|
Стр. 8
- для предотвращения загрязнения почвенного покрова бытовыми
отходами необходим их организованный сбор и последующая
утилизация, а также организованная локализация бытовых и
производственных сточных вод после очистки их в системе очистных
сооружений.
34.17. Для восстановления нарушенных в процессе строительства
земельных участков необходимо предусматривать комплекс работ в
соответствии с нормативными документами [169 - 176, 252, 253].
Рекультивации подлежат земли всех категорий. Мероприятия по
рекультивации проводятся в зависимости от природно-климатических
условий района строительства, хозяйственной освоенности территории
и рельефа местности.
В комплекс рекультивационных работ входят:
- техническая рекультивация;
- специальная инженерная рекультивация;
- биологическая рекультивация.
34.18. В проектах следует предусматривать
почвенно-экологический контроль, проводимый в соответствии с [254,
255 и 256]. Контроль загрязнения почв химическими веществами
осуществляется путем сопоставления уровня содержания этих веществ
с ПДК, а контроль деградации собственно почвенных свойств
осуществляется сравнением с показателями фоновых (неизменных)
условий.
34.19. В соответствии с действующими нормативно-методическими
документами [2 - 4, 143 - 145] в проектах должны быть
предусмотрены мероприятия по охране почв от отходов производства и
потребления.
Для каждого вида образующегося отхода должны быть приведены
состав, класс опасности [177 - 179], количество [122, 180, 181],
способы сбора отходов [177, 178, 182 - 184], их размещения [159,
177, 178, 182 - 184], обезвреживания и использования (утилизации).
В проектах следует предусматривать в максимально возможном
объеме мероприятия по переработке образующихся отходов с целью
получения из них полезной продукции [160, 161].
34.20. В проектах необходимо предусматривать производственный
экологический мониторинг на период строительства и эксплуатации
[145, 247], включающий:
- мониторинг источников техногенного воздействия;
- мониторинг состояния компонентов природной среды;
- инженерно-геокрилогический мониторинг (для криолитозоны).
35. ОХРАНА ТРУДА
35.1. Охрана труда и техника безопасности
35.1.1. В соответствии с действующим нормативным документом
[258] и Порядком проведения государственной экспертизы и
утверждения градостроительной, предпроектной и проектной
документации, утвержденного Постановлением Правительства РФ от
27.12.00 N 1008, в проектной документации объектов МГДП, ГДП и
СПХГ (в дальнейшем - "объектов") должен быть предусмотрен раздел
"Охрана труда". В части безопасности производств, охраны труда и
промышленной санитарии в соответствии со статьями 16 и 17 Основ
законодательства РФ об охране труда следует предусматривать:
- внедрение систем автоматического и дистанционного управления
производственным оборудованием и регулирования технологическими
процессами на взрывоопасных и вредных производствах в соответствии
с требованиями государственных стандартов [185 - 187];
- выполнение на стадии проектирования акустического расчета
предприятия с определением ожидаемых уровней шума на постоянных
рабочих местах, в рабочих зонах производственных помещений и на
территории предприятий выше предельных значений, установленных
санитарными нормами [259];
- выполнение на стадии проектирования расчетов ожидаемых
уровней всех возможных производственных факторов и на стадии
проектирования разрабатывать мероприятия по снижению воздействия
их в соответствии с требованиями [179, 187, 188, 260];
- внедрение систем автоматического контроля и сигнализации
уровней опасных и вредных производственных факторов на рабочих
местах в соответствии с требованиями [96, 189 - 196];
- внедрение и совершенствование технических устройств,
обеспечивающих защиту работников от поражения электрическим током,
в соответствии с требованиями [16, 196 - 203];
- установку предохранительных и сигнализирующих устройств для
безопасной эксплуатации и аварийной защиты производственного
оборудования в соответствии с требованиями [204, 205];
- механизацию и автоматизацию технологических процессов,
связанных с хранением, перемещением, заполнением и опорожнением
резервуаров (сосудов) ядовитыми, агрессивными,
легковоспламеняющимися и горючими жидкостями в соответствии с
требованиями [179, 206 - 210];
- применение новых и совершенствование имеющихся средств
коллективной и индивидуальной защиты работников от воздействия
опасных и вредных производственных факторов в соответствии с
требованиями [195, 211, 212, 260];
- устройство новых и реконструкцию имеющихся отопительных и
вентиляционных систем, тепловых и воздушных завес, аспирационных и
пылегазоулавливающих установок с целью обеспечения нормального
теплового режима и микроклимата в рабочих и обслуживающих зонах
помещений в соответствии с требованиями [96, 125];
- соблюдение необходимого уровня естественного и
искусственного освещения на рабочих местах, в цехах, бытовых
помещениях, местах массового перехода людей на территории объектов
в соответствии с требованиями норм [112, 260, 261];
- планировку (перепланировку) размещения производственного
оборудования, организацию рабочих мест с целью обеспечения
безопасности работников в соответствии с требованиями [185];
- нанесение на производственное оборудование, коммуникации и
другие объекты сигнальных цветов и знаков безопасности в
соответствии с требованиями [213 - 215];
- своевременное удаление и обезвреживание отходов
производства, очистку воздуховодов и вентиляционных установок,
осветительной арматуры, окон, фрамуг, световых фонарей в
соответствии с требованиями [112];
- приведение зданий (производственных, административных,
общественных, складских), сооружений, строительных и промышленных
площадок (при реконструкции и техническом перевооружении) к нормам
в соответствии с требованиями [17, 131, 216 - 218];
- устройство на действующих объектах новых и реконструкцию
имеющихся санитарно-бытовых помещений, мест организации отдыха,
комнат психологической разгрузки, уголков по охране труда и
техники безопасности, а также укрытий от солнечных лучей и
атмосферных осадков при работах на открытом воздухе в соответствии
с требованиями [17].
