ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

	ИНФОРМАЦИОННО
---\	ТЕХНИЧЕСКИЙ	итс
/ Л	СПРАВОЧНИК
( )	ПО НАИЛУЧШИМ	28-
	ДОСТУПНЫМ	2017
	ТЕХНОЛОГИЯМ

ДОБЫЧА НЕФТИ

Москва

БюроШ ^БюР° ^НД^Т ^    2017

ИТС 28-2017

Содержание

Введение..........................................................................................................................V

Предисловие....................................................................................................................VI

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

Раздел 1 Общая информация о нефтедобывающей отрасли промышленности Российской Федерации...................................................................................................3

1.1    Количество предприятий и их географическое расположение......................3

1.2    Свойства добываемых нефтей на территории РФ.........................................8

1.3    Основные показатели нефтедобывающей промышленности РФ.................11

1.4    Перспективы добычи нефти в Арктическом регионе......................................13

1.5    Основные проблемы нефтедобывающей отрасли.........................................16

Раздел 2 Описание технологических процессов, используемых в нефтедобывающей промышленности............................................................................17

2.1    Бурение скважин...............................................................................................22

2.1.1    Промывка скважин...................................................................................25

2.1.2    Амбарная и безамбарная технологии бурения.....................................29

2.1.3    Конструкция забоя скважины..................................................................31

2.1.4    Освоение скважин...................................................................................32

2.1.5    Морское бурение скважин.......................................................................33

2.2    Системы сбора продукции скважин.................................................................34

2.2.1    Скважина..................................................................................................34

2.2.2    Куст скважин............................................................................................38

2.2.3    Транспортировка продукции скважин....................................................39

2.2.4    Установка ввода реагента в трубопровод.............................................42

2.2.5    Установка путевого подогрева нефтегазоводяной    смеси....................44

2.2.6    Установка для приготовления растворов для ремонта скважин..........45

2.2.7    Дожимная насосная станция..................................................................46

2.2.8    Узлы учета (измерительные установки)................................................47

2.2.9    Пункты налива нефтегазоводяной жидкости в авто-,    железнодорожные

цистерны и танкеры..........................................................................................48

2.2.10    Компрессорная станция газлифтной эксплуатации скважин.............53

2.3    Подготовка нефти, попутного нефтяного газа и воды....................................53

2.3.1    Установка подготовки нефти..................................................................55

2.3.2    Установка стабилизации нефти (УСН)...................................................57

2.3.3    Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ)............59

2.3.4    Газокомпрессорная станция (ГКС).........................................................62

2.3.5    Установка подготовки нефтяного газа...................................................62

2.4    Поддержание пластового давления.................................................................63

2.4.1    Система заводнения продуктивных пластов.........................................65

2.4.2    Кустовая насосная станция для закачки воды в пласт.........................68

2.4.3    Водораспределительная станция..........................................................70

2.4.4    Установки для приготовления и дозирования    реагентов.....................70

2.4.5    Система закачки в продуктивный пласт газа высокого давления и

углеводородных растворителей......................................................................72

II

Таблица 1.1 - Основные месторождения нефти Российской Федерации [2]

Месторождение Тип Компания Доля в балансовых запасах РФ, % 1 2 3 4 Салымское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО) Нефтяное ПАО «НК Роснефть» 0,6 Северо-Комсомольское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО) Нефтегазоконденсатное 0,6 Победа, Западно-Сибирский НГБ (Карское море) Нефтяное 0,4 Им. Савостьянова, Лено-Тунгусский (Иркутская область) Нефтегазоконденсатное 0,5 Ванкорское**, Западно-Сибирский НГБ (Красноярский край) Нефтегазоконденсатное ЗАО «Ванкорнефть» 1,3 Тагульское**, Западно-Сибирский НГБ (Красноярский край) Нефтегазоконденсатное ПАО «Тагульское» 1 Приразломное**, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО) Нефтяное ПАО «НК «Роснефть»», ПАО «НАК «Аки-Отыр»« 1,8 Приобское**, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО) Нефтяное ПАО «НК «Роснефть»», ПАО «Газпромнефть-Хантос» ПАО «Газ-пром нефть», ПАО НК «Конданефть» 5,3 Самотлорское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО) Нефтегазоконденсатное ПАО «Самотлорнеф-тегаз», ПАО «РН-Нижневартовск», ЗАО «Черногорское», ЗАО «СибИнвестНафта» 3,2 Русское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО) Нефтегазоконденсатное ООО «Т юмен нефтегаз» 1,4 Верхнечонское, Лено-Тунгусский НГБ (Иркутская область) Нефтегазоконденсатное ПАО «Верхнечонскне-фтегаз» 0,6 Усть-Тегусское, Западно-Сибирский НГБ (Тюменская область) Нефтяное ПАО «РН-Уватнеф-тегаз» 0,3 Чутырско- Киенгопское**, Волго-Уральский НГБ (Удмуртская Республика) Газонефтяное ПАО «Удмуртнефть» 0,2

