ДОБЫЧА НЕФТИ (ИТС 28-2021)

Таблица 3.5 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов подготовки нефти, газа и воды:

подготовка газа

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (23 %)

Метан

0,00022

41,225

20,61

71,5

Углеводороды предельные С6-С10

0,00022

16,16

7,61

26,4

Углеводороды предельные С1-С5

0,00201

0,81512

1,4

(исключая метан)

0,41

Сероводород

310^-9

0,24

0,12

0,4

Насосное

Азота диоксид

0,0035

0,065

0,03

0,1

оборудование,

Углерода оксид

0,00096

0,049

0,02

0,1

факельные

Метилбензол (толуол)

0,00015

0,02

0,01

0,03

системы,

Спирт метиловый

0,00026

0,0164

0,01

0,03

компрессорное

Бензол

0,00025

0,014

0,01

0,02

Подготовка

оборудование,

Диметилбензол (ксилол) (смесь

нефти, газа и

печи,

0,000006

0,0108

0,02

мета-, орто- и параизомеров)

0,01

воды: Подготовка

дренажные

Азота оксид

0,00057

0,01

0,02

газа

емкости,

Минеральное масло

0,0002

0,0003

резервуары,

Организованные источники выбросов (77 %)

продувочные

Азота диоксид

0,0002

64,37

32,19

32,8

свечи,

Углерода оксид

0,00021

59,11

29,56

30,1

неплотности

оборудования

Метан

0,00017

55,356

27,68

28,2

Азота оксид

0,00092

10,46

5,23

5,3

Углеводороды предельные С1-С5

0,00087

6,10584

(исключая метан)

3,05

3,1

Углеводороды предельные С6-С10

0,00026

0,9286

0,46

0,5

Спирт метиловый

0,005

0,078

0,04

Взвешенные частицы PM2,5

0,0096

0,052

0,03

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Серы диоксид

0,00017

0,0046

0,002

Минеральное масло

0,00011

0,00339

0,002

Сероводород

0,00043

0,00074

0,001

0,0004

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Метан

0,00039

96,581

48,29

38,0

Азота диоксид

0,0037

64,435

32,22

25,4

Углерода оксид

0,00117

59,16

29,58

23,3

Углеводороды предельные С6-С10

0,00048

17,09

8,07

6,4

Азота оксид

0,00149

10,47

5,24

4,1

Углеводороды предельные С1-С5

0,00288

6,92096

(исключая метан)

3,46

2,7

Сероводород

0,00043

0,24074

0,12

0,1

Спирт метиловый

0,00526

0,0944

0,05

0,04

Взвешенные частицы PM2,5

0,0096

0,052

0,03

0,02

Метилбензол (толуол)

0,00015

0,02

0,01

Бензол

0,00025

0,014

0,01

Диметилбензол (ксилол) (смесь

0,000006

0,0108

мета-, орто- и параизомеров)

0,01

0,004

Серы диоксид

0,00017

0,0046

0,002

Минеральное масло

0,0003

0,00358

0,002

0,001

Таблица 3.6 - Текущие выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов подготовки нефти, газа и воды: подготовка

воды

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (45 %)

Углеводороды предельные С6-С10

0,00011

0,6003

0,30

10,9

Углеводороды предельные С1-С5

2,6059

0,000103

1,30

47,4

(исключая метан)

Метан

0,00013

1,8820

0,94

34,2

Сероводород

1·10^-11

0,24

0,12

4,4

Углерода оксид

0,0041

0,12

0,06

2,2

Азота диоксид

0,00014

0,01423

0,01

0,3

Метилбензол (толуол)

0,0001

0,01124

0,01

0,2

Насосное

Углеводороды предельные С12-С19

0,00038

0,008

0,004

0,1

оборудование,

Спирт метиловый

0,00023

0,0046

0,002

0,1

Подготовка

компрессорное

Диметилбензол (ксилол) (смесь

нефти, газа и

оборудование,

0,00012

0,00385

0,002

0,1

мета-, орто- и параизомеров)

воды: Подготовка

сепараторы,

Азота оксид

0,00017

0,00273

0,001

0,05

воды

резервуары,

Бензол

0,0001

0,00185

0,001

0,03

неплотности

Бутилкарбитол

0,00012

0,00092

0,001

0,02

оборудования

Серы диоксид

2·10^-8

0,000029

0,00001

0,001

Спирт бутиловый

0,00001

0,00002

0,0004

Организованные источники выбросов (55 %)

Азота диоксид

0,00001

0,85

0,43

32,5

Метан

0,0001

0,794

0,40

30,3

Углерода оксид

0,0001

0,72

0,36

27,5

Азота оксид

0,000004

0,14

0,07

5,3

Серы диоксид

0,00012

0,07

0,04

2,7

Спирт метиловый

0,0023

0,015

0,01

0,6

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Углеводороды предельные С6-С10

0,00015

0,0073

0,004

0,3

Углеводороды предельные С1-С5

0,00048

0,0130

0,01

0,5

(исключая метан)

Метилбензол (толуол)

0,00037

0,0045

0,002

0,2

Сероводород

0,0017

0,002

0,1

Бензол

0,00003

0,00096

0,0005

0,04

Бензапирен

1·10^-12

0,00076

0,0004

0,03

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Метан

0,00023

2,676

1,34

33,0

Азота диоксид

0,00015

0,86423

0,43

10,6

Углерода оксид

0,0042

0,84

0,42

10,3

Углеводороды предельные С6-С10

0,00026

0,6076

0,31

7,6

Углеводороды предельные С1-С5

0,000583

2,6189

1,31

32,3

(исключая метан)

Сероводород

0,0017

0,2417

0,12

3,0

Азота оксид

0,000174

0,14273

0,071

1,8

Серы диоксид

0,00012

0,070029

0,04

0,9

Спирт метиловый

0,00253

0,0196

0,011

0,2

Метилбензол (толуол)

0,00047

0,01574

0,008

0,2

Углеводороды предельные С12-С19

0,00038

0,008

0,0042

0,10

Диметилбензол (ксилол) (смесь

0,00012

0,00385

0,0020

0,05

мета-, орто- и параизомеров)

Бензол

0,00013

0,00281

0,0015

0,03

Бутилкарбитол

0,00012

0,00092

0,0005

0,01

Бензапирен

1·10^-12

0,00076

0,0004

0,01

Спирт бутиловый

0,00001

0,00002

0,0002

Таблица 3.7 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов подготовки нефти, газа и

воды: ведение учетных операций с нефтью, ПНГ, пластовой водой

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (81 %)

Метан

0,00012

1,6901

0,85

51,1

Углеводороды предельные

1,03·10^-5

1,16128

0,58

35,1

С1-С5 (исключая метан)

Сероводород

0,000001

0,24

0,12

7,3

Углеводороды предельные

2,1·10^-7

0,1934

0,19

5,9

СИКН, СИКНС,

С6-С10

средства

Азота диоксид

1·10^-9

0,015

0,01

0,5

измерения,

Азота оксид

0,0029

0,0048

0,004

0,1

Подготовка

применяемые

Углерода оксид

0,00014

0,00018

0,00016

0,01

нефти, газа и

при ведении

Спирт метиловый

0,000006

0,000083

0,00004

0,003

воды: Ведение

учетных

Бензол

1·10^-7

0,00008

0,00004

0,002

учетных операций

операций с

Метилбензол (толуол)

2·10^-7

0,000056

0,00003

0,002

с нефтью, ПНГ,

нефтью, газом,

Диметилбензол (ксилол)

пластовой водой

пластовой

(смесь мета-, орто- и

5·10^-8

0,000027

0,000014

0,0008

водой;

параизомеров)

неплотности

Организованные источники выбросов (19 %)

оборудования

Серы диоксид

0,6

0,73

0,67

92,3

Углерода оксид

0,015

0,026

0,02

3,3

Углеводороды предельные

7·10^-7

0,012

0,01

1,5

С1-С5 (исключая метан)

Метан

0,00012

0,0067

0,00

0,8

Углеводороды предельные

3·10^-7

0,0067

0,00

0,8

С6-С10

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Азота оксид

0,0029

0,0048

0,004

0,6

Азота диоксид

0,0022

0,0037

0,00295

0,47

Сероводород

0,00064

0,081

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Метан

0,00024

1,6968

0,85

41,5

Углеводороды предельные

0,000011

1,17328

0,59

28,7

С1-С5 (исключая метан)

Серы диоксид

0,6

0,73

0,67

17,8

Сероводород

0,000641

0,24064

0,12

5,9

Углеводороды предельные

5·10^-7

0,2001

0,10

4,9

С6-С10

Углерода оксид

0,01514

0,02618

0,021

0,6

Азота диоксид

0,0022

0,0187

0,01045

0,46

Азота оксид

0,0029

0,0048

0,00385

0,117

Спирт метиловый

0,000006

0,000083

0,00004

0,002

Бензол

1·10^-7

0,00008

0,00004

0,002

Метилбензол (толуол)

2·10^-7

0,000056

0,000028

0,001

Диметилбензол (ксилол)

(смесь мета-, орто- и

5·10^-8

0,000027

0,000014

0,001

параизомеров)

Таблица 3.8 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов подготовки нефти, газа и

воды: хранение нефти

Наименование

Удельное значение, кг/т

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Доля загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

Среднее значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (92 %)

Углеводороды предельные

0,00047

10,908

5,45

50,1

С6-С10

Метан

0,00011

7,208

3,60

33,1

Углеводороды предельные С1-С5

0,006749

3,099

1,55

14,2

(исключая метан)

Сероводород

4,2·10^-7

0,24

0,12

1,1

Бензол

0,00012

0,16

0,08

0,7

Метилбензол (толуол)

0,00018

0,1

0,050

0,5

Диметилбензол (ксилол) (смесь

Резервуары,

0,00016

0,077

0,039

0,35

Подготовка

мета-, орто- и параизомеров)

системы

нефти, газа и

Спирт метиловый

0,00028

0,00045

0,00037

0,002

налива,

воды: Хранение

Организованные источники выбросов (8 %)

неплотности

нефти

Углеводороды предельные С1-С5

оборудования

0,00016

1,43

0,72

72,2

(исключая метан)

Углеводороды предельные С6-

0,00012

0,5301

0,27

26,8

С10

Азота диоксид

0,0049

0,0054

0,01

0,3

Метан

0,00029

0,0048

0,0025

0,2

Бензол

0,00002

0,0035

0,0018

0,2

Метилбензол (толуол)

0,00001

0,0022

0,0011

0,1

Диметилбензол (ксилол) (смесь

0,00001

0,0012

0,00061

0,06

мета-, орто- и параизомеров)

Сероводород

0,00017

0,0012

0,00069

0,06

Наименование

Удельное значение, кг/т

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Доля загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

Среднее значение

вещества, %

нормирования

Азота оксид

0,0008

0,00087

0,00084

0,04

Серы диоксид

0,000036

0,000039

0,000038

0,002

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Углеводороды предельные

0,00059

11,4381

5,72

48,0

С6-С10

Метан

0,0004

7,2128

3,63

30,5

Углеводороды предельные С1-С5

0,006909

4,529

2,27

19,0

(исключая метан)

Сероводород

0,00017

0,2412

0,12

1,0

Бензол

0,00014

0,1635

0,082

0,7

Метилбензол (толуол)

0,00019

0,1022

0,051

0,4

Диметилбензол (ксилол) (смесь

0,00017

0,0782

0,039

0,33

мета-, орто- и параизомеров)

Азота диоксид

0,0049

0,0054

0,0052

0,02

Азота оксид

0,0008

0,00087

0,00084

0,004

Спирт метиловый

0,00028

0,00045

0,00037

0,002

Серы диоксид

0,000036

0,000039

0,000038

0,0002

Таблица 3.10 - Основные виды отходов, образующиеся на этапе подготовки нефти, газа и воды

Масса образования, т/год

Наименование этапа

Наименование отхода

Мин.

Макc.

Среднее значение

Обтирочный материал, загрязненный нефтью или

нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов

0,0020

12,10

1,05

15 % и более)

Грунт, загрязненный нефтью или нефтепродуктами

0,12

1698,50

573,61

(содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)

Отходы минеральных масел

0,0010

26,30

3,19

Подготовка нефти,

Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и

газа и воды

0,032

61023,18

1168,45

нефтепродуктов

Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами

0,010

822,00

49,60

(содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)

Осадок (шлам) механической очистки нефтесодержащих

сточных вод, содержащий нефтепродукты в количестве

22,00

120,00

71,00

менее 15 %, обводненный

3.3. Объекты использования попутного нефтяного газа

К наиболее распространенным способам использования ПНГ можно

отнести следующие: генерация электрической и тепловой энергии; потребление

на собственные нужды; закачка в газотранспортную систему или в подземное

хранилище газа (ПХГ); закачка ПНГ в нефтяной пласт для поддержания

пластового давления; передача ПНГ на ГПЗ для переработки.

Основными источниками воздействия на окружающую среду являются:



на подэтапе выработки теплоэнергии - организованные (99,7 % от

общей массы выбросов загрязняющих веществ) и неорганизованные выбросы

(0,3 % от общей массы выбросов загрязняющих веществ) загрязняющих веществ в

атмосферный воздух;



на подэтапе выработки электроэнергии - организованные (99 % от

общей массы выбросов загрязняющих веществ) и неорганизованные выбросы (1 %

от общей массы выбросов загрязняющих веществ) загрязняющих веществ в

атмосферный воздух;



на подэтапе закачки газа в ПХГ - организованные (100 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) выбросы загрязняющих веществ в

атмосферный воздух,



на подэтапе закачки ПНГ в пласт для поддержания пластового

давления - организованные

(99

% от общей массы выбросов загрязняющих

веществ) и неорганизованные выбросы

% от общей массы выбросов

загрязняющих веществ) загрязняющих веществ в атмосферный воздух;



на подэтапе подачи газа в систему магистральных газопроводов -

организованные

(98

% от общей массы выбросов загрязняющих веществ) и

неорганизованные выбросы

% от общей массы выбросов загрязняющих

веществ) загрязняющих веществ в атмосферный воздух;



на подэтапе передачи газа на ГПЗ - организованные (22 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) и неорганизованные выбросы (78 % от

общей массы выбросов загрязняющих веществ) загрязняющих веществ в

атмосферный воздух;



на подэтапе подготовки нефти - организованные (96 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) и неорганизованные выбросы (4 % от

общей массы выбросов загрязняющих веществ) загрязняющих веществ в

атмосферный воздух;



на подэтапе транспорта нефти - организованные (100 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) выбросы загрязняющих веществ в

атмосферный воздух.

