Шлейфы скважин, промысловые линии, подводящие продукцию к входным сепараторам, работают в условиях возможного выпадения водной фазы. Скорость коррозии, ожидаемая при превалирующих кислых условиях, зависит от содержания кислого газа и режима течения, содержания воды и степени ее конденсации на стальной поверхности. Входной сепаратор, теплообменники, сепараторы для дегазации конденсата, установка НТС, колонна стабилизации конденсата, рабочей средой которых является газожидкостная смесь, будут подвергаться воздействию влажного газа, жидкостной углеводородной и высокоминерализованной водной фаз, содержащих кислый компонент. Газопроводы от входных сепараторов, газовые линии газа дегазации конденсата, установки НТС, подвергаются действию ограниченной влажности, которая зависит от конденсации влаги из газа при его охлаждении. Трубопроводные линии и оборудование блока подготовки воды и регенерации ДЭГа будут подвержены воздействию минерализованной воды, содержащей кислый компонент.

Материал для изготовления коммуникаций и оборудования подготовки газа и конденсата должен обладать определенным комплексом свойств, отвечающим требованиям для работы в кислых средах.

Требования к электрохимической защите (ЭХЗ) сооружений

На месторождении для защиты выкидных линий от подземной коррозии используется катодная защита. Катодное питание трубопроводов осуществляется тремя станциями ЭХЗ типа В-ОПЕ-ТМ-1-100-48, расположенными в непосредственной близости от входного манифольда через блоки БДРМ-25-2-22-УХЛ1, установленные на станциях.

Предусматривается установка четвёртой станции типа В-ОПЕ-ТМ-1-100-48 для защиты вновь вводимых в эксплуатацию скважин.

Системы катодной поляризации должны поддерживать защитные потенциалы на всем протяжении защищаемых сооружений.

Капитальный ремонт скважин: график и классификация капитального ремонта скважин, продолжительность капитальных ремонтов скважин

В течение опытно-промышленной эксплуатации все скважины работали со снижением среднесуточных дебитов по газу и конденсату. Как отмечено в главе 6.2, одними из основных причин является техническое состояние колонн (заколонные перетоки к подошве нижнего интервала перфорации, нарушения колонн и негерметичности муфт колонны) и технологические причины - накопление жидкости на забое скважин из-за недостаточной скорости потока (дебита газа) для выноса жидкости.

Согласно условиям, принятым в данном проекте, скважины будут эксплуатироваться с низкими устьевыми давлениями (снижение забойных давлений), при которых возможно подтягивание воды из нижележащего водоносного горизонта по заколонному пространству (скважины 101, 103, 107) и через негерметичность колонн (скважины 112, 113, 114, 116) и в муфтовых соединениях (скважина 115). При этом из-за недостаточной скорости потока (дебита газа), необходимой для выноса жидкости, будет происходить её накопление на забое и возможно прекращение фонтанирования. На дату составления проекта в скважинах 101, 103, 109 столб жидкости плотностью 0.9-1.2 г/см³ перекрывает все коллекторы продуктивного пласта (пачки "А", "Б" и "В"), в скважинах 107, 115 и 116 - пласта "В", что обуславливает проведение ремонтных работ (КРС) по изоляции водопритока в выше перечисленных скважинах. Помимо этого для улучшения условий фонтанирования и продления режима фонтанирования все добывающие скважины предлагается оборудовать пакером, НКТ спустить до интервала перфорации, как рекомендовано в главе 6.2. В результате чего исключатся потери скорости, что будет способствовать выносу жидкости с забоя, будут предупреждены межколонные перетоки при негерметичности колонн и муфтовых соединений выше интервала перфорации и возможна защита внутренней части эксплуатационной колонны и наружной НКТ от воздействия агрессивных компонентов.

Исходя из вышеизложенного, предлагается график проведения ремонтных работ:

В первую очередь провести ремонт в скважине 108, которая эксплуатируется по затрубному пространству, что при наличии МКД запрещено. Затем в скважинах 101, 103, 113, 109, 110, 107, 112, 114, 115, 116 работающих через столб жидкости, очерёдность проведения изоляционных работ определяет заказчик.

Перед проведением КРС в скважинах необходимо провести исследования АКЦ, ГК, ЛМ по оценке состояния колонн, ГИС-к (в статическом и динамическом режимах) с обязательным выполнением методов: РГД, РИС, ННК, шумометрии для определения источника поступления воды в ствол скважины. По результатам исследований выполнить работы по устранению источника поступления воды в ствол скважины (изоляция заколонного пространства закачкой цемента при отсутствии заколонного перетока установкой пакера). При проведении КРС глушение скважины проводить не глинистым раствором, а жидкостью глушения некольматирующей продуктивные горизонты.

Продолжительность капитальных ремонтов определяется по нормам времени на проведение намечаемых работ по видам. Из-за отсутствия норм времени на виды работ продолжительность КРС не определялась.

