Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Технические условия природного топливного компримированного газа для двигателей внутреннего сгорания

irina_krut2019 1975 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 79 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 29.12.2019
На протяжении многих лет в России остается достаточно высоким уровень загрязнения атмосферного воздуха. Значительную негативную роль в этом играет транспортный сектор. Доля выбросов загрязняющих веществ от автотранспорта в суммарных выбросах по России превышает нормативные показатели, что связано с ростом автопарка, в котором доля автотранспортных средств со сроком эксплуатации более 10 лет не уменьшается. Так, в 2017 году численность легковых автомобилей увеличилась на 2,2 млн шт., из них легковые автомобили со сроком эксплуатации более 10 лет составили 1,5 млн шт. Актуальность данной темы заключается в поиске альтернативных видов моторного топлива, так как нефть относится к не возобновляемым источникам энергии и добывается в таких масштабах, что в скором будущем ее запасы будут полностью исчерпаны. Как известно нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5-6 км. Вопрос о поиске альтернативных видов моторного топлива не теряет своей актуальности на протяжении последних десятилетий во всем мире. Не менее серьезная проблема, связанная с ростом автомобилизации, негативное воздействие автотранспорта на окружающую среду, как было упомянуто ранее. Выхлопы автотранспорта являются одной из самых серьезных причин загрязнения воздуха в крупных городах. Так, в Москве и в других мегаполисах России доля автомобильных выхлопов составляет более 90 % от совокупных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. В городах с менее развитой промышленностью доля вклада автомобильных выхлопных газов ненамного меньше (порядка 80-90 %). В целом по России выбросы автотранспорта в атмосферу составляют 42 % от их суммарного количества. Промышленные предприятия и автотранспорт выбрасывают чёрный дым и зеленовато-жёлтый диоксид, которые повышают риск ранней смерти. Даже сравнительно низкая концентрация этих веществ в атмосфере вызывает от 4 до 22 процентов смертей до сорока лет [17]. Растущий уровень автомобилизации вынуждает к поиску решений по снижению негативного влияния автотранспорта на окружающую среду: ужесточаются требования к экологической безопасности автомобилей, вводятся жёсткие стандарты «Евро-4», «Евро-5», «Евро-6». Особенно актуальным вопрос повышения экологической безопасности является для больших городов, так и для всего Сибирского федерального округа, в том числе и Иркутская область. Иркутская область лидирует по количеству загрязнённых городов – 16. Когда как в той же Свердловской области их 4, в Сахалинской области и Красноярском крае – 6 городов [11].
Введение

На протяжении многих лет в России остается достаточно высоким уровень загрязнения атмосферного воздуха. Значительную негативную роль в этом играет транспортный сектор. Доля выбросов загрязняющих веществ от автотранспорта в суммарных выбросах по России превышает нормативные показатели, что связано с ростом автопарка, в котором доля автотранспортных средств со сроком эксплуатации более 10 лет не уменьшается. Так, в 2017 году численность легковых автомобилей увеличилась на 2,2 млн шт., из них легковые автомобили со сроком эксплуатации более 10 лет составили 1,5 млн шт. Актуальность данной темы заключается в поиске альтернативных видов моторного топлива, так как нефть относится к не возобновляемым источникам энергии и добывается в таких масштабах, что в скором будущем ее запасы будут полностью исчерпаны. Как известно нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5-6 км. Вопрос о поиске альтернативных видов моторного топлива не теряет своей актуальности на протяжении последних десятилетий во всем мире. Не менее серьезная проблема, связанная с ростом автомобилизации, негативное воздействие автотранспорта на окружающую среду, как было упомянуто ранее. Выхлопы автотранспорта являются одной из самых серьезных причин загрязнения воздуха в крупных городах. Так, в Москве и в других мегаполисах России доля автомобильных выхлопов составляет более 90 % от совокупных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. В городах с менее развитой промышленностью доля вклада автомобильных выхлопных газов ненамного меньше (порядка 80-90 %). В целом по России выбросы автотранспорта в атмосферу составляют 42 % от их суммарного количества. Промышленные предприятия и автотранспорт выбрасывают чёрный дым и зеленовато-жёлтый диоксид, которые повышают риск ранней смерти. Даже сравнительно низкая концентрация этих веществ в атмосфере вызывает от 4 до 22 процентов смертей до сорока лет [17]. Растущий уровень автомобилизации вынуждает к поиску решений по снижению негативного влияния автотранспорта на окружающую среду: ужесточаются требования к экологической безопасности автомобилей, вводятся жёсткие стандарты «Евро-4», «Евро-5», «Евро-6». Особенно актуальным вопрос повышения экологической безопасности является для больших городов, так и для всего Сибирского федерального округа, в том числе и Иркутская область. Иркутская область лидирует по количеству загрязнённых городов – 16. Когда как в той же Свердловской области их 4, в Сахалинской области и Красноярском крае – 6 городов [11].