35.1.2. Для МГДП, ГДП и СПХГ следует предусматривать
газоспасательную службу. Необходимость, структура и численность
ГСС должны указываться в задании на проектирование.
35.1.3. Конструкция технологического оборудования для
взрывоопасных и вредных веществ должна обеспечивать его
герметичность. Требования к насосам, перекачивающим вредные
вещества 1, 2 и 3 классов опасности, ЛВЖ и СГ, изложены в разделе
9 (п. п. 9.6.1 - 9.6.5) настоящих норм.
35.1.4. На установках, имеющих кислоты, щелочи и другие
вещества, требующие немедленного смыва, необходимо устанавливать
душевые или фонтанчики.
35.1.5. Снижение опасности производства при аварийных
ситуациях следует осуществлять в соответствии с рекомендациями
разделов 36 и 37 настоящих норм.
36. НАДЕЖНОСТЬ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
ОБЪЕКТОВ МГДП, ГДП И СПХГ
36.1. В соответствии с Концепцией [219], Положением [220] и
Порядком проведения государственной экспертизы и утверждения
градостроительной, предпроектной и проектной документации,
утвержденным Постановлением Правительства РФ от 27.12.00 N 1008,
проекты обустройства МГДП, ГДП и СПХГ должны включать в свой
состав раздел "Анализ безопасности производственных процессов и
оценка риска аварий при эксплуатации объектов".
Этот раздел должен включать:
- оценку опасности имеющихся на производстве сырья, реагентов,
катализаторов, промежуточных и целевых продуктов, отходов
производства;
- оценку опасности производственных операций, проводящихся в
процессе эксплуатации, при подготовке и проведении ремонтных
работ;
- анализ аварийных ситуаций, возможных на производстве по
причине прекращения снабжения его различного вида энергоресурсами
(электроэнергией, водой, теплоносителями, воздухом КИПиА и т.д.),
отклонений от нормальных технологических режимов, выхода из строя
отдельных видов оборудования, сбоев или отказов в работе систем
автоматической защиты (блокировок), организационных и человеческих
ошибок, воздействия сил природы (стихийных бедствий) и др.;
- анализ возможных причин возникновения и развития аварийных
ситуаций;
- анализ возможных последствий пожара, взрыва и выбросов
продуктов на эксплуатационный персонал и население близлежащей
местности, на окружающую природную среду и для всего предприятия в
целом;
- оценку вероятностей различных аварийных сценариев;
- оценку возможного числа пострадавших, с учетом смертельно
пораженных среди персонала и населения в случае аварии;
- оценку величины возможного ущерба физическим и юридическим
лицам в случае аварии;
- оценку компоновки генплана и размещения оборудования с точки
зрения пожаровзрывобезопасности;
- оценку надежности систем энергообеспечения, защиты
аппаратов, оборудования и трубопроводов от повышения давления,
систем обнаружения токсичных и горючих веществ, защиты и борьбы с
пожарами.
36.2. При проведении анализа возможности возникновения
аварийных ситуаций и оценки возможных масштабов аварийных
последствий следует руководствоваться методическими рекомендациями
[221]. В качеств дополнительных нормативов и методических
материалов следует использовать методики и правила [222 - 223].
