Моделирование процесса диссоциации газового гидрата при вскрытии залежи бурением. Часть 3

1 2 3

---

 

5 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР

5.1 Анализ современного состояния окружающей среды в районе месторождения «Штокмановское»

5.1.1 Климатические, гидрологические и почвенные особенности

Штокмановское газоконденсатное месторождение (ШГКМ) расположено в центральной части Баренцева моря, на северо-востоке от г. Мурманска на расстоянии около 550 км [2]. Месторождение характеризуется суровыми природно-климатическими условиями, включая полярную ночь и арктические циклоны (сильные, интенсивные штормы). Годовой диапазон температур колеблется от −50 до +33 °C. Район ШГКМ характеризуется ветрами скоростью до 40 м/сек с порывами до 53 м/сек [10].

Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м [13]. Высота волн в этом районе может достигать 19.4 м. На акватории Штокмановского ГКМ ледообразования не происходит. Лед сюда поступает из северных и восточных районов Баренцева моря. Среднее число штормов в течение зимнего периода достигает 16-18 при их средней продолжительности 7-8 часов [10].

Площадь месторождения относится к III категории сложности (особо сложные) по инженерно-геологическим условиям. Это обусловлено развитием с поверхности дна слабых глинистых грунтов мощностью до 15 – 20 м, сложным геологическим строением разреза, расчлененным рельефом дна, а также многочисленными разрывными нарушениями мезозойских пород. Дно моря в районе Штокмановского ГКМ расположено в зоне с круглогодичными отрицательными придонными температурами воды. Температура грунта в поверхностном слое отрицательная, до – 0,5 °C, и лишь на глубинах 10 – 15 м становится положительной [10].

В сейсмологическом отношении наиболее характерной чертой Баренц-региона является его положение между активными рифтовыми зонами океанических хребтов: Мона и Книповича – на западе, Гаккеля – на севере, которое определяет крайне неравномерное распределение сейсмичности в регионе и тяготение проявления сейсмической активности к окраинным районам шельфа. Главным глубинным разломом является линия Карпинского, проходящая в прибрежной акватории Баренцева моря, непосредственно примыкая к Мурманскому блоку, в том числе Териберскому полуострову. Она сейсмична на всем протяжении, но наибольшей силы до 5-6 баллов систематические толчки достигают в местах сочленения меридианальных разломов [10].

5.1.2 Анализ существующих уровней антропогенной нагрузки на окружающую среду

Природная среда Баренцева моря испытывает большое техногенное воздействие. Морская среда подвергается физико-химическому загрязнению, что вызывает ухудшение качества воды, изменения биотопов и дестабилизацию экосистем северных морей. В арктических морях наиболее распространенными загрязняющими веществами являются тяжелые металлы, нефтяные и полиароматические углеводороды, хлорорганические соединения, искусственные радионуклиды, имеющие не только глобальные, но и региональные источники и пути распространения. Загрязнения донных отложений обуславливаются наличием следующих элементов:

1. тяжелые металлы (As, Cd, Cr, Cu, Hg, Ni, Pb, Zn);
2. хлорорганические соединения (сумма ДДТ, ГХБ, ГХЦГ, ПХБ-7);
3. полициклические ароматические углеводороды (сумма ПАУ);
4. радионуклиды (137Cs, 60Co, 239,240Pu, 90Sr) [1].

В целом уровень загрязненности Баренцева достаточно высок. Особенности циркуляции водных масс и ледовых условий в случае нефтеразлива не позволят экосистеме восстановиться в короткий срок, а уровень загрязненности нефтепродуктами будет оставаться высоким достаточно долгое время.

 

5.2 Анализ механизмов и степени воздействия планируемых проектных решений

Воздействие на состояние воздушной среды при бурении скважин и эксплуатации МЛСП связано с работой газотурбогенераторов, вспомогательных дизель-генераторов, аварийного дизель-генератора, хранением ГСМ, пересыпкой цемента и барита, процессом приготовления  буровых  и  тампонажных  растворов,  работой  станков  в  механической мастерской,  сварочными  работами,  с  работой  двигателей  вертолета  и  судов  обеспечения, осуществление  транспортировкой продукции  танкерным  флотом, а  также  факельной установки при испытании скважин [8].