Продукцией для расчета удельных значений в процессах является объем

использованного ПНГ, т/год.

Данные по воздействию на окружающую среду, объемам образования

основных видов отходов производства, характеризующие действующие объекты

использования ПНГ, приведены в таблицах 3.11-3.19.

Таблица 3.11 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов использования ПНГ: выработка

теплоэнергии

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (0,3 %)

Углерода оксид

0,015

0,17

0,093

55,7

Метан

0,012

0,1183

0,065

38,8

Азота оксид

0,00012

0,011

0,006

3,6

Углеводороды предельные

1,5·10^-6

0,0023

0,001

0,8

С1-С5 (исключая метан)

Азота диоксид

0,00011

0,0021

0,001

0,7

Котельные,

Бензол

0,0001

0,00059

0,0003

0,2

печи подогрева

Углеводороды предельные

пластовой

3·10^-7

0,00049

0,0002

0,2

С6-С10

воды,

Использование

Метилбензол (толуол)

0,0001

0,0003

0,0002

0,1

парогенератор

ПНГ: Выработка

Диметилбензол (ксилол)

ные установки,

теплоэнергии

(смесь мета-, орто- и

0,000012

0,00016

0,00009

0,05

печи

параизомеров)

водогрейные,

теплогенерато

Серы диоксид

1,1·10^-7

0,000016

0,00001

0,005

Сероводород

1·10^-10

3,7·10^-8

0,00000002

0,00001

ры

Организованные источники выбросов (99,7 %)

Азота оксид

0,0001

65,5511

32,78

53,3

Углерода оксид

0,001

30,53

15,27

24,8

Азота диоксид

0,0001

22,439

11,22

18,2

Метан

0,0001

2,9806

1,49

2,4

Углеводороды предельные

0,0001

1,0231

0,51

0,8

С1-С5 (исключая метан)

Серы диоксид

0,000014

0,3416

0,17

0,3

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Углеводороды предельные

0,000047

0,13

0,065

0,1

С6-С10

Бензол

0,0001

0,00010

0,0001

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Азота оксид

0,00022

65,5621

32,78

53,2

Углерода оксид

0,016

30,7

15,36

24,9

Азота диоксид

0,00021

22,4411

11,23

18,2

Метан

0,0121

3,0989

1,56

2,5

Углеводороды предельные

0,000102

1,0254

0,51

0,8

С1-С5 (исключая метан)

Серы диоксид

1,41·10^-5

0,341616

0,17

0,3

Углеводороды предельные

4,73·10^-5

0,13049

0,065

0,1

С6-С10

Бензол

0,0002

0,00069

0,00045

0,0006

Метилбензол (толуол)

0,0001

0,0003

0,00020

0,0002

Диметилбензол (ксилол)

(смесь мета-, орто- и

0,000012

0,00016

0,00009

0,0001

параизомеров)

Сероводород

1·10^-10

3,7·10^-8

0,00000002

0,00000003

Таблица 3.12 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов использования ПНГ:

выработка электроэнергии

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (1 %)

Метан

0,00015

1,47

0,74

98,7

Углеводороды предельные С6-С10

0,0001

0,0151

0,0076

1,0

Углеводороды предельные С1-С5

0,0001

0,0039

0,0020

0,3

(исключая метан)

Организованные источники выбросов (99 %)

Углерода оксид

0,0001

98,075

49,04

48,5

Метан

0,0003

15,21

7,61

7,5

Газотурбинные

электростанци

Азота диоксид

0,00005

61,79

30,90

30,5

и,

Азота оксид

0,000015

10,12

5,06

5,0

газопоршневые

Углеводороды предельные С1-С5

0,00011

12,58

6,29

6,2

электростанци

(исключая метан)

Использование

и, блочно-

Серы диоксид

0,00004

4,30

2,15

2,1

ПНГ: Выработка

комплектные

Углеводороды предельные С6-С10

0,0051

0,1954

0,10

электроэнергии

электростанци

Сероводород

0,000044

0,00005

0,000047

0,00002

и,

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

газодизельные

неорганизованных источников выбросов

электростанци

Углерода оксид

0,0001

98,075

49,04

48,1

Метан

0,00045

16,68

8,34

8,2

Азота диоксид

0,00005

61,79

30,90

30,3

Азота оксид

0,000015

10,12

5,06

5,0

Углеводороды предельные С1-С5

0,00021

12,584

6,31

6,2

(исключая метан)

Серы диоксид

0,00004

4,30

2,15

2,1

Углеводороды предельные С6-С10

0,0052

0,2105

0,11

0,10

Сероводород

0,000044

0,00005

0,000047

0,00002

Таблица 3.14 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов использования ПНГ:

использование ПНГ для ППД (закачка в пласт)

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (1 %)

Углеводороды предельные С1-С5

0,074

0,11

0,09

73,8

(исключая метан)

Метан

0,024

0,034

0,029

23,8

Углеводороды предельные С6-С10

0,0019

0,0026

0,0022

1,8

Сероводород

0,00061

0,00089

0,00075

0,6

Сепараторы,

Организованные источники выбросов (99 %)

компрессоры,

Азота диоксид

0,0045

54,61

5,44

61,8

насосы,

Азота оксид

1,57

1,79

1,68

11,4

двигатели,

Сероводород

0,00934

1,22

0,53

7,8

дренажные

Использование

Углеводороды предельные С1-С5

емкости,

0,00019

1,21

0,41

7,8

ПНГ:

(исключая метан)

газовые

Использование

Углерода оксид

0,037

1,13

0,55

7,2

емкости,

ПНГ для ППД

Углеводороды предельные С6-С10

0,0039

0,38

0,19

2,5

аппараты

(закачка в пласт)

Метан

0,00085

0,23

0,079

1,5

воздушного

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

охлаждения,

неорганизованных источников выбросов

газопровод,

Азота диоксид

0,0045

54,61

5,44

89,9

нагнетательны

Азота оксид

1,57

1,79

1,68

2,9

е скважины

Углеводороды предельные С1-С5

0,07419

1,32

0,5

2,2

(исключая метан)

Сероводород

0,00995

1,22089

0,53075

2,0

Углерода оксид

0,037

1,13

0,55

1,9

Углеводороды предельные С6-С10

0,0058

0,3826

0,1922

0,6

Метан

0,02485

0,264

0,108

0,4

Таблица 3.15 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов использования ПНГ:

подача газа в систему магистральных трубопроводов

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (2 %)

Метан

0,000017

0,2

0,027

67,6

Углеводороды предельные

0,00011

0,074

0,024

С6-С10

Углерода оксид

0,0001

0,013

0,0021

4,4

Азота диоксид

0,00021

0,0067

0,0034

2,3

Азота оксид

0,0011

0,4

Бензол

0,0004

0,1

Метилбензол (толуол)

0,00023

0,1

Углеводороды предельные

0,00023

0,1

Использование

С1-С5 (исключая метан)

Газопровод,

ПНГ: Подача газа

Диметилбензол (ксилол)

компрессоры,

в систему

(смесь мета-, орто- и

0,0001

0,03

электродвигате

магистральных

параизомеров)

ли, турбины

трубопроводов

Сероводород

0,000024

0,000028

0,000026

0,01

Организованные источники выбросов (98 %)

Азота диоксид

0,0017

10,9873

5,9565

72,7

Азота оксид

0,0003

1,7241

0,8317

11,4

Углерода оксид

0,00011

1,13

0,21

7,5

Метан

0,0001

0,8676

0,23

5,7

Углеводороды предельные

0,0007

0,3206

0,078

2,1

С6-С10

Углеводороды предельные

1,8·10^-9

0,078

0,0065

0,5

С1-С5 (исключая метан)

Сероводород

0,000002

0,00001

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Азота диоксид

0,00191

10,994

5,9599

71,4

Азота оксид

0,0014

1,7252

0,8328

11,2

Углерода оксид

0,00021

1,143

0,2121

7,4

Метан

0,000117

1,0676

0,257

6,9

Углеводороды предельные С6-

0,00081

0,3946

0,102

2,6

С10

Углеводороды предельные С1-

0,00023

0,07823

0,00673

0,5

С5 (исключая метан)

Бензол

0,0004

0,003

Метилбензол (толуол)

0,00023

0,001

Диметилбензол (ксилол)

(смесь мета-, орто- и

0,0001

0,001

параизомеров)

Сероводород

0,000026

0,00003

0,000028

0,0002

Таблица 3.16 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов использования ПНГ:

подготовка нефти

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (4 %)

Азота диоксид

0,00058

2,68

1,34

42,8

Углерода оксид

0,027

1,87

0,95

29,9

Метан

0,0048

0,867

0,436

13,9

Азота оксид

0,00011

0,4

0,20

6,4

Углеводороды предельные С6-С10

0,00064

0,32054

0,16

5,1

Углеводороды предельные С1-С5

0,00676

0,0983

0,053

1,6

(исключая метан)

Бензол

0,00011

0,011

0,0056

0,2

Метилбензол (толуол)

0,0002

0,0065

0,0034

0,1

Печи

Диметилбензол (ксилол) (смесь

подогрева,

0,00013

0,0028

0,0015

0,045

Использование

мета-, орто- и параизомеров)

сепараторы со

попутного

встроенными

Организованные источники выбросов (96 %)

нефтяного газа:

нагревателями,

Серы диоксид

0,00009

53,358

26,68

35,9

Подготовка нефти

использующим

Углерода оксид

0,00018

48,925

24,46

32,9

и ПНГ

Азота диоксид

0,0001

36,38

18,190

24,5

Азота оксид

0,0001

5,88

2,94

4,0

Метан

1·10^-7

3,994

2,00

2,7

Углеводороды предельные С6-С10

0,00025

0,0558

0,028

0,04

Углеводороды предельные С1-С5

0,00011

0,033

0,017

0,02

(исключая метан)

Сероводород

0,00026

0,027

0,014

0,02

Спирт метиловый

0,00024

0,0068

0,0035

0,005

Метилбензол (толуол)

0,00017

0,0043

0,0022

0,003

Бензол

0,00011

0,0028

0,0015

0,0019

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Углеводороды предельные С12-С19

0,0009

0,0012

0,0011

0,001

Диметилбензол (ксилол) (смесь

0,00013

0,00072

0,00043

0,0005

мета-, орто- и параизомеров)

Взвешенные вещества

0,00036

0,00037

0,0002

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Серы диоксид

0,00009

53,358

26,68

34,4

Углерода оксид

0,02718

50,795

25,41

32,8

Азота диоксид

0,00068

39,06

19,54

25,2

Азота оксид

0,00021

6,28

3,1

4,1

Метан

0,0048

4,861

2,43

3,1

Углеводороды предельные С6-С10

0,00089

0,37634

0,19

0,2

Углеводороды предельные С1-С5

0,00687

0,1313

0,069

0,08

(исключая метан)

Сероводород

0,00026

0,027

0,014

0,02

Бензол

0,00022

0,0138

0,0070

0,009

Метилбензол (толуол)

0,00037

0,0108

0,0056

0,007

Спирт метиловый

0,00024

0,0068

0,0035

0,004

Диметилбензол (ксилол) (смесь

0,00026

0,00352

0,0019

0,002

мета-, орто- и параизомеров)

Углеводороды предельные С12-С19

0,0009

0,0012

0,0011

0,0008

Взвешенные вещества

0,00036

0,00037

0,0002

Таблица

3.17

- Текущие выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов использования ПНГ:

сдача газа на ГПЗ

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (78 %)

Метан

0,00011

7,073

3,54

54,9

Углеводороды предельные

0,03117

2,36

С6-С10

1,20

18,3

Углерода оксид

0,00062

0,11

0,055

0,9

Углеводороды предельные

0,00258

3,32

С1-С5 (исключая метан)

1,66

25,8

Азота диоксид

0,00013

0,00741

0,0038

0,1

Азота оксид

0,00012

0,002

0,00066

0,01

Бензол

0,00028

0,00042

0,00035

0,003

Сероводород

1·10^-11

0,00026

0,00013

0,002

Использование

Газопровод,

Диметилбензол (ксилол)

ПНГ: Передача

компрессоры

(смесь мета-, орто- и

0,00012

газа на ГПЗ

(ВКС, ДКС)

параизомеров)

0,00012

0,001

Организованные источники выбросов (22 %)

Углерода оксид

0,00016

0,7466

0,37

30,4

Сероводород

1·10^-12

0,7241

0,36

29,5

Метан

0,00011

0,4277

0,214

17,4

Азота диоксид

0,00011

0,2707

0,14

11,0

Углеводороды предельные

0,00038

0,12

С6-С10

0,060

4,9

Азота оксид

0,00012

0,098

0,044

3,6

Серы диоксид

2·10^-10

0,0517

0,026

2,1

Углеводороды предельные

0,0001

0,0238

С1-С5 (исключая метан)

0,012

1,0

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Бензол

5·10^-7

0,00011

0,000055

0,004

Метилбензол (толуол)

3,1·10^-7

0,000064

0,000032

0,003

Диметилбензол (ксилол)

(смесь мета-, орто- и

1,4·10^-7

3,05·10^-5

параизомеров)

0,000015

0,001

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Метан

0,00022

7,5007

3,75

48,9

Углеводороды предельные

0,03155

2,48

С6-С10

1,26

16,2

Углерода оксид

0,00078

0,8566

0,429

5,6

Сероводород

1,1·10^-11

0,72436

0,36

4,7

Азота диоксид

0,00024

0,28

0,14

1,8

Углеводороды предельные

0,00268

3,34

С1-С5 (исключая метан)

1,67

21,8

Азота оксид

0,00024

0,1

0,050

0,7

Серы диоксид

2·10^-10

0,0517

0,026

0,3

Бензол

0,000281

0,00053

0,00041

0,003

Диметилбензол (ксилол)

(смесь мета-, орто- и

0,00012

0,000151

параизомеров)

0,00014

0,001

Метилбензол (толуол)

3,1·10^-7

0,000064

0,000032

0,0004

Таблица 3.18 - Текущие выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов использования ПНГ:

транспорт нефти

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Организованные источники выбросов (100 %)

Сероводород

0,0077

0,008

0,00785

0,04

Азота диоксид

0,0025

4,511

2,25675

24,00

Использование

Углерода оксид

0,00025

13,436

6,718125

71,47

Печи

ПНГ: Транспорт

Метан

0,00036

0,1038

0,052

0,55

подогрева

нефти

Серы диоксид

0,00022

0,0016

0,00091

0,01

Азота оксид

0,0004

0,733

0,3667

3,90

Углеводороды предельные

0,00057

0,0051

0,0028

0,03

С1-С5 (исключая метан)

3.4. Объекты поддержания пластового давления (закачка воды в пласт)

Процесс закачки воды в пласт для ППД обеспечивает интенсификацию

притока продукции скважин, повышение показателей нефтегазоотдачи пласта и

производительности скважин.