36.3. По результатам анализа безопасности технологического
процесса и оценки эксплуатационного риска должны быть разработаны
технические решения и мероприятия, направленные на обеспечение
безопасной эксплуатации объектов путем предотвращения, уменьшения
или защиты от факторов риска, а также на сведение к минимуму
последствий материального ущерба от аварий.
36.4. Проекты обустройства МГДП, ГДП и СПХГ должны включать в
свой состав декларацию безопасности промышленного объекта. Порядок
разработки декларации безопасности и требования к ее структурным
элементам должны соответствовать Положению [224].
Раздел проекта "Анализ безопасности и оценки аварийного риска
при эксплуатации объекта" должен входить в состав декларации
безопасности в качестве составной части.
37. ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
37.1. Вопросы обеспечения противопожарной защиты объектов
газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа
должны решаться в соответствии с требованиями нормативных
документов в области пожарной безопасности.
37.2. Проектами МГДП, ГДП и СПХГ (далее - предприятий) в
соответствии с нормативными документами [8 - 10, 12 - 14, 16 - 18,
23, 32, 71, 95, 107, 111, 115, 116, 119, 131, 225, 230, 263]
необходимо предусматривать осуществление комплекса технических и
организационных мероприятий для предотвращения и ликвидации
пожаров с организацией специальной службы - пожарной охраны,
соответствующей требованиям норм [3, 230, 241].
37.3. Генеральные планы предприятий должны соответствовать
нормам [13, 16, 18, 49, 108, 225, 229], регламентирующим
противопожарные разрывы между зданиями, сооружениями и
технологическими установками, а также устройство подъездов и
разъездов для пожарной техники.
37.4. Обеспечение зданий и сооружений системами внутреннего и
наружного пожаротушения необходимо принимать в соответствии с
нормами [10, 130, 119].
37.5. Противопожарная защита открытых технологических
аппаратов, установок, колонн, агрегатов, блоков должна
осуществляться в соответствии с нормами [49].
37.6. Пожарное депо (при его необходимости) проектируется одно
на группу предприятий, расположенных от него на расстоянии, считая
по протяженности автодорог с твердым покрытием, в общем случае -
до 12 км, при наличии в газе сернистых соединений - не более 4 км.
При этом на предприятиях, которые не подпадают под действие
норм [230], следует предусматривать пожарные посты.
37.7. Объекты предприятий подлежат оборудованию
автоматическими системами обнаружения и тушения пожара в
соответствии с отраслевым Перечнем [8] и нормами [115, 121].
37.8. Система оповещения людей о пожаре, состоящая из
громкоговорящей связи, световой и звуковой сигнализации, должна
предусматриваться в соответствии с нормами [108, 116].
37.9. Первичные средства пожаротушения должны
предусматриваться проектной документацией независимо от источников
финансирования этих средств.
37.10. Пожарные депо или пожарные посты ГДП и СПХГ должны быть
соединены прямой телефонной связью с коммутатором телефонной
станции ГДП и СПХГ.
Между пунктами связи пожарного депо и пожарными машинами
необходима радиосвязь.
37.11. Помимо изложенных в данном разделе общих положений
необходимо руководствоваться также специализированными
требованиями, приведенными в других разделах и соответствующих
ссылочных документах настоящих норм.
38. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
38.1. Основными технико-экономическими показателями в проектах
обустройства газовых, газоконденсатных месторождений и создания
СПХГ являются:
- годовой отбор газа и газового конденсата по МГДП, ГДП или
активная емкость ПХГ;
- максимальная суточная производительность ПХГ;
- капиталовложения;
- себестоимость добычи или закачки, хранения и отбора газа;
- чистый дисконтированный доход;
- индекс доходности;
- внутренняя норма доходности;
- срок окупаемости капитальных вложений.
Основные технико-экономические показатели обустройства на МГДМ
и ГДП приведены в Приложении К, а ПХГ в Приложении Л.
Технико-экономические показатели необходимо определять за весь
срок эксплуатации МГДП, ГДП или ПХГ.
