превышающем рабочее на 10 %. Монтируется оно вне здания на стояке высотой 1,8 м от поверхности земли.

Компрессоры оснащаются сигнализацией отклонения параметров от нормальной работы, а также автоматическим устройством, отключающим его при повышении давления и температуры сжимаемого газа, при прекращении подачи охлаждающей воды и падении давления на приеме и в системе смазки.

Для предотвращения попадания газа в масляную систему на подводящих маслопроводах в местах их присоединения к цилиндрам и сальникам устанавливаются обратные клапаны. На трубопроводе топливного газа газомоторного компрессора устанавливается регулятор давления.

Сепаратор для газа, поступающего на прием компрессоров, оборудуется манометром или вакуумметром, предохранительным клапаном или предохранительной диафрагмой, краном или вентилем для контроля за уровнем жидкости и автоматическим устройством для ее сброса.

Сжатый газ подвергается охлаждению. Максимальная температура газа, поступающего в напорный газопровод, не должна превышать 70° С.

Содержание воздуха в газовоздушной смеси, поступающей на :прием компрессора, не должно превышать 60 об. % при давлении 5 МПа, 35 % -- при давлении 10 МПа, 30 % -- при давлении 20 МПа и 20 % -- при давлении 35 МПа.

Заключение

В данной ВКР рассматривалась возможность создания подземного хранилища газа способное покрыть зимний дефицит за счет накопления газа летом. А так же исследование геологических и технических условий, предъявляемые при сооружении ПХГ на Южно-Луговском месторождении.

Был проведен анализ геологического строения месторождения. Для использования в качестве хранилища был выбран и обоснован III пласт.

Проведен анализ текущей добычи газа с целью определения потенциала Южно-Луговского месторождения при интенсивной разработке. Сделан предварительный вывод, что строительство ПХГ целесообразно при условии получения однозначно положительного результате проведения разведовательно-промышленной закачки газа в пласт-коллектор и дальнейшей разработки близлежащих перспективных структур анивского прогиба.

В результате технологического расчета исследуемый горизонт способен выступать в качестве ПХГ, также определены максимальное и минимальное давления в хранилище, общий объем газа в хранилище, необходимое количество новых скважин, и производительность компрессора, выбран тип компрессорного агрегата. В результате анализа экономической эффективности было выявлено, что срок окупаемости капитальных вложений составит 4 года. То есть в 5, 6 годы реализации проект будет приносить прибыль. Так как строительство ПХГ позволит перевести один котёл ТЭЦ областного центра на газ, то это повлечёт за собой значительное улучшение экологической обстановки в г. Южно-Сахалинске.

Исследуемые условия для сооружения подземного хранилища газа на месторождении Южно-Луговское, приведенные в настоящей работе удовлетворяют. Таким образом, поставленные задачи переданной работы решены, цели достигнуты.

Список используемой литературы

1. Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. - М.: Недра, 1997. - 483 с.

2. Глоба В.М. Сооружение подземных газонефтехранилищ: Научно-технический обзор ЦНТИ ВНИИСТ. - М.: 1976. - 257 с.

3. Глоуб М.В. Газопромысловое оборудование. - Уфа: Мад. Уфимск. нефт. ин-та, 1981.- 375 с.

4. Добина А.С., Евстропов Н.А. Сооружение подземных хранилищ. - М.: МГИ, 1967. - 361 с

5. Едигаров С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. - М.: Недра, 1973. - 312 с.

6. Жданов Р.А. Нефтебазы и газохранилища. - Уфа: Иед. Уфимс. нефт. ин-та, 1985. - 88 с.

7. Иванцов О.М. Подземное хранение жидких углеводородных газов. - М.: Гостоптехиздат, 1961. - 179 с.

8. Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа. - М.: Недра, 1981. - 248 с.

9. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. - 2-е изд. М.: Недра, 1985. 297 с.

10. Коротаев Ю.П., Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-ух томах. Том I/Под редакцией Коротаев Ю.П. Маргулов Р.Д. - М.: Недра, 1984. 488с.

11. Коротоаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984. - 198 с.

