Технология эксплуатации скважин месторождения Акшабулак Восточный

По полученным значениям R_e и K_s находим по графику значение[11]

Для определения необходимо найти общую глубину спуска насоса L, которая равна

L = h_q + h=1074,8 +50=1124,8, (7)

где h=50м - глубина погружения насоса под динамический уровень, которая зависит от газового фактора и определяется приближенным расчетом.

Теперь определим потери напора на трение и местные сопротивления:

 (8)

Необходимый напор насоса определим по формуле:

Н_с = h_ст + ?h + h_тр + h_г + h_с = 1060+14,8+209,4+2,5+10=1296,7м.

3. Подбор насоса:

Насос подбирают в соответствии с характеристикой скважины, ее дебитом, необходимым напором и диаметром эксплуатационной колонны на основании характеристики ЭЦН. Для получения дебита Q = 39,8 м³/сут и напора = 1301,2 м.ст.ж. наиболее подходит насос УЭЦН 5-40-1400, с числами ступеней =299.

Число ступеней, которое надо снять с насоса для получения необходимого напора, определим по формуле:

, (9)

где - число ступеней насоса

Н_н - напор, создаваемый насосом.

Следовательно, насос УЭЦН - 5 - 40 - 1400 должен иметь 299 - 21 = 268 ступени. Вместо внятых ступеней внутри корпуса насоса устанавливаются приставки. В случае необходимости избавиться от вредного влияния газа, вместо нескольких ступеней, устанавливают газосепараторы и газодиспергаторы [10].

4. Выбор кабеля:

Исходя из технической характеристики УЭЦН 5 - 40 - 1400 эл/дв. берем ПЭД 20-103. Кабель выбираем КРБК 3х16, трехжильный круглый с площадью сечения 165 мм² и d-м = 13,1 мм. На длине насоса и протектора (около 7 м) берем плоский кабель КрБП 3х10 с площадью сечения 10 мм² и толщиной 12,2 мм. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в них и КПД установки. Потери в кабеле КрБК 3х16 длиной 100 м определим по формуле:

, (10)

где I - сила тока в статоре э/двигателя ПЭД 20-103 и равна I = 29 А.

R - сопротивление кабеля.

Р - потери энергии в кабеле, кВт

Сопротивление кабеля длиной 100 м определим по формуле:

, (11)

где - удельное сопротивление кабеля при Т_к, Ом•мм²/м²,

q - площадь сечения жилы кабеля 16 мм².

Удельное сопротивление кабеля при Т_к = 313 К, q = 16 мм²

(12)

где = 0,0175 Ом•мм²/м. - удельное сопротивление меди при Т = 293 К; = 0,004 - температурный коэффициент для меди. =>, R определяется по формуле:

(13)

Потери э/э в кабеле определим по формуле:

(14)

Общая длина кабеля равна сумме глубины спуска насоса L = 1125 м и расстояния от скважины до СУ (10 м).

Примем с запасом на увеличение погружения насоса длину кабеля 1225 м. В этом кабеле с q = 16 мм² потери составляют:

(15)

Плоский кабель длиной 6,5 м для уменьшения основного диаметра агрегата берем на один размер меньше круглого, т.е. с площадью сечения 10 мм².

5. Выбор двигателя:

Мощность э/двигателя, необходимо для работы насоса, определим по формуле:

(16)

где = 0,5 - КПД насоса

При потере 3,315кВт мощности в кабеле потребная мощность двигателя составит:

(17)

На основании расчетов принимаем э/двигатель ПЭД 20-103, мощностью 20 кВт, диаметром 103 мм.

6. Определение основного диаметра агрегата.

Наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирается с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне данного диаметра. Зная глубину спуска, искривленность скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбираем допустимый зазор между агрегатом и колонной. От зазора зависят основные размеры насоса и двигателя. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата диаметральный зазор для скважины с диаметром колонны 168 мм принимаем 5 - 10 мм. Наибольший основной размер погружного агрегата равен разности между внутренним диаметром колонны и допустимым зазором.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля определим:

, (18)

где - наружный диаметр э/двигателя

- наружный диаметр насоса

- толщина плоского кабеля

- толщина хомута

= 103 мм; = 114 мм.

= 12,2мм;

= 1,0 мм.

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и круглого кабеля, определим по формуле:

, (19)

где = диаметр муфты равный 88,9 мм для 73 мм насосной трубы;

- диаметр круглого кабеля = 13,1 мм.

Тогда по формуле находим:

т.к. , то диаметра агрегата выбран правильно.

7. Выбор автотрансформатора.

Автотрансформатор служит для повышения напряжения и компенсации падения напряжения в кабеле от СУ до э/двигателя. Для этого необходимо найти падение напряжения в кабеле, в В.

, (20)

где - активное уд. Сопротивление кабеля Ом/км;

- индуктивное удельное сопротивление кабеля Ом/км (для кабеля КрБК 3х16 приблизительно = 0,1 Ом/км)

- коэффициент мощности установки

- коэффициент мощности реактивный

=29 А; = 1225 м = 1,225 км.

Активное уд. сопротивление определяется по формуле:

(21)

для ПЭД 20-103 равен 0,765

= 0,64.

Потери напряжения в кабеле определим по формуле:

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно сумме напряжения электродвигателя 400 В и потерь напряжения в кабеле.

, (22)

где = напряжению э/двигателя В.

Для э/двигателя ПЭД 20-103; с напряжением 400В, требуется напряжение во вторичной обмотке трансформатора, с учетом потерь напряжения в кабеле, 460,87В. Этому требованию удовлетворяет автотрансформатор АТС3-20 с пределами регулирования напряжения во вторичном обмотке от 410 до 540 В.

8. Выбор силовой установки

Для управления э/двигателем ПЭД 20-103 берем АТС3-20 (по таблице характеристики автотрансформаторов и трансформаторов ).

