Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

284 страницы

Купить ИТС 29-2017 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Справочник НДТ содержит описание применяемых при добыче природного газа технологических процессов, оборудования, технических способов, методов, в том числе позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду, водопотребление, повысить энергоэффективность, ресурсосбережение. Среди описанных технологических процессов, оборудования, технических способов, методов определены решения, являющиеся наилучшими доступными технологиями (НДТ). Для НДТ в справочнике НДТ установлены соответствующие им технологические показатели.

 Скачать PDF

Оглавление

Введение

Предисловие

Область применения

Обозначения и сокращения

1 Общая информация о газодобывающей отрасли промышленности

     1.1 Общая информация

     1.2 Добыча газа

     1.3 Потребление природного газа

     1.4 Экологические проблемы отрасли

2 Описание технологических процессов, используемых в настоящее время

     2.1 Общая технологическая схема газового промысла

     2.2 Строительство скважин

     2.2.1 Бурение скважин

     2.2.2 Крепление скважины

     2.2.3 Освоение скважин

     2.2.4 Морское бурение скважин

     2.3 Эксплуатация газовых скважин

     2.3.1 Кусты скважин

     2.3.2 Сбор газа на промыслах

     2.3.3 Ввод реагента при сборе продукции газовых скважин

     2.4 Промысловая подготовка газа

     2.4.1 Предварительная подготовка газа

     2.4.2 Комплексная подготовка газа

     2.4.3 Блок регенерации реагента

     2.4.4 Блок регенерации сорбента

     2.4.5 Пункты учета и замера

     2.4.6 Поверочный пункт конденсата газа

     2.4.7 Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины

     2.4.8 Технологические емкости ГЖ и ЛВЖ, промежуточный резервуарный парк хранения конденсата газа

     2.4.9 Подготовка газа и газоконденсата на морских месторождениях

     2.5 Компримирование газа на промысле

     2.5.1 Дожимная компрессорная станция

     2.5.2 Установка очистки газа на ДКС

     2.5.3 Установка аппарата воздушного охлаждения

     2.5.4 Газоперекачивающие агрегаты

     2.5.5 Блок подготовки газа на ДКС

     2.5.6 Блок сбора конденсата на ДКС

     2.6 Производство сжиженного природного газа

     2.6.1 Очистка газа

     2.6.2 Установки сжижения газа

     2.6.3 Резервуары для хранения

     2.6.4 Оборудование для отгрузки

     2.7 Капитальный ремонт скважин

     2.7.1 Установка приготовления растворов для ремонта скважин

     2.7.2 Установка приготовления растворов для глушения скважин

     2.8 Системы поддержания пластового давления

     2.9 Вспомогательные процессы

     2.9.1 Энергоснабжение

     2.9.2 Система охлаждения

     2.9.3 Водоснабжение

     2.9.4 Канализация и очистные сооружения

     2.9.5 Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию метанола

     2.9.6 Факельные установки

     2.9.7 Утилизация отходов

     2.9.8 Резервуарный парк

3 Текущие уровни эмиссий предприятий добычи газа в окружающую среду

     3.1 Уровни экологических воздействий в целом по месторождению газа

     3.1.1 Потребление энергоресурсов

     3.1.2 Выбросы в атмосферу

     3.1.3 Сброс сточных вод

     3.1.4 Образование отходов

     3.2 Строительство скважин

     3.3 Эксплуатация газовых скважин

     3.3.1 Кусты скважин

     3.3.2 Сбор газа на промыслах

     3.3.3 Ввод реагента в трубопровод

     3.4 Промысловая подготовка газа

     3.4.1 Установка предварительной подготовки газа

     3.4.2 Установка комплексной подготовки газа

     3.4.3 Блок регенерации реагента

     3.4.4 Блок регенерации сорбента

     3.4.5 Пункты учета и замеры

     3.4.6 Поверочный пункт конденсата газа

     3.4.7 Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины

     3.4.8 Технологические емкости ГЖ и ЛВЖ. Промежуточный резервуарный парк хранения конденсата газа

     3.5 Компримирование газа на промысле

     3.5.1 дожимная компрессорная станция

     3.5.2 Установка очистки газа на ДКС

     3.5.3 Установка аппарата воздушного охлаждения

     3.5.4 Газоперекачивающие агрегаты на ДКС

     3.5.5 Блок подготовки газа на ДКС

     3.5.6 Блок сбора конденсата

     3.6 Производство сжиженного природного газа

     3.7 Капитальный ремонт скважин

     3.7.1 Установка приготовления растворов для ремонта скважин

     3.7.2 Установка приготовления растворов для глушения скважин

     3.8 Системы поддержания пластового давления

     3.9 Вспомогательные процессы

     3.9.1 Энергоснабжение

     3.9.2 Система охлаждения

     3.9.3 Водоснабжение

     3.9.4 Канализация и очистные сооружения

     3.9.5 Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию метанола

     3.9.6 Факельные установки

     3.9.7 Утилизация отходов

     3.9.8 Резервуарный парк

     3.10 Определение маркерных веществ для объектов добычи газа

     3.10.1 Перечень загрязняющих веществ, входящих в состав выбросов газодобывающих предприятий

     3.10.2 Перечень загрязняющих веществ, входящих в состав сбросов газодобывающих предприятий

     3.10.3 Перечень химических веществ, входящих в состав отходов производства газодобывающих предприятий

     3.10.4 Перечень нормативов воздействия на окружающую среду

4 Определение наилучших доступных технологий

     4.1 Общая методология определения технологии газодобычи в качестве НДТ

     4.2 Методы, позволяющие пошагово рассмотреть несколько технологий и выбрать наилучшую доступную технологию

     4.2.1 Шаг 1. Рассмотрение критерия 5 «Промышленное внедрение технологических процессов, оборудования, технических способов, методов 2 и более объектах в Российской Федерации, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду»

     4.2.2 Шаг 2. Рассмотрение критерия 1 «Наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду в расчете на единицу времени или объем производимой продукции (товара), выполняемой работы, оказываемой услуги либо соответствие другим показателям воздействия на окружающую среду, предусмотренным международными договорами Российской Федерации»