38.1.1. Исходными данными для расчета экономических
показателей по обустройству газового месторождения являются:
- промышленные запасы газа и газового конденсата месторождения
по категориям А + В + С1 и С2;
- компонентный состав газа и газового конденсата, коэффициент
извлечения запасов;
- начальные давления - пластовое, устьевое и динамика их
изменения по годам;
- объем добычи газа и газового конденсата по годам разработки;
- выход готовых продуктов (газ, стабильный конденсат,
сжиженные газы, бензин, дизтопливо, печное топливо и т.п.);
- направление подачи газа: наименование магистрального
газопровода, в который будет подаваться газ, диаметр труб и
рабочее давление в газопроводе;
- направление и способ транспортировки газового конденсата -
трубопроводный, в емкостях по авто- и железным дорогам, в танкерах
(речных или морских);
- диаметр труб и рабочее давление в конденсатопроводе;
- источники энерго- и водоснабжения;
- состав основных объектов газодобывающего предприятия, число
скважин, кустов скважин, установок подготовки газа, УСК, УКТ, ДКС
и других объектов, связанных с особенностями обустройства
месторождения и составом газа, тип машин и оборудования, их
мощность с указанием сроков ввода;
- основные особенности месторождения и его обустройства,
влияющие на технико-экономические показатели газодобывающего
предприятия, территориально-климатические и геологические условия,
состав газа и газового конденсата, конструктивный тип оборудования
(в модульном, блочно-комплектном, индивидуальном исполнении);
- цены реализации продукции, налоги.
38.1.2. Исходными данными для расчетов экономических
показателей по обустройству СПХГ являются:
- объем активного газа;
- объем закачиваемого буферного газа;
- объем извлекаемого остаточного газа залежи, переводимого в
буферный газ;
- количество эксплуатационных скважин, в том числе вновь
вводимых, наблюдательных, контрольных и поглотительных;
- количество газораспределительных пунктов;
- количество и тип машин на компрессорной станции;
- стоимость существующих фондов, подлежащих использованию на
ПХГ;
- параметры газораспределительных и соединительных
газопроводов;
- максимальная суточная производительность по отбору и закачке
газа;
- тариф за хранение газа, налоги.
38.2. Капиталовложения
38.2.1. Капитальные вложения в создание МГДП, ГДП и СПХГ
складываются из затрат на промышленное и жилищно-гражданское
строительство.
Затраты на промышленное и жилищно-гражданское строительство
включают затраты на бурение эксплуатационных скважин и
обустройство газодобывающего предприятия с учетом вложений в
производственную инфраструктуру района.
38.2.2. Затраты на бурение скважин рассчитываются исходя из
метража и стоимости 1 м проходки в зависимости от глубины скважин,
местных условий и технологии бурения.
38.2.3. Капитальные вложения в обустройство МГДП, ГДП и СПХГ
складываются из затрат на обвязку скважин, трубопроводов,
технологических установок, ДКС, объектов водоэнергоснабжения, а
также затрат на строительство внутрипромысловых дорог.
38.2.4. К затратам на инфраструктуру района относятся:
автомобильные и железные дороги республиканского и общерайонного
значения, перевалочные базы, речные порты, аэродромы и т.п.
38.2.5. Капитальные вложения в обустройство объектов МГДП, ГДП
и СПХГ определяются сметно-финансовым расчетом стоимости
строительства объектов согласно Методическим указаниям [233].
38.2.6. Капитальные вложения в добычу отдельных компонентов
(газ, газовый конденсат) распределяются в соответствии с методикой
[234].
38.2.7. Удельные капиталовложения в создание МГДП или ГДП
рассчитываются на 1000 куб. м годовой добычи газа и тонны газового
конденсата.
38.2.8. Себестоимость оплачиваемого буферного газа принимается
по единой оптовой цене, действующей на время создания ПХГ.
Цена оставшегося в месторождении определенного количества газа
(С ), который можно извлечь и использовать в качестве буферного,
и
производится по формуле:
С = Q (Ц - Э + З),
и р
где:
Q - извлекаемые остаточные запасы газа;
Ц - цена реализации 1000 куб. м газа для данного
р
газодобывающего района;
Э - текущие эксплуатационные затраты на добычу 1000 куб. м
газа на данном месторождении;
З - возмещение затрат на 1000 куб. м газа на
поисково-разведочные работы.
38.3. Себестоимость добычи газа
38.3.1. Для расчета себестоимости добычи газа определяется
общая сумма годовых эксплуатационных расходов МГДП, ГДП или СПХГ.
38.3.2. Расчет годовых эксплуатационных расходов производится
в соответствии с рекомендациями [235].
38.3.3. В структуре себестоимости добычи газа выделяют
материальные затраты, амортизационные отчисления, заработную плату
и прочие расходы, платежи за право пользования недрами, платежи за
предельно-допустимые выбросы загрязняющих веществ, налоги,
включаемые в себестоимость.
38.3.4. Материальные затраты определяются по нормам
технологического проектирования и ценам на материалы и энергию по
действующим в период выполнения расчетов прейскурантам.
38.3.5. Амортизационные отчисления рассчитываются по нормам,
действующим в период выполнения расчетов.