Таблица 2.14 - График проведения КРС и предлагаемые виды работ при проведении КРС

№ п/п	№ скв.	Причина ремонта	Предлагаемые виды работ при КРС
1	108	Смена компоновки подземного оборудования из-за эксплуатации скважины по затрубному пространству, что запрещено	Очистка забоя и смена компоновки подземного оборудования (П/О)
2	101	Накопление воды на забое	Изоляционные работы, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП), смена компоновки П/О
3	103	Накопление воды на забое	Изоляционные работы, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП), смена компоновки П/О
4	109	Увеличение глубины спуска НКТ	Очистка забоя и увеличение глубины спуска НКТ, смена компоновки П/О
5	107	Накопление воды на забое	Изоляционные работы, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП), смена компоновки П/О
6	110	Накопление воды на забое	Изоляционные работы, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП), смена компоновки П/О
7	113	Накопление воды назабое	Изоляционные работы, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП), смена компоновки П/О
8	112	Накопление воды на забое	Изоляционные работы, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП), смена компоновки П/О
9	115	Накопление воды на забое	Изоляционные работы, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП), смена компоновки П/О
10	116	Изоляция водопритока	Изоляционные работы, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП), смена компоновки П/О
11	117	Смена компоновки подземного оборудования	Очистка забоя, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП) и смена компоновки подземного оборудования (П/О)
12	102	Смена компоновки подземного оборудования	Очистка забоя, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП) и смена компоновки подземного оборудования (П/О)
13	106	Смена компоновки подземного оборудования	Очистка забоя, работы по интенсификации притока (СКО или ГРП) и смена компоновки подземного оборудования (П/О)

2.6 Разработка рекомендаций по управлению скважинами с МКД. Расчет предельно-допустимых давлений (ППД)

За время промышленной разработки и эксплуатации газоконденсатного месторождения Амангельды наблюдались изменения в работе скважин, связанные с межколонными давлениями (МКД).

Общими причинами для всех месторождений, способствующими возникновению МКД в скважине, является совокупность следующих факторов:

- низкое качество цементирования межколонных пространств (МКП), т.е. плохое сцепление цемента с поверхностью обсадных колонн;

образование каналов в цементном кольце в результате его растрескивания в процессе эксплуатации и при проведении каких-либо воздействий на пласт, а также от температурных колебаний при пусках и остановках скважин;

негерметичность обсадных колонн;

- негерметичность колонной головки в местах установки уплотнительных элементов.

Для избежание осложнений, связанных с МКД в процессе эксплуатации скважин необходимо обеспечить безопасные условия их работы. Для этого в период промышленной разработки месторождения АО "Амангельдыгаз" осуществлял еженедельный мониторинг за скважинами с МКД в соответствии "Программой управления скважинами с межколонными давлениями на месторождении Амангельды", с записью о регистрации работ на скважинах в специальном журнале.

В соответствии с "Методикой определения категорий аварийных скважин с межколонными давлениями на месторождении Амангельды" произведен расчет ПДД и определена категория опасности скважины с МКД. По проведенным расчетам ПДД, на скважинах наблюдаемые МКД меньше 25 % от ПДД и относит их к 4 группе опасности.

На 01.07.2007 г. при эксплуатации скважин 16-Г, 101, 102, 103, 105, 107, 108, 109, 110, 112, 113, 115, 116, 118, 122 наблюдались МКД между эксплуатационной и технической колоннами, а также технической колонной и кондуктором. Давление в межколонных пространствах зарегистрировано между эксплуатационной и технической колонной на скважине 119, 121. Скважины 104, 106 работают с МКД между технической колонной и кондуктором. На скважине 111 не выявлено МКД.

На месторождении рост величины МКД устраняли периодическим стравливанием межколонного флюида.

Кроме того, выявлена группа скважин 2-Г, 6-Г, 114, 117 которые согласно методике соответствуют 3 категории опасности.

Расчет Предельно Допустимого Давления (ПДД)

За основу расчета предельно допустимых давлений принята "Методика определения категорий аварийных скважин с межколонным давлением на месторождении Амангельды", разработанная институтом АО "НИПИнефтегаз".

Для скважин месторождения Амангельды, находящихся в эксплуатации на 01.07.2007 г., проведен расчет ПДД и определена категория опасности скважин с МКД. В таблице 6.3.7.1 представлены основные параметры обсадных колонн, плотности флюидов и другие сведения необходимые для расчета. В таблице 6.3.6.2 приведены результаты расчетов давления для определения ПДД. В таблице 6.3.6.3 приведены предельно допустимые и наблюдаемые давления на скважинах с МКД, предполагаемые причины возникновения и рекомендации по устранению МКД.

Рекомендации

С целью осуществления контроля и обеспечения безопасности введения работ на скважинах с МКД и учитывая, что на месторождении выявлены скважины с 3 и 4 группой опасности, рекомендуется проведение следующих работ:

Категория 3 - на скважинах 2-Г, 6-Г, 114, 117 провести работы по оценке состояния скважин, провести газогидродинамические исследования, при необходимости составить план ремонтных работ для ликвидации (или устранения) источника МКД, провести акустическую цементометрию скважин. После завершения работ продолжить наблюдение с еженедельным мониторингом и стравливанием давления.

Категория 4 - на скважинах 16-Г, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 112, 113, 115, 116, 118, 119, 121, 122 проводить еженедельный мониторинг давлений в межколонных пространствах и стравливания межколонного флюида.

2.7 Требования к конструкциям скважин

Исходя из горно-геологических условий бурения проектируемых скважин, с учетом опыта бурения ранее пробуренных скважины на месторождении Амангельды и в соответствии с требованиями "Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях Республики Казахстан" [27], "Единых правил охраны недр при разработке месторождений полезных ископаемых в Республике Казахстан" [28], "Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан" [9], предусматриваются следующие конструкции скважин.