     4.2.3 Шаг 3. Рассмотрение критерия 2 «Экономическая эффективность внедрения и эксплуатации»

     4.2.4 Шаг 4. Рассмотрение критерия 4 «Период внедрения»

     4.2.5 Шаг 5. Рассмотрение критерия 3 «Применение ресурсо- и энергосберегающих методов»

     4.2.6 Шаг 6. Принятие членами ТРГ решения об отнесении технологии к НДТ

5 Наилучшие доступные технологии

     5.1 Системы менеджмента

     5.2 Наилучшие доступные технологии строительства скважин

     5.3 Наилучшие доступные технологии эксплуатации скважин

     5.4 Наилучшие доступные технологии, применимые при подготовке газа горючего природного к транспорту

     5.5 Наилучшие доступные технологии, применимые при производстве газа горючего природного сжиженного

     5.6 Технологические показатели комплекса НДТ, наиболее часто используемых при эксплуатации промысловых объектов при добыче углеводородного сырья

6 Экономические аспекты реализации наилучших доступных технологий

     6.1 Метод дисконтированных денежных потоков

7 Перспективные технологии

     7.1 Энергосберегающая технология автоматического управления работой подогревателей на площадках скважин и оптимизации температурных режимов газового промысла

     7.2 Технология управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера

     7.3 Инновационная техника и технология реконструкции газовых скважин без глушения с последующей их эксплуатацией по концентрическим лифтовым колоннам

     7.4 Двухнапорная система сбора и подготовки газа

     7.5 Технология подготовки газа к транспорту с вводом гликоля после сепарации газа

     7.6 Технология сверхзвуковой сепарации газа (3S-технология)

     7.7 Технология сжижения природного газа DRI

     7.8 Технология сжижения природного газа — Gazprom MR (GMR)

     7.9 Технология гликолевой осушки газов с помощью специальной насадки

     7.10 Технология очистки газа регенерации от цеолитной пыли

     7.11 Технология применения возобновляемых источников энергии

Заключительные положения и рекомендации

Приложение А (обязательное) Перечень НДТ

Приложение Б (обязательное) Перечень маркерных веществ

Приложение В (обязательное) Перечень технологических показателей для НДТ

Приложение Г (обязательное) Энергоэффективность технологических процессов и оборудования при добыче газа

Библиография

 
Дата введения01.07.2018
Добавлен в базу01.01.2019
Актуализация01.02.2020

Этот документ находится в:

Организации:

15.12.2017УтвержденРосстандарт2844
ИзданОфициальный сайт Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)2017 г.
РазработанФедеральное государственное бюджетное учреждение Российское энергетическое агентство
РазработанПубличное акционерное общество, Нефтегазовая Компания Роснефть
РазработанРОССИЙСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ЯДЕРНЫЙ ЦЕНТР Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики
РазработанФГУП РФЯЦ-ВНИИЭФ
РазработанОАО Новатэк
РазработанТРГ 29 Добыча природного газа
РазработанПАО Татнефть
РазработанФонд Национальный Центр Экологического Менеджмента и Чистого Производства для нефтегазовой промышленности
РазработанПАО ЛУКОЙЛ
РазработанПАО АНК Башнефть
РазработанРГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
РазработанАО МХК ЕвроХим
РазработанПАО Газпром

Natural gas production

Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

___

ИНФОРМАЦИОННО

ТЕХНИЧЕСКИЙ

итс

(jkJ)

СПРАВОЧНИК

ПО НАИЛУЧШИМ

29-

ДОСТУПНЫМ

ТЕХНОЛОГИЯМ

2017

ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Москва Бюро НДТ 2017

СОДЕРЖАНИЕ

Введение............................................................................................................................VI

Предисловие......................................................................................................................VII

Область применения.........................................................................................................1

Обозначения и сокращения..............................................................................................3

1    Общая информация о газодобывающей отрасли промышленности..........................5

1.1    Общая информация............................................................................................5

1.2    Добыча газа.........................................................................................................7

1.3    Потребление природного газа............................................................................11

1.4    Экологические проблемы отрасли.....................................................................13

2    Описание технологических процессов, используемых в настоящее время...............15

2.1    Общая технологическая схема газового промысла..........................................15

2.2    Строительство скважин......................................................................................19

2.2.1    Бурение скважин........................................................................................19

2.2.2    Крепление скважины.................................................................................27

2.2.3    Освоение скважин.....................................................................................27

2.2.4    Морское бурение скважин.........................................................................28

2.3    Эксплуатация газовых скважин..........................................................................30

2.3.1    Кусты скважин............................................................................................38

2.3.2    Сбор газа на промыслах...........................................................................39

2.3.3    Ввод реагента при сборе продукции газовых скважин...........................42

2.4    Промысловая подготовка газа............................................................................45

2.4.1    Предварительная подготовка газа...........................................................45

2.4.2    Комплексная подготовка газа...................................................................48

2.4.3    Блок регенерации реагента......................................................................58

2.4.4    Блок регенерации сорбента......................................................................61

2.4.5    Пункты учета и замера..............................................................................62

2.4.6    Поверочный пункт конденсата газа..........................................................62

2.4.7    Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины...........63

2.4.8    Технологические емкости ПЖ и ЛВЖ, промежуточный резервуарный

парк хранения конденсата газа.........................................................................64

2.4.9    Подготовка газа и газоконденсата на морских месторождениях...........64

2.5    Компримирование газа на промысле.................................................................66

2.5.1    Дожимная компрессорная станция..........................................................66

2.5.2    Установка очистки газа на ДКС................................................................69

2.5.3    Установка аппарата воздушного    охлаждения.........................................69

2.5.4    Газоперекачивающие агрегаты................................................................70

2.5.5    Блок подготовки газа на ДКС....................................................................71

2.5.6    Блок сбора конденсата на ДКС.................................................................72

2.6    Производство сжиженного природного    газа......................................................72

2.6.1    Очистка газа...............................................................................................73

2.6.2    Установки сжижения газа..........................................................................73

2.6.3    Резервуары для хранения........................................................................75

2.6.4    Оборудование для отгрузки......................................................................75