12. Куцын П.В., Федоренко В.И., Султанович А.И. Организация работ по охране труда в газовой промышленности. - М., Недра, 1984. - 257 с.

13. Сохранский В.Б., Черкашенинов В.И. Оценка пригодности горных пород для строительства газонефтехранилищ. - Строительство трубопроводов, 1972, №10.

14. Черкашенинов В.И., Сохранский В.Б., Смирнов А.А. Хранение сжиженных газов и нефтепродуктов в подземных хранилищах. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1975. - 207 с

15. Ширковский А. И., Задора Г.И. Добыча и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1974. - 264 с.

Приложение А

Общие сведения о месторождении

Таблица 1 А - Характеристика залежей газа

Пласт	Блок	Категория запасов	Абсолютные отметки ГВК, м	Абсолютная Глубина кровли свода, м	Размер залежей	Общая толщина пласта ср. величина, м	Эффективная толщина ср. величина, м	Газонасыщ. Толщина ср. взв. вели- чина, м	Тип залежи
					длина, км	ширина, км	высота, м	Объём то же, на 1996 г. тыс. м3
XIIIб	Северный	С2	-1292	-1265	0,5	0,7	27	2 300-	21-25 22,3	13,8-17,1 15	0-17,1 8,3	Газовая, пластовая, тороподобная, ограниченная разрывами
	Золото-рыбный	С1	-1385	-1324	2,4	1,2	61	18 613 -	12-23 17,5	11-21,8 16,4	0-15 12,17	Газовые, пластовые, сводовые, ограниченные разрывами
XIIIa	Северный	С1	-1293	-1235	0,7	1,3	58	9 169 8 731	19-27 23	13-19,1 16	0-19,1 12,9
	Центральный		-1324	-1280	0,9	1,35	44	7 477 3 049	20-28 24	15-18 16,5	0-18 13,5
	Золото-рыбный		-1368	-1300	2,4	1,5	68	27 321 20 130	20-29 22,7	13,8-25,8 19,8	0-23 15,5
XIIб-2	Золото-рыбный		-1337	-1274	2,5	1,5	63	11 105 1 568	18-23 20,5	5,5-9,6 7,6	0-9,6 6,0
XIIб-1	Золото-рыбный	С2	-1284	-1260	1,9	0,6	24	2 015 -	9-11 10	3,1-9,4 6,2	0-8,1 4,2	Газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывом
XIIб	Северный	С1	-1257	-1205	0,7	1,4	52	6 352 7 638	28-36 32	8,8-12,8 10,8	0-12,8 7,6	Газовые, пластовые, сводовые, ограниченные разрывами
	Центральный		-1303	-1235	0,8	1,7	68	5 819 3 669	21-37 29	4,8-10,5 7,4	0-10,5 7,2
XIIа	Северный		-1212	-1173	0,8	1,3	39	2 425 4 081	21-26 23,5	2,6-5,4 4,0	0-5,4 3,1
	Центральный		-1261	-1200	1,8	1,7	61	4 844 1 165	22-26 24	2,9-5,5 4,2	0-5,5 3,2
XI-2	Центральный		-1214	-1160	1,6	1,7	54	9 001 384	8-20 14	5,4-20 12,7	0-20 8,7
XI	Северный	С2	-1137	-1128	0,8	0,5	9	659 475	23-28 25,5	15,3-23,8 19,5	0-5,8 2,7	Газовая, сводовая, водоплавающая, ограниченная разрывами
Ха		С1	-1067	-1045	1,0	0,8	22	4 090 3 099	20-25 22,5	7,1-17,1 12,1	0-14,9 6,8	Газовые, пластовые, сводовые, ограниченные разрывами
IХ			-1050	-1004	1,1	1,2	46	15 251 7 941	28-34 31	15-26,8 20,9	0-26,8 19,1
	Центральный	С2	-1050	-1030	0,3	0,8	20	809 1000	33-34 33,5	20-27,1 23,6	0-15 5,25	Газовая, пластая, водоплавающая, ограниченная разрывом
VII	Сводовая область		-947	-878	1,5	1,3	69	16 278-	39-42 40,5	12-20 16	0-20 11,55	Газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывом
V			-807	-758	1,3	1,0	49	5 840-	73-86 79,5	11,6-26,9 19,2	0-16,5 6,1	Газовая, пластая, водоплавающая, ограниченная разрывом
IV			-780	-730	1,3	1,0	50	3 154-	4-149	1,6-5,13,4	0-5,13,6	Газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывом
III			-669	-644	1,1	0,5	25	2 158-	30-4035	19-32,525,8	0-105,3	Газовая, пластовая, сводовая,водоплавающая