Основными источниками воздействия на окружающую среду на этапе ППД

закачкой воды являются организованные

(67

% от общей массы выбросов

загрязняющих веществ) и неорганизованные (33 % от общей массы выбросов

загрязняющих веществ) выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

Продукцией для расчета удельных значений в данном процессе является

объем закачанной пластовой воды, т/год.

Данные по воздействию на окружающую среду, потребляемым

материальным и энергетическим ресурсам, объемам образования основных видов

отходов производства, характеризующие действующие объекты ППД, приведены в

таблицах 3.20-3.22.

Таблица 3.20 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов ППД:

закачка воды в пласт

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

загрязняющего вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (33 %)

Метан

1,1·10^-6

0,42

0,21

71,1

Углерода оксид

0,00025

0,097

0,049

16,4

Углеводороды

0,00022

0,044

0,0221

7,4

предельные С6-С10

Углеводороды

Водозаборные и

предельные С1-С5

0,0040

0,011

0,0075

1,9

нагнетательные

(исключая метан)

скважины,

Азота диоксид

1·10^-7

0,0097

0,0049

1,6

насосное

Сероводород

0,000047

0,0061

0,0031

1,0

оборудование,

ППД: Закачка воды

Азота оксид

2·10^-7

0,0020

0,0010

0,3

расходные

в пласт

Спирт метиловый

0,00036

0,00043

0,00040

0,07

емкости,

Минеральное масло

0,00010

0,00025

0,00018

0,04

технологические

Бензол

1·10^-7

0,00022

0,00011

0,04

трубопроводы,

Метилбензол (толуол)

0,00014

0,00017

0,00016

0,03

неплотности

Диметилбензол (ксилол)

оборудования

(смесь мета-, орто- и

1,1·10^-6

0,000058

0,000029

0,01

параизомеров)

Организованные источники выбросов (67 %)

Метан

0,00010

4,151

2,08

94,1

Углеводороды

0,00019

0,11

0,055

2,5

предельные С6-С10

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

загрязняющего вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Углеводороды

предельные С1-С5

0,0021

0,0811

0,042

1,8

(исключая метан)

Углерода оксид

0,00011

0,066

0,033

1,5

Азота диоксид

0,00013

0,0025

0,0013

0,1

Азота оксид

0,00014

0,00053

0,00034

0,01

Спирт метиловый

0,00011

0,002

Спирт изопропиловый

0,00010

0,002

Сероводород

0,000020

0,0005

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Метан

0,00010

4,571

2,29

91,3

Углерода оксид

0,00036

0,16

0,080

3,2

Углеводороды

0,00041

0,16

0,080

3,2

предельные С6-С10

Углеводороды

предельные С1-С5

0,0060

0,092

0,049

1,8

(исключая метан)

Азота диоксид

0,00013

0,012

0,0061

0,2

Сероводород

0,000067

0,0061

0,0031

0,1

Азота оксид

0,00014

0,0025

0,0013

0,05

Спирт метиловый

0,00047

0,00054

0,00051

0,01

Минеральное масло

0,00010

0,00025

0,00018

0,005

Бензол

0,00000010

0,00022

0,00011

0,004

Метилбензол (толуол)

0,00014

0,00017

0,00016

0,003

Спирт изопропиловый

0,00010

0,002

Таблица 3.22 - Отходы, образующиеся на этапе поддержания пластового давления

Масса образования, т/год

Наименование этапа

Наименование отхода

Мин.

Макc.

Среднее значение

Обтирочный материал, загрязненный нефтью или

нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов

0,0010

1,37

0,32

15 % и более)

Грунт, загрязненный нефтью или нефтепродуктами

18,00

2079,00

555,75

(содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)

Поддержание

Отходы минеральных масел

0,0040

32,22

3,37

пластового

Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и

5,71

10,90

8,31

давления

нефтепродуктов

Осадок (шлам) механической очистки нефтесодержащих

сточных вод, содержащий нефтепродукты в количестве

7,98

1709,11

394,37

менее 15 %, обводненный

Тара из черных металлов, загрязненная нефтепродуктами

0,20

0,90

0,55

(содержание нефтепродуктов менее 15 %)

102

3.5. Объекты учета продукции перед передачей потребителю (учет

нефти, газа и воды)

Объекты измерения количества и параметров/показателей качества

продукции обеспечивает на нефтедобывающем предприятии коммерческий учет

нефти и газа.

Основными источниками воздействия на окружающую среду на этапе учета

продукции перед передачей потребителю являются организованные (4 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) и неорганизованные (96 % от общей

массы выбросов загрязняющих веществ) выбросы загрязняющих веществ в

атмосферный воздух.

Продукцией для расчета удельных значений является суммарный объем

нефти и газа, т/год.

Данные по воздействию на окружающую среду, потребляемым

материальным и энергетическим ресурсам, объемам образования основных видов

отходов производства, характеризующие действующие объекты учета продукции

перед передачей потребителю, приведены в таблицах 3.23-3.25.

103

Таблица 3.23 - Текущие выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов учета продукции перед передачей

потребителю (учет нефти, газа и воды)

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Неорганизованные источники выбросов (96 %)

Метан

0,00011

25,786

12,89

80,5

Углеводороды предельные

0,00015

3,88

1,94

12,1

С6-С10

Углеводороды предельные

0,00067

2,24

1,12

7,0

С1-С5 (исключая метан)

Углерода оксид

0,0069

0,071

0,039

0,2

Сероводород

0,0000010

0,015

0,0075

0,05

Азота диоксид

0,00023

0,011

0,0056

0,03

Системы учета

Бензол

0,00010

0,0079

0,0040

0,02

Учет продукции

(газа, нефти,

Метилбензол (толуол)

0,0052

0,02

перед передачей

пластовой

Диметилбензол (ксилол)

потребителю:

воды, сырой

(смесь мета-, орто- и

0,0037

0,01

Учет нефти, газа

нефти),

параизомеров)

и воды

неплотности

Азота оксид

0,0019

0,0022

0,0021

0,01

оборудования

Спирт бутиловый

0,00015

0,0005

Организованные источники выбросов (4 %)

Углеводороды предельные

0,00013

0,62

0,31

58,3

С6-С10

Метан

0,00026

0,27

0,14

25,4

Углеводороды предельные

0,00014

0,060

0,03

5,6

С1-С5 (исключая метан)

Серы диоксид

0,00013

0,053

0,027

5,0

Углерода оксид

0,00010

0,027

0,014

2,5

Наименование

Удельное значение, кг/т

Доля

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Среднее

загрязняющего

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

значение

вещества, %

нормирования

Азота диоксид

0,00050

0,025

0,013

2,4

Азота оксид

0,00014

0,0073

0,0037

0,7

Сероводород

0,00024

0,00048

0,00036

0,05

Суммарные удельные значения выбросов загрязняющих веществ от организованных и

неорганизованных источников выбросов

Метан

0,00037

26,056

13,03

78,8

Углеводороды предельные

0,00028

4,50

2,25

13,6

С6-С10

Углеводороды предельные

0,00081

2,30

1,15

7,0

С1-С5 (исключая метан)

Углерода оксид

0,0070

0,098

0,053

0,3

Серы диоксид

0,00013

0,053

0,027

0,2

Азота диоксид

0,00073

0,036

0,018

0,1

Сероводород

0,00024

0,015

0,0076

0,05

Азота оксид

0,0020

0,0095

0,00575

0,03

Бензол

0,00010

0,0079

0,0040

0,02

Метилбензол (толуол)

0,0052

0,02

Диметилбензол (ксилол)

(смесь мета-, орто- и

0,0037

0,01

параизомеров)

Спирт бутиловый

0,00015

0,0005

3.6. Объекты морской добычи

Морские нефтяные платформы обеспечивают добычу углеводородов из

залежей, расположенных в осадочных породах морского и океанского дна.

Основными источниками воздействия на окружающую среду при морской

добыче углеводородов являются выбросы загрязняющих веществ в атмосферный

воздух от комплекса оборудования морской платформы.

В период эксплуатации морских нефтяных платформ к основным источникам

выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух относятся следующие

технологические операции:

 сжигание излишек ПНГна факельных установках;

 генерация электроэнергии для нужд платформы (работа двигателей

внутреннего сгорания и газотурбинных установок);

 выработка тепловой энергии для собственных нужд платформы

(сжигание топлива при работе огневых подогревателей и котельных);

 работа двигателей резервных и аварийных дизель-генераторных

установок;

 хранение и перегрузка углеводородов.

Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей в

данном процессе является добытые на морской платформе нефть и ПНГ, т/год.

Данные по воздействию на окружающую среду, характеризующие

действующие объекты морской добычи углеводородов, приведены в таблице 3.26.

108

Таблица 3.26 - Текущие удельные выбросы загрязняющих веществ от технологических объектов морских нефтяных

платформ

Наименование

Удельное значение, кг/т

объекта

Источники

Наименование загрязняющего

Доля загрязняющего

Среднее

технологического

выбросов

вещества

Мин.

Макc.

вещества, %

значение

нормирования

Углерода оксид

0,58

1,48

1,03

38,5

Метан

0,14

1,19

0,66

31,1

Азота диоксид

0,37

0,85

0,61

22,1

Азота оксид

0,06

0,14

0,1

3,6

Морские

Все объекты

Серы диоксид

0,01

0,12

0,06

3,1

нефтяные

морской

Углеводороды предельные

платформы

С1-С5 (исключая метан)

0,0002

0,06

0,03

1,5

Углеводороды предельные

С6-С10

0,00001

0,001

0,03

Сероводород

2·10^-7

0,00004

0,00002

0,001

109

3.7. Особенности производственного экологического контроля для

нефтедобывающей отрасли, в том числе особенности измерения,

включая измерения системами автоматического контроля

Общие требования к порядку организации и осуществления

производственного экологического контроля на предприятии установлены статьей

67 Федерального закона «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г. N 7-ФЗ

16. Также требования к организации производственного контроля содержатся в

статье 25 Федерального закона «Об охране атмосферного воздуха» от 04.05.1999 г.

N 96-ФЗ 17и в статье 26 Федерального закона «Об отходах производства и

потребления» от 24.06.1998 г. N 89-ФЗ 18.

Структура программы производственного экологического контроля,

соответствующая требованиям Приказа Минприроды РФ от 28.02.2018 г. N 74 19,

представлена на рисунке 3.1.

Сведения об: инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферный

воздух и их источников;

инвентаризации сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду и их

источников;

инвентаризации отходов производства и потребления и объектов их размещения

Сведения о подразделениях и (или) должностных лицах, отвечающих за

осуществление производственного экологического контроля

Сведения о собственных и (или) привлекаемых испытательных лаборато-

риях (центрах), аккредитованных в соответствии с законодательством Рос-

сийской Федерации об аккредитации в национальной системе аккредитации

Сведения о периодичности и методах осуществления производственного

экологического контроля, местах отбора проб и методиках (методах) измерений

Рисунок 3.1 - Структура программы производственного экологического контроля

При осуществлении производственного экологического контроля измерения

выбросов, сбросов загрязняющих веществ в обязательном порядке производятся в

отношении загрязняющих веществ, характеризующих применяемые технологии и

особенности производственного процесса на объекте, оказывающем негативное

воздействие на окружающую среду,

- маркерные вещества, указанные в

Приложении А настоящего Справочника. Программа производственного

экологического контроля для объектов I категории дополнительно может содержать

программу создания системы автоматического контроля или сведения о наличии

системы автоматического контроля  в том случае, если на объекте I категории

имеются стационарные источники выбросов/сбросов загрязняющих веществ,

образующихся при эксплуатации технических устройств, оборудования или их

совокупности (установок), виды которых установлены Распоряжением

Правительства РФ от 13.03.2019 г. N 428-р [20].

К выпускам сточных вод, образующихся на объектах, оказывающих

негативное воздействие на окружающую среду, на которых осуществляется

деятельность исключительно по добыче сырой нефти, не предъявляются

требования по оснащению автоматическими средствами измерения и учета

показателей сбросов загрязняющих веществ, а также техническими средствами

фиксации и передачи информации о показателях сбросов загрязняющих веществ.

При добыче нефти система автоматического контроля выбросов может быть

установлена предприятием в инициативном порядке.

В программе создания системы автоматического контроля должны быть

определены:

 стационарные источники и показатели выбросов загрязняющих веществ,

подлежащие автоматическому контролю,

 места и сроки установки автоматических средств измерения и учета

показателей выбросов загрязняющих веществ, а также технических средств

фиксации и передачи информации в государственный реестр объектов,

оказывающих негативное воздействие на окружающую среду,

 состав и форма передаваемой информации.

В соответствии с Правилами создания и эксплуатации системы

автоматического контроля, утвержденными Постановлением Правительства РФ от

13.03.2019 г. N

262 [21], стационарные источники выбросов включаются в

программу при соблюдении следующих условий:

 выбросы от стационарного источника образуются при эксплуатации

технических устройств;

в выбросах от стационарного источника присутствует одно из следующих

загрязняющих веществ, массовый выброс которых превышает значения:

взвешенные вещества - 3 кг/ч, серы диоксид - 30 кг/ч, оксиды азота (сумма

азота оксида и азота диоксида) - 30 кг/ч, углерода оксид как показатель

полноты сгорания топлива - 5 кг/ч, углерода оксид во всех остальных случаях

- 100 кг/ч, фтористый водород - 0,3 кг/ч, хлористый водород - 1,5 кг/ч,

сероводород - 0,3 кг/ч, аммиак - 1,5 кг/ч;

 наличие средств и методов измерений концентраций загрязняющих веществ

в условиях эксплуатации стационарного источника выбросов.

Требования к автоматическим средствам измерения и учета показателей

выбросов загрязняющих веществ, а также требования к техническим средствам

фиксации и передачи в государственный реестр объектов информации о

показателях выбросов загрязняющих веществ, оказывающих негативное

воздействие на окружающую среду, определены Постановлением Правительства

РФ от 13.03.2019 г. N 263 [22].

Автоматические средства измерения показателей выбросов загрязняющих

веществ должны обеспечивать измерение и учет: концентрации загрязняющих

веществ [мг/м³]; объемного расхода отходящих газов [м³/ч]; давления отходящих

газов [кПа]; температуры отходящих газов [°С]; содержания кислорода в отходящих

газах в процентах (при необходимости); влажности отходящих газов в процентах

(при необходимости).