9. Определение удельного расхода электроэнергии

Характерным энергетическим показателем работы электронасосной установки служит расход э/э на 1 т добытой жидкости.

Он определяется по формуле:

, (23)

где - высота подачи жидкости (1074,8 м);

- общий КПД установки.

, (24)

где - КПД труб = 0,94;

- КПД насоса = 0,5;

- КПД двигателя = 0,73;

- КПД кабеля, зависит от сечения, длины, J, и t изменяется 0,7 до 0,95;

- КПД автотрансформатора = 0,96.

= 0,94 х 0,5 х 0,73 х 0,83 х 0,96 = 0,273.

Удельный расход электроэнергии рассчитывается по (25) формуле:

(25)

2.3.3 Расчет с использованием компьютерных программ

Расчет параметров УЭЦН с использованием компьютерной программы Microsoft Excel для скважины № 34 показано в приложении A.

3. Экономическая часть

3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения

Расчет экономической эффективности эксплуатации месторождения Акшабулак проведен для сравнения вариантов разработки и не может служить для оценки деятельности предприятия.

Попутный газ, добываемый на месторождении, используется для выработки электроэнергии и сжиженного газа для собственных нужд предприятия.

Все стоимостные показатели, применяемые в расчетах, приводятся в текущих ценах. С переводом национальной валюты тенге в доллары США для упрощения дальнейших расчетов. Инфляция не учитывалась, так как не оказывает влияние на конечные результаты.

В расчетах принято, что обеспечение необходимых объемов финансирования обустройства и разработки месторождения будет осуществляться:

За счет реинвестиции чистой прибыли учредителей;

За счет аккумулированных амортизационных отчислений на реновацию;

За счет средств учредителей (кредит или другой источник для выбора варианта не имеет значения).

Объемы капитальных вложений включают в себя:

- бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин, затраты на внутрискважинное оборудование;

- нефтепромысловое обустройство, строительство вахтового поселка, базы промысла и нефтеперекачивающей станции;

- внешне промысловые коммуникации.

Капитальные вложения предполагается осуществить в течении первых 9 лет эксплуатации месторождения. Срок вложения средств связан с поэтапным разбуриванием месторождения.

Капитальные вложения рассчитаны с учетом того, что большая часть оборудования, материалов и сооружений должна приобретаться за пределами Республики Казахстан. Предприятие также будет использовать оборудование, конструкции и особенно местные строительные материалы, изготовленные в Республике Казахстан, если они соответствуют по качеству мировым аналогам, а также могут быть приобретены своевременно и по конкурентоспособным ценам.

Сметная стоимость строительства определена на стадии технико-экономическое обоснование в ценах 1991г., сначала в национальной валюте тенге согласно письма Минстроя РК № АК-5-1-431 от 2.03.94г., с пересчетом в действующие цены по индексам Госкомстата РК (с прогнозной корректировкой на 1 января 1996г.). Для пересчета в действующие цены от базисных цен 1991г. приняты следующие коэффициенты: К смр=82; К обор=60; К прочих=30; К кап. влож.=78.

Стоимость единичных показателей объектов и сооружений рассчитана на основании стоимости объектов-аналогов с учетом коэффициентов на объем и территориальных коэффициентов изменения сметной стоимости СМР с пересчетом цен.

В расчете учтены затраты:

На временные здания и сооружения- 4.1%;

2.Прочие затраты определены согласно установленных норм в процентах от строительно - монтажных работ.

Прочие затраты, относящиеся к СМР -7.62%.

Прочие затраты относящиеся к прочим: -15% с учетом вахты.

Затраты на технадзор и затраты на содержание дирекции.

Затраты на архитектурно - строительный контроль-0.5%.

Кроме того, в итоге добавлены следующие затраты:

Затраты на дополнительный транспорт материалов -1.5%.

Затраты на проектно изыскательские работы (ПИР) и научно исследовательские и опытно конструкторские работы (НИОКР) приняты на основе статистики в размере 1% от капвложений.

Затраты на пуск и наладку -4%.

Резерв на непредвиденные затраты -20%.

Все эти затраты учтены в единичной стоимости, используемой в дальнейших расчетах.

Расчет динамики эксплуатационных затрат по основным вариантам разработки произведен согласно нормативных показателей родственных нефтяных предприятий.

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на обслуживание скважин, электроэнергию, на мех добычу и другие нужды, закачку и добычу воды, внутрипромысловый сбор и транспорт нефти, газа, технологическую подготовку нефти, амортизационные отчисления, текущий ремонт, оплату труда персонала.

Расходы, связанные с транспортом нефти, роялти, налог на имущество, земельный налог и бонусы, в расчет эксплуатационных затрат при определении себестоимости не включены.

Для определения эксплуатационных расходов по добыче, сбору, транспорту и подготовки нефти и газа в целом по месторождению, а также по процессам составлен перечень эксплуатационных показателей и расчет годовых эксплуатационных затрат себестоимости.

Расчет приведен на основании следующих исходных данных:

- Рабочих дней в году -345;

- Количество поступающего сырья и выход товарной продукции по технологической части, с учетом;

- Использования нефти и газа на собственные нужды;

- Расходы электроэнергии, газа, реагентов и воды приняты по материалам технологических расчетов;

- Обслуживающий персонал рассчитан по нормативам предприятия;

- Среднемесячная заработная плата одного рабочего в размере 21300 тенге с учетом районного коэффициента. Затраты на социальное страхование и в фонд занятости приняты в размере 32% от фонда зарплаты;

- Капитальные вложения для расчета амортизационных отчислений;

- Амортизации определена по " Нормам амортизационных отчислений по основным фондам", введенным в действие 1 января 1991 года и с учетом постановления Кабинета Министров РК от 22 ноября 1992г. и Указ Президента РК от 24 апреля 1995г;

- Стоимость электрической энергии принята по действующим тарифам;

- Стоимость воды технической и воды питьевого качества, реагентов и материалов принята на основе данных производственных нефтедобывающих объединений и их управлений по материально-техническому снабжению;

- Для выработки тепла и для обеспечения производства горюче-смазочных материалов принят расход от добываемой продукции в объеме 1%, который не учитывается в выручке;

- Текущий ремонт принят в размере 1.3% от стоимости производственных фондов за минусом выбываемых объектов;

- Прочие расходы приняты в размере 6% от основных расходов и включают в себя цеховые и общепроизводственные расходы.