К физическим факторам воздействия относят: акустическое; тепловое излучение; электромагнитное поле; ионизирующее излучение.

Степень воздействия намечаемой деятельности на морские воды обусловлена рациональностью условий водопользования: водопотребления и водоотведения. Основными воздействиями на морскую среду являются:

1. забор морских вод и сброс очищенных стоков с судов, участвующих в реализации проекта;
2. обращение с жидкими отходами бурения;
3. забор морских вод для технологических нужд;
4. сброс очищенных хозяйственно-бытовых сточных вод;
5. тепловое «загрязнение» морских вод в результате сброса воды из контуров охлаждения;
6. утилизация пластовых и нефтесодержащих вод;
7. разлив углеводородсодержащих вод (нефтепродуктов) в случае возникновения аварийных ситуаций (выбросы из скважин, разливы, неорганизованный сброс сточных вод).

Основное воздействие на недра и подземные воды оказывается при установке платформы на месторождении и производстве работ по бурению и строительству скважин.

 

5.3 Анализ мероприятий, связанных со снижением нагрузки на ОС

Мероприятия по снижению влияния на окружающую среду и требования к ее охране представлены в следующих нормативных документах:

1. ГОСТ Р 53241-2008 «Геологоразведка морская. Требования к охране морской среды при разведке и освоении нефтегазовых месторождений континентального шельфа, территориального моря и прибрежной зоны»;
2. РД 153-39-031-98 «Правила охраны вод от загрязнения при бурении скважин на морских нефтегазовых месторождениях»;
3. № 155 ФЗ «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации» от 31.07.1998.

Согласно этим документам соответствующие организации, уполномоченные на осуществление экологического контроля предприятий, могут проводить мониторинг их работы.

В свою очередь, предприятия обязаны соблюдать все требования в соответствии с данными нормативными документами.

Мероприятия по проведению производственного экологического контроля включают [3]:

1. организационно-техническое обеспечение производственного экологического контроля;
2. программу производственного экологического контроля.

Организационно-техническое обеспечение производственного экологического контроля включает [3]:

1. периодический осмотр и проверку состояния природоохранного оборудования и материалов (сорбенты, сорбирующие изделия, биосредства, боновые заграждения, нефтесборщики, оборудование для фильтрации сточных вод и др.) и соответствия производственных процессов проектной технологической и эксплуатационной документации;
2. эксплуатацию датчиков, детекторов, приборов, оборудования и коммуникаций, обеспечивающих сбор, обработку и анализ информации о воздействиях на водные объекты;
3. оборудование для отбора проб и образцов, проведения лабораторных и аналитических работ;
4. средства обработки, регистрации, хранения и передачи информации;
5. регламент метрологического контроля и поверки используемых датчиков, приборов и оборудования.

Программа производственного экологического контроля включает [3]:

1. учет, контроль и отчетность по характеристикам и количеству образующихся и удаляемых сточных вод, и отходов;
2. перечни регистрируемых показателей;
3. регламент, место и периодичность наблюдений, измерений, отбора проб и образцов;
4. критические параметры экологического контроля, требующие изменения режимов работы оборудования, в том числе его ручной и автоматической остановки;
5. взаимодействие с системой государственного мониторинга водных объектов.