Раздел 4. Определение наилучших доступных технологий

4.1. Методология определения наилучших доступных технологий в

добыче нефти

Критерии определения технологии (технологического процесса, метода,

способа, подхода и др.) в качестве НД) в Российской Федерации установлены

статьей 28.1 Федерального закона «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г.

N 7-ФЗ 16.

Применение НДТ направлено на комплексное предотвращение и (или)

минимизацию негативного воздействия на окружающую среду. Сочетанием

критериев достижения целей охраны окружающей среды для определения НДТ

являются:

а) наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду в

расчете на единицу времени или объем производимой продукции (товара),

выполняемой работы, оказываемой услуги либо другие предусмотренные

международными договорами Российской Федерации показатели;

б) экономическая эффективность ее внедрения и эксплуатации;

в) применение ресурсо- и энергосберегающих методов;

г)

период ее внедрения;

д) промышленное внедрение этой технологии на двух и более объектах,

оказывающих негативное воздействие на окружающую среду.

Статья 28.1 Федерального закона также устанавливает следующее:

а) порядок определения технологии в качестве НДТ устанавливается

Правительством Российской Федерации;

б) определение технологических процессов, оборудования, технических

способов, методов в качестве НДТ для конкретной области применения,

утверждение методических рекомендаций по определению технологии в качестве

НДТ осуществляются уполномоченным Правительством Российской Федерации

федеральным органом исполнительной власти, который создает технические

рабочие группы, включающие экспертов заинтересованных федеральных органов

исполнительной власти, государственных научных организаций, коммерческих и

некоммерческих организаций, в том числе государственных корпораций.

Порядок определения технологии в качестве НДТ, в том числе определения

технологических процессов, оборудования, технических способов, методов для

конкретной области применения, установлен Постановлением Правительства РФ

от 23.12.2014 г. № 1458, которым утверждены Правила определения технологии в

качестве НДТ, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-

технических справочников по НДТ 23.

Методические рекомендации по определению технологии в качестве НДТ,

где уточнены критерии для всех элементов производства, в соответствии с

которыми они соответствуют понятию НДТ, утверждены приказом Министерства

промышленности и торговли Российской Федерации от 23.08.2019 г. № 3134 24.

В качестве источников информации о применяемых на практике технологиях,

относящихся к НДТ, были использованы сведения, полученные в результате

анкетирования предприятий отрасли, результаты научно-исследовательских

работ, публикаций, а также информация, полученная в ходе консультаций с

профильными экспертами.

Основные технологические процессы и технические решения в добыче

нефти описаны в разделе 2 настоящего справочника НДТ. В разделе 3 приведены

сведения о текущих уровнях негативного воздействия на окружающую среду на

предприятиях, реализующих виды деятельности, относящиеся к областям

применения настоящего справочника НДТ. При разработке справочника была

проанализирована информация о разнообразных технологических процессах,

реализованных на российских предприятиях.

Информация разделов 2 и 3 настоящего справочника положена в основу

экспертного анализа при выборе НДТ. Также принята во внимание международная

и отечественная практика отнесения систем экологического и энергетического

менеджмента к НДТ для различных видов деятельности, в том числе получившая

отражение в таких справочниках, как российский и европейский справочники по

энергоэффективности - ИТС 48-2017 «Повышение энергетической эффективности

при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности» и «Reference

Document on Best Available Techniques for Energy Efficiency» (2009).

При определении технологических процессов, технических способов,

методов в качестве НДТ члены ТРГ 28 учитывали требование выбора НДТ,

наилучшим образом сочетающих критерии достижения целей охраны окружающей

среды, изложенное в статье 28.1 Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об

охране окружающей среды».

Критерий

 Наименьший уровень негативного воздействия на

окружающую среду предполагает обеспечение комплексной защиты окружающей

среды, минимизацию воздействия на ее различные компоненты. Поэтому в

контексте настоящего справочника НДТ речь шла об идентификации спектра

решений, использование которых позволяет сократить эмиссии загрязняющих

веществ в атмосферный воздух и водные объекты, обеспечить функционирование

водооборотных циклов, оптимизировать обращение с отходами и снизить их

количество.

Критерий

Вопросы экономической эффективности внедрения и

эксплуатации технологии рассмотрены только в тех случаях, когда членам ТРГ 28

удавалось получить надежные данные от предприятий, внедривших конкретные

технологические, технические или управленческие решения, позволяющие достичь

высокого уровня защиты окружающей среды и ресурсоэффективности

производства. Компании, реализующие виды деятельности, отнесенные к области

применения настоящего справочника НДТ, публикуют сведения о затратах на

природоохранные мероприятия и о результатах, достигнутых в результате

выполнения конкретных программ (в том числе направленных на эколого-

технологическую модернизацию производства).

Критерий

Применение ресурсо- и энергосберегающих методов

оценивали по таким показателям, как удельное потребление энергии, сырья, воды

и вспомогательных веществ в расчете на тонну продукции. Решения,

направленные на повышение энерго- и ресурсоэффективности, и собственно

природоохранные решения (как первичные, «встроенные» в технологические

процессы, так и технику защиты окружающей среды) рассматривали как

равнозначные, считая, что критерии 1 и 3 являются приоритетными при выборе

НДТ для областей применения настоящего справочника НДТ.

В тех случаях, когда известны надежные данные о количественных

показателях по двум основным критериям отнесения технологических и технически

решений к НДТ (критерии

1 и

3), определяли интервалы значений,

соответствующих лучшей и наиболее широко распространенной практике

российских предприятий. В других случаях принимали во внимание оценки, данные

экспертами в соответствующих областях применения НДТ.

Критерий

 Период внедрения НДТ оценивали также с учетом

необходимости проведения значительной реконструкции технологических

процессов и модернизации оборудования, возможности последовательного

улучшения показателей ресурсоэффективности и экологической результативности

путем внедрения технических усовершенствований и процедур в рамках систем

экологического и энергетического менеджмента.

Критерий 5 Факт промышленного внедрения технологии на двух и более

объектах, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, в

области распространения данного справочника устанавливали по результатам

обработки анкет, поступивших от предприятий, и на основании материалов

открытых нефинансовых отчетов российских компаний. Также учитывали позиции

экспертов, принимавших участие в разработке и обсуждении проекта настоящего

справочника НДТ.

На практике, согласно Методическим рекомендациям, оценка технологий на

их соответствие установленным нормативными правовыми актами критериям

определения в качестве НДТ осуществляется в следующей очередности,

включающей 5 последовательных шагов:

1) выделение технологий, направленных на решение выделенных ранее

экологических задач с учетом ключевых (маркерных) показателей, то есть

индивидуальных и интегральных показателей, в том числе веществ,

характеризующих применяемые технологии, отражающие особенности этих

технологий, и являющихся существенными для оценки экологической и ресурсной

эффективности производственных процессов;

2) для выделенных технологий проведение сравнительного анализа

информации о факторах воздействия на окружающую среду и потребления

ресурсов; оценка затрат (при наличии информации) на внедрение технологий и

содержание оборудования, возможные преимущества после внедрения

технологий, период внедрения;

3) по результатам оценки выделенных технологий выбор технологии:

 обеспечивающей предотвращение или снижение воздействия на различные

компоненты окружающей среды, или потребления ресурсов;

 внедрение которой не приведет к существенному увеличению объемов

выбросов иных загрязняющих веществ (помимо маркерных), сбросов

загрязненных сточных вод, образования отходов, потребления ресурсов и

иных видов негативного воздействия;

 внедрение которой не приведет к чрезмерным затратам;

 имеющей приемлемые сроки внедрения.

Заключительным этапом является принятие членами ТРГ 28 решения об

отнесении технологии к НДТ (рис. 4.1).

•Рассмотрение

критерия 5

•Рассмотрение

критерия 1

•Рассмотрение

критерия 3

•Рассмотрение

критерия 2

•Рассмотрение

критерия 4

Принятие

решения

Рисунок 4.1 - Очередность рассмотрения критериев, учитываемых при отнесении

технологии добычи нефти к НДТ

4.2. Методология определения маркерных веществ для основных и

вспомогательных процессов добычи нефти

Понятие «маркерные вещества», указанное в «Экологической

промышленной политике», разработанной РСПП в 2014 г. 25, основано на

представлении о том, что каждая технология обладает определенным спектром

воздействия набором загрязняющих веществ, попадающих в окружающую среду

в результате применения данной технологии, Спектр воздействия характеризуется

наличием зависимости между концентрациями содержащихся в нем веществ.

Таким образом, зная концентрации части веществ спектра воздействия, можно с

высокой точностью контролировать концентрацию остальных веществ спектра.

Выбор веществ, концентрация которых позволяет судить о концентрации

остальных веществ спектра, есть выбор маркерных веществ для данной

технологии.

Маркерное вещество определяется как наиболее значимый для конкретного

производства показатель, выбираемый по определенным критериям из группы

веществ, внутри которой наблюдается тесная корреляционная взаимосвязь [26].

Особенностью маркерного вещества является то, что с его помощью можно

оценить значения всех веществ, входящих в группу.

Маркерное вещество также является инструментом осуществления

производственного экологического контроля

измерения выбросов, сбросов

загрязняющих веществ в обязательном порядке производятся в отношении

загрязняющих веществ, характеризующих применяемые технологии и особенности

производственного процесса на объекте, оказывающем негативное воздействие на

окружающую среду (маркерные вещества) [16].

Вопрос выбора маркерных веществ не определен нормативными

документами, поэтому явился предметом обсуждения и принятия решений при

разработке ИТС.

В настоящем справочнике НДТ к маркерным веществам отнесены

загрязняющие вещества, характеризующие применяемые технологии и

особенности производственного процесса на объектах добычи нефти,

оказывающих негативное воздействие на окружающую среду.

При выборе маркерных веществ руководствовались следующими

принципами:

 вещество характерно для рассматриваемого технологического

процесса добычи нефти;

 вещество присутствует в эмиссиях постоянно и в значимых

концентрациях;

 вещество оказывает значительное воздействие на окружающую

среду;

 метод определения вещества является доступным, воспроизводимым

и соответствует требованиям обеспечения единства измерений;

 вещество входит в перечень веществ, утвержденный распоряжением

Правительства РФ от

08.07.2015 г.

№ 1316-р «Об утверждении

перечня загрязняющих веществ, в отношении которых применяются

меры государственного регулирования в области охраны окружающей

среды» 27;

 количественным критерием для определения маркерных веществ

является их 90%-ный совокупный вклад в общем выбросе.

Раздел 5. Наилучшие доступные технологии

Настоящий раздел содержит перечень НДТ, применяемых в технологических

процессах добычи нефти. Выбор НДТ осуществлялся в соответствии с критериями

определения технологии (технологического процесса, метода, способа, подхода и

др.) в качестве НДТ, изложенными в разделе 4 настоящего Справочника.

Согласно п. 1 ст. 28.1. Федерального закона от 10.01.2002 г. N 7-ФЗ «Об

охране окружающей среды» 10, применение НДТ направлено на комплексное

предотвращение и (или) минимизацию негативного воздействия на окружающую

среду. С учетом этого принципа были определены НДТ добычи нефти,

направленные на снижение негативного воздействия на окружающую среду, и

установлены для них технологические показатели.

Технологические показатели отраслевых НДТ установлены как

максимальное значение удельного показателя суммарных выбросов маркерного

вещества от организованных и неорганизованных источников, определенного на

основании сбора данных от предприятий отрасли (раздел

3 настоящего

Справочника), минус 10 %.

5.1. Общеприменимые наилучшие доступные технологии при добыче

нефти

НДТ 1. Система экологического менеджмента

Система экологического менеджмента является частью системы

менеджмента организации, которая направлена на предотвращения загрязнений,

связанных с производственно-хозяйственной деятельностью, на защиту

окружающей среды и постоянное улучшение общей экологической

результативности предприятия.

Настоящая НДТ включает, в зависимости от конкретных условий, следующие

подходы и мероприятия:

 определение экологических приоритетов предприятия;

 разработка планов действий на основе ответственности и компетентности

персонала, системности действий; обучения, информированности и участия

персонала в реализации мероприятий, связанных с внедрением принципов

экологического менеджмента;

 анализ достигнутых результатов на основе производственного

экологического контроля, внутреннего и (или) независимого внешнего

аудита и проведение корректирующих мероприятий с ведением

соответствующего учета.

В состав дополнительных мероприятий, которые являются желательным, но

необязательным условием соответствия НДТ 1, входят:

 внедрение и соблюдение требований добровольных стандартов и систем,

признанных на международном уровне ISO 14001, ISO 18001, EMAS;

 регулярная подготовка и издание (возможно, при внешней проверке)

экологической декларации с описанием всех существенных экологических

аспектов деятельности предприятия, что позволяет сопоставлять решение

экологических задач и достижение экологических целей, как с

предшествующими годами, так и достижениями других предприятий

отрасли.

НДТ 2. Система энергетического менеджмента

Воздействие предприятий добычи нефти на окружающую среду обусловлено

высокой энергоемкостью технологических процессов, следовательно, система

энергетического менеджмента может стать инструментом повышения

энергоэффективности и сокращения негативного воздействия на окружающую

среду.

Настоящая НДТ включает, в зависимости от конкретных условий, следующие

подходы и мероприятия:

 формирование

анализ

выполнения

целевых

показателей

энергоэффективности (удельный расход электроэнергии и др.);

 формование и реализация Программы повышения энергоэффективности;

 проведение аудитов энергоменеджмента предприятия;

 поиск и внедрение новых технологий энергосбережения;

 разработка проектов технического учета энергии;

 формирование энергетических целей и задач;

 проведение бенчмаркинга удельных расходов энергетических ресурсов и

внедрение лучших практик;

 проведение рейтинговой оценки предприятия;

 проведение перекрестных внутренних аудитов системы энергоменеджмента;

 организация и проведение обучающих семинаров для сотрудников основных

процессных управлений по требованиям системы энергетического

менеджмента;

 информационное

сопровождение

функционирования

системы

энергоменеджмента (подготовка статей, газет, плакатов, брошюр по

энергоэффективности и др.);

 реализация IT-проектов, информационно-аналитических

систем по

направлению энергоменеджмента;

 разработка, утверждение и актуализация нормативно-методологической

документации в части энергоменеджмента.

НДТ 3. Система менеджмента измерений

Эффективная система менеджмента измерений обеспечивает пригодность

измерительного оборудования и процессов измерений для их предполагаемого

использования и имеет большое значение для достижения целей в области

качества продукции благодаря снижению вероятности появления недостоверных

результатов измерений. Цель системы менеджмента измерений состоит в

управлении измерительным оборудованием и процессами измерений,

позволяющем

контролировать

достоверность

результатов

измерений

характеристик, влияющих на качество продукции. Система менеджмента

измерений предусматривает проверку измерительного оборудования и

применение статистических методов управления процессом измерений.