3.1.1 Анализ состояния эксплуатационных расходов

Переменные эксплуатационные затраты включают в себя затраты на дизельное топливо, электроэнергию и вспомогательные материалы. Начальный этап освоения характеризуется относительно высокими затратами на дизельное топливо и отсутствием затрат на электроэнергию. Относительно низкие затраты на дизельное топливо и электроэнергию ожидаются на последующих этапах.

Затраты на дизельное топливо на начальном этапе освоения покрывают потребности в топливе для обеспечения перевозок грузовиками и работы дизельных генераторов. Затраты на дизельное топливо для перевозок грузовиками исчислены из расчета 5 грузовиков, совершающих 4 поездки в день на расстояние 60 миль (97 км) каждый, при расходовании одного галлона топлива на каждые 10 миль (16 км) при стоимости топлива, равной 1 доллару США за галлон (3.8 литра). После начального этапа потребности в дизельном топливе составляет предположительно 20% от общего объема топлива, потребляемого грузовиками. Здесь также учитывались потребности в дизельном топливе, потребляемом двигателями генератора, производящего электроэнергию.

Затраты на электроэнергию посчитаны из расчета предполагаемой стоимости электроэнергии в размере 7 центов за один киловатт-час (по обменному курсу на настоящий момент) и потребностей работающего оборудования, выраженных в л.с. мощности.

Затраты на капитальный ремонт скважины взяты из прогнозного отчета компании. Значения из отчета компании указаны в более поздние сроки с учетом затрат на капремонт, включенных в сумму капитальных затрат на различных этапах.

Трудовые затраты подсчитаны из расчета 90 человек, работающих на начальном этапе освоения, и 110 человек, работающих на этапах расширения добычи и полного освоения месторождения. Предполагалось, средняя ставка составит примерно 8 долл. США в час (по обменному курсу на настоящий момент). Однако, следует ожидать роста заработной платы (10% в год) в связи с быстрым ростом экономики. Учитывались также отчисления в фонд развития в размере 32% от стоимости местной рабочей силы.

Затраты на содержание аппарата управления совместного предприятия подсчитаны из расчета предполагаемой численности аппарата управления равной 8 человекам при занятости полный год и ставке 60 долл. США в час (по обменному курсу на настоящий момент).

Фиксированные эксплуатационные затраты включают стоимость материалов для осуществления технического обслуживания и ремонта (0.5% от затрат генерального подрядчика), стоимость страхования (0.8% от общих капитальных затрат), общие и административные расходы (0.2% от общих капитальных затрат) и расходы на содержание вахтового поселка в размере примерно 800.000 долл. США (по обменному курсу на настоящий момент). Все эти затраты допускают отклонения и нуждаются в дальнейшем уточнении по мере реализации проекта.

Суммы выплаты премиальных по итогам работы взяты из прогнозного отчета компании .

Расходы по консервированию месторождения базируется на данных компании и составляют примерно 10 млн. долл. США (по обменному курсу на сегодняшний момент), повышаясь к последнему году периода эксплуатации месторождения.

3.2 Расчет экономической эффективности

месторождение нефть пластовой добыча

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

Чистая прибыль

Денежные потоки

Чистая приведенная стоимость (NPV) при норме дисконте процентов

Внутренняя норма прибыли (ВНП или IRR)

Срок окупаемости капитальных вложений

Срок разработки до достижения отрицательной прибыли

Удельные показатели.

Расчет экономической эффективности произведен на срок до достижения отрицательной прибыли при цене одной тонны 120 долларов США без учета НДС, без стоимости транспортировки, без применения замыкающих предельных затрат и без учета инфляции.

Расчет чистой прибыли произведен с учетом реинвестирования части амортизационных отчислений и чистой прибыли в капитальные вложения. После уплаты налога на прибыль рассчитана накопленная величина чистой прибыли.

Потоки денежной наличности для проекта рассчитывалась на базе чистой прибыли (к чистой прибыли неиспользованных амортизационных отчислений с привлечением всех вложенных средств), прибавляется остаток.

Внутренняя норма прибыли или внутренняя норма возврата капитала определялась от ежегодного денежного потока. Также производился расчет дисконтирования вложенных средств.

Расчет окупаемости произведен по моменту перехода накопленного дисконтированного денежного потока в положительную величину.

Ниже следует таблица XIV-1 "Результаты экономического анализа проекта". Таблица разделена на две части. В верхнюю часть включены суммарные результаты, в нижнюю - параметры.

Суммарные результаты включают в себя показатели эффективности проекта, необходимые суммы инвестирования, капитальные затраты, погашение задолжностей и поток денежных средств.

Параметры включают предположительные периоды времени, особенности добычи нефти и связанные с ними предположительные цены на нефть и газ, предположения о суммах налогов и темпах инфляции, особенности финансирования, предположительные переменные величины эксплуатационных расходов и предположительные фиксированные эксплуатационные расходы.

Ниже также приведены два графика. Верхний график показывает влияние внутренней нормы рентабельности и погашение задолжности на цены на нефть; нижний график отражает темпы роста добычи нефти и газа в течении всего периода эксплуатации месторождения.