2.7    Капитальный ремонт скважин............................................................................76

II

ИТС 29-2017

Обозначения и сокращения

АВО — аппарат воздушного охлаждения

БПГ — блок подготовки газа

БСВ — буровые сточные воды

БШ — буровой шлам

ВНД — внутренняя норма доходности

ВНК — высоконапорный коллектор

ГВГ — генераторы влажного газа

ПЖ — горючая жидкость

ГКМ — газоконденсатное месторождение

ГП — газовый промысел

ГПА — газоперекачивающий агрегат

ГПЗ — газоперерабатывающий завод

ГПП — газоперерабатывающее предприятие

ГПУ — газопоршневая установка

ГСП — газосборный пункт

ГСШ — газопромысловый шлейф

ГТ — газотурбинная

ГФУ — горизонтальная факельная установка

ДКС — дожимная компрессорная станция

ДЭГ — диэтиленгликоль

ЕСГ — единая система газоснабжения

ЕЭС — единая энергетическая система

ЗВ — загрязняющее вещество

ЗПА — запорно-переключающая арматура

ИИУС — информационно-измерительная управляющая система

ИП — измеритель периметра

ИТС НДТ — информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям

КИПиА — контрольно-измерительные приборы и автоматика

КНС — кустовая насосная станция

КПД — коэффициент полезного действия

КРС — капитальный ремонт скважин

КС — компрессорная станция

ЛВЖ — легковоспламеняющаяся жидкость

ЛК — лифтовая колонна

ЛОС — локальные очистные сооружения

МКУ — мобильные компрессорные установки

НГБ — нефтегазовый бассейн

НГК — нефтегазовый комплекс

НГКМ — нефтегазоконденсатное месторождение

НГП — нефтегазоносная провинция

НДТ — наилучшие доступные технологии

НКТ — насосно-компрессорная труба

3

ИТС 29-2017

НПА — нормативно-правовой акт

ОБР — отработанный буровой раствор

ОЛК — основная лифтовая колонна

ОС — окружающая среда

ПАВ — поверхностно-активные вещества

ПДК — предельно допустимая концентрация

ПЗП — призабойная зона пласта

ПНГ — попутный нефтяной газ

ППД — поддержание пластового давления

ППЦ — подводный промысловый центр

ПХБ — полихлорирбифенилы

ПХГ — подземное хранение газа

ПХТ — полихлортерфенилы

СВ — сточные воды

СЖТ — GLT-technology («gas-to-liquids»)

СПГ — сжиженный природный газ

СПТ — сталеполимерная труба

СРП — соглашение о разделе продукции

СЭМ — система экологического менеджмента

ТВС — топливовоздушная смесь

т.н.э. —тонна нефтяного эквивалента (1 тыс. м3 природного газа соответствует 0,8 т.н.э, 1 т конденсата/нефти соответствует 1 т.н.э)

ТСГ — термостабилизация грунтов

т.у.т. —тонна условного топлива единица измерения энергии, равная 2,93-1010 Дж ТФ ОБ — твердая фаза отходов бурения ТЭГ — триэтиленгликоль УВ — углеводороды

УКПГ — установка комплексной подготовки газа

УПГ — установка подготовки газа

УППГ — установка предварительной подготовки газа

УСК и РМ — установка стабилизации конденсата и регенерации метанола

ФО — федеральный округ

ХВО — химводоочистка

ЦП К — центральная лифтовая колонна

ЦСП — центральный сборный пункт

ЧДД — чистый дисконтированный доход

ЭК — эксплуатационная колонна

ЭРУО — эмульсионный раствор на углеводородной основе ЭСАУ — энергосберегающей системы автоматического управления ЭСН — электростанция собственных нужд

4

ИТС 29-2017

1 Общая информация о газодобывающей отрасли промышленности

Основными видами продукции газодобывающей отрасли являются природный газ (газ горючий природный (естественный), газовый конденсат (конденсат газовый), сжиженный природный газ (газ горючий природный сжиженный) и регазифицированный сжиженный природный газ (газ горючий природный регазифицированный).

Природный газ (в соответствии с п. 2 ГОСТ Р 53521) — газообразная смесь, состоящая из метана и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов. Метан является основным компонентом природного газа, остальные компоненты содержатся в следовых количествах.

Газовый конденсат (согласно п. 6 ГОСТ Р 53521) — жидкая смесь, состоящая из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов широкого фракционного состава, содержащая примеси неуглеводородных компонентов, получаемая в результате разделения газоконденсатной смеси.

Различают газовый конденсат нестабильный и стабильный.

Газовый конденсат нестабильный — газовый конденсат, содержащий в растворенном виде газообразные углеводороды, направляемый на переработку с целью очистки от примесей и выделения углеводородов Ci - С4, отвечающий требованиям ГОСТ Р 54389-2011. К примесям относятся вода (водные растворы ингибиторов коррозии и/или гидратообразования), хлористые соли, сернистые соединения и механические примеси (согласно п. 7 ГОСТ Р 53521).

Газовый конденсат стабильный — газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов Ci-C4, отвечающий требованиям ГОСТ Р 54389-2011 (п. 9 ГОСТ Р 53521).

Сжиженный природный газ (СПГ) (согласно п. 5 ГОСТ Р 53521, ГОСТ Р 56021-2014) — природный газ, сжиженный с целью хранения или транспортирования.

Процесс преобразования СПГ из жидкого состояния в газоообразное называется регазификацией, в результате которой получается регазифицированный СПГ (газ горючий природный регазифицированный).

1.1 Общая информация

Добыча газа природного и попутного в 2015 г. снизилась до 633,4 млрд, м3 (635,5 млрд, м3 с учетом Крымского ФО), что составило 98,6 % к соответствующему периоду 2014 г. за счет сокращения добычи предприятий Группы «Газпром» на 6,0 % до 417,2 млрд, м3 (по данным Минэнерго России), при этом их доля в общем объеме добычи продолжает уменьшаться (таблица 1.1) [1].

Добыча газа природного и попутного, по данным Росстата, в январе-мае 2016 г. снизилась до 264,2 млрд, м3 [2].