 

5.4 Анализ современного опыта минимизации негативного воздействия на ОС

Общее число вредных выбросов в районе добычи нефти и газа можно уменьшить модернизацией технологических процессов и широким внедрением разнообразных методов утилизации и очистки газа. К наиболее эффективным из них можно отнести следующие [6]:

1. применение малогабаритных передвижных блочных газобензиновых установок повышенной производительности;
2. организация более качественной очистки природного газа от конденсата;
3. проектирование танков и цистерн для хранения нефти и дизельного топлива таким образом, чтобы выбросы углеводородов в атмосферу оказывались минимальными;
4. при определении комплектации судовых энергетических установок судов, при прочих равных условиях, отдаётся предпочтение среднеоборотным дизелям, у которых, по сравнению с малооборотными, менее токсичны выхлопные газы;
5. применение закрытых систем хранения и загрузки сыпучих материалов с целью минимизации выбросов в атмосферу загрязняющих веществ вне системы организованных источников выбросов;
6. повышение утилизации нефтяного газа.

Предотвратить загрязнение недр и водных источников можно при выполнении следующих мероприятий [6]:

1. замена водяного охлаждения действующих систем (УКПН, газокомпрессорных станций и др.) воздушным;
2. внедрение надежных методов защиты оборудования и коммуникаций от коррозионного воздействия;
3. использование эффективных диспергирующих средств для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоемов;
4. наиболее рационально с экологических позиций применение промысловых сточных вод, позволяющее осуществить замкнутый цикл оборотного водоснабжения;
5. полное исключение сброса сточных вод и шлама в море, осуществляемое с помощью вывоза отходов в специальных контейнерах на сушу.

Снижение влияния на животный мир осуществляется с помощью следующих мероприятий [6]:

1. максимальное ограничение работы факелов ночные часы, особенно в сезоны массовых миграций птиц для снижения негативных воздействий на орнитофауну;
2. использование судов, имеющих международные сертификаты предотвращения загрязнения моря нефтью и сточными водами;
3. запрет на работы на морских участках, отнесенных к особо охраняемым природным территориям и их охранным зонам;
4. предупреждение нефтеразливов при бурении скважин, а также при транспортировке нефтепродуктов.

 

5.5 План мероприятий для минимизации воздействия на окружающую среду

План включает в себя следующие мероприятия:

1. создание системы производственного экологического контроля и мониторинга окружающей среды [4];
2. исключение утечек нефти за счет применения современных конструкций скважин;
3. утилизация отходов бурения и производства (шлам и сточные воды) путем закачки в поглощающую скважину или вывоза на берег (тара, ртутные лампы, аккумуляторы и др.);
4. система предупреждения и ликвидации разливов нефти (ЛРН) в соответствии с утвержденным планом ЛРН;
5. защита морских обитателей – осуществление водозабора через рыбозащитные устройства типа «жалюзи»;
6. восстановление биоресурсов за счет выпуска разведенной рыбы;
7. защита птиц с помощью специальной биоакустической установки.

 

Влияние нефтедобычи на морские экосистемы проявляется уже на этапе сейсморазведки, когда при резком увеличении давления в воде создаются условия, которые являются летальными для многих гидробионтов, особенно на ранних стадиях их развития. В ходе дальнейшей эксплуатации основными факторами воздействия на окружающую среду будут: отчуждение акваторий, сброс токсичных веществ, увеличение мутности воды и изменение ее физико-химических параметров и характеристик.

После проведения анализа данных загрязняющих факторов, был предложен план мероприятий, которые необходимо внедрять для минимизации ущерба, наносимого окружающей среде.

 

6 ТЕХНИКО–ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

6.1 Капитальные вложения

Составим смету капитальных вложений необходимых для оборудования вычислительного центра, который предназначен для того, чтобы разработать данную методику. Расчет сметы представлен в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Затраты на оборудование вычислительного центра

 

Продолжение таблицы

При работе лаборатории необходимы следующие расходные материалы:

— канцелярия;

— картриджи для принтера;

— бумага для принтера.

Так как не представляется возможным оценить интенсивность потребления расходных материалов, то их стоимость для начала работы принимается равной 30500 рублей – данная сумма, является достаточной для приобретения двух картриджей для лазерного принтера, нескольких пачек офисной бумаги.

Суммируя получаем общие капитальные вложения по материалам примерно равны 4203170 рублей.