Направление 426 мм х 30 м. Устанавливается с целью предотвращения размыва устья скважины циркулирующим буровым раствором при бурении под кондуктор и канализации восходящего потока бурового раствора в циркуляционную систему. Цементируется до устья.

Кондуктор 324 мм х 450 м. Устанавливается для перекрытия верхних неустойчивых отложений и предотвращения гидроразрыва пород под башмаком кондуктора в процессе ликвидации возможных нефтегазоводопроявлений при бурении под промежуточную колонну и герметизации устья скважины. Устье скважины после спуска кондуктора оборудуется противовыбросовым оборудованием. Цементируется до устья.

Промежуточная колонна 244.5 мм х 1200 м. Устанавливается для перекрытия надсолевых отложений, соли и подсолевой части нижнепермских отложений, из которых возможны незначительные притоки азотно-углеродного газа с аномально высоким давлением, а так же для обеспечения возможности перехода на другую систему буровых растворов меньшей плотности для вскрытия продуктивных горизонтов с меньшей аномальностью с целью сохранения коллекторских свойств пласта. Цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна 168.3 мм х 2500 м. Устанавливается для разобщения пластов и обеспечения добычи газа. Цементируется до устья.

Рекомендуемая конструкция скважин приведена в таблице 2.15.

Таблица 2.15 - Рекомендуемая конструкция скважин

Наименование колонн	Диаметр, мм	Глубина спуска, м	Высота подъема цемента, м
	долото	колонна
1. Направление	490	426	30	0
2. Кондуктор	393.7	324	450	0
3. Промежуточная колонна	295.3(311.1)	244.5	1200	0
4. Эксплутационная колонна	215.9	168.3	2500*	0
Примечание: * - В интервале 2200 -2500 м щелевой фильтр или открытый ствол 114 не цементируется. (по желанию Заказчика). Интервал установки щелевого фильтра 3 мм.

На каждой проектной скважине глубины спуска обсадных колонн будут устанавливатся по результатам ГИС.

В целях повышения продуктивности скважин на месторождении Амангельды планируется бурение скважин двумя стволами: вертикальным пилотным стволом и одним наклонно-направленным. Рекомендуется пробурить вертикальный пилотный ствол до кровли турнейского яруса до глубины 2300-2350 м. После проведения полного комплекса ГИС и проведения испытания продуктивного горизонта, вертикальный пилотный ствол зацементировать с установкой цементных мостов. Далее с глубины 2180-2020 м провести зарезку наклонно-направленного ствола с зенитным углом в пределах 300-600, с отходом от вертикали до 500 м. После проведения полного комплекса ГИС в наклонно-направленном стволе и испытания скважины, эксплуатацию скважины производить в зависимости от полученных результатов. Глубины спуска обсадных колонн будут устанавливаться по результатам ГИС.

Окончательные решения по конструкции проектных скважин, типе и компонентном составе бурового раствора, технологии цементирования и высоте подъема цемента за колоннами, а также методе освоения для каждой конкретной скважины будут приняты при разработке технических проектов на строительство скважин.

3. Экономическая часть

3.1 Обоснование нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчета экономических показателей

Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными технологическими показателями, рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта, исходя из технологии и техники добычи, подготовки и транспорта газа и конденсата, полученными при анализе исходных экономических показателей, нормативами эксплуатационных затрат.

При расчете эксплуатационных затрат выделены две группы нормативов:

нормативы для расчета затрат на производство;

нормативы для расчета платежей в бюджет.

Для расчета операционных и текущих расходов по месторождению на проектный период использованы как нормативы по указанному предприятию, в соответствии со структурой и уровням затрат и тенденцией их изменения, которые сложились на момент анализа, так и удельные затраты по проектам-аналогам. Кроме того, при необходимости, для определения нормативов использованы результаты технологических расчетов на проектный период.

В расчете участвуют нормативы нескольких видов, в зависимости от рода расходов:

- Условно-постоянные, приходящиеся на:

1 скважину среднегодового действующего фонда;

1 работника ППП;

1 работника АУП;

1 работника в целом по предприятию (ППП+АУП).

- Условно-переменные, приходящиеся на:

1 тонну добываемых углеводородов (конденсат + газ);

1 тыс.м³ сырого природного газа;

1 тонну выхода конденсата;

1 тыс.м³ выхода сухого газа;

1 тыс.м³ добытого сырого газа и др.

- Постоянные расходы, в тысячах долларов в год.

В составе вспомогательных материалов, используемых на промысле, учтены затраты на:

трубы;

задвижки;

запчасти;

воду (питьевую, на хозяйственно-бытовые нужды и нужды технологических процессов и техническую, на нужды промысла);

горюче-смазочные материалы (ГСМ);

и прочие материалы.

Удельный расход химреагентов определен по расходу на соответствующий технологический процесс.

Нормативы затрат на химреагенты (метанол, терминол, диэтиленгликоль и т.д.) рассчитывались в граммах на одну единицу продукции соответствующего технологического процесса, прошедшей подготовку, например: грамм на тонну конденсата или грамм на тыс.м³ газа.