По предварительным данным Минэнерго России, потребление газа на внутреннем рынке в 2015 г. снизилось по сравнению с уровнем 2014 г. на 4,0 % и составило 441,1 млрд, м3, что связано в основном с сокращением поставок газа на электростанции и котельные ЕЭС России.

5

Таблица 1.1 - Объемы добычи природного газа в России в 2014-2015 гг. (по данным Минэкономразвития)

Месяцы

Добыча газа — всего (млрд, м3)

Группа «Газпром» (млрд, м3)

Остальные производители (млрд, м3)

2015

2014

2015

2015

Январь

60,2

65,87

42,5

17,7

Февраль

53,6

57,83

36,8

16,8

Март

55,4

56,80

37,0

18,4

Апрель

51,4

52,09

33,7

17,7

Май

47,9

52,98

29,0

18,9

Июнь

42,9

46,41

26,3

16,6

Июль

44,9

42,84

27,5

17,4

Август

44,2

42,96

26,6

17,6

Сентябрь

48,1

45,79

30,3

17,7

Октябрь

61,3

57,05

42,6

18,7

Ноябрь

60,6

57,19

42,2

18,5

Декабрь

62,9

62,61

42,7

20,2

С начала года

633,4

640,42

417,2

216,2

Экспорт газа в 2015 г., по данным Минэнерго России, вырос по сравнению с уровнем 2014 г. на 5,0 % и составил 182,9 млрд, м3, благодаря резкому увеличению экспорта в дальнее зарубежье. Доля экспорта в 2015 г. в общем объеме добычи газа увеличилась и составила 28,9 %. В страны дальнего зарубежья экспорт газа увеличился на 12,8 % до 142,4 млрд, м3 в связи с необходимостью наращивания запасов газа в ПХГ, а также опасаясь транзитных рисков со стороны Украины в осенне-зимний период. Кроме того, снижение цены газа позволило ему начать возвращать свои позиции в структуре выработки электроэнергии в Европе. В страны СНГ экспорт российского газа снизился до 40,5 млрд, м3 (84,4 % к уровню 2014 г.) [1].

По состоянию на 01.01.2016 г., добычу природного газа осуществляют 257 добывающих предприятий (рисунок 1.1), в том числе:

-    81 предприятие входит в структуру нефтяных ВИНК: ПАО «Лукойл», ПАО «НК "Роснефть"», ОАО «Сургутнефтегаз», ПАО «Татнефть», ПАО «АНК "Башнефть"», ОАО «НГК "Славнефть"», ОАО «НК "РуссНефть"» и др.;

-    16 предприятий группы «Газпром»;

-    4 предприятия ПАО «НОВАТЭК»;

-    153 предприятия являются независимыми добывающими компаниями;

-    3 предприятия — операторы соглашений о разделе продукции (СРП) [3].

■    Компании группы "Газпром"

■ВИНК

■    Независимые добывающие компании

■    ОАО "НОВАТЭК"

■    Опер аторы СРП

Рисунок 1.1- Отраслевая структура добычи газа по группам компаний в 2015 г.

6

ИТС 29-2017


1.2 Добыча газа


Территориальное распределение основных газовых месторождений по субъектам РФ и ее шельфу показано на рисунке 1.2. В таблице 1.2 приведен перечень основных месторождений газа на территории России и предприятий, осуществляющих их эксплуатацию и относящихся к сфере распространения данного справочника НДТ.


Респ.

Адыгеи

0,31


Ямало-

Ненецкий Ненецкий АО    АО


ДОБЫЧА

ь


Краснодарский

край

Ставропольский

край

Ростовская обл.


Штокмановское Пермский О О Ледовое

КРДЙ    Победе

..........


0,31


§    «9    %


37,93

Карское море'......


Волгоградская

общ

Саратовская


Респ. Коми 2,26:


<9£>

473,13 ••


обл.


-0,27


12,19


0,340,33 0,9

, Западне 0 22    Дпраханскос    • Оре.чбуолкос

Центрально--с* Астраханское

Астраханское    Ханты-

Мансийский .    АО    -    Югра

Астраханская обл. 11,1

Респ.    Томская

1,45    Башкортостан    обл.


3,23


0,24


Респ. Каспийское Дагестан море


Оренбургская

обл.


•    Лмткимског

•    Ванкорское

Красноярский: край 8,14


4,28


ЮрубчежР

Тохомсхое


Респ Саха(Якутия) 2,19

Средвепонгаа»

О • Средневипкнкхое

оВерхиемпфТМСКОе 0 Среднеботуобинское

Нахндиносое


Иркутская обл.

0«1 о1-1 Ковыктинское 1 Ангаро-Ленское


Камчатский

край

0,39

Охотское

море

25,71

Чай»оОлКиринское Луниое0 Южно- Киринасое

0,22

Сахалинская

обл.


/Коровинское > Кумжинское i Ванейвиссхое РЛаявожское


Русановское^£)> Ленинградское <3

У

Харасавэйско^.ус ' Крузенштернское^^

Боваиенковскос


Малыпадскос

О

лЛгсмсш

(еверо Тамбейское (^Южно-Тамбейское 0£алмановское


Месторождения: • разрабатываемые о осваиваемые о неразрабагывземые


Ямальская

НГО


Северо-

Каменномыское Антипаютинское


Гыданская

НГО


Каменномысское-С^5 ^Семаковское


' Пеляткинское


море Лещовое


Of Север Медвежье! Д щ

Уренгойское* # /Южно Береговое / Русское


Ямбургское • Юрхаровское Северо-Уренгойское

' Ванкорское Заполярное


Ллнюрское

Федоровское

Самотлорское *


f Харампурское


Надым-

Пур-Тазовский

район


*4^ Юрубчено-Тохомское


Рисунок 1.2 - Основные газовые месторождения и распределение добычи свободного газа по субъектам РФ и ее шельфам в 2014 г., млрд, м3 [4]


7


По состоянию на 2014 г. более 55 % запасов горючего газа России заключено в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа. Значительные запасы его имеются в Астраханской и Иркутской областях, Республике Саха (Якутия), Красноярском крае. Запасы свободного газа России учтены Государственным балансом запасов Российской Федерации в 932 месторождениях (693 находятся в распределенном фонде недр).