Настоящая НДТ включает, в зависимости от конкретных условий, следующие

подходы и мероприятия:

 обеспечение единства и требуемой точности измерений, повышение

эффективности метрологического обеспечения производства;

 внедрение в практику современных методов и средств измерений,

направленное на повышение уровня эффективности производства,

технического уровня и качества продукции;

 организация и проведение поверки/калибровки и ремонта средств

измерений, находящихся в эксплуатации;

 проведение метрологической экспертизы технических заданий, проектной,

конструкторской и технологической документации, проектов стандартов и

других нормативных документов;

 проведение работ по метрологическому обеспечению производства;

 участие в аттестации испытательных подразделений, в подготовке к

аттестации производств и систем качества;

 осуществление метрологического надзора за состоянием и применением

средств измерений, аттестованными методиками выполнения измерений,

эталонами, применяемыми для поверки средств измерений, за соблюдением

метрологических норм и правил, нормативных документов по обеспечению

единства измерений на предприятии.

 формирование и ведение информационных ресурсов в области обеспечения

единства измерений.

 установление целей, задач и методов организации метрологической

деятельности;

 организация обучения и повышения квалификации специалистов

метрологических служб.

НДТ 4. Регламентная работа в штатной ситуации и наличие плана

действий в нештатной или аварийной ситуации

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

 установление договорных отношений между двумя или более юридическими

(или)

физическими

лицами,

эксплуатирующими

отдельные

производственные объекты, находящиеся на территории одной

технологической (промышленной) площадки, с целью развития

сотрудничества по вопросам охраны окружающей среды и безопасности,

организации труда и здоровья персонала;

 разработка, утверждение и актуализация планов действий при

возникновении нештатной или аварийной ситуации как на уровне

предприятия, так и на всех производственных объектах или промышленных

площадках предприятия;

 проведение практических учений, тренировок по локализации и ликвидации

нештатной или аварийной ситуации;

 анализ нештатной или аварийной ситуации, произошедших на предприятии,

а также на других подобных предприятиях с целью извлечения уроков и

выработки мер по предупреждению ЧС.

НДТ 5. Подготовка и обучение персонала

НДТ включает наличие у предприятия программы повышения квалификации

персонала (стажировок, переподготовки, аттестаций и т.п.), задействованного в

технологических процессах добычи нефти.

5.2. Отраслевые наилучшие доступные технологии

5.2.1. Технологии добычи, сбора и транспорта продукции скважин

НДТ 6. Добыча, сбор и транспорт продукции нефтяных скважин

НДТ включает технологию добычи, сбора и транспорта продукции нефтяных

скважин с использованием подъема продукции нефтяных скважин за счет

природной (естественное и фонтанирование, бескомпрессорный газлифт,

плунжерный лифт) и подводимой извне энергии (механизированная эксплуатация

скважин, включающая способы глубинно-насосной эксплуатации и компрессорного

газлифта) и транспортирование продукции до объекта подготовки.

Технологические показатели для технологии добычи, сбора и транспорта

продукции нефтяных скважин с использованием подъема продукции нефтяных

скважин за счет природной и подводимой извне энергии приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Технологические показатели для НДТ добычи, сбора и

транспорта продукции нефтяных скважин

Технологический показатель (удельное значение),

Наименование загрязняющего вещества

кг/т продукции (год)*

Метан

Не более 61,65

Углерода оксид

Не более 55,37

Углеводороды предельные С6-С10

Не более 27,49

Углеводороды предельные С1-С5

Не более 25,16

(исключая метан)

Азота диоксид

Не более 2,66

Азота оксид

Не более 0,85

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей в данном процессе

является нефтегазоводяная смесь, добытая непосредственно из скважин (т/год).

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от основного применяемого оборудования и установок по данной

НДТ, с учетом запорно-регулирующей арматуры установленной на: добывающих

скважинах; измерительных установках; дренажных емкостях; установках

дозирования реагентов; выкидных линиях скважин; станциях управления

установками электроприводного лопастного насоса, трансформаторах для

погружных насосов; блоках системы телемеханики; трансформаторных

подстанциях; промысловых трубопроводах всех назначений надземного, наземного

и подземного исполнений, с учетом транспортирования нефтегазоводяной смеси

до объекта подготовки продукции, к годовым показателям получаемой продукции

(в тоннах).

5.2.2. Технологии подготовки нефти, газа и воды

НДТ 7. Подготовка нефти, газа и воды

НДТ включает технологические процессы подготовки нефти, газа и воды,

обеспечивающие в зависимости от конкретных условий предприятия:

 обезвоживание, обессоливание и стабилизацию нефти, направленные на

получение продукта, соответствующего по качеству требованиям

нормативных документов;

 подготовку попутного нефтяного газа;

 подготовку пластовой воды до требуемых параметров, с применением

сепарационного (емкостного) оборудования.

Технологические показатели для технологии подготовки нефти, газа и воды

приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Технологические показатели для НДТ подготовки нефти, газа

и воды

Технологический показатель (удельное значение),

Наименование загрязняющего вещества

кг/т продукции (год)*

Углерода оксид

Не более 103,73

Метан

Не более 99,78

Азота диоксид

Не более 59,43

Углеводороды предельные С6-С10

Не более 20,89

Углеводороды предельные С1-С5

Не более 13,32

(исключая метан)

Азота оксид

Не более 9,64

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей для данного этапа

является сумма всех продуктов получаемых на данном этапе: подготовленная (товарная) нефть,

газ и вода (т/год).

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от основного оборудования, применяемого при подготовке нефти,

газа и воды, с учетом запорно-регулирующей арматуры, включая резервуарные

емкости расчетных типоразмеров для технологических процессов подготовки и

транспортировки нефти и подготовки к закачке подтоварных и пластовых вод для

поддержания пластового давления» (за исключением оборудования,

используемого в НДТ 8 «Хранение нефти»), к годовым показателям получаемой

продукции (в тоннах).

НДТ 8. Хранение нефти

Даная НДТ распространяется на резервуары вертикальные и

горизонтальные, в рамках определений, закрепленных законодательством

Российской Федерации:

Стальной горизонтальный цилиндрический резервуар: Металлический сосуд

в форме цилиндра, горизонтально установленного, со сферическими, плоскими,

коническими,

усеченно-коническими

или

торосферическими

днищами,

применяемый для хранения и измерения объема жидкости (ГОСТ Р 8.994-2020

«Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары

стальные горизонтальные цилиндрические. Методика калибровки электронно-

оптическим методом» (утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от

13.11.2020 N 1080-ст).

Резервуар вертикальный цилиндрический стальной: Наземное строительное

сооружение, предназначенное для приема, хранения, измерения объема и выдачи

жидкости (ГОСТ

31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические

стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия» (введен в

действие Приказом Росстандарта от 31.08.2016 N 982-ст).

Технологические показатели для технологии хранения нефти приведены в

таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Технологические показатели для НДТ хранения нефти

Технологический показатель (удельное значение),

Наименование загрязняющего вещества

кг/т продукции (год)*

Углеводороды предельные С6-С10

Не более 10,29

Метан

Не более 6,49

Углеводороды предельные С1-С5

(исключая метан)

Не более 4,08

Сероводород

Не более 0,22

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей для данного этапа

является нефть, прошедшая через резервуары (т/год).

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от основного применяемого оборудования и установок резервуарных

парков, в зависимости от конкретных условий предприятия, с учетом запорно-

регулирующей арматуры, установленной на них, к годовым показателям

получаемой продукции (в тоннах).

5.2.3. Технологии использования попутного нефтяного газа

НДТ 9. Использование попутного нефтяного газа для выработки

тепловой энергии

НДТ заключается в использовании добываемого и уже подготовленного ПНГ

для выработки тепловой энергии на собственные нужды предприятия.

Технологические показатели использования ПНГ для выработки тепловой

энергии приведены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Технологические показатели для НДТ использования ПНГ для

выработки тепловой энергии

Технологический показатель (удельное значение),

Наименование загрязняющего вещества

кг/т продукции (год)*

Азота оксид

Не более 59,01

Углерода оксид

Не более 27,63

Азота диоксид

Не более 20,20

Метан

Не более 2,79

Углеводороды предельные С1-С5

Не более 0,92

(исключая метан)

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей для данного этапа

является попутный нефтяной газ, используемый для выработки тепловой энергии (т/год).

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от основного применяемого оборудования котельных установок,

теплогенераторов и др. оборудования, с учетом установленной запорно-

регулирующей арматуры, в зависимости от конкретных условий предприятия, к

годовым показателям использованного для выработки тепловой энергии попутного

нефтяного газа, (в тоннах).

НДТ 10. Использование попутного нефтяного газа для выработки

электрической энергии

НДТ заключается в использовании добываемого ПНГ для выработки

электрической энергии.

Технологические показатели для технологии использования ПНГ для

выработки электрической энергии приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Технологические показатели для НДТ использования ПНГ для

выработки электрической энергии

Технологический показатель (удельное значение),

Наименование загрязняющего вещества

кг/т продукции (год)*

Углерода оксид

Не более 88,27

Метан

Не более 15,01

Азота диоксид

Не более 55,61

Азота оксид

Не более 9,11

Углеводороды предельные С1-С5

Не более 11,33

(исключая метан)

Серы диоксид

Не более 3,87

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей для данного этапа

является попутный нефтяной газ, используемый для выработки электрической энергии (т/год).

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах), образующихся при эксплуатации газотурбинных и газопоршневых

электростанций и др. оборудования, с учетом установленной запорно-

регулирующей арматуры, в зависимости от конкретных условий предприятия, к

годовым показателям использованного для выработки электрической энергии

попутного нефтяного газа (в тоннах).

НДТ 11. Использование попутного нефтяного газа для закачки в

подземные хранилища газа

НДТ заключается в использовании добываемого ПНГ для закачки ПНГ в

подземные хранилища газа с целью последующего рационального использования.

Указанный способ позволяет достигать высоких значений уровня

использования ПНГ. В данном случае попутный газ, получаемый в процессе добычи

нефти, поступает на технологические нужды промысла: используется для работы

газотурбинной электростанции, является топливом для печей нагрева нефти и

котельных и т.д.

НДТ 12. Использование попутного нефтяного газа для закачки в

пласт с целью поддержания пластового давления

Данная технология включает в себя закачку подготовленного ПНГ в

нефтеносный пласт, что позволяет эффективно поддерживать уровень пластового

давления и соответственно уровень добычи нефти на месторождении.

Технологические показатели для технологии использования ПНГ для закачки

в пласт для ППД приведены в таблице 5.6.

Таблица 5.6 - Технологические показатели для НДТ закачки ПНГ в пласт для

ППД

Технологический показатель (удельное значение),

Наименование загрязняющего вещества

кг/т продукции (год)*

Азота диоксид

Не более 49,15

Азота оксид

Не более 1,61

Углеводороды предельные С1-С5

Не более 1,19

(исключая метан)

Сероводород

Не более 1,10

Углерода оксид

Не более 1,02

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей для данного этапа

является ПНГ, закачанный в пласт для ППД, и ПНГ, используемый на оборудовании и установках,

обеспечивающих закачку ПНГ для ППД (т/год).

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от основного применяемого оборудования при закачке ПНГ для ППД,

с учетом запорно-регулирующей арматуры в зависимости от конкретных условий

предприятия (за исключением оборудования, используемого в НДТ 7 «Подготовка

нефти, газа и воды» данного Справочника), к сумме годовых показателей ПНГ,

закачанного в пласт, и ПНГ, использованного на оборудовании и установках,

обеспечивающих закачку ПНГ для ППД (в тоннах).

НДТ 13. Подача попутного нефтяного газа в систему магистральных

газопроводов

НДТ заключается в создании технологической инфраструктуры для подачи

добываемого ПНГ в систему магистральных трубопроводов с целью повышения

эффективности его использования.

Технологические показатели для подачи газа в систему магистральных

газопроводов приведены в таблице 5.7.

Таблица 5.7 - Технологические показатели для НДТ подачи газа в систему

магистральных газопроводов

Технологический показатель (удельное значение),

Наименование загрязняющего вещества

кг/т продукции (год)*

Азота диоксид

Не более 9,89

Азота оксид

Не более 1,55

Углерода оксид

Не более 1,03

Метан

Не более 0,96

Углеводороды предельные С6-С10

Не более 0,36

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей для данного этапа

является ПНГ, поданный в систему магистральных трубопроводов, и ПНГ, использованный на

оборудовании и установках, обеспечивающих подачу ПНГ в систему магистральных

трубопроводов (т/год).

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от основного применяемого оборудования при закачке в систему

магистральных газопроводов, с учетом установленной запорно-регулирующей

арматуры в зависимости от конкретных условий предприятия (за исключением

оборудования, используемого в НДТ 7 «Подготовка нефти, газа и воды» данного

Справочника), к сумме годовых показателей ПНГ, поданного в систему

магистральных трубопроводов, и ПНГ, использованного на оборудовании и

установках, обеспечивающих подачу ПНГ в систему магистральных трубопроводов

(в тоннах).

НДТ 14. Использование попутного нефтяного газа для передачи его

на газоперерабатывающий завод (на переработку)

НДТ заключается в создании технологической инфраструктуры для передачи

ПНГ на газоперерабатывающие заводы с целью его дальнейшей глубокой

переработки.

Технологические показатели для технологии передачи ПНГ на

газоперерабатывающий завод приведены в таблице 5.8.

Таблица 5.8 - Технологические показатели для НДТ передачи попутного

нефтяного газа на газоперерабатывающий завод

Технологический показатель (удельное значение),

Наименование загрязняющего вещества

кг/т продукции (год)*

Метан

Не более 6,75

Углеводороды предельные С6-С10

Не более 2,23

Углерода оксид

Не более 0,77

Сероводород

Не более 0,65

Азота диоксид

Не более 0,25

Углеводороды предельные С1-С5

Не более 3,01

(исключая метан)

Азота оксид

Не более 0,09

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей для данного этапа

является ПНГ, переданный на газоперерабатывающий завод, и ПНГ, использованный на

оборудовании и установках, обеспечивающих передачу ПНГ на газоперерабатывающий завод

(т/год)

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от основного применяемого оборудования при передаче добытого

ПНГ на газоперерабатывающий завод, с учетом установленной запорно-

регулирующей арматуры, в зависимости от конкретных условий предприятия (за

исключением оборудования, используемого в НДТ 7 «Подготовка нефти, газа и

воды» данного Справочника), к сумме годовых показателей ПНГ, переданного на

газоперерабатывающий завод, и ПНГ, использованного на оборудовании и

установках, обеспечивающих передачу (в тоннах).