Продолжение таблицы 7.7

1 2 3 4 Чутырско- Киенгопское**, Волго-Уральский НГБ (Удмуртская Республика) Газонефтяное ПАО «Удмуртнефть» 0,2 Красноленинское**, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО) Нефтегазоконденсатное ПАО «РН-Няганьнефтегаз», ПАО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ПАО «Газпромнефть-Хантос» ПАО «Газпром нефть», ПАО «Инга», ПАО «Транс-Ойл» 4 С ред н еб оту об и н ское, Лено-Тунгусский НГБ (Республика Саха (Якутия) Нефтегазоконденсатное ПАО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», ЗАО «РОСТНЕФТЕ-ГАЗ» 0,7 Тевлинско- Русскинское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО) Нефтяное ПАО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» 0,4 Имилорское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО) Нефтяное 0,6 Усинское, Тимано-Печорский НГБ (Республика Коми) Нефтяное ПАО «ЛУКОЙЛ-Коми» 1,1 Ярегское, Тимано-Печорский НГБ (Республика Коми) Нефтяное ПАО «ЛУКОЙЛ-Коми», ПАО «ЯрегаРуда» 0,5 Им. В.Филановского, Северо-Кавказско-Мангышлакский НГБ (Каспийское море) Нефтяное ПАО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» 0,4 Харьягинское, Тимано-Печорский НГБ (Ненецкий АО) Нефтегазоконденсатное ПАО «ЛУКОЙЛ-Коми», СП «Тоталь Разведка Разработка Россия» 0,3 Федоровское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО) Нефтегазоконденсатное ПАО «Сургутнефтегаз» 0,9 Рогожниковское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО) Нефтяное 0,4 Им. Шпильмана В.И. (Северо-Рогожниковское), Западно-Сибирский НГБ (ХМАО) Нефтяное 0,3

Продолжение таблицы 1.7

1 2 3 4 Талаканское, Лено-Тунгусский НГБ (Республика Саха (Якутия)) Нефтегазоконденсатное 0,4 Ромашкинское, Волго-Уральский НГБ (Республика Татарстан, Самарская область) Нефтяное ПАО «Татнефть» 1 Им. Романа Требса, Тимано-Печорский НГБ (Ненецкий АО) Нефтяное ПАО «Башнефть-Полюс» 0,3 Арланское, Волго- Уральский НГБ (Республика Башкортостан, Удмуртская Республика) Нефтяное ПАО «АНК «Башнефть», ПАО «Белкамнефть» 0,2 Куюмбинское, Лено-Тунгусский НГБ (Красноярский край) Нефтегазоконденсатное ООО «Славнефть-Красн оя рскн ефтегаз» 1,1 Чаяндинское**, Лено-Тунгусский НГБ (Республика Саха (Якутия)) Нефтегазоконденсатное ПАО «Газпром» 0,2 Уренгойское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО) Нефтегазоконденсатное ПАО «Газпром добыча Уренгой», ЗАО «Роспан интернешнл», ООО «Арктикгаз», ПАО «Севернефть-Уренгой», ПАО «Уренгойская газовая компания», ПАО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз» 1,9 Оренбургское, Волго-Уральский НГБ (Оренбургская область) Нефтегазоконденсатное ЗАО «Газпром нефть Оренбург», ПАО «Газпром добыча Оренбург» 0,5 Новопортовское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО) Нефтегазоконденсатное ООО «Газпромнефть-Ямал» ПАО «Газпром нефть» 0,8 Долгинское, Тимано-Печорский НГБ (Печорское море) Нефтяное ПАО «Газпромнефть-Сахалин» 0,8 Приразломное, Тимано-Печорский НГБ (Печорское море) Нефтяное ООО «Газпром нефть шельф» ПАО «Газпром нефть» 0,3