Таблица 2 А - Сведения о литолого-физических свойствах пород продуктивных пластов и покрышек Золоторыбного блока

№скважины	Пласт, покрышка	№образца	Исследуемый интервал, м	Глубина по привязке, м	Модель пластовой воды	Керосин	Кпр, мкм2	Кпр.эф, мкм2	Ков, % по ка- пилл.- метрии	Тип породы	Коллектор + Неколлектор -
			Кровля	Подошва		Кп.в %	dоб.пл., г/см3	dм.пл., г/см3	Кп.кер, %	dоб.пл., г/см3	dм.пл., г/см3
7	XIIб-1	1	1313,00	1319,50		28,00	1,86	2,61	28,20	1,86					Песч. АГ	+
7	XIIб-1	2	1313,00	1319,50		25,50	1,95	2,62	22,00	2,03		0,00180			Ал.пес	+
8	XIIб-1	1	1299,00	1303,00	1299,00	28,30	1,87	2,60	27,00	1,90	2,60	0,00097	0,00010	84,00	Хлидолит	-
8	XIIб-1	2	1299,00	1303,00		24,40	1,96	2,60	24,30	1,98	2,61	0,00975	0,00383	77,80	Песч. АГ	+
6	под XIIб-1	1	1361,00	1364,00	1362,30	27,10	1,79	2,45	25,40	1,93	2,59				Не оп.гр	-
6	XIIб-2	2	1369,00	1377,00	1375,00	31,60	1,74	2,55	26,50	1,93	2,62				Не оп.гр	+
7	XIIб-2	3	1313,00	1319,50					28,00	1,88					Песч. АГ	+
7	XIIб-2	4	1319,50	1326,00		27,40	1,91	2,63	28,50	1,87		0,00850	0,00450	61,90	Песч. АГ	+
7	XIIб-2	5	1319,50	1326,00		26,40	1,94	2,65	27,10	1,91					Песч. АГ	+
7	XIIб-2	6	1319,50	1326,00		23,80	1,99	2,62	23,80	1,98		0,00610		69,20	Песч. АГ	+
8	XIIб-2	3	1307,00	1315,00	1307,10	27,50	1,88	2,59	23,60	1,99	2,60	0,00048	0,00100	95,50	Песч. АГ	-
8	XIIб-2	4	1315,00	1323,00	1317,40	30,90	1,81	2,62	26,10	1,95	2,64	0,03640			Песч. АГ	+
6	XIIIa	3	1395,00	1400,00	1397,50	30,30	1,77	2,54	27,30	1,91	2,62				Не оп.гр	+
6	XIIIa	4	1416,00	1424,00	1416,50	26,80	1,82	2,48	27,00	1,89	2,59	0,45200			Не оп.гр	+
7	XIIIa	7	1346,00	1353,00		29,50	1,86	2,64	25,30	1,96		0,01180		63,50	Песч. АГ	+
7	XIIIa	8	1346,00	1353,00		30,60	1,83	2,64	27,60	1,90		0,01700	0,00150	64,50	Песч. АГ	+
7	XIIIa	9	1353,00	1360,00		29,80	1,85	2,64	27,80	1,88		0,00790		62,00	Песч. АГ	+
7	XIIIa	10	1353,00	1360,00		32,50	1,79	2,65	27,50	1,90		0,00760		66,20	Песч. АГ	+
7	XIIIa	13	1365,00	1372,00		29,30	1,85	2,61	27,40	1,88		0,00350			Ал.пес	+
8	XIIIa	5	1340,00	1348,00	1341,00	28,10	1,88	2,61	25,80	1,95	2,62	0,00160	0,00017	83,20	Ал.пес	+
8	XIIIa	6	1340,00	1348,00	1347,70	30,00	1,84	2,62	27,70	1,90	2,63	0,00740		59,20	Песч. АГ	+
8	XIIIa	7	1348,00	1354,00	1351,50	29,20	1,86	2,63	28,00	1,90	2,63	0,00760	0,00056	65,00	Песч. АГ	+
8	XIIIa	8	1348,00	1354,00		30,10	1,83	2,62	26,20	1,92	2,61	0,01000		62,90	Песч. АГ	+
7	XIIIб	11	1380,00	1388,00		27,30	1,87	2,57	28,20	1,87					Ал.пес	+
7	XIIIб	12	1380,00	1388,00		28,20	1,90	2,64	30,70	1,81					Ал.пес	+
7	XIIIб	14	1380,00	1388,00		28,70	1,86	2,61	26,80	1,90		0,00200		82,80	Ал.пес	+
8	XIIIб	9	1357,00	1364,00	1362,40	28,40	1,86	2,60	28,50	1,88	2,62	0,00166	0,00093	70,10	Песч. АГ	+
8	XIIIб	10	1364,00	1370,00	1365,00	29,30	1,86	2,63	29,70	1,84	2,62	0,01277			Песч. АГ	+