Содержание

Введение 7 1 Технические условия природного топливного компримированного газа для двигателей внутреннего сгорания 11 1.1 Природный газ в структуре топливно-энергетического комплекса РФ 11 1.2 Анализ нефтяного и газового рынков Иркутской области 15 1.3 Технические требования к газовым моторным топливам 24 1.4 Методы испытаний и расчёт метанового числа для КПГ 25 2 Теоретические и методические основы изучения перевода автомобильной техники на газомоторное топливо 28 2.1 Газомоторные топлива на основе метана. Анализ требований к качеству и исходному сырью 28 2.2 Детонационная стойкость газомоторного топлива 30 2.3 Требования производителей газовых двигателей автотранспортных средств к качеству КПГ 35 3 Разработка рекомендаций и мероприятий по решению изучаемой проблемы на предприятии АО «ВЧНГ» 39 3.1 Подготовка предложений для разработки проекта на АО «ВЧНГ» 39 3.2 Оценка ресурсов природного нефтяного газа на АО «ВЧНГ» 40 3.3 Блочно-модульная установка подготовки компримированного газа для двигателей внутреннего сгорания по ГОСТ 27577 – 2000 на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении 43 3.3.1 Описание технологического процесса установки 43 3.3.2 Коммерческая часть 46 4 Экономическая оценка проекта 49 4.1 Этапы реализации проекта 49 4.2 Результаты испытаний автотранспорта на ДТ и ГМТ 51 4.3 Расчёт инвестиционной привлекательности проекта 52 4.4 Риски проекта 57 5 Безопасность жизнедеятельности 60 5.1 Требования безопасности и охраны окружающей среды 60 5.2 Экологическая эффективность проекта 71 Заключение 73 Список использованных источников 75 Список сокращений 77 Приложение А 78 Приложение Б 79 Приложение В 81
Список литературы

1. Бычков В., Булгаков В. Перспективы газификации на автомобильном транспорте и сервис газобаллонных автомобилей, Москва. 289с. 2. Арчибальд Р. Д. Управление высокотехнологичными программами и проектами, Москва: ДМК 2010. 463 с. 3. Сарапулова Л. Н. Стратегические аспекты управления изменениями в организации, Иркутск: ИРНИТУ 2017. 132 с. Балдин К. В. Управленческие решения, Москва: «Дашков и К» 2014. 494 с. 4. Копаев Б. В. Методология научных исследований, Москва: МГИУ 2011. 111 с. 5. Нечаев А. С. Экономика и финансовое обеспечение инновационной деятельности, Иркутск: ИРНИТУ 2016. 266 с. 6. ГОСТ 27577 – 2000 – газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. 7. Распоряжение Правительства РФ от 13 мая 2013 г. №767-р О регулировании отношений в сфере использования газового топлива, в том числе природного газа в качестве моторного топлива. 8. Проект ГОСТ 27677 – газовые моторные топлива на основе метана для двигателей внутреннего сгорания транспортных средств. 9. Сайт ПАО «НК «Роснефть» [сайт] https://www.rosneft.ru/. 10. Сайт Национальной Газомоторной Ассоциации [сайт] http://www.metaninfo.ru/. 11. Государственная программа РФ «Расширение использования природного газа в качестве газомоторного топлива». 12. Стешин А.И. Оценка коммерческой состоятельности инвестиционного проекта. М: Статус-Кво 97, 2001. 357с. 13. Ендовицкий Д.А. Комплексный анализ и контроль инвестиционной деятельности. М.: Финансы и статистика, 2001.564с. 14. Игошин Н.В. Инвестиции. Организация управления и финансирования. М.: Финансы, 2000. 278с. 15. Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. М.: Финансы и статистика,2000. 265с. 16. Сайт ПАО «Газпром» [сайт] http://www.gazprom.ru/. 17. Программа развития нефтегазохимического кластера иркутской области (разработка документации проведение мероприятий в целях создания нефтегазохимического кластера Иркутской области / Москва – Иркутск 2018. 18. Сатторкулов О. Т., Рахматов К. У. Рынок инноваций и его структура // Молодой ученый. 2017. №14. С. 435 - 437. 19. Баев И. А., Горшенина Д. А. Сущность, структура и функции рынка инноваций // Вестник ЮУрГУ. Серия: Экономика и менеджмент. 2015. №1. [cайт] http://cyberleninka.ru/article/n/suschnost-struktura-i-funktsii-rynka-innovatsiy. 20. Стратегический маркетинг. Разработка нового товара или услуги: как избежать ошибок и рисков. Кеворков В.В. 10 декабря 2014 [сайт] http://www.elitarium.ru/2008/12/10/razrabotka_tovara_uslugi.html. 21. Маховикова Г.А., Кантор В.Е. Инвестиционный процесс на предприятии. СПб: Питер,2001. 433с. 22. Мазур И.И., Шапиро В.