3.2.1 Расчет удельной себестоимости нефти при эксплуатации скважины УЭЦН

Для сопоставления показателей различных вариантов компоновки оборудования и режима его работы необходимо рассчитывать экономические показатели для каждого из вариантов.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.

Расчет амортизации

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье "Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования".

(26)

(27)

где N_a - норма годовых амортизационных отчислений, %;

С_ост - остаточная стоимость обрудования;

С_п - первоначальная стоимость обрудования;

Т_а - срок работы оборудования.

Годовые амортизационные отчисления для УЭЦН:

(28)

где С_уэцн - стоимость станка-качалки;

С_нкт - стоимость колонны НКТ;

С_каб - стоимость колонны штанг;

С_скв - стоимость скважины;

N_a - норма амортизации соответствующего оборудования.

Остаточная стоимость скважины вычисляем по формуле (26):

Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ С, массы одного погонного метра q и глубины спуска насоса L:

(29)

Стоимость кабеля рассчитана исходя из стоимости 1м кабеля С_каб:

Стоимость УЭЦН:

Годовые амортизационные отчисления для ШГН:

 (30)

где С_шгн - стоимость станка-качалки;

С_нкт - стоимость колонны НКТ;

С_шт - стоимость колонны штанг;

С_скв - стоимость скважины;

N_a - норма амортизации соответствующего оборудования.

Стоимость одноступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг С, массы одного погонного метра q и их длины l:

(31)

Стоимость ШГН:

Расчет фонда оплаты труда

Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают лишь в том случае, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.

Минимальная заработная плата в РК - 17439 тенге.

Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ППП работает повременной форме оплаты труда - 10,85.

Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату - 1,75 от основной.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,14

Районный коэффициент - 1,35.

ФОТ =Минимальная ЗП * Тарифный коэффициент * Количество месяцев* Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной ЗП * Численность ППП

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

ФОТ = 17439 • 10,85 • 12 • 1,35 • 1,14 • 1,75 • 6 = 36691078,7 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

ФОТ = 17439 • 10,85 • 12 • 1,35 • 1,14 • 1,75 • 8 = 48921439,4 тг.

Отчисления от ФОТ

Отчисления социального налога в размере 11% от ФОТ.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_отч = 0,11 • 14727768,3 = 1472776,83 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_отч = 0,11 • 19637024,4 = 2160072,68 тг.

Расчет энергетических затрат

Энергетические затраты рассчитываются по формуле:

З_эл = Q • Э_уд • Ц_э , (32)

где Q - количество нефти в тоннах;

Э_уд - удельный расход электроэнергии, приходящийся на подъем 1т нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки оборудованием, кВт•ч;

Ц_э - цена одного кВт •ч.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_эл = 14527 • 70 • 10,2 = 10372278 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_эл = 6935 • 45 • 10,2 = 3183165 тг.

Затраты на подготовку и перекачку нефти

Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:

З_эл = Q • (Ц_под + Ц_пер), (33)

где (Ц_под + Ц_пер) - сумма цен подготовки и перекачки 1т нефти.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_эл = 14527 • (885 + 540) = 20700975 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_эл = 6935 • (885 + 540) = 9882375 тг.

Затраты на ППД

Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:

З_ппд = Q_в • Ц_з • Э_н/в, (34)

где Q_в - объем закачиваемой воды, м³;

Ц_з - цена закачки 1м³ воды, тг;

Э_н/в - норма расхода электрической энергии на закачку 1м³ воды

З_ппд = 1777100 • 2,5 • 23 = 102183250 тг.

Затраты на ремонт оборудования

Затраты на ремонт оборудования для рассчитанного и существующего вариантов рассчитываются по формуле:

С_рем = Т_рем • S, (35)

где Т_рем - время проведения ремонта, час.;

S - стоимость 1 нормо-часа проведения ремонта, тг.

С_рем = 180 • 8840 = 1591200 тг.

Прочие затраты

Прочие затраты составляют 11 процентов от ФОТ:

Зпр = 14727768,3 • 0,11 = 1620054,51 тг.

Годовые производственные затраты

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_год = 4454507,8 + 14727768,3 + 5301996,59 + 5287828 +

+ 20700975 + 102183250 + 1591200 + 3681942,08 = 157929467,77 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_год =3326448,7 + 19637024,4 + 7069328,78 + 1622790 + 9882375 +

+ 102183250 + 1591200 + 3681942,08 =148994358,96 тг.

Удельная себестоимость

Удельная себестоимость определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Годовой экономический эффект

Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э = (С₁ - С₂ ) • Q₂, (36)

где С₁ - себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;

С₂ и Q₂ - себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;

Э = (21484,4-10871,4) • 14527= 154175051 тг.

Таблица 3.1 Технико-экономические показатели для существующего и рассчитанного вариантов компоновки оборудования

Показатели	До	После
Годовая добыча нефти, т	6935	14527
Годовые амортизационные отчисления, млн. тг	3,326	4,454
ФОТ, млн. тг	19,637	14,728
Отчисления от ФОТ, млн. тг	7,069	5,302
Энергетические затраты, млн. тг	1,622	5,287
Затраты на подготовку и перекачку нефти, млн. тг	9,882	2,071
Затраты на ППД, млн. тг	102,183
Прочие затраты, млн. тг	3,682
Годовые производственные затраты, млн. тг	157,929	148,994
Удельная себестоимость нефти, тыс.тг/т	21,484	10,871
Годовой экономический эффект, млн. тг	154,175

4. Безопасность и охрана труда

4.1 Опасные и вредные факторы на месторождении "Акшабулак"

Авария - опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории угрозу жизни и здоровью людей и приводящее к разрушению зданий, сооружений, оборудования и транспортных средств, нарушению производственного и транспортного процесса, и нанесению ущерба окружающей природной среде.

В соответствие с принятой классификацией, добыча нефти и газа является экологически опасным видом хозяйственной деятельности, сопряженным с высоким риском для населения и персонала.