Окончание таблицы 1.7

1 2 3 4 Юрубчено-Т охомское, Лено-Тунгусский НГБ (Красноярский край) Нефтегазоконденсатное ПАО «ВСНК», ООО «Славнефть-Красн оя рскн ефтегаз», ПАО «НК «Роснефть» 1,8 Восточно-Мессояхское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО) Нефтегазоконденсатное ЗАО «Мессояханефтегаз» 1,1 Медынское (море), Тимано-Печорский НГБ (Печорское море) Нефтяное ЗАО «Арктикшельфнефтег аз» 0,3 П ил ьтун-Астохское, Охотский НГБ (Охотское море) Нефтегазоконденсатное «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд» 0,3 Аркутун-Дагинское, Охотский НГБ (Охотское море) Нефтегазоконденсатное Консорциум «Эксон Нефтегаз Лтд» 0,4 Чай во, Охотский НГБ (Охотское море) Нефтегазоконденсатное Консорциум «Эксон Нефтегаз Лтд», ПАО «НК «Роснефть» 0,2 Великое**, Прикаспийский НГБ (Астраханская область) Нефтяное ЗАО «Нефтегазовая компания «АФБ», ПАО «Астрахань-Нефть» 1,1

1.2 Свойства добываемых нефтей на территории РФ

В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» Нефть сырая - это жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса.

Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» нефть классифицируют на 4 класса в зависимости от массовой доли серы; на 5 типов - по плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов; на 3 группы - по степени подготовки нефти и на 2 вида - по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов.

Определение качества нефти, добываемой из различных месторождений на территории страны, имеет важное значение с точки зрения экспорта нефти.

В ТУ 39-1623-93 «Нефть российская, поставляемая для экспорта» по перечисленным физико-химическим свойствам нефть разделена на четыре типа (таблица 1.2) [4].

8

Таблица 1.2 - Классификация нефти

№ Показатель Тип нефти 1 2 3 4 1 Плотность при 20°С, кг/м3, не более 850 870 890 895 2 Выход фракций, % объемных, не менее: - - - - 2.1 при температуре до 200°С 25 21 21 19 2.2 при температуре до 300°С 45 43 41 35 2.3 при температуре до 350°С 55 53 50 48 3 Массовая доля серы, %, не более 0,6 1,8 2,5 3,5 4 Массовая доля парафина, %, не более 6 6 6 Не нормируется

Распределение нефтей по нефтегазовым регионам России приведено в таблице 1.4. Нефтей 1-го типа по плотности больше всего находится в Лено-Тунгусской НГП (около 75 % от всех нефтей провинции), а меньше всего таких нефтей в Волго-Уральской провинции (около 31 %). Для таких провинций, как Северо-Кавказская, Тимано-Печорская, Западно-Сибирская и Лено-Вилюйская, количество нефтей 1-го типа по плотности примерно одинаково и не превышает 59 %.

Количество нефтей 1-го типа по содержанию серы больше всего в Северо-Кавказской и Лено-Вилюйской НГП (99 % и 97 % соответственной от всех нефтей этих провинций) и меньше всего в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (около 14 %). Нефти 4-го типа и выше, по содержанию серы, встречаются исключительно в Волго-Уральской (около 10 % от всех нефтей провинции) и Тимано-Печорской (0,8 %) нефтегазоносных провинциях.

Больше всего нефтей 1-го типа, по выходу фракции Ф200, содержится в Лено-Вилюйская и Охотская нефтегазоносных провинциях (более 97 % и 78 %, соответственно), а меньше всего - в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (около 48 % от всех нефтей провинции). Количество нефтей, относящихся к качеству хуже 4ой группы по выходу фракции Ф200, больше всего в Лено-Тунгусской НГП (около 33 %).