Таблица 1.2 - Общие сведения об основных газодобывающих предприятиях России [4]

Недропользователь,

месторождение

Тип

месторождения*

Доля в запасах РФ,

%

Добыча в 2014 г., млрд.

м3

ООО «Газпром добыча Ямбург»

Ямбургское**, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

нгк

5,5

62,8

Заполярное, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

нгк

3,4

97,9

ООО «Газпром добыча Надым»

Бованенковское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

нгк

6,9

42,8

Медвежье, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

нгк

0,8

10,4

ООО «Газпром добыча Уренгой»

Песцовое, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГк

0,9

0

ООО «Газпром добыча Надым», ПАО «Газпром»

Харасавэйское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО, Карское море)

ГК

2,9

0,01

ПАО «Газпром»

Штокмановское, Восточно-Баренцевский НГБ (Баренцево море)

ГК

5,6

0

Ледовое, Восточно-Баренцевский НГБ (Баренцево море)

ГК

0,6

0

Ковыктинское**, Лено-Тунгусский НГБ (Иркутская область)

ГК

3,7

0,007

Крузенштернское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО, Карское море)

ГК

2,4

0

Северо-Тамбейское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

ГК

1,6

0

Малыгинское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

ГК

1,1

0

Тасийское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО

ГК

0,8

0

ИТС 29-2017

Продолжение таблицы 1.2

Недропользователь,

месторождение

Тип

месторождения*

Доля в запасах РФ,

%

Добыча в 2014 г., млрд.

м3

Каменномысское-море, Западно-Сибирский НГБ (Карское море)

Г

0,8

0

Северо-Каменномысское, Западно-Сибирский НГБ (Карское море)

Гк

0,6

0

Семаковское, Западно-Сибирский НГБ (Карское море, ЯНАО)

Г

0,5

0

Чаяндинское, Лено-Тунгусский НГБ (Республика Саха (Якутия))

нкг

2,1

0

Южно-Киринское, Охотский НГБ (Охотское море)

нгк

0,9

0

Русановское, Западно-Сибирский НГБ (Карское море)

ГК

1,1

0

Ленинградское, Западно-Сибирский НГБ (Карское море)

ГК

1,5

0

ООО «Газпром добыча Астрахань», ОАО «Астраханская нефтегазовая компания»

Астраханское**, Прикаспийский НГБ (Астраханская область)

ГК

5,9

11,1

ООО «Газпром добыча Оренбург», ЗАО «Газпромнефть Оренбург»

Оренбургское, Волго-Уральский НГБ (Оренбургская область)

нгк

1,1

16,3

ОАО «Ямал СП Г»

Южно-Тамбейское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО, Карское море)

ГК

1,98

0,07

ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»

Юрхаровское**, Западно-Сибирский НГБ (Карское море, ЯНАО)

нгк

0,8

38,99

Салмановское (Утреннее), Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

нгк

1,6

0,002

ООО «ЛУКОЙЛ-Приморьенефтегаз»

Центрально-Астраханское**, Прикаспийский НГБ (Астраханская область)

ГК

1,4

0

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»

Хвалынское, Северо-Кавказско-Мангышлакский НГБ (Каспийское море)

нгк

0,5

0

Им. Ю.С. Кувыкина (Сарматское)**, Северо-Кавказско-Мангышлакский НГБ (Каспийское море)

нгк

0,3

0

Продолжение таблицы 1.2

Недропользователь,

месторождение

Тип

месторождения*

Доля в запасах РФ,

%

Добыча в 2014 г., млрд.

м3

ПАО «НК «Роснефть»

Восточно-Уренгойское, Ново-Уренгойское (ЯНАО), АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»

НГК

4 2***

Береговое, Пырейное, Хадырьяхинское (ЯНАО), ПАО «Сибнефтегаз»

НГК

11,8***

Харампурское (ЯНАО), ООО «РН-Пурнефтегаз»

НГК

2 ***

Ванкорское (Красноярский край), ООО «РН-Ванкор»

НГК

8,2***

Анастасиево-Т роицкое (Краснодарский край), ООО «РН-Краснодарнефтегаз»

НГК

2,8***

ООО «Газпром добыча Уренгой», ОАО «Арктикгаз», ООО «Уренгойская газовая компания», ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» и др.

Уренгойское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

9,2

85,5

ЗАО «Нортгаз», ООО «Газпром добыча Уренгой

», ЗАО «ГеоОликумин»

Северо-Уренгойское**, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

0,8

14,7

ОАО «

Севернефтегазпром»

Южно-Русское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

1,4

25

ЗАО «Геотрансгаз»

Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

1_НТК_I

1_0Z_1

11,2

ООО «Петромир», ООО «ПромГазЭнерго»

Ангаро-Ленское**, Лено-Тунгусский НГБ (Иркутская область)

ГК

1,8

0

«Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд»

Лунское, Охотский НГБ (Охотское море)

НГК

0,6

16,6

Консорциум «Эксон Нефтегаз Лтд», ПАО «НК «Роснефть»

Чайво, Охотский НГБ (Охотское море)

НГК

0,5

8,04

* НГК — нефтегазоконденсатное, ГК — газоконденсатное, Г — газовое месторождение.

** Часть запасов находится в нераспределенном фонде.

*** По данным ПАО «НК «Роснефть» за 2015 г. (млрд. м3).

Всего в настоящее время в России разрабатывается 453 содержащих природный газ месторождения, из них в зоне Единой системы газоснабжения (ЕСГ) расположены 404 месторождения (данные на 01.01.2014 г.)

ИТС 29-2017

1.3 Потребление природного газа

Потребление природного газа в России последние 10 лет колеблется на уровне 450-460 млрд, м3 (за исключением кризисного 2009 г. и 2011 г. с холодной зимой), после периода поступательного роста 2000-2005 гг., за который потребление газа в России увеличилось почти на 55 млрд. м3. В 2013-2014 гг. можно наблюдать некоторое снижение совокупного спроса на газ на внутреннем рынке России, что объясняется как погодными условиями (относительно теплые зимы), так и замедлением темпов экономического роста в 2013 г. и его практическим прекращением в 2014 г., в 2015 г. (рисунки 1.4-1.5) [5, 6, 7].