38.3.6. Расходы на заработную плату определяются на основании
штатных расписаний и среднегодовой заработной платы с учетом
районных надбавок (коэффициентов) к заработной плате.
38.3.7. Прочие эксплуатационные расходы, в которых учитываются
затраты на содержание, ремонт и эксплуатацию оборудования,
общепромысловые расходы принимаются укрупненно в размере 10 - 30%
для МГДП или ГДП и 10 - 20% для ПХГ от затрат по пунктам 38.3.4,
38.3.5 и 38.3.6.
38.3.8. Распределение годовых эксплуатационных расходов на
добычу отдельных продуктов (газ, газовый конденсат) производится в
соответствии с п. 38.2.6.
38.3.9. Платежи за право пользования недрами определяются по
ставкам платежей за право пользования недрами [236].
38.3.10. Платежи за предельно допустимые выбросы загрязняющих
веществ определяются согласно нормам [237].
38.3.11. Платежи за пользование водными объектами производятся
согласно [238].
38.3.12. Себестоимость добычи газа и газового конденсата
рассчитывается на 1000 куб. м добываемого газа и 1 т газового
конденсата.
38.3.13. Методика расчета себестоимости закачки, хранения и
отбора 1000 куб. м активного газа на ПХГ аналогична пп. 38.5.1 -
38.5.7.
Примечание. Схема расчета эксплуатационных расходов и
себестоимости продукции промысла и ПХГ приведена в Приложении М.
38.4. Экономическая эффективность капитальных вложений
38.4.1. Эффективность капитальных вложений определяется
сопоставлением эффекта и затрат. Для этого, в соответствии с
рекомендациями [239] рассчитываются величины сравнительной и
коммерческой эффективности.
38.4.2. Сравнительная эффективность различных вариантов
обустройства определяется:
- при выборе технологической схемы обустройства газового,
газоконденсатного месторождения и ПХГ;
- при обосновании эффективности сооружения газосборных
трубопроводов и газосборных коллекторов;
- при определении оптимальных размеров установок подготовки
газа, УСК и УПК;
- при выборе типа привода газоперекачивающих агрегатов на ДКС
и в других случаях.
38.4.3. Сравнительная эффективность капитальных вложений
определяется в зависимости от наличия исходных данных по суммарным
дисконтированным затратам.
38.4.4. Суммарные дисконтированные затраты по каждому варианту
представляют собой сумму текущих затрат (себестоимость без
амортизации) и капитальных вложений, приведенных к одинаковой
размерности.
38.4.5. Расчеты экономической эффективности на стадии
проектирования должны базироваться на данных по объему продукции,
капитальным вложениям, себестоимости и другим показателям за весь
период разработки месторождения.
38.4.6. Основными показателями коммерческой эффективности
инвестиций в создании предприятия являются:
- чистая прибыль;
- поток реальных денег;
- чистый дисконтированный доход (ЧДД);
- индекс доходности (ИД);
- внутренняя норма доходности (ВНД);
- срок окупаемости.
38.4.7. Чистая прибыль определяется как общий доход (выручка),
полученный в каждом временном отрезке деятельности предприятия за
вычетом всех платежей, связанных с ее получением. Амортизация на
реновацию рассматривается как финансовый ресурс окупаемости
капитальных вложений.
38.4.8. Поток реальных денег состоит из сопоставления за весь
период эксплуатации чистой прибыли и инвестиционных расходов.
Инвестиционные расходы включаются в денежный поток с отрицательным
знаком. Инвестиционные расходы включают в себя капитальные
вложения и потребность в оборотном капитале.
38.4.9. Чистый дисконтированный доход представляет собой
дисконтированный накопленный денежный поток при фиксированной
дисконтной ставке. Условием для принятия решения об эффективности
инвестиций является максимальное положительное значение чистого
дисконтированного дохода.
38.4.10. Внутренняя норма доходности - это минимально
допустимый размер прибыли, который должен получить инвестор с
каждого рубля капиталовложений.
38.4.11. Срок окупаемости капитальных вложений определяется
продолжительностью периода от начального момента до момента
окупаемости. Моментом окупаемости называется тот наиболее ранний
момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый
доход становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Срок
окупаемости рекомендуется определять с использованием
дисконтирования [239] с начала инвестиций или с начала
эксплуатации.
38.4.12. Индекс доходности инвестиций - отношение суммы
элементов денежного потока от операционной деятельности к
абсолютной величине суммы элементов денежного потока от
инвестиционной деятельности. Индекс доходности дисконтированных
инвестиций - отношение суммы дисконтированных элементов денежного
потока от операционной деятельности к абсолютной величине
дисконтированной суммы элементов денежного потока инвестиционной
деятельности.