Нефтяные и газовые промыслы являются потенциальными источниками радиационной опасности на любой территории. В результате доставки на поверхность вместе с нефтью и газом солей таких элементов, как радий и торий, загрязняются территории в районе нефтяных месторождений. Соли радия могут быть обнаружены в отложениях на внутренних поверхностях насосов, нефтепроводов и емкостей для хранения нефти.

Накопление в нефти, конденсате, газе, пластовых водах радионуклидов представляет собой естественный геохимический процесс. Согласно "Рекомендациям по обеспечению радиационной безопасности при работе с нефтью, конденсатом и пластовыми водами газонефтяных горизонтов", на месторождении должен осуществляется контроль над содержанием радионуклидов.

Нормативными требованиями определяется необходимость разработки на предприятии плана мероприятий по радиационной безопасности.

Радиационная безопасность обеспечивается соблюдением действующих "Норм радиационной безопасности" (НРБ - 99), "Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений" (ОСП-72/87) и других нормативных документов.

Для выявления радиологической обстановки на месторождении Акшабулак проводились замеры мощности дозы ионизирующего излучения в разных точках месторождения. Согласно радиологическим исследованиям, проведенным в июне 2005 года, район месторождения Акшабулак не представляет радиационной опасности. Мощность экспозиционной дозы внешнего гамма - излучения не превышает допустимого уровня и составляет в среднем от 0.1 - 0.17 мкЗв/ч. Загрязнение альфа, бета радионуклидами отсутствует.

4.1.1 Воздействие физических факторов

Из физических факторов воздействия на компоненты окружающей среды и людей в период разработки месторождения Акшабулак можно выделить:

- воздействие шума;

- воздействие вибрации;

- воздействие электромагнитных излучений.

Воздействие шума

Шум - один из самых опасных и вредных факторов производственной среды, воздействующих в функциональном состоянии организма на персонал и вызывающих негативные изменения в течение каждой смены (вахты).

Интенсивность внешнего шума зависит от типа оборудования, его рабочего органа, вида привода, режима работы и расстояния от места работы. Особенно сильный внешний шум создается при работе, компрессоров, насосов, транспорта и др.

В соответствие с требованиями ГОСТ 12.1.003-83 "ССБТ. Шум. Общие требования безопасности" уровни звука на рабочих местах не должны превышать 85 дБ. Шумовые характеристики оборудования должны быть указаны в их паспортах.

Шумовое загрязнение на объектах месторождения инициируется следующими установками:

- насосы нефтяные, водяные, пожарные, газовый сепаратор, групповая установка;

- трубопровод, вентиляторы, факелы газовые.

Эксплуатация всего оборудования генерирует шум, который может превышать 85 децибел вблизи источника. Однако, производимый групповой установкой, насосами, сепараторами, и другим оборудованием шум необходимо снизить до уровня, не превышающего допустимые нормы.

Воздействие вибрации

По своей физической природе вибрация тесно связана с шумом. Вибрация представляет собой колебания твердых тел или образующих их частиц. В отличие от звука вибрации воспринимаются различными органами и частями тела. При низкочастотных колебаниях, вибрации воспринимаются вестибулярным аппаратом человека, нервными окончаниями кожного покрова, а вибрации высоких частот воспринимаются подобно ультразвуковым колебаниям, вызывая тепловое ощущение. Вибрация, подобно шуму, приводит к снижению производительности труда, нарушает деятельность центральной и вегетативной нервной системы, приводит к заболеваниям сердечнососудистой системы.

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

Воздействие электромагнитных излучений

Неконтролируемый постоянный рост числа источников электромагнитных излучений (ЭМИ), увеличение их мощности приводят к тому, что возникает электромагнитное загрязнение окружающей среды. Высоковольтные линии электропередач, трансформаторные станции, электрические двигатели, персональные компьютеры (ПК), широко используемые в производстве - все это источники электромагнитных излучений. Беспокойство за здоровье, предупреждение жалоб должно стимулировать проведение мероприятий по электромагнитной безопасности. В этой связи определяются наиболее важные задачи по профилактике:

- заболеваний глаз, в том числе хронических;

- зрительного дискомфорта;

- изменения в опорно-двигательном аппарате;

- стрессовых состояний;

- изменений мотивации поведения;

- неблагополучных исходов беременности;

- эндокринных нарушений и т.д.

Технологические установки, перерыв питания которых вызывает опасность для жизни людей, возможность взрыва или пожара, в отношении надежности электроснабжения относятся к 1-ой категории. К ним относятся противопожарные насосы, контрольные пусковые пункты и узлы, потребители систем телемеханики, связи, вычислительный центр по контролю над работой объектов добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды, а также щитовые КИПиА.

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда

Обеспечение безопасности при разработке месторождения, эксплуатации объектов бурения, обустройства, сбора и транспорта продукции является задачей не только предотвращения отравления выбросами вредных веществ населения близлежащих населенных пунктов и персонала, снижения до минимума вредного воздействия выбросов на окружающую природную среду региона в целом, но и минимизации экономических потерь, связанных с ликвидацией последствий чрезвычайной ситуации.

К основным мероприятиям по обеспечению безопасности населения в чрезвычайных ситуациях относятся следующие:

- прогнозирование и оценка возможности последствий чрезвычайных ситуаций;

- разработка мероприятий, направленных на предотвращение или снижение вероятности возникновения таких ситуаций, а также на уменьшение их последствий;

- обучение населения действиям в чрезвычайных ситуациях и разработка эффективных способов его защиты.