Таблица 3 А - Характеристика коллекторских свойств газонасыщенности Золоторыбного блока

Метод определения	пласт	XIIIa	XIIIб
	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Насыщенность связанной водой, доли ед.	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Насыщенность связанной водой, доли ед.
1	2	3	4	5	6	7	8
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	3	3	2	2	2	2
	Количество определений, шт.	8	9	7	3	5	2
	Среднее значение	0,00811	0,2992	0,66	0,00645	0,2838	0,76
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,551	0,038	0,109	0,705	0,023	0,083
	Интервал изменения	1,68-17,2	0,281-0,325	0,592-0,832	2,0-12,7	0,273-0,293	0,701-0,828
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт	1	1	1
	Количество определений, шт	2	3	2
	Среднее значение	7,30	0,26	0,66
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,164	0,059	0,056
	Интервал изменения	6,1-8,5	0,238-0,274	0,619-0,692

Таблица 4 А - Свойства и ионный состав пластовой воды (Северный блок)

№№	Наименование	Пласт
		XIV	XIIIа	XIIб	XI	Хб
		Количество определений	Среднее значение	Кол-во опред.-ий	Среднее значение	Кол-во опред.-ий	Среднее значение	Кол-во опред.-ий	Диапазон изменен.	Среднее значение	Кол-во опред.-ий	Диапазон изменен.	Среднее значение
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	Газосодержащие, м3/т	1	1,9
2	Вязкость ?в, 10-3 Па·с	1	12,8	1	0,56	1	0,6	1		0,6	1		0,62
3	Общая минерализация, г/л			1	12	1	12,3	2	15-15.6	15,3	2	10.1-10.7	10,4
	Содержание ионов, мг/л
4	Cl-	1	7198	1	6630	1	6736	2	8190-8389	8239	2	4779-5915	5347
5	SO4--	1	4,5	1	15,6	1	25,9	2	3.7-7.8	5,8	2	40-99	70
6	HCO3-	1	687	1	580	1	687	2	1118-1160	1139	2	1312-1489	1400
7	Ca++	1	138	1	160	1	172	2	241-285	263	2	134-169	152
8	Mg++	1	45	1	41	1	35	2	81-123	102	2	45-65	55
9	Na++	1	4440	1	4030	1	4340	2	5100-5320	5210	2	3240-3900	3570
10	K+	1	152	1	93	1	126	2	135-174	155	2	45-154	100
11	I-	1	-	1	11,9	1	15,2	1		19,6	2	14.4-15.6	15
12	Br-	1	34,3	1	23,7	1	23,5	1		37,2	2	18.4-31.2	24,8
13	B-	1	112	1	173,8	1	122	2	76.6-77	76,8	2	22-22.4	22,2
14	NH4+	1	125	1	39,5	1	63,3	2	89-107	98	2	68.5-82.4	75,5
15	CO3--	1	30	1	90	1	48	2		-	2		-
16	CO2 свободный	1	46,2	1	20,2	1	-	2	33.3-48.4	40,8	2	17.6-95.7	56,7