•1.0

—ВВП (а ценах 2008 г.), % г/г (леваяось) — —спрос на газ в России, % г/г (левая ось)

Рисунок 1.4 - Динамика спроса на газ и ВВП в России, % к предыдущему году

2.0

1.0

0.0

•2.0

• добыча • потребление • экспорт

6691

I

I201 6531

■ 194 6681

■211

6401

1187 633

■ 200

1

[470

1460

L

1458

f 444

2011    2012    2013    2014    2015

Рисунок 1.5 - Добыча, потребление и экспорт газа в России в 2011-2015 гг., млрд, м3

В 2009 г. вместе с запуском завода по производству СПГ на Сахалине для российского газа открылся новый рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. Основные поставки СПГ осуществляются в Японию и Республику Корея. В 2015 г. на восточное направление пришлось 7,3 % (14 млрд, м3) экспорта газа из России. Свыше половины

11

ИТС 29-2017

экспорта российского газа приходится на четыре страны: Германию (21 %), Турцию (14 %), Италию (12 %) и Беларусь (9 %). В 2015 году наибольший абсолютный прирост поставок обеспечили Германия (+6,3 млрд, м3 к 2014 г.), Италия (+3,9 млрд, м3), Франция (+2,6 млрд. м3). Существенно снизили закупки российского газа Украина (-6,7 млрд, м3, или -46 %), Япония (-1,5 млрд, м3), Беларусь (-1,3 млрд. м3).

Падение спроса продолжилось в 2016 г. в Европе, что подтверждается уменьшением экспортных трубопроводных поставок газа, которые в мае 2016 г. снизились на 6 % к аналогичному месяцу 2015 г. и составили 14,9 млрд. м3. В основном данное падение было вызвано снижением объемов экспорта газа в Германию, Италию и Беларусь. Однако суммарный экспорт трубопроводного газа за период с января по май 2016 г. повысился на 7,9 % к аналогичному периоду 2015 г., экспорт СПГ — на 20 % (рисунок 1.6). Ключевыми направлениями экспорта СПГ остаются Япония и Республика Корея (более 90 % всего экспорта СПГ из России).

Добыча газа

36,6

-14%

300,0

-3,5%

Экспорт газа (труб.)

14,9

-6%

81,1

+7,9%

70

60

40

30

20

10

О

Добыча, 2015    Добыча,    2016

Экспорт, 2015    Экспорт,    2016

Рисунок 1.6 - Добыча природного газа в России и его трубопроводный экспорт

в 2015-2016 гг., млрд, м3


50

В 2015 г. цены на природный газ на основных рынках сбыта снизились на 30^0 % относительно уровня предыдущего года (рисунок 1.7).

• Европа (рассий-> ий jj] : Япония • США (Henrjy Hub)

Рисунок 1.7 - Мировые цены на природный газ в 2005 — 2015 гг., долл./тыс. м3


ИТС 29-2017

2.7.1    Установка приготовления растворов для ремонта скважин...................77

2.7.2    Установка приготовления растворов для глушения скважин.................78

2.8    Системы поддержания пластового давления...................................................79

2.9    Вспомогательные процессы...............................................................................81

2.9.1    Энергоснабжение......................................................................................81

2.9.2    Система охлаждения.................................................................................83

2.9.3    Водоснабжение..........................................................................................84

2.9.4    Канализация и очистные сооружения......................................................87

2.9.5    Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию

метанола.............................................................................................................88

2.9.6    Факельные установки................................................................................90

2.9.7    Утилизация отходов..................................................................................93

2.9.8    Резервуарный парк....................................................................................95

3 Текущие уровни эмиссий предприятий добычи газа в окружающую среду...............97

3.1    Уровни экологических воздействий в целом по месторождению газа............97

3.1.1    Потребление энергоресурсов...................................................................97

3.1.2    Выбросы в атмосферу...............................................................................98

3.1.3    Сброс сточных вод....................................................................................101

3.1.4    Образование отходов................................................................................103

3.2    Строительство скважин......................................................................................105

3.3    Эксплуатация газовых скважин..........................................................................113

3.3.1    Кусты скважин............................................................................................117

3.3.2    Сбор газа на промыслах...........................................................................119

3.3.3    Ввод реагента в трубопровод...................................................................120

3.4    Промысловая подготовка газа............................................................................121

3.4.1    Установка предварительной подготовки газа..........................................121

3.4.2    Установка комплексной подготовки газа..................................................123

3.4.3    Блок регенерации реагента......................................................................138

3.4.4    Блок регенерации сорбента......................................................................139

3.4.5    Пункты учета и замеры.............................................................................140

3.4.6    Поверочный пункт конденсата газа..........................................................141

3.4.7    Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины...........141

3.4.8    Технологические емкости ПЖ и ЛВЖ. Промежуточный резервуарный

парк хранения конденсата газа.........................................................................141

3.5    Компримирование газа на промысле.................................................................142

3.5.1    Дожимная компрессорная станция..........................................................142

3.5.2    Установка очистки газа на ДКС................................................................153

3.5.3    Установка аппарата воздушного охлаждения.........................................153

3.5.4    Газоперекачивающие агрегаты на ДКС...................................................154

3.5.5    Блок подготовки газа на ДКС....................................................................155

3.5.6    Блок сбора конденсата..............................................................................156

3.6    Производство сжиженного природного газа......................................................156

3.7    Капитальный ремонт скважин............................................................................157

3.7.1    Установка приготовления растворов для ремонта скважин...................158

3.7.2    Установка приготовления растворов для глушения скважин.................158

3.8    Системы поддержания пластового давления...................................................158

III

ИТС 29-2017

Причинами падения цен на газ являются снижение цен на нефть, теплые зимы в США и Европе и ожесточающаяся конкуренция как среди производителей внутри отрасли, так и со стороны производителей других энергоресурсов — угля и возобновляемых источников энергии [5, 6, 7].