 

6.2 Затраты

Оценим затраты необходимые для нормального функционирования вычислительного центра. Затраты будут состоять из заработной платы работникам (см. таблицу 6.2), отчислений в страховые фонды и амортизации оборудования, используемого при разработке методики.

Таблица 6.2 – Затраты на оплату труда

Отчисления в страховые фонды (Зсф) – это обязательные отчисления от заработной платы во внебюджетные фонды социального страхования, пенсионный и медицинский фонды, установленные законодательством, т.е. начисление в страховые фонды 30 % (см. таблицу 6.3) от полной заработной платы (ЗПп) и определяются в процентах к основной и дополнительной заработной плате всех работающих. Отчисления начисляются от заработной платы и включаются в себестоимость продукции. Проценты отчислений в страховые фонды установлены главой 24 Налогового кодекса Российской Федерации.

Объектом налогообложения для налогоплательщиков, (организаций, производящих выплаты физическим лицам) признаются выплаты и иные вознаграждения, начисляемые налогоплательщиками в пользу физических лиц по трудовым и гражданско-правовым договорам, предметом которых является выполнение работ, оказание услуг.

 

Таблица 6.3 Тарифы ЕССС, актуальные в 2019 – 2020 гг.

т.е.: ОПС (обязательное пенсионное страхование) составляет 22% от полной заработной платы сотрудника, ВНиМ (на случай временной нетрудоспособности) – 2.9%, ОМС (обязательное медицинское страхование) – 5.1%.

Пропорционально начисленной заработной плате в себестоимость продукции включаются отчисления на социальные нужды.

Суммируя получаем общие затраты на оплату труда за один год: 3228000 рублей.

Отчисления в страховые фонды находим по формуле и включаем в себестоимость:

где N – процентная ставка отчислений в страховые фонды – 30%.

Затраты на отчисления в страховые фонды будут составлять 968400 рублей.

Фонд оплаты труда определяется по формуле:

Фонд оплаты труда будет составлять 4196400 рублей.

Амортизация (За), включает суммы амортизационных отчислений на полное восстановление основных средств (за исключением объектов основных средств, которые не амортизируются в соответствии с действующими нормативными документами). Затраты на амортизацию основных фондов рассчитывают по всем основным фондам предприятия, исходя из их среднегодовой стоимости и соответствующих норм.

Амортизация не начисляется объектам основных средств стоимостью не более 10000 рублей за единицу можно списывать на затраты по мере их передачи в эксплуатацию без начисления амортизации.

Сумма амортизационных отчислений определяется согласно методике, установленной учетной политикой организации. Порядок и способ начисления амортизации основных средств регламентируются ПБУ 6/01 «Учет основных средств». Расчет годовой суммы амортизационных отчислений производится по формуле:

где ОФ – стоимость основных фондов, руб;

НА – норматив амортизационных отчислений, (%).

Норма амортизационных отчислений устанавливается в зависимости от срока полезного использования объекта основных средств и рассчитывается по формуле:

где   СПИ – срок полезного использования объекта основных средств в годах.

Срок полезного использования оборудования вычислительного центра составит 3 года (36 месяцев), так как принтер и персональные компьютеры относятся ко второй амортизационной группе (офисная мебель в расчет не включается, так как ее стоимость менее 10000 рублей за единицу). Годовая норма амортизации составит 1399655.

 

Сведем все необходимые затраты в таблицу.

Таблица 6.4 – Общие затраты

 

 

6.3 Сравнительная экономическая эффективность разработки адаптации методики

Принимая во внимание высокую степень риска при сооружении морских нефтегазовых сооружений на Арктическом шельфе и предъявляемые по этим причинам высокие требования к точности и надежности разработанной методики, цена за оказание подобного рода услуг составит примерно 21667000 рублей в год [12].

Для принятия решения о внедрении вычислительного центра с точки зрения технико — экономического анализа, следует руководствоваться расчётом коэффициента сравнительной экономической эффективности.