Исходными данными для определения нормативов затрат на электроэнергию на собственные нужды приняты фактические потребности электроэнергии на добычу, в системе подготовки, сбора и транспорта углеводородов. При необходимости приняты показатели, полученные в соответствии с технологическими расчетами или по аналогии с другими предприятиями газовой промышленности.

Учтено также потребление электроэнергии на прочие нужды - в офисе, вахтовом поселке, освещение прожекторами на промысле, затраты вспомогательных служб и т.д.

Для определения нормативов расходов углеводородов на собственные нужды, а также их потери на всех этапах производства, использованы фактически сложившиеся уровни затрат и показатели технологических расчетов.

Проектирование налоговых обязательств, которые несет предприятие, осуществлялось по принятым в качестве нормативов ставкам налогов и других обязательных платежей. Величина нормативов определена в соответствии с Налоговым режимом, принятым в заключенном Контракте на недропользование.

Технологические нормативы за весь период остаются неизменными, так как, за весь проектируемый период изменение типов установок, оборудования и оснастки - не предусмотрено. Поэтому, количество потребляемых энергоносителей, например, электроэнергии, воды, тепла, газа и т.п., приходящееся на единицу мощности, в представленных расчетах на протяжении проектного периода остаются неизменными.

3.2 Экономические показатели вариантов разработки

Основные подходы и допущения

В данном разделе приведен расчет экономической эффективности четырех вариантов проекта промышленной разработки по месторождению Амангельды.

Варианты, предлагаемые на рассмотрение, отличаются темпами разработки и технологическим режимом скважин, выражающемся в различном количестве пробуренных скважин и различным уровнем устьевого давления скважин, что приводит к различным темпам отбора извлекаемых запасов и, следовательно, в конечном итоге, варианты отличаются уровнями извлечения газа и конденсата (КИГ и КИК).

Расчетный срок по четырем вариантам разработки составляет 84 года с 2008 по 2091 гг.

Предлагается пробурить следующее количество новых скважин:

вариант - 1;

вариант - 1;

вариант - 8;

вариант - 13.

За начало расчета принят 2008 год.

Добытый газ предполагается подготавливать на УКПГ. Продуктами подготовки газа являются:

- сухой газ;

- конденсат.

Сухой газ, за вычетом расходов на собственные нужды, подается по трубопроводу для нужд населения.

Конденсат продается на местный рынок.

Разница между соответствующими вариантами обусловлена разницей в стоимости капитальных вложений (либо бурение новой скважины) и затрат обусловленных объемом капитальных вложений (амортизационных отчислений, затрат на капитальный ремонт, текущий ремонт и обслуживание скважин и т.д.).

В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на операционные и текущие расходы; налоги и отчисления в специальные и другие фонды, а также капитальные вложения необходимые для реализации данного проекта. Определена сумма как расходов, связанных с обычной деятельностью предприятия (эксплуатационные затраты) и валового дохода, так и налогооблагаемой прибыли.

В результате экономических расчетов определен прибыльный период - тот период, когда предприятие, при принятых условиях и допущениях, будет работать безубыточно, т.е. когда необходимые расходы будут покрываться получаемыми доходами.

Продолжительность прибыльного периода по вариантам составляет:

вариант - 50 лет;

вариант - 53 года;

вариант - 47 лет;

вариант - 37 лет.

Для технических и хозяйственно-бытовых нужд на промысле используется вода из артезианских скважин.

Для питьевых нужд сотрудников на промысле и в офисе предусмотрена покупка питьевой воды.

Все стоимостные показатели, применяемые в расчетах, приведены в текущих ценах с переводом национальной валюты тенге в доллары США для упрощения дальнейших расчетов. Также принято, что на весь проектный период обменный курс национального банка Республики Казахстан будет неизменным.

При расчете нормативов принят курс за 2006 год, равный среднегодовому значению в 126.5 тенге/$ США. На момент начала расчета курс составил - 120 тенге/$ США.

Расчет произведен как в текущих (с учетом инфляции), так и в расчетных (с учетом дефляции) ценах.

Инфляция для расчета стоимости капитальных вложений, и эксплуатационных затрат принята в размере 3 %, для цен на конденсат и газ принята в размере 2 % в год. Так как год начала инфляции одинаков и для цен на продукцию, и на стоимость капвложений и эксплуатационных затрат, то цены с учетом дефляции выступают, в данном случае, как неизменные цены.

Сравнение вариантов происходило по результатам расчетов показателей в ценах с учетом инфляции, кроме специально оговоренных случаев, когда применим только результат, очищенный от ее влияния.

За срок начала инфляции принято начало 2008 года по показателям нижневизейского горизонта и начало первого расчетного года по пермскому горизонту.

Капитальные вложения

Стоимость строительства определялась в соответствии с "Основными положениями по определению сметной стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений, составлению сводных сметных расчетов и договорных цен на строительную продукцию", утвержденными постановлением коллегии Минстроя Республики Казахстан от 28 мая 1996 года.

Стоимость бурения новых скважин, стоимость ввода разведочных скважин - принята по данным Заказчика.

Расчет капитальных вложений для разработки нижневизейского горизонта проводился по следующим направлениям:

затраты на бурение новых добывающих скважин;

обустройство новых добывающих скважин;

выкидные линии;

реконструкция УКПГ.