Таблица 5 А - Сводовая таблица подсчётных параметров и запасов

Блок	Пласт	Зона	Категория запасов	Площадь газоносности тыс.м2	Эффективная газонасыщенная толщина, м	Коэффициент, доли ед.	Начальное пластовое давление, МПа	Поправки	Коэффициент перевода техн. Ед в физич., МПа -1	Начальные балансовые, запасыаза млн.м3	Добыча газа с начала разработки (потери), млн.м3 (на 1.01.05г.)	Остаточные запасы газа, млн.м3
						открытой пористости	газонасыщенности		на температуру	отклонение от закона Бойля-Мариотта
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Золото-рыбный	XIII б	г	С1	1037,4	14,18	0,338	0,366	139,8	0,908	1,11	0,97	247
		гв	С1	491,6	7,94	0,318	0,433	139,8	0,908	1,11	0,97	73
		Итого:	С1									320	9	311
	XIIIa	г	С1	1222,7	17,80	0,321	0,356	135,5	0,91	1,11	0,97	329
		гв	С1	535,9	10,37	0,302	0,364	135,5	0,91	1,11	0,97	81
		Итого:	С1									410	24	386

Рисунок 1 А Геологический разрез по профилю скважин 3- ЗЛ-7-ЗЛ-5А-12-ЮЛ-1-ЮЛ13-ЮЛ-15-ЮЛ

Рисунок 2 А Условные обозначения к геологическому разрезу



Рисунок 3 А Структурная карта по кровле III пласта

Приложение Б

Рисунок 4 Б Хранилище газа в водоносном пласте

Рисунок 5 Б подземное хранилище шахтного типа



Рисунок 6 Б схемы вскрытий шахтных хранилищ

а - с вертикальным отводом;

б - с наклонной вскрывающей выработкой;

в - с горизонтальной выработкой.

Рисунок 7 Б способы отбора продукта из шахтных хранилищ

а - откачка производится погружными насосами

б - откачка производится насосами, установленными в подземных камерах



1 - обсадная колонна; 2 - водоподающая рабочая колонна; 3 - рассолоподъемная рабочая колонна; 4 - не растворитель (нефтепродукт, воздух, газ) 5 - контур проектной емкости

Рисунок 8 Б Схема размыва полости в соляном пласте



Рисунок 9 Б Создание подземных емкостей взрывом

Позиции 1 и 2 - обсадка и цементирование затрубного пространства;

Позиции 3, 4, 5 и 6 - закладка зарядов (вспомогательного и основного), монтаж электровзрывной сети и взрыв.



Рисунок 10 Б схема обустройства ПХГ



Рисунок 11 Б схема обустройства ПХГ с использованием сепаратора, как при закачке, так и при отборе

I - жидкие углеводороды; II - метанольная вода; III - метанол; IV - регенерированный гликоль; V - насыщенный гликоль; VI - топливный газ: стрелками показан один из вариантов движение газа при его отборе с использованием КС; Вх - воздушный холодильник; С-101 - каплеотбойник (сепаратор первой ступени); С-101А - сепаратор;

С-102 - сепаратор первой ступени; С-103 - сепаратор первой ступени; Т-101 - теплообменник; КС - компрессорная станция; МГ - магистральный газопровод; РМ - расходомер Э - эжектор.