38.5. Сравнение основных технико-экономических показателей с
показателями аналогичного объекта
38.5.1. Сравнение производится с показателями, определенными в
составе обоснования инвестиций данного проекта и/или показателями
аналогичного объекта. Основные показатели для сравнения ГДП и МГДП
приведены в таблице 38.1.
Таблица 38.1
---------------------------------T----------T------------T-------¬
¦ Показатели ¦Данные по ¦ Данные, ¦Данные ¦
¦ ¦проекти- ¦определенные¦ по ¦
¦ ¦руемому ¦ в составе ¦аналогу¦
¦ ¦ГДП и МГДП¦обоснования ¦ ¦
¦ ¦ ¦ инвестиций ¦ ¦
+--------------------------------+----------+------------+-------+
¦Производительность МГДП или ГДП,¦ ¦ ¦ ¦
¦добываемого газа, ¦ ¦ ¦ ¦
¦млрд. куб. м/год ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------------+----------+------------+-------+
¦Удельные показатели: ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------------+----------+------------+-------+
¦Капиталовложения в обустройство ¦ ¦ ¦ ¦
¦МГДП или ГДП (К) на 1000 куб. м ¦ ¦ ¦ ¦
¦газа, руб. <*> ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------------+----------+------------+-------+
¦Себестоимость добычи (С) 1000 ¦ ¦ ¦ ¦
¦куб. м газа, руб. <**> ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------------+----------+------------+-------+
¦Суммарные дисконтированные ¦ ¦ ¦ ¦
¦затраты, тыс. руб. ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------------+----------+------------+-------+
¦Чистый дисконтированный доход, ¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. руб. ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------------+----------+------------+-------+
¦Внутренняя норма доходности, % ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------------+----------+------------+-------+
¦Производительность (выработка в ¦ ¦ ¦ ¦
¦год на одного работающего) по ¦ ¦ ¦ ¦
¦добыче газа, млн. куб. м ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------------+----------+------------+-------+
¦Энергоемкость, кВт.ч/1000 куб. м¦ ¦ ¦ ¦
L--------------------------------+----------+------------+--------
--------------------------------
<*> Без бурения скважин.
<**> Без учета возмещения затрат на ГРР.
38.5.2. Основные показатели для сравнения подземных хранилищ
приведены в таблице 38.2.
Таблица 38.2
--------------------------------T-----------T------------T-------¬
¦ Показатели ¦Данные по ¦ Данные, ¦Данные ¦
¦ ¦проектируе-¦определенные¦ по ¦
¦ ¦мому ПХГ ¦ в составе ¦аналогу¦
¦ ¦ ¦обоснования ¦ ¦
¦ ¦ ¦ инвестиций ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Общий объем хранилища, ¦ ¦ ¦ ¦
¦млн. куб. м ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Объем активного газа, ¦ ¦ ¦ ¦
¦млн. куб. м ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Буферный газ, млн. куб. м, в ¦ ¦ ¦ ¦
¦т.ч. подлежащий закачке, ¦ ¦ ¦ ¦
¦млн. куб. м ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Максимально-суточный отбор, ¦ ¦ ¦ ¦
¦млн. куб. м/сут. ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Максимально-суточная закачка, ¦ ¦ ¦ ¦
¦млн. куб. м/сут. ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Удельные показатели ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Капиталовложения (К) на 1000 ¦ ¦ ¦ ¦
¦куб. м газа, руб. ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Себестоимость (С) 1000 ¦ ¦ ¦ ¦
¦куб. м газа, руб. ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Чистый дисконтированный доход, ¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. руб. ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Внутренняя норма доходности, % ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Производительность (выработка в¦ ¦ ¦ ¦
¦год на одного работающего) по ¦ ¦ ¦ ¦
¦добыче газа, млн. куб. м ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-----------+------------+-------+
¦Энергоемкость, кВт.ч/1000 ¦ ¦ ¦ ¦
¦куб. м ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------------------+-----------+------------+--------
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ
АВО - аппарат воздушного охлаждения
АОГВ - аппарат отопительный горячего водоснабжения
ВНД - внутренняя норма доходности
ВОЛС - волокнисто-оптическая линия связи
ГДП - газодобывающее предприятие
ГГ - горючий газ
ГЖ - горючая жидкость
ГИС - газоизмерительная станция
ГПА - газоперекачивающий агрегат
ГПЗ - газоперерабатывающий завод
ГРП - газораспределительный пункт
ГПС - государственная противопожарная служба
ГРР - геолого-разведочные работы
ГС - головные сооружения
ГСМ - горюче-смазочные материалы
ГСП - газосборный пункт
ГТЭС - газотурбинная электростанция
ДВК - довзрывоопасная концентрация
ДП - дирекция промысла
ДКС - дожимная компрессорная станция
ДКЦ - дожимной компрессорный цех
ДЭА - диэтаноламин
ДЭГ - диэтиленгликоль
ДЭС - дизельная электростанция
ЕСГ - единая система газоснабжения
ИД - индекс доходности
КВ - коротковолновая радиосвязь
КИП - контрольно-измерительные приборы