дороги к новым скважинам;

прочие расходы.

Наименьший объем капитальных вложений (без НДС в ценах с учетом инфляции) потребуются для 1-го и 2-го варианта - 7.1 млн. $. Наибольший объем капитальных вложений (без НДС в ценах с учетом инфляции) потребуются для 4-го варианта 38.4 млн. $.

Эксплуатационные затраты

Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными технологическими показателями, рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта, исходя из технологии и техники подготовки продукции.

В результате постоянного совершенствования системы бухгалтерского учета в Республике Казахстан, в настоящее время расходы, связанные с обычной деятельностью предприятия (эксплуатационные затраты), разделяются на расходы, относимые на себестоимость продукции (работ, услуг) и на расходы периода.

Расходы, относимые на себестоимость продукции, включают в себя все эксплуатационные затраты, производимые непосредственно на промысле. Расходы периода, в свою очередь, включают в себя общепроизводственные и административные расходы и расходы по реализации продукции. Многие статьи затрат одинаковы по своей сути в этих указанных группах. Т.е., например, в обеих группах есть затраты на материалы. Только в группу затрат, включаемых в себестоимость продукции, относятся материалы, необходимые непосредственно на промысле, а в затратах периода - включаются материалы общепроизводственного назначения. Тоже можно сказать и о других статьях, например: расходы по оплате труда, на электроэнергию, отчислений на амортизацию и т.д.

Расходы, относимые на себестоимость продукции включают в себя расходы на:

обслуживание скважин;

материальные производственные затраты;

амортизационные отчисления производственных фондов;

обслуживание и текущий ремонт основных фондов;

капитальный ремонт основных фондов;

оплату труда промышленно-производственного персонала;

налоги, отчисления и сборы в бюджет, входящие в себестоимость продукции;

услуги сторонних организаций и затраты производственного характера, необходимые на промысле;

услуги сторонних организаций и затраты непроизводственного характера, необходимые на промысле;

затраты на грузоперевозки и снабжение;

страхование основных фондов;

прочие необходимые затраты.

В затраты и услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями, зависимые, в основном, от количества скважин, включены:

диагностика оборудования;

пуско-наладочные работы;

услуги геологического характера;

геофизические исследования скважин;

услуги механоэнергетической службы;

сервисное обслуживание объектов;

операции с использованием спецтехники;

услуги автоматической системы управления;

тарификация и обслуживание приборов;

метрология; и т.п

3.3 Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта

С точки зрения экономики, анализу подвергнуты четыре варианта промышленной разработки. Сравнение основных технико-экономических показателей вариантов разработки представлено в таблице 5.1, интегральных показателей в ценах с учетом инфляции в таблице 5.2. Дополнительно был рассчитан вариант с ценой продажи газа 70 $/тыс.м³ без учета НДС. Расчет этого варианта представлен в таблицах 5.3, 5.4, 5.5, 5.6, 5.7, 5.8, 5.9.

Продолжительность прибыльного периода по вариантам составит:

	Продолжительность расчетного периода	Продолжительность прибыльного периода
Вариант 1	84;	50;
Вариант 2	84;	53;
Вариант 3	84;	47;
Вариант 4	84.	37.

Из таблиц сравнения видно, что уровень основных интегральных показателей по вариантам отличаются незначительно и основные технологические показатели близки по своим значениям.

Добыча сырого природного газа по вариантам за рассматриваемые периоды имеет следующий уровень в млн.м³:

	Расчетный период	Прибыльный период
Вариант 1	14405.6;	10891.4;
Вариант 2	15576.8;	12113.9;
Вариант 3	16501.8;	12629.1;
Вариант 4	17965.9.	11924.9.

Т.о. видно, что максимальное количество газа, за расчетный период составляет по четвертому варианту, за прибыльный период по третьему варианту.

Ввод новых скважин по вариантам планируется в следующем количестве:

Вариант 1 - 1;

Вариант 2 - 1;

Вариант 3 - 8;

Вариант 4 - 13.

Суммарная выручка от продажи продукции (общий доход), в ценах с учетом инфляции, в целом за прибыльный период, по вариантам составит, млн. долларов:

	Расчетный период	Прибыльный период
Вариант 1	1234.2;	734.7;
Вариант 2	1345.0;	833.7;
Вариант 3	2336.8;	845.3;
Вариант 4	1472.2.	726.4.

По третьему варианту выручка от продажи продукции за прибыльный период будет максимальной, что связано с наибольшей продолжительностью прибыльного периода, а по четвертому варианту - минимальной.

Средняя за рассматриваемые периоды себестоимость и суммарные эксплуатационные затраты, на добычу сырого газа, в ценах с учетом инфляции, за прибыльный период, по вариантам составят, $/тыс.м³

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда и техника безопасности при проведении работ

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.

4.2 Охрана недр и окружающей среды

Задачами законодательства Республики Казахстан в области охраны окружающей среды являются регулирование отношений в сфере взаимодействия общества и природы, с целью улучшения качества окружающей среды, рационального использования и воспроизводства природных ресурсов, укрепления законности и правопорядка.