Приложение В

Рисунок 12 В Технологическая схема подземного хранилища газа на УПГ Южно-Луговское

Таблица 6 В - Исходные данные

№ п/п	Исходные данные	Значения
1.	Начальное давление в хранилище, (МПа) Рк	7
2.	Объем залежи, (м3)	2 158 000
3.	Проницаемость, (мкм2) к	0,5?10-3
4.	Пористость, m	0,3
5.	Вязкость, (МПа*с) ?	0,012
6.	Толщина пласта, (м) h	12
7.	Радиус гидродинамически совершенной по степени и характеру вскрытия пласта скважины, (м) Rc	0,1
8.	Число нагнетальных сважин, n	5
9.	Постоянный расход газа, закачиваемого в хранилище одной скважиной, (м3/сут.) N1(t)	240000
10.	Максимально допустимое давление в хранилище, (МПа) Pmax	9,5
11.	Глубина скважиниы, (м) L	640
12.	Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, (м) d	0,132
13.	Коэффициент гидравлического сопротивления труб, ?	0,02
14.	Относительная плотность закачиваемого газа по воздуху, ?	0,6
15.	Коэффициент сверхсжимаемости газа, z	0,85
16.	Коэффициент фильтрационного сопротивления, B	0
17.	Давление расслоения пород, (МПа) ?	1,5
18.	Плотность вышележащих пород, ?п	2,5
19.	Производительность компрессора 10ГКН1/55-125, (м3/сут.)	842400
	размещение скважин на площади газоносности равномерное

Таблица 7 В - Расчет основных параметров подземного хранилища газа

№ п/п	Полученные значения	Значения
1.	Максимальный объем газа закачиваемый в ПХГ, (м3) Qакт.	211568627,5	211,56?106
2.	Время закачки газа в хранилище, (сут.) t	176,3071895
3.	Общий объем газа хранилище, (м3) Qпред	803960784,3	803,96?106
4.	Давление на забое скважины в конце периода закачки газа, (МПа) Pз	10,12
5.	Давление на устье нагнетательной скважины в конце периода закачки, (МПа) Pу	9,79
6.	Радиус хранилища, (м) Rк	356,7500283
7.	Определяем число компрессоров, n	1,424501425	т.е. 2 компрессора
8.	Вертикальное горное давление, (МПа) Рвг	16
9.	Давление разрыва пласта, (МПа) Рраз	10,5
10.	Буферный газ, (м3) Qб	592392156,9	592,39?106
11.	Объем порового пространства в хранилище, (м3) ?	7193333,333	7,19?105
12.	Постоянный расход газа, закачиваемого в хранилище, (м3/сут.) N(t)	1200000

Приложение Г

Оценка технико-экономических показателей разработки Южно-Луговского месторождения с учетом строительства подземного хранилища газа

Таблица 8 Г - Стоимость услуг по эксплуатации и техническому обслуживанию

Стоимость услуг по эксплуатации и техническому обслуживанию
№ п/п	Наименование статей затрат	Сумма, руб.
1	Прямые затраты
1.1.	Сырьё и материалы	176 661
1.2.	Услуги сторонних организаций, связанные с производственным процессом	68 099
1.3.	Затраты на оплату труда производственного персонала	899 412
1.4.	Отчисления в Фонд социального страхования	235 646
1.5.	Расход электроэнергии на производственные нужды	64 695
1.6.	Амортизация основных средств	10 512
	Итого:	1 455 025
2.	Косвенные затраты
2.1.	Налоги	17 400
2.2.	Общехозяйственные расходы	335 298
	Итого:	352 698
	Итого расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание объектов транспортирования природного газа	1 807 723
	Рентабельность (15 %)	271 158
	Итого	2 078 881
	ВСЕГО	2 078 881

Таблица 9 Г - Расходы по добыче и подготовке природного газа к транспорту

Расходы по добыче и подготовке природного газа к транспорту
№ п/п	Наименование статей затрат	Сумма, руб.
1.	Прямые расходы
1.1.	Сырьё и материалы	1 061 172
1.2.	Услуги сторонних организаций, связанные с производственным процессом	973 050
1.3.	Содержание производственного автотранспорта и техники	522 032
1.4.	Расходы по электроэнергии производственного участка	557 520
1.5.	Затраты на оплату труда производственного персонала	5166877
1.6.	Отчисления в Фонд социального страхования	1 351 650
1.7.	Налоги и налоговые платежи	4 477 136
1.8.	Арендная плата за основные средства	15 805 649
1.9.	Амортизационные отчисления	231 750
1.10.	Прочие расходы	300 000
	Итого:	30 446 836
2.	Косвенные затраты
2.1.	Налоги	53 050
2.2.	Страхование	18 600
2.3.	Общехозяйственные расходы	3,110654
	Итого:	71 653
	ИТОГО расходов на добычу и подготовку газа к транспорту	30 518 489