НДТ 15. Использование попутного нефтяного газа для подготовки

нефти

Данная технология включает в себя применение ПНГ в качестве топлива для

подготовки нефти, с использованием путевых подогревателей, печей подогрева

нефти, сепараторов со встроенными нагревателями.

Технологические показатели для технологии использования ПНГ для

подготовки нефти приведены в таблице 5.9.

Таблица

5.9

- Технологические показатели для НДТ использования

попутного нефтяного газа для подготовки нефти

Наименование загрязняющего

Технологический показатель (удельное значение),

вещества

кг/т продукции (год)*

Серы диоксид

Не более 48,02

Углерода оксид

Не более 45,72

Азота диоксид

Не более 35,15

Азота оксид

Не более 5,65

Метан

Не более 4,37

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей для данного этапа

является ПНГ, использованный в качестве топлива при подготовке нефти (т/год).

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от основного оборудования, применяемого при подготовке нефти, с

учетом установленной запорно-регулирующей арматуры в зависимости от

конкретных условий предприятия (за исключением оборудования, используемого в

НДТ 7 «Подготовка нефти, газа и воды» данного Справочника), к годовым

показателям ПНГ, использованного в качестве топлива при подготовке нефти (в

тоннах).

НДТ 16. Использование попутного нефтяного газа для транспорта

нефти

Данная технология включает в себя использование ПНГ в качестве

сжигаемого топлива при подогреве нефти и нефтегазоводяной жидкости для

обеспечения ее транспортировки.

Технологические показатели для технологии использования ПНГ для

транспорта нефти приведены в таблице 5.10.

Таблица 5.10 - Технологические показатели для НДТ транспорта нефти

Наименование загрязняющего

Технологический показатель (удельное значение),

вещества

кг/т продукции (год)*

Углерода оксид

Не более 12,09

Азота диоксид

Не более 4,06

Азота оксид

Не более 0,66

Метан

Не более 0,09

Серы диоксид

Не более 0,0015

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей для данного этапа

является ПНГ, использованный в качестве топлива (т/год).

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от основного оборудования, применяемого при подогреве нефти и

нефтегазоводяной жидкости, с учетом установленной запорно-регулирующей

арматуры для обеспечения дальнейшей транспортировки, в зависимости от

конкретных условий предприятия (за исключением оборудования, используемого в

НДТ 7 «Подготовка нефти, газа и воды» данного Справочника), к годовым

показателям ПНГ использованного в качестве сжигаемого топлива (в тоннах).

5.2.4. Технологии поддержания пластового давления (закачка воды в

пласт)

НДТ 17. Поддержание пластового давления (закачка воды в пласт)

НДТ включает метод разработки нефтяных месторождений, позволяющий

обеспечивать высокие текущие дебиты нефтяных скважин поддержанием

пластового давления закачкой воды в пласт, с целью вытеснения нефти к забою

добывающих скважин и достижения повышенного отбора извлекаемых запасов

нефти.

Технологические показатели для закачки воды в пласт для ПДД приведены в

таблице 5.11.

Таблица 5.11 - Технологические показатели для НДТ закачки воды в пласт

для ПДД

Технологический показатель (удельное значение),

Наименование загрязняющего вещества

кг/т продукции (год)*

Метан

Не более 4,1139

Углерода оксид

Не более 0,1440

Углеводороды предельные С6-С10

Не более 0,1440

Углеводороды предельные С1-С5

(исключая метан)

Не более 0,0828

Азота диоксид

Не более 0,0108

Сероводород

Не более 0,0055

Азота оксид

Не более 0,0023

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей для данного этапа

является закачанная в пласт вода (т/год).

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от основного оборудования системы ПДД методом закачки воды в

пласт, с учетом установленной запорно-регулирующей арматуры, в зависимости от

конкретных условий предприятия (за исключением оборудования, используемого в

НДТ 7 «Подготовка нефти, газа и воды» данного Справочника), к годовым

показателям закачанной в пласт воды (в тоннах).

5.2.5. Технологии морской добычи

НДТ 18. Добыча углеводородов на морских нефтяных платформах

НДТ включает метод добычи углеводородов на морском и океанском шельфе

с использованием морских нефтяных платформ.

Технологические показатели для морской добычи углеводородов (на морских

нефтяных платформах) приведены в таблице 5.12.

Таблица 5.12 - Технологические показатели для НДТ морской добычи нефти

(на морских нефтяных платформах)

Технологический показатель (удельное значение),

Наименование загрязняющего вещества

кг/т продукции (год)*

Метан

1,07

Углерода оксид

1,33

Азота диоксид

0,76

Азота оксид

0,12

Серы диоксид

0,11

* Продукцией для расчета удельных значений технологических показателей в данном процессе

является добытая на морской платформе нефть и ПНГ (т/год).

129

Технологические показатели определяются на основании отношения

годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в

килограммах) от комплекса оборудования морской платформы к сумме годовых

показателей получаемой продукции (в тоннах).

5.3. Особые указания расчета технологических показателей при добыче

нефти

В расчеты технологических показателей по выше указанным НДТ не

включены факельные установки с оборудованием в связи с тем, что учет

выбросов от данного оборудования определен Постановлением Правительства

РФ от 08.11.2012 г. № 1148 «Об особенностях исчисления платы за негативное

воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух

загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках

и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» (вместе с «Положением об

особенностях исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду

при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при

сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного

газа»). Указанное Постановление направлено на сокращение загрязнения

атмосферного воздуха выбросами загрязняющих веществ и сокращения эмиссии

парниковых газов, при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании

ПНГ и определяет предельно допустимое значение показателя сжигания на

факельных установках и (или) рассеивания ПНГ.

Раздел 6. Перспективные технологии

Раздел 6 содержит перечень и описание перспективных технологий, к

которым относятся технологии, находящиеся на стадии промышленного

внедрения, которые способны обеспечить уровень защиты окружающей среды

выше уровня защиты, определенного НДТ, а при одинаковом уровне защиты

способные обеспечить снижение производственных экономических затрат.

Описание перспективных технологий приведено в соответствие с

ГОСТ Р

56828.1-2015 «Наилучшие доступные технологии. Методические

рекомендации по описанию перспективных технологий в информационно-

техническом справочнике по наилучшим доступным технологиям».

Технологии, которые могут считаться перспективными в нефтедобывающей

отрасли, приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Перспективные технологии добычи нефти

Достигаемые экологические

Технология

Описание

Степень проработки

преимущества

GlassPoint:

Пилотные проекты

Солнечные парогенераторы, вырабатывающие

Экономия на операционных затратах

горячий пар высокого давления для закачки в

благодаря снижению (до

пласт: алюминиевые зеркала, установленные

расхода природного газа, сжигаемого

внутри стеклянной теплицы, отражают солнечные

для нагрева закачиваемого пара.

лучи в направлении бойлера для нагрева воды; в

Сокращение выбросов CO2 и NOx

Нетрадиционные

методы

ночное время используются газовые генераторы.

GloriEnergy:

увеличения нефтеотдачи

GloriEnergy:

Дополнительное вовлечение 9-12 %

Технология активации присутствующих в пласте

геологических запасов.

бактерий с целью увеличения подвижности нефти

Минимальное

количество

и повышения эффективности вытеснения

оборудования.

Возможность адаптации к условиям

пласта

Мобильные модульные комплексы для получения

Технология позволяет повысить

товарного ликвидного продукта из ПНГ.

уровень

рационального

Мобильный, модульный блок отбензинивания газа

использования

газообразных

по производству жидких углеводородов из ПНГ для

углеводородов, путем сокращения

повышения уровня рационального использования

технологических

потерь

нефти

углеводородов

(возврат

добычу

жидких

углеводородов из попутного газа),

подготовки газа к его использованию

для выработки электроэнергии на

Мобильные

модульные

газопоршневых и газотурбинных

Технология

комплексы для получения

электростанциях, сокращения уровня

внедрена на

товарного

ликвидного

выбросов вредных веществ при

промышленном

продукта из ПНГ

сжигании неподготовленного газа.

уровне

Конструкции установки являются

модульными

или

мобильными,

быстромонтируемые;

легко

демонтируются и транспортируются

обычными

транспортными

средствами

В основе технологии подготовки

лежит процесс охлаждения газа холо-

дильной машиной с последующим

Достигаемые экологические

Технология

Описание

Степень проработки

преимущества

разделением, показавший себя наи-

более энергоэффективным и универ-

сальным. В качестве холодильной

машины применена инновационная

машина со смесевым хладагентом,

обладающая повышенной энерго-

эффективностью

повышенной

компактностьюКонструкция является

модульной.;

Функционирование

комплекса

обеспечивается автоматически в

широком

диапазоне

изменения

параметров сырья.

В конструкции используется высокая

доля компонентов отечественного

производства.

Технология является универсальной,

энергоэффективной с невысокой

стоимостью.

По

сравнению

известными

решениями обладает уменьшенными

габаритами и массой оборудования

Использование

Модернизация проточной части центробежных

Обеспечение высокого/максималь-

Технология

центробежных насосов с

насосов

ного КПД в требуемом диапазоне

внедрена на

энергоэффективным

характеристики

промышленном

дизайном в системе по

уровне

закачке рабочего агента в

пласт

Улавливание,

транспорти-

Разработка технологической схемы, создание

Способствует выполнению задач по

Прецеденты по

ровка,

хранение

комплекса

технологических

установок

по

декарбонизации

российской

работе с

использование углекислого

улавливанию и подготовке СО2, создание

промышленности,

обеспечивает

промышленными

газа

промышленных

инфраструктурных объектов по транспортировке и

уровень защиты окружающей среды

выбросами СО2

объектов

закачке

СО2

пласты

нефтегазовых

сторонних

месторождений, либо водонасыщенные горизонты

эмитентов в РФ

для целей увеличения нефтеотдачи пластов

отсутствуют.

Имеется опыт

Достигаемые экологические

Технология

Описание

Степень проработки

преимущества

подготовки и

закачивания СО2

для целей

увеличения

нефтеотдачи на

объектах в Сербии

Мониторинг

вторичной

Разработка и реализация комплекса мероприятий

Способствует выполнению задач по

Прецеденты по

эмиссии СО2 в процессе

по мониторингу закачки СО2 в пригодные пласты

декарбонизации

российской

хранению

реализации климатических

нефтегазовых

месторождений

либо

промышленности,

обеспечивает

выбросов СО2

мероприятий по закачке и

водонасыщенные

горизонты

(проведение

уровень защиты окружающей среды

сторонних

хранению СО2

геофизических исследований, микросейсмический

эмитентов в РФ

мониторинг эксплуатации подземных хранилищ

отсутствуют

СО2)

Модульные УПН

Типизация и унификация блочно-модульных

Сокращение в среднем на

Выпуск итоговой

установок подготовки нефти с целью ускорения

затрат на проект и на 25 % затрат на

редакции типовой

сроков реализации проектов капитального

сборку

оборудования

на

документации

строительства.

строительной площадке.

Типовые проектные решения и типовая КД на

Сокращение сроков реализации

блочно-модульные УПН производительностью 0,5,

проектов капитального строительства

Тиражирование в

1 и 1,5 млн т/год

до 10 месяцев

компании

Предназначен для предотвращения и снижения

Производитель

оборудования

Производитель -

образований

асфальтосмолопарафиновых

резидент Российской Федерации.

«МПК Техпром

отложений, коксообразований и иных видов

Увеличение межочистного периода

ВНП».

отложений, в том числе солей жесткости на

работы оборудования, обеспечение

Успешно

Электронный

выкидных линиях скважин, по стволу труб НКТ, в

эффективного

теплообмена,

проведены опытно-

преобразователь

вязких

лифте

НКТ,

на

линии

манифольда,

снижение издержек на использование

промышленные

жидких сред «ШТОРМ УКП

технологических трубопроводах, на печах и

ингибиторов солеотложений

испытания (ОПИ)

НП»

установках нагрева нефти и нефтепродуктов (на/в

на ДНС с УПСВ

змеевиках, участках теплообмена на жаровых

трубах и т.д.), теплообменном и технологическом

оборудовании (котлы, бойлеры, теплообменники,

парогенераторы и т.д.)

Система измерительная коли-

Предназначены для измерения массы, объема,

Повышение точности проводимых

Успешно прове-

чества жидкости в резервуарах

уровня, плотности и температуры нефти,

измерений.

дены ОПИ на объ-

MTG (либо аналоги)

нефтепродуктов и других жидкостей в резервуарах

Сокращение количества измерений

ектах ЦПС и ПСП

уровней в резервуарах в ручном

Достигаемые экологические

Технология

Описание

Степень проработки

преимущества

вертикальных стальных. Реализует косвенный

режиме. Возможность определения

метод измерений

большего количества параметров с

использованием одной системы в

автоматическом режиме: уровни

взлива,

уровни

раздела

фаз,

температура среды в различных

точках, плотность фаз (нефть, вода)

при рабочих условиях, массовая доля

воды в нефтяной части

Геохимические технологии

Новая технология учета выработки запасов при

Ресурсная эффективность

контроля выработки запасов

совместной эксплуатации пластов. Получаемая

информация

на

порядок

повышает

информативность в процессах мониторинга

разработки месторождений. Повышение качества

учета выработки

Оптимальные

методы

Эффективность достигается за счет применения

Ресурсная эффективность

очистки призабойной зоны

высокоэффективных технологий, что обеспечит

(ОПЗ) пласта

15 % прирост дополнительной добычи от ОПЗи

повышение эффективности обработок до 85 % за

счет внедрения методик и более качественного

подбора кандидатов, составления дизайнов,

подбора технологий

Диагностика

внутреннего

Снижение

затрат

на

реконструкцию

Экологическая,

ресурсная

защитного

покрытия

трубопроводов с внутренним покрытием, за счет

эффективность.

промысловых трубопроводов

возможности определять техническое состояние и

Минимизация экологического ущерба

с помощью внутритрубного

продлять проектный ресурс трубопроводов

за счет

снижения количества

индикатора

качества

прорывов трубопроводов

покрытий

ПАВ-полимерное заводнение

Проект направлен на разработку смеси ПАВ,

Ресурсная

эффективность.