Планирование мероприятий по охране окружающей среды осуществляется инициатором хозяйственной деятельности. Мероприятия по охране недр и окружающей среды в совокупности с оценкой воздействия разработки месторождения на другие объекты окружающей среды - атмосферу, поверхностную гидросферу, флору, фауну, должны обеспечить формирование системы экологических показателей, позволяющих объективно отразить всю совокупность, последствий техногенного вмешательства в окружающую среду в районе месторождения.

Природоохранная деятельность на месторождении - это реализация основных принципов сохранения нормативного качества окружающей среды:

контроль соответствия проектной и иной документации по природоохранному законодательству РК;

применение передовых технологий для снижения техногенной нагрузки на окружающую среду в процессе эксплуатации месторождения;

проведение научно-исследовательских работ по изучению влияния эксплуатации месторождения на окружающую среду;

разработка природоохранных мероприятий.

Прогноз и оценка значимости воздействия разработки месторождения на окружающую среду, представляет собой наиболее важную стадию, целью которой является установление того, какие изменения могут произойти в результате осуществления каждой из альтернатив.

4.3 Природно-климатические условия

Климат региона резко континентальный с жарким, сухим, продолжительным летом и холодной малоснежной зимой.

Континентальность климата проявляется в больших колебаниях метеорологических элементов в их суточном, месячном и годовом ходе.

Для климатической характеристики изучаемого района использовались многолетние данные ближайшей метеорологической станции Уюк. Непосредственно месторождение "Амангельды" расположено севернее Уюка и Байкадама, между метеостанциями Уланбель и Уюк.

Температурный режим воздуха формируется под влиянием радиационного баланса, циркуляционных процессов и сложных условий подстилающей поверхности. На территории исследуемого района лето жаркое и продолжительное. Среднемесячная температура самого жаркого месяцы июля составляет 26.2^оС, а средний максимум 34.4^оС, абсолютный - +46^оС. Суточные колебания температуры воздуха достигают 14-16^оС. Зимой температуры имеют отрицательные значения, так средняя температура самого холодного месяца января составляет -8.2^оС, а средние из минимумов температуры воздуха января - 13.3^оС, абсолютный минимум -49^оС.

Влажность воздуха. Относительная влажность воздуха, характеризующая степень насыщения воздуха водяным паром, меняется в течение года в широких пределах. Относительная влажность < 30 % и более 80 % считается дискомфортной. Так, в рассматриваемом районе среднемесячная относительная влажность летом достигает 28-34 %, а зимой - 72-86 % и составляет 153 дня с влажностью менее 30 % и 60.3 дня с влажностью более 80%.

Ветровой режим. Для изучаемого района, как и для всей области, характерны частые ветры восточного и западного направления. Наибольшую повторяемость за год имеют ветры восточного направления. Годовая скорость ветра в районе исследований 2.8 м/сек. В теплый период сильные ветры вызывают пыльные бури, а в холодный - метели. Более наглядное представление о характеристике распределения ветра по румбам дает роза ветров, представленная на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Роза ветров (по данным метеостанции Уюк)

Атмосферные осадки. Засушливость - одна из отличительных черт климата района. Осадков выпадает мало, и они распределяются по сезонам года крайне неравномерно: 60% всех осадков приходится на зимне-весенний период. Осадки летнего периода не имеют существенного значения, как для увлажнения почвы, так и для развития культурных растений.

Снежный покров незначителен и неустойчив; образуется он во второй - третьей декаде декабря. Средняя высота его 10-25 см. Устойчиво снег лежит 2.5 месяца. Средние запасы воды в снеге составляют 30-60 мм.

Изучаемый регион отличается выраженной засушливостью с годовым количеством осадков 236 мм. Характер годового распределения месячных сумм осадков также неоднороден: летом 5-17 мм, зимой 17-37 мм. Осадки ливневого характера с грозами и градом наблюдаются в теплое время года. Зимой ливневые осадки наблюдаются значительно реже.

Характеристика климатических, метеорологических условий и коэффициенты, определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере (СНиП 2.01.01. -82) представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Характеристика климатических, метеорологических условий и коэффициенты, определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере

Наименование характеристик	Величина
Коэффициент, зависящий от стратификации атмосферы, А	200.0
Коэффициент рельефа местности в городе	1.0
Средняя максимальная температура наружного воздуха наиболее жаркого месяца года	34.4
Средняя минимальная температура наиболее холодного месяца Т, оС	-13.3
Среднегодовая роза ветров, %
С	5
СВ	14
В	42
ЮВ	6
Ю	3
ЮЗ	5
З	15
СЗ	11
Скорость ветра, повторяемость превышения которой по многолетним данным составляет 5%, м/с	4.3

4.4 Охрана атмосферного воздуха

Характеристика источников выделения загрязняющих веществ

Система сбора и подготовки природного газа и конденсата на газоконденсатном месторождении Амангельды, предназначена для очистки и осушки природного газа перед подачей его в газопровод, а также для стабилизации углеводородного конденсата перед его вывозом с объекта.

В связи со снижением давления газа на входе Центральной установки подготовки газа (ЦУПГ) перепад давления на дроссельном клапане не позволяет охладить газ до температуры минус 10°С. Для требуемого охлаждения газа и его подготовки в соответствии с ОСТ 51.40-93 предлагается в поток газа перед низкотемпературным сепаратором подавать сжиженный природный газ из УСПГ-5.5.