Оценка социальных последствий и воздействия на здоровье населения проводится по аналогии с оценкой воздействия на компоненты природной среды. В процессе оценки учитываются следующие показатели:

- изменение качества жизни по субъективным и статистическим оценкам;

- ухудшение здоровья по субъективным оценкам и объективно, в том числе: заболеваемость, болезненность, инвалидность, уменьшение продолжительности жизни;

- уменьшение относительной (или абсолютной) численности населения, изменение структуры занятости населения;

- улучшение или ухудшение социально-бытовых условий;

- усиление или снижение социальной напряженности, улучшение или ухудшение жизненной комфортности у отдельных групп населения, и др.

Результаты позволят принять решения по существу, оптимизировать затраты, предвосхитить неадекватное развитие событий.

Проектом разработки месторождения предусмотрены мероприятия по технике безопасности, обеспечивающие нормальную работу схемы сбора, транспорта и подготовки нефти и безопасную работу обслуживающего персонала.

Для предотвращения выделений взрывоопасных и вредных веществ и газов из трубопроводов, аппаратов и помещений проектом предусмотрена герметизированная схема сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды.

Технологическое оборудование подобрано в полном соответствии с заданными объемами добычи нефти и газа. Все сепараторы и другая аппаратура, работающая под давлением, оборудована предохранительными клапанами, манометрами, указателями уровня, регуляторами давления и уровня в соответствии с "Правилами устройства и безопасности обслуживания сосудов, работающих под давлением".

Для безопасного и удобного обслуживания емкостного оборудования запроектированы площадки обслуживания, переходные лестницы и электроосвещение.

Основным средством защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током является защитное заземление. Для ограничения тока короткого замыкания на землю предусматривается система заземления с большим сопротивлением. Также заземлению подлежат все металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования. Заземляющие устройства на скважинах выполняются в виде контуров заземления из вертикальных электродов, забитых в землю и соединенных между собой подземным медным кабелем.

Аналогично выполняются заземляющие устройства зданий и сооружений на ЦУПН, ТСН, вахтовом поселке и других объектов по территории промысла.

Все технологические и вспомогательные установки с взрывоопасными и пожароопасными зонами оборудуются системами молниезащиты. Защита зданий и сооружений от прямых ударов молний осуществляется установленными на самых высоких конструкциях этих объектов молниеприемниками или отдельно установленными стержневыми молниеотводами.

Все блоки и здания, через которые проходят газовые линии, оборудованы датчиками взрывоопасной концентрации.

Вредные, взрывоопасные и пожароопасные вещества подлежат удалению из помещений. Проектом предусматривается контроль и сигнализация опасной концентрации горючих газов в зданиях и блочных установках и автоматический запуск вентиляционного оборудования при 20% нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ) и автоматическое отключение подачи газа и остановке электрооборудования при 50% НКПВ.

Вентиляционное оборудование будет работать до тех пор, пока не будут устранены газовые утечки и не произведен ручной сброс системы. Но если имеет место пожарная опасность - функционирование системы отключается, жалюзи закрываются, вентиляторы останавливаются.

Кроме того, по показаниям газового контролера обслуживающий персонал может проконтролировать концентрацию газа в определенной зоне и определить местоположение и серьезность проблемы. Аварийный сигнал при опасной концентрации поступает в операторную.

Звуковая сигнализация опасной концентрации газа предусмотрено сиреной, установленной на территории ЦУПН. Сирена выдает сигнал различной тональности при обнаружении концентрации газа 20% и 50% НКПВ.

Предусматривается обеспечение обслуживающего персонала спецодеждой, спец. обувью и защитными средствами.

К началу пуска предприятия в эксплуатацию необходимо предусмотреть разработку инструкций по безопасному ведению технологического процесса и должна быть проведена соответствующая подготовка специалистов со сдачей экзаменов по "Правилам техники безопасности в нефтегазодобывающей промышленности" и др.

4.2.1 Защита от радиации

Основные требования радиационной безопасности предусматривают:

- исключение всякого необоснованного облучения населения и производственного персонала предприятий;

- не превышение установленных предельных доз радиоактивного облучения;

- снижение доз облучения до возможного низкого уровня.

План мероприятий должен предусматривать:

- проведение контроля радиационной обстановки на месторождении;

- систему оповещения об обнаружении радиоактивного заражения;

- план ликвидации радиоактивного загрязнения.

Объем, характер и периодичность радиационного контроля, учет и порядок регистрации его результатов, определяется службой радиационной безопасности предприятия, утверждается администрацией и согласовывается в органах Госсаннадзора.

При обнаружении радиоактивного заражения выше установленных норм контроль должен осуществляться постоянно.

4.2.2 Защита от шума

Зона с уровнем шума свыше 85 дБ должны быть обозначены значками безопасности, работающие в этих зонах, должны быть снабжены администрацией средствами индивидуальной защиты.

Организационно-технические меры по снижению шума:

- необходимо регулярно производить замену изношенных и морально устаревших машин оборудования;

- на предприятии должна проводиться санитарно - техническая паспортизация объектов, проводиться периодическая проверка технического состояния "шумных" объектов;

- организуется своевременный необходимый ремонт оборудования;

- с целью снижения уровней шума на рабочих местах применяются звукоизолирующие кожухи на "шумное" оборудование, экраны, глушители шума, звукопоглощающие облицовки, звукоизолирующие преграды.

4.2.3 Защита от вибрации

Для снижения вибрации от технологического оборудования предусмотрено:

- установление гибких связей, упругих прокладок и пружин;

- тяжелое вибрирующее оборудование устанавливается на самостоятельные фундаменты;

- сокращение времени пребывания в условиях вибрации;

- применение средств индивидуальной защиты.

Уровни вибрации производственных помещений на месторождении Акшабулак находится в пределах нормирующих значений по "Санитарным нормам вибраций рабочих мест".