обеспечивающего снижение стоимости при

Применение

технологии

ПАВ-

необходимых технологических критериях, что

полимерного заводнения позволит

способствует снижению операционных затрат

оценочно извлечь дополнительно

технологии ПАВ-полимерного заводнения при

19 % геологических запасов

реализации проекта

Достигаемые экологические

Технология

Описание

Степень проработки

преимущества

Применение

скрепера

Оптимизация проведения ремонтных работ в

Ресурсная эффективность

механического

скважинах

посредством

исключения

увеличенным

внутренним

дополнительной спуско-подъемной операции

диаметром

Использование

ГФУ предназначена для сжигания скважинного

Уменьшение

негативного

перспективной

флюида с повышенным содержанием жидкой

воздействия на окружающую среду.

горизонтальной

факельной

фазы.

Конструкция ГФУ и заложенные в нее

установки (ГФУ)

Данное оборудование представляет собой

физические принципы обеспечивают

горелочное устройство с двумя коаксиальными

эффективное сжигание газа, жидких

соплами, тремя дежурными горелками, щитом для

углеводородов и воды без выпадения

экранирования и поглощения звукового и

осадка и образования дыма

теплового

излучения.

Конструкция

предусматривает переключение на работу в

режиме одного сопла для оптимизации работы на

малых расходах, а также регулировку расхода

через внешний контур.

Газопрошневой привод ЦНС

Технология основана на передаче кинетической

Ресурсная эффективность

энергии двигателя внутреннего сгорания для

вращения ротора насосного агрегата, т.е. за счет

сжигания попутного газа в двигателе внутренниго

сгорания, путем передачи вращательного момента

через повышающий редуктор приводится в

движение ротор НА ЦНС. За счет применения НА

ЦНС+ГПУ достигается утилизация ПНГ, экономия

использования электроэнергии, отказ от оплаты

суток проката УЭЦН

Низкотемпературная

Позволит осуществить подготовку попутного

Ресурсная эффективность

конденсация

нефтяного газа к поставке в единую систему

газоснабжения

Низкотемпературная

Позволит осуществить подготовку природного газа

Ресурсная эффективность

сепарация газа

к поставке в ЕСГ

Ограничение газопритока

Эффективность: согласно экспертным оценкам

технико-экономически

внедрение технологии ограничения газопритока

оптимальные системы для

позволит увеличить добычу УВ на 0,1 %

борьбы с газопроявлениями в

горизонтальных скважинах и

Достигаемые экологические

Технология

Описание

Степень проработки

преимущества

горизонтальных скважинах с

многостадийными

гидроразрывами

пласта,

пробуренных в нефтяные

оторочки

Стабилизация

газового

Позволит произвести переработку газового

Ресурсная эффективность

конденсата

конденсата в продукты: стабильный газовый

фракционирование ШФЛУ

конденсат, агент смешивающего вытеснения.

Технологии

безлюдных

Согласно экспертным оценкам, внедрение

высокоэффективных

технологии позволит снизить операционные

способов

отделения

затраты до 5 %

попутнодобываемой воды.

Технология

Согласно экспертным оценкам, внедрение

автоматизированной

технологии позволит снизить операционные

трехфазной

затраты до 1 %

мультиизмерительной

установки

на

основе

нейтронного зондирования

Технология добычи нефти из

Согласно экспертным оценкам, внедрение

малодебитных

технологии позволит снизить операционные

нерентабельных скважин

затраты до 2,4 %

Технология

применения

Согласно экспертным оценкам, внедрение

компоновки

одновременно

технологии ОРДЗ позволит увеличить текущую

раздельной добычи и закачки

добычу УВ на 3,7 %

Технология синтеза жидких

Согласно экспертным оценкам, внедрение

УВ

технологии позволит снизить операционные

затраты до 5 %

Технология смешивающегося

Согласно экспертным

оценкам,

внедрение

вытеснения

закачка

технологии позволит увеличить добычу УВ до 9 %

углеводородных газов в

пласт

Эффективная

технология

Согласно экспертным оценкам, внедрение

обработки призабойной зоны

технологии позволит увеличить текущую добычу

пласта

УВ на 3 %

Достигаемые экологические

Технология

Описание

Степень проработки

преимущества

Парогенератор мобильный

Ресурсная эффективность (снижение

ПЭЭ-250УШ

операционных затрат (отказ от

аренды техники)

Строительство и применение

Экологическая

эффективность.

водоводов

высокого

Выражается

повышении

давления

из

труб

коррозионной

стойкости,

как

внутренним

эпоксидным

следствие снижение вероятности

покрытием

порывов и загрязнения земельных

участков

Установка

для

Эффективность

ресурсная и

отбензинивания

попутного

энергетическая (снижение потерь,

нефтяного газа

повышение

рациональности

локального использования ресурсов)

Реконструкция

блока

Снижение выбросов в связи с изменением

Достижение

экологической

подготовки и переработки

компонентного состава попутного газа за счет

ресурсной эффективности

газа с целью увеличения

извлечения из ПГ целевых компонентов С3+

выработки

сжиженных

углеводородных газов

Подготовка нефти на базе

Позволяет значительно ускорить процесс

центробежных сепараторов

разделения эмульсий типа нефть-вода, что

значительно повышает энергоэффективность

процесса

Внедрение

УЭВН

Работа с 90%-ным содержанием газа на приеме

производства ПСМ-РУС

насоса - увеличение наработки на отказ

Система 4D сейсмического

Предназначена для контроля эффективности

мониторинга

заводнения

заводнения пластов и мониторинга процесса

пластов

вытеснения / эффективного извлечения нефти, а

также для обеспечения мониторинга целостности

пластов-покрышек и предотвращения нецелевой

закачки воды

Установка

термической

Сокращение энергетических затрат на бурение

Энергетическая

эффективность

утилизации

подтоварной

поглощающих скважин

обусловлена

экономией

воды с использованием ПНГ

электроэнергии на закачку избытка

качестве

топлива

подтоварной воды в пласт

Заключительные положения и рекомендации

Информационно-технический справочник по наилучшим доступным

технологиям «Добыча нефти» подготовлен в целях повышения эффективности

технологического обеспечения организаций нефтегазового комплекса в

соответствии с принятым на совещании в Министерстве энергетики Российской

Федерации решением (протокол от 27.03.2019 г. № 05-20пр) и ходатайством

Минэнерго России в Министерство промышленности и торговли Российской

Федерации о досрочной актуализации ИТС НДТ 28 (ПС-3227/10 от 20.03.2020 г.).

Настоящий Справочник разработан с учетом предложений нефтегазовых

компаний по актуализации информационно-технических справочников по

наилучшим доступным технологиям в сфере нефтегазового комплекса,

находящихся в компетенции Минэнерго России.

При разработке Справочника руководствовались правилами определения

технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки,

актуализации и опубликования информационно-технических справочников по

наилучшим доступным технологиям, утвержденными постановлением Правитель-

ства Российской Федерации от 23.12.2014 г. № 1458.

Подготовка настоящего Справочника НДТ осуществлялась ТРГ

28,

созданной приказом Минпромторга России от 10.09.2020 г. № 3014 с изменениями,

введенными приказом Минпромторга России от 18.05.2021 г. № 1800.

На основе разработанных шаблонов анкет было проведено анкетирование

нефтедобывающих предприятий. Сбор и обработка данных анкетирования

нефтедобывающей отрасли позволили провести анализ уровней воздействия на

окружающую среду основных технологий нефтедобычи с дальнейшим

определением технологий в качестве НДТ.

На основе анкетных и литературных данных, изучения нормативной

документации, экологических отчетов, планов модернизации и инновационного

развития нефтегазовых компаний был проведен анализ и систематизация

информации о нефтедобывающей отрасли, о применяемых в отрасли технологиях,

оборудовании, основных экологических аспектах отрасли, энерго- и

ресурсопотреблении.

По итогам актуализации Справочника НДТ «Добыча нефти» были

сформулированы следующие рекомендации, касающиеся дальнейшей работы над

настоящим Справочником НДТ и внедрения НДТ:

- нефтедобывающим предприятиям рекомендуется осуществлять сбор,

систематизацию и хранение сведений об уровнях эмиссий загрязняющих веществ,

в особенности маркерных, в окружающую среду, потребления сырья и

энергоресурсов, а также о проведении модернизации основного и природо-

охранного оборудования, об экономических аспектах внедрения НДТ;

- минимизировать негативное воздействие на компоненты окружающей

среды путем применения общеприменимых и отраслевых НДТ;

- при модернизации технологического и природоохранного оборудования в

качестве приоритетных критериев выбора новых технологий, оборудования,

материалов следует использовать повышение энергоэффективности, ресурсо-

сбережение, снижение негативного воздействия объектов нефтедобычи на

окружающую среду.

В разработке настоящего Справочника принимали участие следующие

организации - члены технической рабочей группы:

Минпромторг России;

Минэнерго России;

ИНХС РАН;

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина;

ФГБОУ ФО «Тюменский индустриальный институт»;

ПАО «Газпром»;

ПАО «Газпром нефть»;

ООО «Газпромнефть НТЦ»;

ООО «Газпром добыча Уренгой»;

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;

ПАО «ЛУКОЙЛ»;

ООО «Лукойл-Западная Сибирь»;

ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть»;

ПАО «Сургутнефтегаз»;

ПАО «НК «Роснефть»;

ПАО АНК «Башнефть»;

Сахалин Энерджи Инветсмент Компани Лтд.;

ПАО «Татнефть»;

ООО «Исток»;

ООО «Локоремстрой».

Приложение А

(обязательное)

Перечень маркерных веществ и технологических показателей

Таблица А.1 - Маркерные вещества

Маркерное вещество для атмосферного

Технологический этап добычи нефти

воздуха

Азота диоксид

Азота оксид

Метан

Добыча, сбор и транспорт продукции

Углеводороды предельные С1-С5

нефтяных скважин (НДТ 6)

(исключая метан)

Углеводороды предельные С6-С10

Углерода оксид

Азота диоксид

Азота оксид

Метан

Подготовка нефти, газа и воды (НДТ 7)

Углеводороды предельные С1-С5

(исключая метан)

Углеводороды предельные С6-С10

Углерода оксид

Метан

Сероводород

Хранение нефти (НДТ 8)

Углеводороды предельные С1-С5

(исключая метан)

Углеводороды предельные С6-С10

Азота диоксид

Азота оксид

Использование попутного нефтяного

Метан

газа для выработки тепловой энергии

Углеводороды предельные С1-С5

(НДТ 9)

(исключая метан)

Углерода оксид

Азота диоксид

Азота оксид

Использование попутного нефтяного

Метан

газа для выработки электрической

Серы диоксид

энергии (НДТ 10)

Углеводороды предельные С1-С5

(исключая метан)

Углерода оксид

Азота диоксид

Использование попутного нефтяного

Азота оксид

газа для закачки в пласт с целью

Сероводород

поддержания пластового давления

Углеводороды предельные С1-С5

(НДТ 12)

(исключая метан)

Углерода оксид

Подача газа в систему магистральных

Азота диоксид

газопроводов (НДТ 13)

Азота оксид

Маркерное вещество для атмосферного

Технологический этап добычи нефти

воздуха

Метан

Углеводороды предельные С6-С10

Углерода оксид

Азота диоксид

Азота оксид

Метан

Использование попутного нефтяного

Сероводород

газа для передачи его на ГПЗ (на

Углеводороды предельные С1-С5

переработку) (НДТ 14)

(исключая метан)

Углеводороды предельные С6-С10

Углерода оксид

Азота диоксид

Азота оксид

Использование попутного нефтяного

Метан

газа для подготовки нефти (НДТ 15)

Серы диоксид

Углерода оксид

Азота диоксид

Азота оксид

Использование попутного нефтяного

Метан

газа для транспорта нефти (НДТ 16)

Серы диоксид

Углерода оксид

Азота диоксид

Азота оксид

Метан

Поддержание пластового давления

Сероводород

(закачка воды в пласт) (НДТ 17)

Углеводороды предельные С1-С5

(исключая метан)

Углеводороды предельные С6-С10

Углерода оксид

Метан

Углерода оксид

Добыча углеводородов на морских

Азота диоксид

нефтяных платформах (НДТ 18)

Азота оксид

Серы диоксид

Таблица А.2 Технологические показатели для выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, которые

соответствуют НДТ

Технологический этап

Наименование загрязняющего

Единица

Значение

Примечание

добычи нефти

вещества

измерения

Метан

Не более 61,65

Углерода оксид

Не более 55,37

Добыча, сбор и

Углеводороды предельные

Продукцией для расчета удельных значений

транспорт

кг/т

Не более 27,49

С6-С10

технологических показателей в данном

продукции

Углеводороды предельные

процессе является нефтегазоводяная смесь,

нефтяных скважин

(год)

Не более 25,16

С1-С5 (исключая метан)

добытая непосредственно из скважин (т/год)

(НДТ 6)

Азота диоксид

Не более 2,66

Азота оксид

Не более 0,85

Углерода оксид

Не более 103,73

Метан

Не более 99,78 Продукцией для расчета удельных значений

Азота диоксид

Не более 59,43 технологических показателей для данного

кг/т

Подготовка нефти,

Углеводороды предельные

этапа является сумма всех продуктов,

продукции

Не более 20,89

газа и воды (НДТ 7)

С6-С10

получаемых

на

данном

этапе:

(год)

Углеводороды предельные

подготовленная (товарная) нефть, газ и вода

Не более 13,32

С1-С5 (исключая метан)

(т/год)

Азота оксид

Не более 9,64

Углеводороды предельные

Не более 10,29

С6-С10

Продукцией для расчета удельных значений

кг/т

Метан

Не более 6,49

Хранение нефти

технологических показателей для данного

продукции

(НДТ 8)

Углеводороды предельные

этапа является нефть, прошедшая через

(год)

Не более 4,08

С1-С5 (исключая метан)

резервуары (т/год)

Сероводород

Не более 0,22

Не более 59,01

Азота оксид

Продукцией для расчета удельных значений

Использование

технологических показателей для данного

попутного

кг/т

Не более 27,63

нефтяного газа для

Углерода оксид

продукции

этапа является попутный нефтяной газ,

выработки тепловой

(год)

используемый для выработки тепловой

Азота диоксид

Не более 20,20

энергии (НДТ 9)

энергии (т/год)

Метан

Не более 2,79

144

Технологический этап

Наименование загрязняющего

Единица

Значение

Примечание

добычи нефти

вещества

измерения

Углеводороды предельные

Не более 0,92

С1-С5 (исключая метан)

Углерода оксид

Не более 88,27

Продукцией для расчета удельных значений

Использование

Метан

Не более 15,01

технологических показателей для данного

попутного

Азота диоксид

кг/т

Не более 55,61

нефтяного газа для

этапа является попутный нефтяной газ,

Азота оксид

продукции

Не более 9,11

выработки

используемый для выработки электрической

Углеводороды предельные

(год)