Количество нефтей 1 -го типа, по выходу фракции Ф300, более всего содержится в Охотской и в Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях. В Тимано-Печорской и Лено-Тунгусской НГП количество такой нефти составляет в среднем 60 % - 68 %. Месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с нефтью низкого качества составляют около 38    %    от разрабатываемых месторождений и

сконцентрированы в основном в центре провинции.

9

ИТС 28-2017

1.3 Основные показатели нефтедобывающей промышленности РФ

Около половины объемов добычи в России обеспечили месторождения, расположенные в Ханты-Мансийском АО - Югра, хотя его доля в общероссийской структуре продолжает сокращаться на 1 % - 1,5 % в год (таблица 1.4). Эта тенденция связана с постепенным истощением старых месторождений: сегодня более 80 % нефти на территории России добывается из месторождений, которые были открыты до 1990 г. и находятся на поздней стадии эксплуатации.

Роль Западно-Сибирского бассейна в целом в нефтедобыче России также постепенно уменьшается: в 2014 г. на его месторождениях получено двух третей суммарного объема нефти, в то время как в 2005 г. их доля превышала 70 %.

Таблица 1.4 - Добыча нефти и конденсата в России в 2010 - 2014 гг. по регионам, млн. т [6;

Федеральные округа РФ Отчетный год 2010 2011 2012 2013 2014 Северо-Западный федеральный округ 32,4 29,7 28,2 27,7 28,7 Южный федеральный округ 8,8 9,2 9,4 9,6 9,2 Северо-Кавказский федеральный округ 2,2 2,0 1,7 1,6 1,5 Приволжский федеральный округ 107,4 110,2 112,1 113,7 115,0 Уральский федеральный округ 307,1 305,2 304,5 301,7 300,6 Сибирский федеральный округ 29,4 35,4 42,0 45,9 47,7 Дальневосточный федеральный округ 18,3 20,8 20,9 21,5 23,4 Крымский федеральный округ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 Российская Федерация 505,6 512,4 518,7 521,7 526,1

На протяжении последних 5 лет Уральский федеральный округ занимает лидирующую позицию по суммарной добыче нефти РФ (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Доля субъектов в суммарной добыче нефти РФ

Восточная Сибирь, включая Республику Саха (Якутия), является основным регионом, за счет которого Россия продолжает наращивать объемы добычи жидких

11

углеводородов. В период 2008 - 2012 гг. средний темп прироста в регионе составил 88%, а добыча выросла с 1,5 млн. тонн до 35,1 млн. тонн. Наращивание объема добычи нефти может быть объяснено постепенным выводом на проектную мощность Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха) месторождений, а также ввода в разработку Северо-Талаканского месторождения. Таким образом, Восточно-Сибирский регион играет ключевую роль в компенсации падающей добычи нефти на старых месторождениях традиционных нефтедобывающих регионов и обеспечении энергетической безопасности России.

Вместе с тем сохраняется отрицательная динамика добычи в основном нефтеносном регионе страны - Ханты-Мансийском АО - Югра, что может быть объяснено отсутствием активной разработки месторождений трудноизвлекаемой нефти, запасы которых в округе достаточно велики.

По итогам 2014 года добыча нефти в России составила 526,1 млн. т, что на 0,5% выше уровня 2013 года [7].

Прирост был обеспечен увеличением добычи на ряде месторождений в Восточной Сибири и Каспийском регионе.

Добыча жидких углеводородов в России в 2015 г. в очередной раз выросла (+ 1,4 % по сравнению с 2014 г.) и достигла 534 млн. т. Добыча нефти в России увеличилась на 0,3 % с 500,5 млн. т в 2014 г. до 502,2 т в 2015 г., что соответствует темпам роста последних трех лет (рисунок 1.3).

■ Конденсат ■ Нефть Рисунок 1.3 - Динамика добычи жидких УВ в России, млн. т [8]

Объемы геолого-технических мероприятий (ГТМ), проводимых на нефтяных скважинах в течение 2014 г. и скважинах, введенных в эксплуатацию в 2015 г, не смогли остановить падение добычи на старых нефтяных промыслах, которая в итоге снизилась на 5,0 млн. т. Основной прирост производства жидких УВ обеспечили новые крупные проекты (+6,7 млн. т) и взрывное увеличение добычи газового конденсата (+5,6 млн. т).