В процессе стабилизации конденсата образуются газы выветривания в буферной емкости и газы деэтанизации в колонне стабилизации, направляемые на факел. Для недопущения потерь такого ценного сырья и улучшения экологической обстановки предлагается утилизация факельных газов со строительством дожимной компрессорной станции (ДКС) и подачей компримированного газа на УСПГ-5.5.

На месторождении Амангельды существующая Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) состоит из следующих основных систем:

Входной манифольд.

Система замерного сепаратора.

Система низкотемпературной сепарации.

Система подогрева товарного газа.

Система стабилизации конденсата.

Система аварийной дегазации конденсата.

Система впрыска и регенерации диэтиленгликоля.

Система теплоносителя.

Система измерения расхода газа.

Резервуары склада конденсата с насосной.

Система топливного газа.

Факельное хозяйство.

Система компримирования 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 - 33 шт., источник №6001-6033;

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;

узел учета конденсата - источник №6058;

узел учета товарного газа - источник №6059;

сепаратор ТДА - источник №6060;

турбодетандер - источник №6061;

подогреватель теплоносителя - источник №0001;

дежурная горелка - источник №0002;

подогреватель ДЭГ - источник №0003;

насосная станция конденсата - источник №0004;

печь котельной на УКПГ - источник №0005.

Анализ расчетов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

Для количественной и качественной оценки выбросов загрязняющих веществ проведен расчет выбросов загрязняющих веществ от каждого источника с учетом проектной максимальной добычи газа на период промышленной разработки месторождения Амангельды.

Расчеты выбросов загрязняющих веществ выполнены для всех источников организованных и неорганизованных выбросов. Расчеты выбросов вредных веществ в атмосферу выполнены в соответствии с:

техническими характеристиками применяемого оборудования;

"Сборника методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами", Алматы 1996 г.;

РД 39-142-00, МНП "Методика расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду от нефтегазового оборудования";

Программа "Факел", входящая в систему УПРЗА "Эколог", принятая в РК.

РНД 211.2.02.09-2004 Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров. Астана 2005 г.

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу от оборудования, представлен в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу

Наименование вещества	ПДК м.р. мг/м3	ПДК с.с мг/м3	ОБУВ, мг/м3	Класс опасности	Выброс загрязняющих веществ
					г/с	т/год
Смесь углеводородов предельных С1-С5	-	-	50	-	6.7236	230.3607
Сера диоксид	0.5	0.05	-	3	0.2402	6.7603
Углерод оксид	5	3	-	4	0.2351	7.1967
Метан	-	-	50	-	0.0682	1.9329
Азота диоксид	0.085	0.04	-	2	0.0285	0.8917
2,2-Оксидиэтанол (Диэтиленгликоль)	-	0.2	-	4	0.1466	4.6219
Азота оксид	0.4	0.06	-	3	0.0530	1.5558
Сажа	0.15	0.05	-	3	0.0171	0.5399
ВСЕГО:	7.5121	253.8599

Как показали проведенные предварительные расчеты, общий валовый выброс загрязняющих веществ в период промышленной разработки месторождения Амангельды составит 7.5121 г/сек, 253.8599 т/год. Распределение по вкладам загрязняющих веществ представлено в таблице

Таблица 4.3 - Распределение по вкладам загрязняющих веществ

Наименование вещества	Валовый выброс вещества, т/год	Доля вклада, %
Углеводороды С1-С5	230.3607	90.74
Диоксид серы	6.7603	2.66
Оксид углерода	7.1967	2.83
Метан	1.9329	0.76
Диоксид азота	0.8917	0.35
Оксид азота	1.5558	0.61
Сажа	0.5399	0.21
Диэтиленгликоль	4.6219	1.82
ВСЕГО:	253.8599	100

Утилизация газа

В 2006 году для АО "Амангельды Газ", была разработана и согласована "Программа по утилизации факельного газа месторождения Амангельды".

Согласно "Программы…" для утилизации факельного газа на месторождении Амангельды наиболее целесообразными этапами реализации технологии полной утилизации факельного газа являлось:

- Переработка с получением сжиженного товарного газа и отправкой остатка на хозяйственно-бытовые нужды.

- Переработка с получением сжиженного товарного газа и химических продуктов На первом этапе утилизация основной части факельного газа предусматривает создание производства сжиженного углеводородного газа - пропан-бутановых смесей. Это позволит достичь высоких экологических и технико-экономических показателей. Таким образом, реализация первого этапа Программы приведет к значительному снижению объема сжигания газа на факеле.

Факел на ЦУПГ, функционирующий в непрерывном технологическом процессе подготовки газа для сброса аварийных газов в режиме пилотной горелки, на первом этапе возможно использовать для сжигания остаточного газа ГРУ.

Реализация этапов Программы предусматривает полную утилизацию без сброса остатка газа на факел.

Мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу

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.

4.5 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения

Поверхностные воды

Поверхностные водные источники на территории месторождения Амангельды отсутствуют.

Подземные воды

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.

Заключение

Разработку месторождения Амангельды осуществляет ТОО "АмангельдыГаз".

Месторождение Амангельды находится в пределах Мойынкумского района Жамбылской области Республики Казахстан, в 180 км к северу от города Тараз.