Таблица 10 Г - Капитальные вложения на создания ПХГ

Капитальные вложения
№ п/п	Наименование статей затрат	млн. руб.
1	По скважинам
1.1.	Количество скважин шт.	5
1.2.	бурение скважины.	28,53
1.3.	обустройство скважины	3,43
2	По компрессорной станции
2.1.	количество компрессоров	2
2.2.	Цена одного компрессора	1,33
2.3.	Суммарная стоимость расходных материалов	0,44
3	По буферному газу
3.1.	Буферный газ в ПХГ	12,08
	Итого:	174,984

Таблица 11 Г - Эксплуатационные затраты

Эксплуатационные затраты
№ п/п	Наименование статей затрат	значение.
Прямые затраты
1	По скважинам
1.1.	обслуживание скважин (с общепромысловыми затратами), тыс. руб./скв.-год	450000,00
1.2.	стоимость капитального ремонта скважины, тыс. руб./скв.	670000,00
2	По компрессорной станции
1.1.	Количество обслуживаний в год	5
1.2.	Стоимость работ по обслуживанию компрессорной станции тыс. руб.	5680
1.3.	Суммарная стоимость работ по обслуживанию тыс. руб.	28400
1.4.	Интервал между обслуживаниями час.	2 000
1.5.	Время обслуживания час.	5
3	Отчисления в Фонд социального страхования тыс. руб.	235 646
4	Расход электроэнергии на производственные нужды тыс. руб.	64 695
5	Амортизация основных средств тыс. руб.	10 512
Косвенные затраты
1	Налоги тыс. руб.	17 400
2	Общехозяйственные расходы тыс. руб.	335 298
	Итого расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание подземного хранилища газа	1 811 951
	Рентабельность (15 %)	271 158
	ВСЕГО	2 083 109

Таблица 12 Г - Расходы по добыче и подготовке природного газа к транспорту

Расходы по добыче и подготовке природного газа к транспорту
№ п/п	Наименование статей затрат	Сумма, руб.
1.	Прямые расходы
1.1.	Сырьё и материалы	1 161 172
1.2.	Услуги сторонних организаций, связанные с производственным процессом	973 050
1.3.	Содержание производственного автотранспорта и техники	522 032
1.4.	Расходы по электроэнергии производственного участка	957 520
1.5.	Затраты на оплату труда производственного персонала	5266877
1.6.	Отчисления в Фонд социального страхования	1 351 650
1.7.	Налоги и налоговые платежи	4 477 136
1.8.	Арендная плата за основные средства	15 805 649
1.9.	Амортизационные отчисления	231 750
1.10.	Прочие расходы	300 000
	Итого:	31 046 836
2.	Косвенные затраты
2.1.	Налоги	53 050
2.2.	Страхование	18 600
2.3.	Общехозяйственные расходы	3,110654
	Итого:	71 653
	Итого расходов на добычу и подготовку газа к транспорту	31 118 489