1.4 Экологические проблемы отрасли

Технологические процессы основного и вспомогательного производств добычи углеводородного сырья оказывают воздействие на природные среды: атмосферный воздух, водные и земельные ресурсы за счет выбросов и сбросов загрязняющих веществ, образования и обращения с отходами производства и потребления (рисунок 1.8). К основным видам воздействия на окружающую среду относятся:

1)    выбросы в атмосферу загрязняющих веществ на газовых промыслах и газосборных пунктах;

2) выбросы в атмосферу загрязняющих веществ при технологическом обслуживании газорегулирующих станций и газопроводов;

3)    сбросы сточных вод в пруды-испарители и на поля фильтрации;

4) возможное загрязнение окружающей среды отходами основного и вспомогательного производства.

ОНШШВА НИЦ Л»*! ГМ

слишши WHJWJUfp-КЬШ ОШруШИШ'М, пояютттшт получит*. нъшш* tum, с

недрами н на шли-

n.iмшит «игчптель' иыс narpy ».1 Она juuutt'rva потащи-аяыгьш источником

ТКШЮПРН«СЖОЙ 01Ш-L3IUCTH

1 — скважины; 2 — ГСП; 3 — ЛОС; 4 — сброс на поля фильтрации или в пруды-испарители; 5 — УКПГ;

6 — конденсатосборники Рисунок 1.8- Воздействие объектов добычи газа на окружающую среду [8]


а


13


ИТС 29-2017

3.9 Вспомогательные процессы...............................................................................158

3.9.1    Энергоснабжение......................................................................................158

3.9.2    Система охлаждения.................................................................................164

3.9.3    Водоснабжение..........................................................................................165

3.9.4    Канализация и очистные сооружения......................................................166

3.9.5    Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию

метанола.............................................................................................................172

3.9.6    Факельные установки................................................................................174

3.9.7    Утилизация отходов..................................................................................177

3.9.8    Резервуарный парк....................................................................................179

3.10    Определение маркерных веществ для объектов добычи газа......................179

3.10.1    Перечень загрязняющих веществ, входящих в состав выбросов

газодобывающих предприятий..........................................................................188

3.10.2    Перечень загрязняющих веществ, входящих в состав сбросов

газодобывающих предприятий..........................................................................189

3.10.3    Перечень химических веществ, входящих в состав отходов

производства газодобывающих предприятий..................................................190

3.10.4    Перечень нормативов воздействия на окружающую среду.................190

4 Определение наилучших доступных технологий.........................................................193

4.1    Общая методология определения технологии газодобычи в качестве НДТ..193

4.2    Методы, позволяющие пошагово рассмотреть несколько технологий и выбрать

наилучшую доступную технологию..........................................................................195

4.2.1 Шаг 1. Рассмотрение критерия 5 «Промышленное внедрение

технологических процессов, оборудования, технических способов, методов на 2 и более объектах в Российской Федерации, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду»................................................................196

4.2.2    Шаг 2. Рассмотрение критерия 1 «Наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду в расчете на единицу времени или объем производимой продукции (товара), выполняемой работы, оказываемой услуги либо соответствие другим показателям воздействия на окружающую среду, предусмотренным международными договорами Российской Федерации» .198

4.2.3    Шаг 3. Рассмотрение критерия 2 «Экономическая эффективность

внедрения и эксплуатации»...............................................................................201

4.2.4    Шаг 4. Рассмотрение критерия 4 «Период внедрения».........................204

4.2.5    Шаг 5. Рассмотрение критерия 3 «Применение ресурсо- и

энергосберегающих методов»...........................................................................204

4.2.6    Шаг6. Принятие членами ТРГ решения об отнесении технологии к НДТ....206

5 Наилучшие доступные технологии................................................................................208

5.1    Системы менеджмента.......................................................................................208

5.2    Наилучшие доступные технологии строительства скважин.............................214

5.3    Наилучшие доступные технологии эксплуатации скважин..............................219

5.4    Наилучшие доступные технологии, применимые при подготовке газа горючего

природного к транспорту...........................................................................................221

5.5    Наилучшие доступные технологии, применимые при производстве газа

горючего природного сжиженного............................................................................225

IV

ИТС 29-2017

5.6 Технологические показатели комплекса НДТ, наиболее часто используемых

при эксплуатации промысловых объектов при добыче углеводородного сырья.....226

6    Экономические аспекты реализации наилучших доступных технологий...................229

6.1    Метод дисконтированных денежных потоков...................................................229

7    Перспективные технологии............................................................................................231

7.2    Технология управления процессом предупреждения гидратообразования

в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера...........................................233

7.3    Инновационная техника и технология реконструкции газовых скважин без

глушения с последующей их эксплуатацией по концентрическим лифтовым колоннам....................................................................................................................235

7.4    Двухнапорная система сбора и подготовки газа...............................................238

7.5    Технология подготовки газа к транспорту с вводом гликоля после сепарации

газа.............................................................................................................................239

7.6    Технология сверхзвуковой сепарации газа (ЗЭ-технология)...........................242

7.7    Технология сжижения природного газа DRI......................................................244

7.8    Технология сжижения природного газа — Gazprom MR (GMR).......................248

7.9    Технология гликолевой осушки газов с помощью специальной насадки........257

7.10    Технология очистки газа регенерации от цеолитной пыли............................257

7.11    Технология применения возобновляемых источников энергии.....................258

Заключительные положения и рекомендации.................................................................262

Приложение А (обязательное) Перечень НДТ................................................................263

Приложение Б (обязательное) Перечень маркерных веществ......................................264

Приложение В (обязательное) Перечень технологических показателей для НДТ.......265

Приложение Г (обязательное) Энергоэффективность технологических процессов и

оборудования при добыче газа........................................................................................270

Библиография....................................................................................................................271

V

ИТС 29-2017

Введение

Настоящий справочник содержит информацию:

а)    об области его применения;

б)    о газодобывающей отрасли промышленности в Российской Федерации;

в)    о технологических процессах, применяемых в настоящее время на объектах добычи газа в Российской Федерации;

г)    о текущих уровнях эмиссий в окружающую среду на объектах добычи газа в Российской Федерации;

д)    о наилучших доступных технологиях в газодобывающей промышленности Российской Федерации;

в) о перспективных технологиях.