Сравнительная экономическая эффективность – показатель, характеризующий условный экономический эффект, полученный в результате сравнения и выбора лучшего варианта, который может быть определен как отношение экономии от снижения себестоимости или повышения рентабельности продукции к разности капитальных вложений и других авансированных затрат между различными вариантами.

В данном случае коэффициент сравнительной экономической эффективности будет рассчитываться согласно формуле:

где КВ1 – суммарные затраты за один год работы вычислительного центра;

КВ2 – цена за оказание подобного рода услуг в год.

Таким образом, анализируя значение коэффициента сравнительной экономической эффективности, который составляет 2.2, можно сделать вывод о целесообразности вложений, необходимых для оборудования вычислительного центра.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Потенциал энергии, сосредоточенный в природных газогидратах, может обеспечить мир экологически чистой энергией не менее, чем на 200 лет. Природные газогидраты более равномерно распределены на планете, чем источники нефти и газа. Для их освоения не потребуются сверхглубокие скважины и дорогостоящие системы транспортирования добываемой продукции.

В данной работе были рассмотрены гидраты природного газа, условия их образования и разложения, а также проведен расчет процесса теплообмена в скважине.

Задачами работы в связи с указанной целью являются: получение общего представления о природных газогидратах, процессах их образования и разложения, а также рассмотрение свойств пород, вмещающих гидраты; рассмотрение процесса диссоциации гидрата при бурении на морской акватории; проведение расчетов, связанных с разложением гидратов; расчеты процесса теплообмена при циркуляции бурового раствора в скважине.

На основании всего можно сделать следующие выводы:

1. получены знания о газовых гидратах, о процессах их образования и диссоциации, а также рассмотрены основные свойства гидратосодержащих пород;
2. рассмотрен процесс диссоциации газовых гидратов при вскрытии залежи бурением на морском месторождении;
3. проведен расчет энергии, необходимой для разложения гидрата, при подводе к нему тепла;
4. произведен расчет теплообмена между нисходящим и восходящим потоком бурового раствора с учетом влияния стенок скважины и тепловой мощности, производимой долотом.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Болтунов А.Н. и др. Районы ограничения антропогенной деятельности: Печорское море. Нефтегазовый комплекс. – Мурманск, Всемирный фонд дикой природы, 2014. – 76 с.
2. Википедия [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://ru.wikipedia.org/wiki/Штокмановское_месторождение, свободный – Дата обращения (07.06.2020).
3. ГОСТ Р 53241-2008 «Геологоразведка морская. Требования к охране морской среды при разведке и освоении нефтегазовых месторождений континентального шельфа, территориального моря и прибрежной зоны».
4. ГОСТ Р 56059-2014 «Производственный экологический мониторинг. Общие положения».
5. Истомин В.А., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях – М.: Недра, 1992. – 237 с.
6. Кесельман Г.С., Махмудбеков Э.А. Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа – М., Недра, 2006. – 256 с.
7. Кэролл Д. Гидраты природного газа. Перевод с английского – М.: ЗАО «Премиум Инжиниринг», 2007. – 316 с.
8. Леушева Е.Л. Анализ международного опыта в области загрязнения морских акваторий при бурении скважин – 2015. – 6 с.
9. РД 153-39-031-98 «Правила охраны вод от загрязнения при бурении скважин на морских нефтегазовых месторождениях».
10. Рябченко С.В. и др. Тематический отчет №1 по ледовым условиям Баренцева моря. – Архангельск, САФУ, 2020. – 140 с.
11. ФЗ № 155 «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации».
12. Energybase [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://energybase.ru/tender/31807204397, свободный – Дата обращения (12.06.2020).
13. Neftegaz [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://neftegaz.ru/science/ecology/331726-shtokman/, свободный – Дата обращения (07.06.2020).

Sloan E. Dendy, Koh A. Carolyn Clathrate hydrates of natural gases, third edition – Chemical industries series, 2008. – 731 p.

---

1 2 3