Сравнительный анализ ВИНК по динамике ввода новых скважин старых месторождений и изменению начальных дебитов новых скважин в 2015 г. по

12

ИТС 28-2017

2.5    Методы воздействия на пласт..........................................................................72

2.5.1    Система закачки в пласт пара или горячей воды.................................73

2.5.2    Установка внутрипластового горения....................................................74

2.6    Вспомогательные процессы.............................................................................75

2.6.1    Энергоснабжение....................................................................................75

2.6.2    Системы охлаждения..............................................................................76

2.6.3    Водоснабжение........................................................................................76

2.6.4    Резервуарный парк..................................................................................77

Раздел 3 Текущие уровни эмиссий в окружающую среду............................................80

3.1    Экологические воздействия нефтедобывающего предприятия....................80

3.2    Бурение скважин...............................................................................................92

3.3    Системы сбора продукции скважин.................................................................100

3.3.1    Скважина (куст скважин).........................................................................100

3.3.2    Трубопроводы системы сбора продукции скважины............................107

3.3.3    Установка ввода реагента в трубопровод.............................................114

3.3.4    Установка путевого подогрева нефтегазовой жидкости.......................115

3.3.5    Установка для приготовления растворов для ремонта скважин..........116

3.3.6    Дожимная насосная станция..................................................................117

3.3.7    Узлы учета...............................................................................................124

3.3.8    Пункты налива нефтегазоводяной жидкости в авто-, железнодорожные

цистерны и танкеры..........................................................................................130

3.3.9    Компрессорная станция газлифтной эксплуатации скважин...............135

3.4    Подготовка нефти, попутного нефтяного газа и воды....................................135

3.4.1    Установка подготовки нефти..................................................................135

3.4.2    Установка предварительного сброса пластовой воды (УПС)..............150

3.4.3    Газокомпрессорная станция (КС)...........................................................156

3.4.4    Установка подготовки нефтяного газа...................................................159

3.4.5    Установка для улавливания нефтяных газов, выбрасываемых из

технологического оборудования.....................................................................166

3.4.6    Факельная система..................................................................................169

3.5    Поддержание пластового давления.................................................................176

3.5.1    Система заводнения продуктивных пластов.........................................176

3.5.2    Кустовая насосная станция для закачки воды в пласт.........................177

3.5.3    Водораспределительная станция..........................................................182

3.5.4    Установки для приготовления и дозирования реагентов.....................182

3.5.5    Система закачки в продуктивный пласт газа высокого давления и

углеводородных растворителей......................................................................183

3.6    Методы воздействия на пласт..........................................................................184

3.6.1    Система закачки в пласт пара или горячей воды высокого давления 184

3.6.2    Установка внутрипластового горения....................................................184

3.7    Вспомогательные процессы.............................................................................185

3.7.1    Энергоснабжение....................................................................................185

3.7.2    Системы охлаждения..............................................................................187

3.7.3    Водоснабжение........................................................................................188

3.7.4    Канализация и очистные сооружения....................................................189

арктической зоны можно назвать Приразломное и месторождения Долгинское в Печорском море и Победа в Карском море.

Трудности    освоения    арктического шельфа    связаны со сложными

климатическими и природными условиями районов добычи (низкая температура, ветер, плавучие айсберги, заледенение акватории, сейсмическая активность региона) и технологическая    сложность освоения (отсутствие    береговой транспортной

инфраструктуры, высокие пластовые давления). Добыча нефти в арктической зоне также осложняется повышенными экологическими требованиями к ведению работ в «морских условиях», отсутствие опыта по ликвидации аварий в арктических условиях и высоким негативным воздействием разливов нефти на экосистему Арктики [9].

Согласно российскому закону «О недрах», вести добычу на шельфе могут только компании с государственным участием не менее 50 % и обладающие опытом работы на шельфе не менее пяти лет. Между госкомпаниями уже распределено большое количество лицензионных участков, таких, как Центрально-Баренцевский, Персеевский и Федынский, Восточно-Приновоземельские -1,    -2,    -3,    Южно-Русский,    Южно-

Приновоземельский и Западно-Матвеевский, Южно-Чукотский, Северо-Карский и др. [10].