4.2.4 Защита от электромагнитных полей

Вследствие влияния электромагнитных полей, как основного и главного фактора, провоцирующего заболевания, особенно у лиц с неустойчивым нервно-психологическим или гормональным статусом все мероприятия должны проводиться комплексно, в том числе:

- возможные системы защиты, в т.ч. временем и расстоянием;

- противопоказания для работы у конкретных лиц;

- соблюдение основ нормативной базы электромагнитной безопасности.

При работе персонала нефтепромысла будут соблюдаться нормативные санитарно-гигиенические требования (Методические рекомендации №1.02.019/р-94) при работе с указанным оборудованием. В этом случае можно избежать заболеваний, связанных с влиянием электромагнитных полей. За пределами СЗЗ предприятия воздействие электромагнитных полей от объектов нефтепромысла не создается.

Применение современного оборудования для всех технологических процессов и предпринимаемые меры по минимизации воздействия шума и практическое отсутствие источников электромагнитного излучения, позволяют говорить о том, что на рабочих местах не будут превышаться установленные нормы. В связи с этим, сверхнормативное воздействие данных физических факторов на людей и другие живые организмы за пределами СЗЗ нефтепромысла не ожидается. Интенсивность воздействия оценивается как слабая.

4.2.5 Пример расчета общего сопротивления заземлителя

В целях безопасного использования электроэнергии производят расчет общего выносного сопротивления. В качестве заземлителя используется сталь диаметром 6 см и длиной 400 см. Удельное сопротивление грунта равно 2*10⁴ Ом*см.

Дано: d=6 cм; l=400 см; ц=2*10⁴ Ом*см.

Найти: R_об

Решение:

1. Сопротивление одиночного заземлителя:

R₃ = [(0,366•ц)/l] • [lg((2•l)/d)+5,01•lg(4t+l)/(4t-l)] , (38)

где t = l/2 + t₁ , t₁ = 70 см

Подставив данные, получим t = 270 см = 2,7 м;

Сопротивление одиночного заземлителя рассчитаем по (38) формуле:

R₃ = [(0,366•2•10⁴)/400] •[ lg ((2•400)/6+5,01• lg (4• 270+400)/(4• 270-400)]=38,96 Ом.

2. Необходимое количество заземлителей:

N = (R₃*K_c)/(R_д*Ю) , (39)

где К_с = 1,4;

R_д = 4 Ом;

Ю = 0,6.

Подставляя данные в формулу (39) получим;

N = (38,96•1,4)/(4•0,6)=22,73 ? 23.

3. Длина соединительной полосы:

L = 1,05*2*l*N , (40)

L =1,05•2•400•23= 193,2 м.

4. Сопротивление соединительной полосы:

R_n = ((0,366* Ю)/L)*lg(2*L²)/(b*h) , (41)

где b = 0,6 см;

h = 8 см.

R_n = ((0,366•0,6)/193,2) lg (2•193,2²)/(0,6•8)= 11,54 Ом.

5. Общее сопротивление всего контура:

R_об = (R₃*R_n)/(R₃*Ю+N*R_n*Ю). (42)

Необходимо, чтобы выполнялось условие R_об?R_д ,

где R_д = 4 Ом.

R_об = (38,96•11,54)/(38,96•0,6+23•11,54•0,6)=2,462 Ом,

2,462<4 - условие выполняется

5. Охрана окружающей среды

Сущность проблемы охраны недр и окружающей среды состоит в обеспечении рационального использования природных ресурсов и безопасном проведении работ при разных стадиях разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Охрана и рациональное использование природных ресурсов в условиях высоких темпов развития производства является одной из важнейших социальных и экономических задач[15].

Нефтяная промышленность относится к числу основных отраслей - загрязнителей. Наибольшую опасность представляет загрязнение гидросферы, атмосферы и недр. Различные по химическому составу твердые отходы, а также сточные воды, образующиеся в процессе бурения и нефтедобычи, загрязняя почвогрунты, поверхностные и грунтовые воды, ухудшают их санитарно-гигиеническое состояние и снижают биологическую продуктивность.

В связи с этим необходимы особые меры по охране недр и окружающей среды.

Планирование мероприятий по охране окружающей среды (ООС) осуществляется инициатором хозяйственной деятельности, а оценка эколого-экономических последствий их реализации выполняется с учетом характера и степени воздействия разработки месторождения на окружающую среду и ее компонент - недра.

Мероприятия по охране недр и окружающей среды в совокупности с оценкой воздействия разработки месторождения должны обеспечить формирование системы экологических показателей, позволяющих объективно и адекватно отразить всю совокупность последствий техногенного вмешательства в окружающую среду в районе месторождения. Планирование и последующая реализация мероприятий выполняется с учетом взаимосвязи компонентов природных объектов.

Проведенные исследования и анализ результатов выявили следующие источники воздействия и причины загрязнения окружающей среды на месторождении Акшабулак :

- Инфраструктура бывших буровых площадок;

- Движение транспорта;

- Амбары с буровым раствором;

- Амбары для освоения скважин, где проводилась утилизация нефтеотходов методом сжигания;

- Захоронение твердых отходов в неустановленных местах.

5.1 Охрана атмосферного воздуха

Разработка месторождения будет сопровождаться выбросами загрязняющих веществ в атмосферу.

Основными источниками загрязнения в период разработки месторождения являются:

- существующее оборудование. Согласно проведенной инвентаризации, в рамках проекта предельно допустимых выбросов в атмосферу на месторождении Акшабулак выявлено 158 источников, из них: 57 организованных и 101 неорганизованного типа;

- бурение дополнительных 131 скважин, в соответствии с рекомен- дуемым вариантом разработки;

- дополнительное оборудование (установка дополнительных 4-х групповых установок).

В состав ГУ входит следующее технологическое оборудование: замерная установка "Спутник", нефтегазовый сепаратор, буферная емкость, насос, замерная установка, дренажная емкость, печь подогрева ППТ-0.63.