Д. и др. Управление проектами. Справочное пособие / Под редакцией Мазура. М.: Омега-Л, 2007. 664с. 23. Сергеев И.В., Веретенникова И.И., Яновский В.В. Организация и финансирование инвестиций. М.: Финансы и статистика, 2003. 467с. 24. Швандар В.А., Базилевич А.И. Управление инвестиционными проектами, 2001. 460с. 25. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов, 2-я ред. Утверждено Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике от 21 июня 1999 г. М.: Экономика, 2000. 26. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов., 2001. 425с. 27. Федеральная служба по экологическому, техническому и атомному надзору, приказ от 25 марта 2014 года N 116: Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением" (с изменениями на 12 декабря 2017 года).
Отрывок из работы

1 Технические условия природного топливного компримированного газа для двигателей внутреннего сгорания 1.1 Природный газ в структуре топливно-энергетического комплекса РФ Сформированный за годы советской власти, наиболее мощнейший и эффективный топливно-электроэнергетический комплекс, что считается одним единственным в обществе и целиком гарантирует госудаство топливом и энергией за счёт своих личных ресурсов, реализовывает вывоз горючего и электроэнергии в крупных размерах [11]. За последние десятилетия было осуществлено крупномасштабное мероприятие по дальнейшему улучшению структуры топливно- энергетического баланса страны за счет снижения в нем доли нефти как топлива и замены ее газом, и совершенствования технологи ее переработки (Рисунок 1). Рисунок 1 – Динамика российского газомоторного рынка 1990-2017гг. В России 90% топливно-энергетических ресурсов сконцентрировано к востоку от Урала, и метан содержится не только в свободном состоянии, но и в углях: в процессе углефикации от бурых углей до антрацитов образуется до 200 м3 метана на 1 тонну угольной массы. Так углями месторождений Восточно-Европейской платформы прогенерирован около 6,72 х 1015 м 3 метана, что значительно превосходит потенциальные ресурсы свободного природного газа в залежах территории нашей страны. Об экономике различных видов топлив можно оценить по динамике производительности труда и удельных капитальных вложений в топливно- энергетическом комплексе: - производительность труда в газовой промышленности выше в 5-6 раз, чем в угольной, и в два раза, чем в нефтяной; - удельные капитальные вложения примерно одинаковые для нефтяной и газовой промышленности. В последние годы у нефтяников оказались в 2,5 - 3 раза выше; - уголь пока не может заменить нефть и служить дешевым источником моторного топлива, хотя, как было сказано выше, в нем тоже содержится (прогенерированный) метан; - в лесной промышленности на лесосеках ежегодно остается 60 миллионов тонн древесных отходов, из которых можно изготовить газообразное топливо. Австралийскими учеными были исследованы 14 видов топлива, включая бензин, дизельное топливо с низким и сверхнизким содержанием серы (ДТнсс и ДТссс), этанол, сжиженный нефтяной газ, несколько видов био-топлива, водород, природный газ в компримированном и сжиженном состоянии и т.д. По результатам исследования всей технологической цепочки: «добыча - переработка - транспортировка (передача) - реализация (заправка автомобиля)» оказалось, что самым экологически чистым моторным топливом является сжиженный природный газ. На втором месте находится компримированный природный газ (КПГ), на третьем - сжиженный нефтяной газ [1]. Именно поэтому неизбежен рост парка транспортных средств, работающих на КПГ в ближайшем будущем. Дополнительными мотивами для этого являются периодические (раз в 10-12 лет) резкие скачки цен на нефть и продукты ее переработки на мировом рынке, а также увеличение средневзвешенной цены на бензин из-за огромных затрат на его перевозку. Причины такой диспропорции заложены в структуре отечественной нефтеперерабатывающей отрасли. Экономическая целесообразность применения газобаллонных автомобилей заключается в сокращении эксплуатационных затрат и себестоимости транспортной работы. Величина ежегодно высвобождаемых средств за, счет перехода на более дешевое топливо сопоставима с затратами на переоборудование транспортного средства [9]. В целом газ для автотранспорта дешевле традиционных видов нефтяных моторных