Добыча углеводов в Арктике требует использования наиболее совершенных технологий. В качестве примера внедренного арктического проекта можно привести первый российский проект разработки нефтяного месторождения на Арктическом шельфе - «Приразломное» (ООО «Газпром нефть шельф» ПАО «Газпром нефть» ) [11]. Нефтедобывающая морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная» обеспечивает выполнение операций по бурению, добыче, хранению нефти, подготовке и отгрузке готовой продукции, спроектирована для эксплуатации в экстремальных природно-климатических условиях (рисунок 1.5).

Рисунок 1.5 - Нефтяная платформа «Приразломное»

Годовая добыча нефти на платформе «Приразломное» в Печорском море составляет 2 млн. тонн.

Арктический шельф России сегодня рассматривается как перспективный регион, промышленное освоение которого позволит компенсировать падение добычи нефти и газа в старых нефтегазодобывающих центрах страны. Он обладает значительным потенциалом по добыче углеводородного сырья, способным обеспечить значительную часть энергетических потребностей страны (рисунок 1.6).

14

ИТС 28-2017

3.7.5    Образование отходов..............................................................................196

3.7.6    Утилизация отходов................................................................................197

3.7.7    Резервуарный парк..................................................................................200

Раздел 4 Определение наилучших доступных технологий..........................................204

4.1    Общая методология определения технологий добычи нефти в качестве

НДТ...........................................................................................................................204

4.2    Методы, позволяющие пошагово рассмотреть несколько технологий и выбрать

наилучшую доступную технологию........................................................................206

Раздел 5 Наилучшие доступные технологии.................................................................219

5.1    Установки предварительного сброса воды.....................................................219

5.2    Промысловая подготовка нефтегазоводяной жидкости.................................220

5.3    Закачка воды в пласт........................................................................................221

5.4    Резервуарный парк...........................................................................................221

5.5    Энергетические системы..................................................................................222

5.6    Трубопроводы системы сбора скважинной продукции...................................223

5.7    Система охлаждения........................................................................................223

5.8    Утилизация попутного нефтяного газа............................................................224

5.9.    Бурение скважин..............................................................................................225

5.10.    Эксплуатация скважин...................................................................................228

5.11.    Повышение нефтеодачи пластов.................................................................230

5.12.    Транспортирование нефти и газа.................................................................231

5.13.    Система ППД..................................................................................................232

Раздел 6 Экономические аспекты реализации наилучших доступных технологий....234

6.1    Факторы, влияющие на оценку затрат при определении НДТ.......................234

6.2    Данные о затратах при добыче нефти.............................................................244

6.3    Данные о затратах на природоохранные мероприятия..................................248

Раздел 7 Перспективные технологии.............................................................................254

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ............................................260

ПРИЛОЖЕНИЕ А (обязательное) Перечень НДТ.........................................................261

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное) Перечень маркерных веществ...............................263

ПРИЛОЖЕНИЕ В (обязательное) Перечень технологических показателей для НДТ.....264

ПРИЛОЖЕНИЕ Г (обязательное) Энергоэффективность............................................265

Библиография..................................................................................................................267

IV

ИТС 28-2017

Введение

Настоящий информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям «Добыча нефти» (далее - справочник НДТ) содержит информацию:

а)    об области его применения;

б)    о нефтедобывающей отрасли промышленности в Российской Федерации;

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

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

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

в) о перспективных технологиях.

Основными законодательными документами, использовавшимися при разработке справочника НДТ, 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.

д)    Федеральный закон «О недрах» от 21.02.1992 г. № 2395-1

е)    Водный Кодекс РФ;

ж)    Земельный Кодекс РФ;

з)    Лесной Кодекс РФ.

V

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 № 28, созданной приказом Росстандарта от 09 сентября 2016 г. № 1295.

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

Краткая характеристика

Справочник НДТ содержит описание применяемых при добыче нефти 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 установлены соответствующие ей 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), информационно-технических справочников Российской Федерации, а также учтены технологические, экологические и экономические особенности добычи углеводородного сырья в российских нефтегазодобывающих компаниях.