КиА - средства контроля и автоматики
КС - компрессорная станция
КСВ - компрессорная сжатого воздуха
КТП - комплектная трансформаторная подстанция
ЛПУМГ - линейно-производственное управление магистральных
газопроводов
ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость
МГ - магистральный газопровод
МГДП - маломощное газодобывающее предприятие
МККТТ - международный консультативный комитет по телефонии и
телеграфии
МДЭА - метилдиэтаноламин
МЭА - моноэтаноламин
НГК - нестабильный газовый конденсат
НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени
НПБ - нормы пожарной безопасности
НТА - низкотемпературная абсорбция
НТС - низкотемпературная сепарация (газа)
ОПС - оперативно-производственная служба
ПБФ - пропан-бутановые фракции
ПДВ - предельно допустимые выбросы
ПДК - предельно допустимые концентрации вредных веществ в
воздухе рабочей зоны, воздухе населенных пунктов, воде, почве
ПДС (упр) - производственно-диспетчерская служба
ПО - производственное объединение
ПУЭ - правила устройства электроустановок
РВБ - ремонтно-восстановительная бригада
РУ - распредустройство
СЗЗ - санитарно-защитная зона
СМР - строительно-монтажные работы
СПХГ - станции подземного хранения газа
ССБТ - сборник стандартов по безопасности труда
СТПБТ - стандарты предприятий по безопасности труда
СУГ - сжиженные углеводородные газы
ТП - трансформаторная подстанция
ТЭГ - триэтиленгликоль
ТЭР - топливно-энергетические ресурсы
УКЗН - установка катодной защиты низковольтная
УКВ - ультракоротковолновая радиосвязь
УКТ - установка концевая трапная
УКПГ - установка комплексной подготовки газа
УПТГ - установка подготовки топливного газа
УОХГ - установка охлаждения газа
УПГ - установка подготовки газа
УПК - установка переработки конденсата
УППГ - установка предварительной подготовки газа
УПТПГ - установка подготовки топливного, пускового и
импульсного газа
УПС - установка получения серы
УСК - установка стабилизации газового конденсата
УСО - установка сероочистки
ХВО - химическая водоочистка
ЧДД - чистый дисконтированный доход
ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов
Приложение А
(справочное)
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБУСТРОЙСТВА МГДП И ГДП
1. Исходные данные должны включать ив свой состав:
- краткую геологическую характеристику месторождения, общие
сведения о месторождении, коллекторные свойства, мощность
продуктивных горизонтов, глубину залегания, интервалы перфорации;
- запасы газа, газового конденсата и других сопутствующих
компонентов месторождения, утвержденные государственной комиссией
РФ по запасам;
- для малых месторождений считать подготовленными к
промышленному освоению запасы газа, утвержденные территориальной
комиссией по запасам (ГКЗ);
- состав пластового газа в % (об.) до С по годам
10+В
разработки с указанием фактических условий отбора проб на анализ и
с разбивкой на состав газа сепарации, газа дегазации и стабильного
газового конденсата с данными молекулярного веса;
- графики:
а) изменения устьевой температуры газа при выводе скважины на
режим;
б) восстановления статического давлении газа при отключении
скважины;
- количество (по годам разработки) (г/куб. м) и характеристику
выносимой из скважин пластовой и конденсационной воды (наличие
солей, их состав, жесткость, плотность, агрессивность);
- вид, количество (мг/куб. м) и крупность твердых частиц,
выносимых с газом при нормальном и форсированном режимах
эксплуатации скважин;
- изотермы конденсации в пластовом газе (в виде графика);
- пластовые потери газового конденсата по годам разработки;
- характеристику газового конденсата с учетом наличия
парафинов, разгонки с разбивкой на фракции, усадку, вязкость (2 -
3 точки при положительной и 2 - 3 точки при отрицательной
температуре в диапазоне параметров технологического процесса),
температуру помутнения и застывания, содержание сернистых
соединений и групповой состав углеводородов, рекомендации по их
возможному использованию;
- годовые отборы газа и динамику изменения конденсатного
фактора из месторождения на периоды возрастающей, постоянной и
падающей добычи;
- суммарные отборы газа и газового конденсата как
среднесуточные, так и максимально возможные в сутки;
- свободные дебиты скважин;
- рабочие дебиты скважин - усредненные и максимально возможные
по годам разработки, необходимость интенсификации;
- пластовые и устьевые давления (динамические и статические) и
температуры газа по годам разработки;
- число и схему расположения скважин на структуре очередности
ввода их в эксплуатацию;
- диаметры эксплуатационных и лифтовых колонн, типы подземного
оборудования и фонтанной арматуры;
- данные о состоянии водоемов, атмосферного воздуха и почвы;
- разрешение на водоиспользование (выданное территориальным
органом по регулированию использования вод);
- сроки ввода дожимной КС;
- перечень требований к продукции УПГ (качество, давление,
температура);
- условия транспортирования продукции УПГ.