Географически оно расположено в юго-западной части песков Мойынкум, которые в рассматриваемом районе занимают междуречье Шу и Таласа, с юго-запада к ним примыкает предгорная равнина Малого Каратау, являющегося ветвью Большого Каратау.

В рамках "Проекта промышленной разработки газоконденсатного месторождения Амангельды" рассмотрены 4 варианта разработки.

Разработка нижневизейского горизонта будет происходить на режиме истощения пластовой энергии. Размещение скважин - по квадратной сетке плотностью 64 га/скв (800*800 м).

вариант - базовый. Количество добывающих скважин - 26, в т.ч. бурение 1 добывающей скважины. Устьевое давление - 5 МПа.

вариант. Количество добывающих скважин - 26, в т.ч. бурение 1 добывающей скважины. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа.

вариант. Количество добывающих скважин - 33, в т.ч. бурение 8 добывающих скважин. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа.

4 вариант. Количество добывающих скважин - 38, в т.ч. бурение 13 добывающих скважин. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа.

Разбуривание месторождения проектируется осуществлять вертикальными скважинами. Проектная вертикальная глубина составляет 2350 м. Порядок бурения скважин выбран с учетом производственных мощностей организации, осуществляющей разбуривание, а также темпа обустройства скважин. Начало бурения 2009 год.

Рекомендуемым вариантом промышленной разработки месторождения Амангельды выбран вариант 3.

Список использованной литературы

1. Мамбетов У.М., Филипьев Г.П., Копкина Л.Н и другие. "Отчет по подсчету запасов природных газов месторождений Амангельды и Айракты в Муюнкумской впадине Чу-Сарысуйской депрессии (Джамбульской области Казахской ССР) по работам за 1971-1981 гг.".

2. Мамбетов У.М., Филипьев Г.П., Копкина Л.Н. и другие. "Дополнение к отчету запасов природных газов месторождений Амангельды и Айракты в Муюнкумской впадине Чу-Сарысуйской депрессии от 22.02.1982 г.".

3. Протокол № 8884 заседания Государственной комиссии по запасам природного газа при Совете Министров СССР от 27.11.1981 г.

4. Бигараев А.Б., Воронкова Л.С. и другие. Отчет по пересчету запасов газа нижневизейского продуктивного горизонта месторождения Амангельды Жамбылской области Республики Казахстан по состоянию на 01.09.1996г.

5. Протокол № 46 Пленарного заседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Министерстве геологии и охраны недр Республики Казахстан от 09.10.1996 г.

6. Технико-экономическая оценка совмещенной разведки и добычи углеводородного сырья по месторождениям Амангельды и другие в Жамбылской области, фонды г. Алматы, сентябрь 2000 г.

7. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений/-М.: Недра, 1975.

8. Коротаев, Ю.П. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений/ Ю.П. Коротаев, С.Н. Закиров, -М.: Недра, 1981.

9. Ширковский А.И., Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений /- М.: Недра, 1987.

10. Ширковский А.И., Добыча и подземное хранение газа/ А.И. Ширковский, Г.И. Задора, М.: Недра, 1974.

11. Требин Ф.А., Добыча природного газа/ Ф.А.Требин, Ю.Ф.Макогон, К.С. Басниев. - М.: Недра, 1976.

12. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов/ М.: Недра, 1980.

13. Макогон, Ю.Ф. Гидраты природных газов/-М.: Недра, 1974.

14. Кнунянц, И.Л. Справочник химика. Советская энциклопедия / -М.: 1988.

15. Дегтярев, Б.В. Борьба с гидратообразованиями при эксплуатации газовых скважин в северных районах / -М.: Недра, 1976. (Пункт 5.2)

16. Контракт на совмещенную разведку и добычу углеводородного сырья от 12.12.2000.

17. Комплексная характеристика пастбищ пустынной зоны Казахстана. Институт ботаники АН Казахстана. - Алматы.: 1990 г.

18. Фаизов, К.Ш. Почвы пустынной зоны Казахстана.

19. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин./ - М.: Недра, 1971.

20. Леонтьев, И.А. Основы надежности систем добычи газа / Леонтьев И.А., Журавлев И.Г. -М.: 1975.

21. Хауслер, Р.Г. Комплексный подход к решению проблем коррозии при производстве нефти и газа. -М.: 1985.

22. Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды/ -М.: Недра, 1977. 192 с.

23. Басниев, К.С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата/ -М.: Недра, 1985, 246 с.

24. Серед, Н.Г. и др. Спутник нефтяника и газовика/-М.: Недра, 1986, 325 с.

25. Лобков, А.М. Сбор и подготовка нефти и газа на промысле/ -М.: Недра, 1968, 285 с.

26. Закон РК "Об охране окружающей среды" от 15.06.97.

27. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений РК. Утв.18.06.96. № 746.

28. Пособие по составлению раздела проекта (рабочего проекта) "Охрана окружающей природной среды" СНиП 1.02.01-85.

29. "Положение о порядке проектирования и эксплуатации зон санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов хозяйственно- питьевого назначения и подземные источники хозяйственно-питьевого водоснабжения", Москва, 1983г./3/

30. РНД 03.3.0.4.01-96 "Методические указания по определению уровня загрязнения компонентов окружающей среды токсичными веществами отходов производства и потребления", утв. Министерством экологии и биоресурсов РК, Алматы-1996.