Таблица 13 Г - Расчет экономической эффективности

Расчет экономической эффективности
	един.		Г О Д Ы
показатели	измер.	итого	1	2	3	4	5	6	7	8	9
			2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Цена реализации природного газа
потребителям Сахалинской области	руб./тыс. м3	8820	1260	1260	1260	1260	1260	1260	1260	1260	1260
Капитальные вложения	млн. руб.	174,98	0,00	0,00	174,98	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Скважины , компрессор, ГРП, Пункт очистки и т.д.	млн. руб.	174,98			174,98
Добыча природного газа	млн. м3	643,09	27,03	27,03	27,03	102,00	102,00	95,00	93,00	87,00	83,00
Поставка газа на реализацию - всего	млн. м3	556,29	27,03	27,03	27,03	79,20	79,20	79,20	79,20	79,20	79,20
потребителям Сахалинской области	млн. м3	556,29	27,03	27,03	27,03	79,20	79,20	79,20	79,20	79,20	79,20
Выручка от реализации газа - всего	млн. руб.	700,93	34,06	34,06	34,06	99,79	99,79	99,79	99,79	99,79	99,79
потребителям Сахалинской области	млн. руб.	700,93	34,06	34,06	34,06	99,79	99,79	99,79	99,79	99,79	99,79
Транспортные расходы	млн. руб.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Эксплуатационные затраты - всего	млн. руб.	363,55	31,18	31,18	31,00	46,16	46,16	45,21	44,94	44,13	43,59
в т.ч. текущие затраты	млн. руб.	200,02	27,22	27,22	27,22	19,73	19,73	19,73	19,73	19,73	19,73
амортизацион. отчисления - всего	млн. руб.	67,18	0,21	0,21	0,21	11,09	11,09	11,09	11,09	11,09	11,09
Продолжение таблицы 13 Г
Из них на оборудование и на кап/ремонт	млн. руб.	67,18	0,21	0,21	0,21	11,09	11,09	11,09	11,09	11,09	11,09
единый налог на добычу (НДПИ)	млн. руб.	86,93	3,69	3,69	3,69	13,77	13,77	12,83	12,56	11,75	11,21
единый социальный налог (ЕСН)	млн. руб.	13,09	1,33	1,33	1,33	1,52	1,52	1,52	1,52	1,52	1,52
земельный налог	млн. руб.	0,50	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06
Валовая прибыль	млн. руб.	337,38	2,88	2,88	3,06	53,64	53,64	54,58	54,85	55,66	56,20
Налог на имущество	млн. руб.	12,10	0,03	0,02	0,02	2,60	2,36	2,12	1,88	1,65	1,41
Прибыль до уплаты налога	млн. руб.	325,28	2,85	2,85	3,04	51,03	51,27	52,46	52,97	54,02	54,79
Налог на прибыль	млн. руб.	78,07	0,68	0,68	0,73	12,25	12,31	12,59	12,71	12,96	13,15
Чистая прибыль	млн. руб.	247,21	2,17	2,17	2,31	38,78	38,97	39,87	40,25	41,05	41,64
Денежный поток	млн. руб.	139,41	2,38	2,38	-172,46	49,87	50,06	50,96	51,34	52,14	52,73
Накопленный денежный поток	млн. руб.		2,38	2,38	-170,07	-120,20	-70,14	-19,19	32,16	84,30	137,03
Налоговые выплаты в бюджет	млн. руб.	190,68	5,78	5,78	5,82	30,19	30,01	29,11	28,72	27,93	27,33
Внутренняя норма рентабельности (IRR), %		20,74
Максим. отрицательная величина	млн. руб.	-129,00
Индекс рентабельности инвестиций		1,80
Срок окупаемости кап. влож.,годы		4	0	0	1	1	1	1	0	0	0
Дисконтиров. доход (NPV) 15 %		139,41

Таблица 14 Г - Сравнение текущего варианта разработки с вариантом разработки с эксплуатацией ПХГ

№№ п/п	Показатели	Текущий варинт разработки	Вариант разработки с эксплуатацией ПХГ
1	2	3	4
1	Поставка газа на реализацию, млн. м3	120	331
2	Срок разработки, годы	9	9
3	Фонд действующих скважин, всего	9	14
4	Капитальные вложения, млн. руб.	0	174,98
5	Эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений, млн. руб.	227,56	363,55
6	Дисконтированный доход инвестора, млн. руб.
	при норме дисконта 10 %	8,21	79,64
	при норме дисконта 15 %	-	50,80
7	Максимально отрицательная накопленная наличность, млн. руб.	-	-129,00
8	Окупаемость капитальных вложений, годы	-	4
9	Внутренняя норма рентабельности (IRR), %	10,00	20,74
10	Индекс рентабельности инвестиций, ед.	-	1,80

Размещено на Allbest.ru