Сбор данных

Информация о технологических процессах, оборудовании, технических способах, методах, применяемых при добыче нефти 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».

VI

ИТС 28-2017

Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие

Справочник НДТ утвержден приказом Росстандарта от 15.12.2017 г. № 2838. Справочник НДТ введен в действие с 1 июля 2018 г., официально опубликован в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет.

VII

ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

Добыча нефти

Oil production

Дата введения - 2018-07-01

Область применения

Настоящий справочник НДТ распространяется на добычу нефти и включает следующие основные виды деятельности:

а)    деятельность по строительству и разработке нефтяных месторождений;

б)    деятельность по эксплуатации нефтяных месторождений (деятельность может включать оснащение и оборудование скважин, эксплуатацию промысловых сепараторов, деэмульгаторов);

в)    деятельность по внутрипромысловой транспортировке углеводородного

сырья;

г)    деятельность по подготовке углеводородного сырья для перевозки от места добычи до пункта отгрузки или поставки.

Настоящий справочник НДТ не рассматривает:

а)    добычу природного газа;

б)    добычу газового конденсата;

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

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

д)    поисково-разведочные работы на нефтяных и газовых скважинах;

е)    разведочное бурение;

ж)    очистку нефтепродуктов;

и)    разведку нефтяных месторождений и    другие геофизические,

геологические и сейсмические исследования;

к)    процессы консервации и ликвидации скважин и иных объектов добычи углеводородного сырья.

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

а)    производственные процессы основного цикла (добыча и внутрипромысловая транспортировка);

б)    производственные процессы неосновного производственного цикла (хранение и подготовка сырья);

в)    методы предотвращения и сокращения эмиссий и образования отходов.

Справочник НДТ не распространяется на:

1

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

б)    вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.

Отдельные виды деятельности при добыче углеводородного сырья (таблица 1) регулируются соответствующими федеральными справочниками НДТ.

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 15-2016 «Утилизация и обезвреживание отходов (кроме обезвреживания термическим способом (сжигание отходов)» ИТС НДТ 17-2016 «Размещение отходов производства и потребления» ИТС НДТ 9-2015 «Обезвреживание отходов термическим способом (сжигание отходов)» 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)» Вопросы производственноэкологического контроля ИТС НДТ 22.1-2016 «Общие принципы производственного экологического контроля и его метрологического обеспечения»

2

ИТС 28-2017

Раздел 1 Общая информация о нефтедобывающей отрасли промышленности Российской Федерации

1.1 Количество предприятий и их географическое расположение

Россия является одним из крупных держателей запасов нефти, на ее территории находится не менее 8% мировых запасов. Две трети их сосредоточены в Западной Сибири, значительные запасы разведаны также в Урало-Поволжском регионе, Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия) (рисунок 1.1). В Западной Сибири так же сосредоточена половина прогнозных и 40 % перспективных ресурсов нефти.

Оцененные запасы морских акваторий РФ составляют менее 20 % российских [1], однако запасы акваторий практически не разрабатывались. Возможности открытия новых объектов на шельфах Каспийского, Черного и Азовского морей оцениваются высоко, а перспективные ресурсы нефти акваторий достигают 1,4 млрд т. Изученность российских шельфов крайне неравномерна: при относительно хорошо изученных шельфах Балтийского и южных морей, шельфе о. Сахалин и южной части Баренцева моря гигантские акватории арктических морей (северные районы Карского и Баренцева моря, Восточно-Сибирское, море Лаптевых и Чукотское) исследованы недостаточно, и перспективы их пока не ясны [2].

В настоящее время добычу нефти в России осуществляют около 320 организаций, в том числе около 140 компаний, входящих в структуру вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК), 180 организаций относятся к числу независимых добывающих компаний, 3 компании работают на условиях соглашений о разделе продукции.

Около 90% всей добычи нефти в России приходится на восемь ВИНК: «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз», «Группа Газпром» (включая «Газпром нефть»), «Татнефть», «Башнефть», «Славнефть», «Русс Нефть» [3].

Государственным балансом запасов полезных ископаемых Российской Федерации учитывается 2985 месторождений с запасами нефти, в том числе 2427 нефтяных и 558 комплексных (нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных) (таблица 1.1).

3