Не более 11,33

электрической

энергии (т/год)

С1-С5 (исключая метан)

энергии (НДТ 10)

Серы диоксид

Не более 3,87

Азота диоксид

Не более 49,15 Продукцией для расчета удельных значений

Использование

Азота оксид

Не более 1,61

технологических показателей для данного

попутного

Углеводороды предельные

этапа является попутный нефтяной газ,

Не более 1,19

нефтяного газа для

кг/т

закачанный в пласт для поддержания

С1-С5 (исключая метан)

закачки в пласт с

продукции

пластового давления, и попутный нефтяной

Сероводород

Не более 1,10

целью поддержания

(год)

газ, используемый на оборудовании и

пластового

установках,

обеспечивающих

закачку

Углерода оксид

Не более 1,02

давления (НДТ 12)

попутного нефтяного газа для поддержания

пластового давления (т/год)

Азота диоксид

Не более 9,89

Продукцией для расчета удельных значений

Азота оксид

Не более 1,55

технологических показателей для данного

Подача газа в

Углерода оксид

Не более 1,03

этапа является попутный нефтяной газ,

систему

кг/т

поданный

систему

магистральных

Метан

Не более 0,96

магистральных

продукции

трубопроводов, и попутный нефтяной газ,

газопроводов (НДТ

(год)

использованный на оборудовании и

Углеводороды предельные

13)

Не более 0,36

установках,

обеспечивающих

подачу

С6-С10

попутного нефтяного газа в систему

магистральных трубопроводов (т/год)

Использование

Метан

Не более 6,75

Продукцией для расчета удельных значений

кг/т

попутного

Углеводороды предельные

технологических показателей для данного

продукции

Не более 2,23

нефтяного газа для

С6-С10

этапа является попутный нефтяной газ,

(год)

передачи его на ГПЗ

Углерода оксид

Не более 0,77

переданный на газоперерабатывающий

145

Технологический этап

Наименование загрязняющего

Единица

Значение

Примечание

добычи нефти

вещества

измерения

(на переработку)

Сероводород

Не более 0,65

завод,

и попутный нефтяной газ,

(НДТ 14)

Азота диоксид

Не более 0,25

использованный на оборудовании и

Углеводороды предельные

установках, обеспечивающих передачу

Не более 3,01

С1-С5 (исключая метан)

попутного

нефтяного

газа

на

Азота оксид

Не более 0,09

газоперерабатывающий завод (т/год)

Серы диоксид

Не более 48,02

Использование

Продукцией для расчета удельных значений

попутного

Углерода оксид

кг/т

Не более 45,72 технологических показателей для данного

нефтяного газа для

Азота диоксид

продукции

Не более 35,15 этапа является попутный нефтяной газ,

подготовки нефти

Азота оксид

(год)

Не более 5,65

использованный в качестве топлива при

(НДТ 15)

Метан

Не более 4,37

подготовке нефти (т/год)

Углерода оксид

Не более 12,09

Использование

Азота диоксид

Не более 4,06

Продукцией для расчета удельных значений

попутного

кг/т

технологических показателей для данного

нефтяного газа для

Азота оксид

продукции

Не более 0,66

этапа является попутный нефтяной газ,

транспорта нефти

Метан

(год)

Не более 0,09

использованный в качестве топлива (т/год)

(НДТ 16)

Серы диоксид

Не более 0,0015

Метан

Не более 4,1139

Углерода оксид

Не более 0,1440

Углеводороды предельные

Поддержание

Не более 0,1440

Продукцией для расчета удельных значений

пластового

С6-С10

кг/т

технологических показателей для данного

давления (закачка

Углеводороды предельные

продукции

Не более 0,0828

этапа является закачанная в пласт вода

воды в пласт) (НДТ

С1-С5 (исключая метан)

(год)

(т/год)

17)

Азота диоксид

Не более 0,0108

Сероводород

Не более 0,0055

Азота оксид

Не более 0,0023

Метан

Не более 1,07

Продукцией для расчета удельных значений

Добыча

углеводородов на

Углерода оксид

кг/т

Не более 1,33

технологических показателей в данном

морских нефтяных

Азота диоксид

продукции

Не более 0,76

процессе является добытая на морской

платформах (НДТ

Азота оксид

(год)

Не более 0,12

платформе нефть и попутный нефтяной газ

18)

Серы диоксид

Не более 0,11

(т/год)

Приложение Б

(обязательное)

Перечень НДТ

№

Наименование НДТ

Примечание

Общеприменимые НДТ в добыче нефти

НДТ включает комплекс мер, направленных

на предотвращения загрязнений, связанных

производственно-хозяйственной

Система экологического

НДТ 1

деятельностью, на защиту окружающей

менеджмента

среды и постоянное улучшение общей

экологической

результативности

предприятия

НДТ включает инструменты повышения

Система

энергоэффективности

сокращения

НДТ 2

энергетического

негативного воздействия на окружающую

менеджмента

среду

НДТ включает комплекс мер, направленных

на

управление

измерительным

оборудованием и процессами измерений,

Система менеджмента

НДТ 3

позволяющий

контролировать

измерений

достоверность результатов измерений

характеристик, влияющих на качество

продукции

НДТ включает комплекс мер, направленных

Регламентная работа в

на повышение эффективности работы

штатной ситуации и

добывающего предприятия в штатном

НДТ 4

наличие плана

режиме и на выявление и устранение

действий в нештатной

неисправностей,

приводящих

или аварийной ситуации

возникновению нештатных или аварийных

ситуаций

НДТ включает наличие у предприятия

программы

повышения

квалификации

Подготовка и обучение

НДТ 5

персонала (стажировок, переподготовки,

персонала

аттестаций и т.п.), задействованного в

технологических процессах добычи нефти

Отраслевые НДТ

НДТ включает технологию добычи, сбора и

транспорта продукции нефтяных скважин с

использованием

подъема

продукции

нефтяных скважин за счет

природной

(естественное

фонтанирование,

Добыча, сбор и

бескомпрессорный газлифт, плунжерный

НДТ 6

транспорт продукции

лифт) и вводимой извне энергии

нефтяных скважин

(механизированная эксплуатация скважин,

включающая способы глубинно-насосной

эксплуатации и компрессорного газлифта) и

транспортирования продукции до объекта

подготовки

№

Наименование НДТ

Примечание

Подготовка нефти, газа

НДТ включает технологические процессы

НДТ 7

и воды

подготовки нефти, газа и воды

НТД распространяется на резервуары

НДТ 8

Хранение нефти

вертикальные и горизонтальные

НДТ

заключается

использовании

Использование

добываемого и уже подготовленного

попутного нефтяного

НДТ 9

попутного нефтяного газа для выработки

газа для выработки

тепловой энергии на собственные нужды

тепловой энергии

предприятия

Использование

НДТ

заключается

использовании

попутного нефтяного

НДТ 10

добываемого попутного нефтяного газа для

газа для выработки

выработки электрической энергии

электрической энергии

Использование

НДТ

заключается

использовании

попутного нефтяного

добываемого попутного нефтяного газа для

НДТ 11

газа для закачки в

его закачки в подземные хранилища газа с

подземные хранилища

целью

последующего

рационального

газа

использования

НДТ включает в себя закачку специально

Использование

подготовленного попутного нефтяного газа

попутного нефтяного

обратно в нефтеносный пласт для

НДТ 12

газа для закачки в пласт

поддержания пластового давления с целью

с целью поддержания

повышения эффективности добычи нефти

пластового давления

на месторождении

НДТ

заключается

создании

Подача попутного

технологической

инфраструктуры

для

нефтяного газа в

подачи добываемого попутного нефтяного

НДТ 13

систему магистральных

газа

систему

магистральных

газопроводов

трубопроводов с целью повышения

эффективности его использования

Использование

НДТ

заключается

создании

попутного нефтяного

технологической

инфраструктуры

для

газа для передачи его

НДТ 14

передачи попутного нефтяного газа на

на

газоперерабатывающие заводы с целью его

газоперерабатывающий

дальнейшей глубокой переработки

завод (на переработку)

НДТ включает в себя применение попутного

Использование

нефтяного газа в качестве топлива для

попутного нефтяного

подготовки нефти, с использованием

НДТ 15

газа для подготовки

путевых подогревателей, печей подогрева

нефти

нефти, сепараторов со встроенными

нагревателями

НДТ включает в себя использование

Использование

попутного нефтяного газа в качестве

попутного нефтяного

НДТ 16

сжигаемого топлива при подогреве нефти и

газа для транспорта

нефтегазоводяной

жидкости

для

нефти

обеспечения ее транспортировки

Приложение В

(обязательное)

Показатели ресурсной и энергетической эффективности

В.1. Краткая характеристика отрасли с точки зрения ресурсо- и

энергопотребления

Технологические процессы добычи нефти характеризуются высоким

ресурсо- и энергопотреблением. На объемы ресурсо- и энергопотребления

добывающей промышленности оказывают влияние такие факторы, как регион

добычи, сложность условий добычи, способ добычи, характеристики добываемой

нефтегазоводяной смеси и другое.

Ресурсоемкость производства продукции - показатель, который отражает

степень эффективности использования ресурсов предприятия при производстве

единицы продукции. Данный показатель может быть применен к материалам,

энергии, сырью, топливу и т.д.

Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов- это

использование

ресурсов,

обеспечивающее

достижение

максимальной

эффективности при существующем уровне развития техники и технологии, с

учетом ограниченности их запасов и соблюдения требований снижения

техногенного воздействия на окружающую среду и других требований общества.

Основными топливно-энергетическими ресурсами на нефтегазодобывающих

предприятиях являются:

- природный газ;

- попутный (нефтяной) газ;

- электрическая энергия;

- тепловая энергия в виде пара и горячей воды;

- моторное топливо.

Наиболее значимым ресурсом, потребляемым предприятиями по добыче

нефти, является топливный газ; на ряде предприятий топливный газ тратится на

выработку электроэнергии на собственных генерирующих установках.

Снизить потребление электроэнергии позволяют следующие мероприятия::

 повышение эффективности работы насосного оборудования, оптимизации

насосных систем (снижение потребления энергии насосами на 10-50 %);

 оптимизация систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха

(снижение потребления энергии на 10-50 %);

 повышение эффективности работы трансформаторного оборудования;

 выявление возможностей для оптимизации утилизации энергии в пределах

установки, с передачей энергии между системами внутри установки и (или)

третьей стороне (сторонам) (снижение потребления топлива и других

энергоресурсов в рамках одной установки, потенциал энергосбережения в

зависимости от технологии 1-30 %);

 поиск возможностей для когенерации; при этом потребители могут находиться

в пределах установки или за ее пределами (третья сторона);

 поддержание уровня квалификации персонала в сфере энергоэффективности

и энергопотребляющих систем;

 повышение эффективности использования электроэнергии в системах

освещения и других мероприятий.

В.2.

Основные

технологические

процессы,

связанные

использованием энергии

Потребление и генерация электро- и тепловой энергии являются одним из

важнейших аспектов при добыче нефтегазоводяной смеси. Энергоресурсы

необходимы на стадиях добычи, сбора и транспортировки продукции нефтяных

скважин, подготовки нефти и газа, поддержания пластового давления, учета и

транспортировки продукции перед передачей потребителю. На большинстве

предприятий для выработки электро- и тепловой энергии используется попутный

нефтяной газ.

В.3. Уровни потребления

Информация об уровнях потребления энергии для основных

технологических процессов приведена в соответствующих подразделах раздела 3

«Текущие уровни эмиссии в окружающую среду».

В.4. Показатели ресурсной и энергетической эффективности объектов

добычи нефти

Перечень наилучших доступных технологий, направленных на повышение

энергоэффективности и ресурсной эффективности приведен в таблице В.1.

Таблица В.1

- Наилучшие доступные технологий, направленные на

повышение энергоэффективности и ресурсной эффективности

Раздел

Номер и наименование НДТ

Краткое описание

справочника

НДТ

Системы

НДТ

включает

инструменты

ИТС НДТ 28-

энергетического

повышения

энергоэффектив-

2021, Раздел 5,

менеджмента

ности и сокращения негативного

п.5.1

воздействия на окружающую среду

НДТ

Использование

НДТ

заключается

попутного нефтяного газа

использовании добываемого

ИТС НДТ 28-

для выработки тепловой

уже подготовленного попутного

2021, Раздел 5,

энергии

нефтяного газа для выработки

п.5.2

тепловой энергии на собственные

нужды предприятия

НДТ

10.

Использование

НДТ заключается в исполь-

ИТС НДТ 28-

попутного нефтяного газа

зовании добываемого попутного

2021, Раздел 5,

для выработки электри-

нефтяного газа для выработки

п.5.2

ческой энергии

электрической энергии

Раздел

Номер и наименование НДТ

Краткое описание

справочника

НДТ

11.

Использование

НДТ

заключается

попутного нефтяного газа

использовании

добываемого

для закачки в подземные

попутного нефтяного газа для

хранилища газа

закачки попутного нефтяного газа

в подземные хранилища газа с

целью

последующего

рационального

использования.

Указанный способ позволяет

достигать

высоких

значений

ИТС НДТ 28-

уровня использования попутного

2021, Раздел 5,

нефтяного газа. В данном случае

п.5.2

попутный газ, получаемый в

процессе

добычи

нефти,

поступает на технологические

нужды промысла: используется

для

работы

газотурбинной

электростанции,

является

топливом для печей нагрева

нефти и котельных и т.д.

НДТ

12.

Использование

Данная технология включает в

попутного нефтяного газа

себя закачку подготовленного

для закачки в пласт с целью

попутного нефтяного газа в

поддержания

пластового

нефтеносный

пласт,

что

ИТС НДТ 28-

давления

позволяет

эффективно

2021, Раздел 5,

поддерживать уровень пластового

п.5.2

давления

соответственно

уровень добычи нефти на

месторождении.

НДТ 13. Подача попутного

НДТ заключается в создании

нефтяного газа в систему

технологической инфраструктуры

магистральных газопроводов

для

подачи

добываемого

ИТС НДТ 28-

попутного нефтяного газа в

2021, Раздел 5,

систему

магистральных

п.5.2

трубопроводов

целью

повышения эффективности его

использования.

НДТ

14.

Использование

НДТ

заключается

создании

попутного нефтяного газа

технологической инфраструктуры

для передачи

его

на

для

передачи

попутного

ИТС НДТ 28-

газоперерабатывающий

нефтяного

газа

на

2021, Раздел 5,

завод (на переработку)

газоперерабатывающие заводы с

п.5.2

целью его дальнейшей глубокой

переработки.

ДОБЫЧА НЕФТИ (ИТС 28-2021) - часть 2