Примечание. В случае многопластового месторождения исходные
геологические данные выдаются по каждому пласту.
2. Исходные данные должны содержать раздел, касающийся закачки
производственных сточных вод в поглощающие горизонты. В разделе
приводятся данные по закачке загрязненных сточных вод в
поглощающий (продуктивный) горизонт:
- место расположения скважины;
- удельная и общая приемистость скважины;
- гидродинамическая характеристика водоносных горизонтов;
- совместимость сточных вод с коллектором;
- требования к сбрасываемым производственным сточным водам и
необходимость их подготовки.
3. Возможность закачки производственных сточных вод в
поглощающие горизонты согласуется с органами надзора за
использованием недр, охраны природы и санитарного надзора.
Приложение Б
(справочное)
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБУСТРОЙСТВА ПХГ
1. Исходные данные должны включать в свой состав:
- краткую геологическую характеристику объектов ПХГ, общие
сведения об объекте, коллекторские свойства, мощность продуктивных
горизонтов, глубину залегания, интервалы перфорации, устойчивость
пласта-коллектора, характеристику покрышки над объектом хранения
газа. Для газохранилищ, создаваемых в водоносных структурах,
необходимо освещать вопросы, связанные с опытной закачкой газа,
гидродинамическими исследованиями, промышленной закачкой газа до
выхода на циклическую эксплуатацию;
- общий и активный объемы газа хранилища. В случае создания
ПХГ в истощенных месторождениях - остаточные запасы газа, газового
конденсата, нефти и других сопутствующих компонентов, извлекаемые
и неизвлекаемые запасы;
- состав газа закачки остаточного и отбираемого в динамике (по
годам эксплуатации ПХГ и в течение одного периода при значительном
изменении состава отбираемого газа);
- изотермы конденсации для газа в пластовых условиях (в виде
графика);
- характеристику газового конденсата (нефти), разгонка с
разбивкой на фракции, усадка, вязкость (2 - 3 точки при
положительной и 2 - 3 точки при отрицательной температурах) и
рекомендации по возможному использованию;
- месячные и суточные объемы закачки и отбора газа;
- средние и максимальные объемы закачки и отбора газа в сутки;
- приемистость скважин при закачке и их дебиты при отборе;
- пластовые и устьевые давления и температуры газа при закачке
и отборе по месяцам;
- количество (по месяцам) и характеристику выносимой из
скважин пластовой и конденсационной воды (наличие солей, их
состав, жесткость, плотность, агрессивность);
- вид, количество (мг/куб. м) и крупность твердых частиц,
выносимых с газом из скважин;
- число и схему расположения скважин (эксплуатационных,
наблюдательных и др.) на структуре и порядок подготовки их к
закачке;
- диаметры эксплуатационных и лифтовых колонн, конструкцию
скважин, компоновку применяемого скважинного оборудования;
- перечень требований к продукции УПГ (качество, давление,
температура);
- условия транспортирования продукции УПГ.
Примечание. В случае многопластового объекта ПХГ исходные
данные выдаются по каждому объекту.
2. Исходные данные должны содержать раздел, касающийся закачки
производственных сточных вод в поглощающие горизонты. В разделе
приводятся данные по закачке загрязненных сточных вод в
поглощающий (продуктивный) горизонт:
- количество и схема расположения скважины;
- удельная и общая приемистость скважины;
- гидродинамическая характеристика водоносных горизонтов;
- совместимость сточных вод с коллектором;
|