При эксплуатации объектов месторождения загрязнение атмосферы предполагается в результате выделения:

- легких фракций углеводородов от технологического оборудования (сепаратор, дренажная емкость, скважина, насос и т.д.);

- продуктов горения печей.

Все источники выбросов месторождения можно разделить на организованные и неорганизованные.

К организованным источникам выбросов относится печь, в результате сжигания газа образуются продукты сгорания: оксид углерода, метан, оксид азота, диоксид серы.

К неорганизованным относятся источники, выброс загрязняющих веществ от которых происходит через неплотности сальниковых уплотнений, фланцевых соединений и запорно-регулирующей арматуры: скважина, замерная установка типа "Спутник", нефтегазовый сепаратор, газовый сепаратор, дренажная емкость, насос, буферная емкость, замерная установка. Загрязняющими веществами, возникающими в результате работы данного оборудования, являются углеводороды.

Для количественной и качественной оценки выбросов загрязняющих веществ по каждому источнику проведены расчеты с учетом максимальной годовой добычи, которая приходится на 2012 год и составляет:

- добыча нефти - 1008.0 тыс.т;

- добыча нефтяного газа - 96.06 млн.м3.

Полный перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу на проектируемом этапе представлен в таблице 5.1.

Общий валовый выброс загрязняющих веществ в атмосферу на проектируемом этапе по месторождению Акшабулак составит: 2.0851 г/сек или 82.9997 т/год.

Таблица 5.1 Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу

Код	Наименование вещества	Использ. критерий	Значение критерия, мг/м3	Класс опасности	Выброс загрязняющих веществ
					г/с	т/год
0337	Оксид углерода	ПДК м/р	5.000	4	0.1148	3.4732
0410	Метан	ОБУВ	50.000	-	0.1148	3.4732
0301	Диоксид азота	ПДК м/р	0.085	2	0.1916	5.7976
0330	Диоксид серы	ПДК м/р	0.500	3	0.0144	0.4352
0401	Углеводороды	ПДК м/р	5.000	4	1.6495	69.820468
Всего	2.0851	82.999668

Согласно результатам расчетов, основными загрязняющими веществами являются углеводороды - 69.8205 т/год (84.12%) и диоксид азота - 5.7976 т/год (7%).

Доля вклада загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу представлена на диаграмме 5.1.

Рисунок 5.1. Доля вклада загрязняющих веществ, присутствующих в выбросах в атмосферу по месторождению Акшабулак

Для безаварийного проведения разработки месторождения в соответствии с "Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК" [6] должны быть предусмотрены следующие оперативные решения:

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

- автоматизация технологических процессов подготовки нефти и газа, 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 с нефтепродуктами устройств, сокращающих испарение углеводородов в атмосферу;

- разработка плана мероприятий по снижению вредных выбросов;

- применение прогрессивных технологий и материалов;

- усиление мер контроля основного технологического оборудования, а также факельной системы;

- временное прекращение плановых ремонтов, связанных с повышенным выделением вредных веществ в атмосферу;

- проведение мониторинговых наблюдений за состоянием атмосферного воздуха.

5.2 Охрана водных ресурсов

В процессе производственной и хозяйственной деятельности на месторождении Акшабулак формируются сточные воды. Отведение производственных и хозбытовых сточных вод осуществляется по раздельным системам канализации: производственная и хозяйственно-бытовая.

Для сбора производственных сточных вод каждая промплощадка (ГУ) оборудована местной, локальной системой канализации. На групповых установках производственные сточные воды (волжская вода после обессоливания и пластовые воды, отделенные от нефти) после отстаивания в технологических емкостях (отстойниках) поступают в дренажные емкости, из которых откачиваются в сборный резервуар РВС-2000, расположенный на площадке ЦУПН, и далее на БКНС для использования в системе ППД.

Подземные воды альб-сеноманского водоносного горизонта из водозаборных скважин также поступают в резервуар РВС-2000.

В систему бытовой канализации на месторождении отводятся сточные воды, образовавшиеся в процессе удовлетворения бытовых потребностей обслуживающего персонала.

На месторождении Акшабулак канализована только территория вахтового поселка. Хозбытовые сточные воды самотеком поступают на КНС, откуда фекальными насосами по напорной канализационной сети откачиваются на очистные сооружения, и после очистки сбрасываются в пруд-накопитель (испаритель), расположенный на площадке очистных сооружений.

Очищенные хозяйственно-бытовые сточные воды в объеме до 10% используются повторно на полив зеленых насаждений. Оставшаяся вода откачивается насосом в резервуар-сборник РВС-2000. Из резервуара РВС-2000 стоки забираются насосами блочной кустовой насосной станции (БКНС) и закачиваются в подземные нефтяные пласты.

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

В целях предупреждения загрязнения подземных вод предусматриваются следующие мероприятия:

1. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должна проводиться при соответствующем оборудовании скважин, предотвращающем возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

2. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин не должна производиться с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной пропусками фланцевых соединений и так далее.

3. Необходимым условием применения химических реагентов при разработке месторождения является изучение геологического строения залежи и гидрогеологических условий. При выборе химического реагента для воздействия на пласт необходимо учитывать их класс опасности, растворимость в воде, летучесть.

4. Необходимо предотвращать возможные утечки и разлив химических реагентов и нефти, возникающие при подготовке скважин и оборудования к проведению основной технологической операции, при исследовании скважин; предотвращать использование неисправной или непроверенной запорно-регулирующей аппаратуры, механизмов, агрегатов, нарушение ведения основного процесса, не герметичности эксплуатационных колонн.

5. При обводнении эксплуатационных скважин, помимо контроля за обводненностью их продукции, проводятся специальные геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания.

6. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести не только к безвозвратным потерям нефти и газа, но и загрязнению водоносных горизонтов, организация обязана установить и ликвидировать причину неуправляемого движения пластовых флюидов.