Основными законодательными документами, использовавшимися при разработке справочника, являются:

а)    Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 № 7-ФЗ;

б)    Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» от 04.05.1999 № 96-

ФЗ;

в)    Федеральный закон «Об отходах производства и потребления» от 24.06.1998 № 89-ФЗ;

г)    Постановление Правительства РФ «О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям» от 23.12.2014 № 1458.

VI

ИТС 29-2017

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок разработки справочника НДТ установлены Постановлением Правительства Российской Федерации от 23.12.2014 № 1458 «О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям».

Статус документа

Настоящий справочник НДТ является документом по стандартизации.

Информация о разработчиках

Справочник НДТ разработан технической рабочей группой «Добыча природного газа» (ТРГ 29), созданной приказом Росстандарта от 09 сентября 2016 г. № 1296.

Справочник НДТ представлен на утверждение Бюро наилучших доступных технологий (Бюро НДТ) (www.burondt.ru).

Краткая характеристика

Справочник НДТ содержит описание применяемых при добыче природного газа технологических процессов, оборудования, технических способов, методов, в том числе позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду, водопотребление, повысить энергоэффективность, ресурсосбережение. Среди описанных технологических процессов, оборудования, технических способов, методов определены решения, являющиеся наилучшими доступными технологиями (НДТ). Для НДТ в справочнике НДТ установлены соответствующие им технологические показатели.

Взаимосвязь с международными, региональными аналогами

Международный и региональный аналог настоящему справочнику НДТ отсутствует.

При разработке справочника НДТ был учтен опыт создания справочников Европейского союза по наилучшим доступным технологиям (Reference Book on Best Available Techniques), справочников НДТ Российской Федерации, а также учтены технологические, экологические и экономические особенности добычи углеводородного сырья в российских газодобывающих компаниях.

Сбор данных

Информация о технологических процессах, оборудовании, технических способах, методах, применяемых при добыче природного газа в Российской Федерации, была собрана в процессе разработки справочника НДТ в соответствии с Порядком сбора данных, необходимых для разработки информационно-технического справочника по наилучшим доступным технологиям и анализа приоритетных проблем отрасли, утвержденным приказом Росстандарта от 23 июля 2015 г. № 863.

Взаимосвязь с другими справочниками НДТ

Взаимосвязь настоящего справочника НДТ с другими справочниками НДТ, разрабатываемыми в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2014 года № 2178-р, приведена в разделе «Область применения».

Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие

Справочник утвержден приказом Росстандарта от 15.12.2017 г. №2844.

VII

ИТС 29-2017

Справочник введен в действие с 1 июля, официально опубликован в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru).

VIII

ИТС 29-2017

ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

Добыча природного газа

Natural gas production

Дата введения - 2018-07-01

Область применения

Настоящий справочник НДТ распространяется на добычу природного газа и газового конденсата (ОКВЭД 06.20) и включает следующие основные виды деятельности:

-    добычу природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата);

-    деятельность по эксплуатации и/или разработке газовых месторождений (деятельность может включать оснащение и оборудование скважин, эксплуатацию промысловых сепараторов, деэмульгаторов, трубопроводов и все прочие виды деятельности по подготовке углеводородного сырья для перевозки от места добычи до пункта отгрузки или поставки).

Настоящий справочник НДТ не рассматривает:

-    добычу сырой нефти;

-    добычу нефтяного (попутного) газа;

-    добычу горючих (битуминозных) сланцев и битуминозных песков и извлечение из них нефти;

-    услуги по добыче нефти и газа за вознаграждение или на контрактной основе;

-    промыслово-геофизические исследования в нефтяных и газовых скважинах;

-    поисково-оценочные и разведочные работы на нефтяных и газовых месторождениях;

-    разведочное бурение;

-    очистку нефтепродуктов;

-    разведку нефтяных и газовых месторождений, в том числе промысловогеофизические, геологические и сейсмические исследования;

-    процессы консервации и ликвидации скважин и иных объектов добычи углеводородного сырья.

Области применения справочника НДТ соответствуют коды видов деятельности согласно ОКВЭД2 и виды получаемой продукции согласно ОКПД2.

Справочник НДТ распространяется на процессы, связанные с основными видами деятельности, которые могут оказать влияние на ресурсоэффективность, характер и масштаб воздействия на окружающую среду:

-    хранение и подготовку сырья;

-    производственные процессы;

-    методы предотвращения и сокращения эмиссий и образования отходов.

Справочник НДТ не распространяется на:

1

ИТС 29-2017

-    некоторые процессы вспомогательного производства, такие как работа станков в ремонтных мастерских, вертолетные площадки, объекты охраны/сигнализации, пожарные депо, автотранспортное хозяйство; вентиляция и др.

-    вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.

Отдельные виды деятельности при добыче углеводородного сырья (таблица 1) регулируются соответствующими справочниками НДТ (согласно распоряжению Правительства Российской Федерации от 31 октября 2014 г. № 2178-р).

Таблица 1 - Виды деятельности и соответствующие им справочники НДТ

Вид деятельности

Соответствующий справочник НДТ

Очистка сточных вод

ИТС НДТ 8-2015 «Очистка сточных вод при производстве продукции (товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных предприятиях» ИТС НДТ 10-2015 «Очистка сточных вод с использованием централизованных систем водоотведения поселений, городских округов»

Обращение с отходами

ИТС НДТ 9-2015 «Обезвреживание отходов термическим способом (сжигание отходов)» ИТС НДТ 17-2016 «Размещение отходов производства и потребления»

Промышленные системы охлаждения, например, градирни, пластинчатые теплообменники

ИТС НДТ 20-2016 «Промышленные системы охлаждения»

Хранение и обработка материалов

ИТС НДТ 46-2017 Сокращение выбросов загрязняющих веществ при хранении и складировании товаров (грузов)

Выработка пара и электроэнергии на тепловых станциях

ИТС НДТ 38-2017 «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии»

Вопросы производственноэкологического контроля

ИТС НДТ 22.1-2016 «Общие принципы производственного экологического контроля и его метрологического обеспечения»

2