топлив за счет положения Правительства Российской Федерации от 15 января 1993 г. № 31 «О неотложных мерах по расширению замещения моторных топлив природным газом» предусматривает следующее: «Установить на период действия регулируемых цен на природный газ, поставляемый населению, предельную отпускную цену на сжатый природный газ, производимый автомобильными газонаполнительными компрессорными станциями, в размере не более 50% от цены реализуемого в данном регионе бензина А-76, включая налог на добавочную стоимость». Данное положение являлось главным экономическим стимулом для перевода транспортных средств на компримированный природный газ [8]. В таблице 1 показана активность развития рынка газомоторного топлива за текущий производственный период [8]. Таблица 1 – активность развития рынка ГМТ в РФ № Наименование Перекрёстные интересы ВЧНГ Активность правительства РФ 1 Распоряжение Правительства РФ от 13 мая 2013 г. N 767-р О регулировании отношений сфере использования газового моторного топлива, в том числе природного газа в качестве моторного топлива Развитие рынка сбыта газомоторной техники – привлечение транспортных компаний к работе по договорам аутсорсинга 2 Государственная программа РФ «Расширение использования природного газа в качестве газомоторного топлива» программа субсидирования – 1,5 млн. руб. субсидия государства РФ за приобретение 1 ед. техники на ГМТ Активность сторонних организаций 3 Национальная Газомоторная Ассоциация Наличие «Локомотива прогресса» по развитию рынка ГМТ Активность ПАО «НК «Роснефть» 4 Подписано соглашение «РОСНЕФТИ» С компанией BEIJING GAS о развитии сети АГКНС Стартап по развитию одного из проектов по монетизации газа 5 Вступление «РОСНЕФТИ» в Национальную Газомоторную Ассоциацию Сотрудничество с организациями вступившими в НГА (обмен опытом, реализация схожих интересов) Таким образом, аспект «топливно-энергетического комплекса РФ» характеризуется: 1. Приоритетностью природного газа: - по структуре запасов в недрах земли; - по объему добычи в структуре природных энергоносителей; - по эффективности добычи и переработки. 2. Неравномерностью распределения НПЗ по территории РФ, что предопределяет разброс цен на нефтяное топливо за счет потерь на перевозки. В Российской Федерации в соответствии с обязательными требованиями специального Технического регламента «О требованиях к выбросам автомобильной техникой, выпускаемой в обращение на территории Российской Федерации, вредных (загрязняющих), веществ», утвержденного постановлением Правительства РФ от 12.10.2005 № 609, введение в действие нормативов выбросов в отношении автомобильной техники, осуществляется в следующие сроки (Таблица 2): - экологического класса 3 (Евро-3); - экологического класса 4 (Евро-4); - экологического класса 5 (Евро-5). Таблица 2 - Европейские требования к выбросам вредных веществ автотранспортных средств. Выбросы, мг/км Евро-3 Евро-4 Евро-5 (проект) бензин дт бензин ДТ бензин дт СО 1500 600 1000 500 1000 500 углеводороды НС 170 - 100 75 50 NOx 140 500 80 250 60 200 HC+NOx - 560 - 300 - 250 твердые частицы - 50 - 25 5 5 Был разработан проект специального Технического регламента «О требованиях к бензинам, дизельному топливу и отдельным горюче-смазочным материалам», где четко определены сроки, когда производители вынуждены будут обеспечить выработку топлив для соответствующих классов автомобилей. В России, и особенно в крупнейших мегаполисах проблема снижения интенсивности загрязнения воздуха стоит наиболее остро. В настоящее время на долю автомобильного транспорта приходится более 85% (для сравнения: в крупных городах США - до 95%) от общего количества загрязнений. В составе выбросов вредных веществ особое место занимают оксиды азота и твердые частицы, как правило, в виде сажи. Несмотря на то, что в суммарных объемах их количество минимально, но с учетом высоких значений их коэффициентов относительной агрессивности их влияние на окружающую среду и здоровье человека становится очень заметным. С точки зрения экологии газовые виды топлива могут успешно конкурировать с традиционными видами даже в случае установки на базовых автомобилях систем нейтрализации выхлопных газов. Кроме того, газовое топливо практически не содержит веществ, являющихся каталитическими ядами для нейтрализаторов (сера, свинец и пр.). Вредность выбросов, приведенная к эквивалентному количеству СО при переводе транспортных средств на газ, снижается: - для грузовых автомобилей с карбюраторным двигателем на - 69%, с дизельным двигателем при переводе на газодизельный режим на - 53%; - для автобусов с карбюраторным двигателем на 76%; - с дизельным двигателем при переводе в газодизельный режим на 44%. Таким образом, рассмотренный аспект мегаполиса или экологический аспект показывает: - доля загрязнений атмосферы г. Москвы от автотранспорта достигает 85 % из них на грузовой автотранспорт (52 тыс. ГАТС ЗИЛ, КамАЗ, МАЗ) приходится 26,5 %; - единственным эффективным выходом из этой ситуации является перевод ГАТС на ГМТ (природный газ). При этом вредность выбросов отработанных газов снижается на 53+69 % [18]. 1.2 Анализ нефтяного и газового рынков Иркутской области Иркутская область располагает одними из наикрупнейших запасов углеводородного сырья на территории Российской Федерации, в 2015 году суммарные извлекаемые запасы свободного газа (С1+С226), учтенные в государственном балансе Российской Федерации, составляют 3,64 трлн. м3, газового конденсата – 170,9 млн. тонн (8% всех запасов Российской Федерации). На территории Иркутской области расположено более десятка нефтегазовых и газоконденсатных месторождений, наиболее крупные из них Ковыктинское газоконденсатное месторождение и Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение. По данным за 2009 год, начальные суммарные ресурсы (НСР) газа в Иркутской области оценивались в 8,7 трлн. м3, или примерно 4% общероссийских ресурсов и более четверти ресурсов Сибирского федерального округа. При этом степень разведанности НСР к 2009 году составляла 18-20%. По данным Иркутского министерства природных ресурсов и экологии, на 1 января 2012 года в Иркутской области было открыто 27 месторождений нефти, газа и газового конденсата28. По итогам последних лет наблюдалась положительная динамика по росту геологических запасов газа по категориям С1 (разведанные) и С2 (предварительно оценённые). За последние пять лет на геологической карте Иркутской области появилось 21 месторождение. Кроме природного газа, в Иркутской области имеются ресурсы искусственного газа, получаемого на АНХК в результате переработки нефти и используемого для бытовых нужд Ангарска либо в качестве сырья29 для предприятий химической промышленности. Все месторождения углеводородного сырья Иркутской области в зависимости от состава их запасов можно разделить на 5 групп: газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, нефтегазовые и нефтяные. Газовые месторождения. В пределах Иркутской области открыто только одно чисто газовое месторождение — Аянское, расположенное в Усть-Кутском районе. Запасы газа утверждены только по категории С, в объеме 10,2 млрд м3. Промышленно значимые запасы конденсата пока не установлены. Возможен прирост запасов и выявление залежей конденсата: на прилегающем к месторождению Аянском участке прогнозные ресурсы газа по категории D1 оцениваются в 10 млрд м3, конденсата — в 100 тыс. т, нефти — в 1,7 млн т, запасы гелия оцениваются в 24,6 млн м3. Транспортная инфраструктура развита плохо: зимой действуют временные дороги, летом – вертолетное сообщение, район экономически не освоен. Лицензией на разработку месторождения владеет ООО «ИНК-НефтеГазГеология» [18]. Газоконденсатные месторождения. В пределах Иркутской области открыто и поставлено на баланс шесть газоконденсатных месторождений (ГКМ). 1. Ковыктинское — расположено на территории Жигаловского и частично Казачинско-Ленского районов, 350 км северо–восточнее г. Иркутска, между двумя основными железнодорожными магистралями России — Транссибирской и Байкало–Амурской. На сегодняшний день это самое крупное месторождение в регионе и на востоке России, в нем заключено около 60% выявленных промышленных запасов газа Иркутской области. Залежи углеводородного сырья находятся на глубине 2 838-3 388 м и сопровождаются соляными пластами. К 2009 году запасы газа по категории С1 утверждены в объеме 1 406,6 млрд м3, С2 — 572,0 млрд м3; запасы конденсата по категории С1 — 68,3 млн т, С2 — 15,5 млн т. Пластовый газ содержит в основном метан (89,8%) и характеризуется высоким содержанием этана (5,09%), а также пропанов (1,1%) и бутанов (0,58%). Содержание гелия колеблется от 0,21 до 0,28%. Содержание стабильного конденсата составляет 67 г / м3. В конце 1990-начале 2000-х гг. недропользователем ОАО «РУСИА Петролеум» были проведены комплексные геолого-промысловые исследования, рекомендованные для первого этапа его опытно-промышленной разработки с начальным объемом добычи для региональных нужд 2-5 млрд м3 в год. Создана инфраструктура, в том числе объекты жизнеобеспечения и бытового назначения. Обеспечен круглогодичный проезд к месторождению от бамовского поселка Магистральный (около 200 км), в котором построена база, включающая складские и ремонтные подразделения, железнодорожные пути и прочие вспомогательные объекты. В 2011 году ПАО «Газпром» приобрел имущество компании «РУСИА Петролеум» и включил Ковыкту в качестве ресурсной базы магистрального газопровода «Сила Сибири». Проект разработки Ковыктинского месторождения предусматривает строительство магистрального газопровода протяженностью более 550 км по маршруту Ковыкта-Саянск-Ангарск-Иркутск, газоразделительного и гелиевого заводов30. Строительно-монтажные работы по обустройству месторождения планируется завершить в декабре 2018 года31. За 2014 год опытно-промышленная эксплуатация Ковыктинского месторождения позволила осуществить добычу газа в объёме 41 млн м3. 2. Ангаро-Ленское — расположено в Жигаловском и частично в Усть-Удинском районах, на плато в междуречье Ангары и Лены. Открыто в 2006 г. по результатам бурения поисковой скважины № 3 на Ангаро-Ленском лицензионном участке (лицензия на геологическое изучение участка принадлежит ООО «Петромир»). Поставленные на баланс запасы газа по категории С1 составляют 1,5 млрд м3, С2 — 1 220,1 млрд м3 (за пределами лицензионного участка — еще 115 млрд м3). Запасы конденсата по категории С1 составляют 77 тыс. т, С2 — 61,8 млн т (за пределами лицензионного участка — 997 тыс. т). Суммарные запасы газа данного месторождения по категориям С1 + С2 составляют 1 336,6 млрд м3, конденсата — 62,8 млн т. Владелец лицензии ООО «Петромир» продолжает доразведку месторождения, в результате чего запасы газа (прежде всего по категории С1) могут быть существенно скорректированы. На месторождении за десять лет не появилось ни одной новой разведочной скважины ввиду того, что данное месторождение наряду с Левобережным – единственный актив ООО «Петромир»32. Преимущество Ангаро-Ленского месторождения — в его расположении относительно недалеко от Ковыктинского газоконденсатного месторождения. Таким образом, есть физическая возможность подключения месторождения к трубе, которая пойдет с Ковыкты, однако она не была реализована ввиду отсутствия заинтересованности «Газпрома». 3. Левобережное — расположено на территории Балаганского и Усть-Удинского районов. Открыто в 2004 г. по результатам бурения поисковой скважины № 7 на Левобережном лицензионном участке (лицензия на разведку участка и добычу принадлежит ООО «Петромир»). Глубина залегания продуктивных пластов — около 3 500 м. Запасы газа месторождения зарегистрированы ГКЗ по категории С1 в объеме 748 млн м3, по категории С2 в пределах лицензионного участка — 50 977 млн м3 и за его пределами — 10 381 млн м3. Таким образом, зарегистрированные суммарные запасы газа по категориям С1 + С2 составляют 62,1 млрд м3. Запасы конденсата утверждены только по категории С2 в объеме 20,3 млн т. Для более детальной разведки планируется пробурить еще несколько разведочных скважин. Левобережное месторождение в перспективе может быть подключено к магистральному газопроводу, идущему в Саянск от Ковыктинского и Чиканского газоконденсатных месторождений. 4. Чиканское — расположено в Жигаловском районе, в пределах Южно-Ковыктинской площади, имеющей очень хорошие перспективы на газоносность (ресурсы газа по категории D3 оцениваются примерно в 220 млрд м3). Работы на Восточном и Западном участках Южно-Ковыктинской площади начал проводить в 2003 г. «Газпром», и уже летом 2006 г. здесь было выявлено месторождение, которое, по мнению специалистов компании, не является продолжением Ковыктинского ГКМ. В феврале 2007 г. «Газпрому» было выдано свидетельство об открытии данного месторождения. В настоящее время изучением перечисленных участков занимается ОАО «Иркутскгазпром» (с 2005 года - дочерняя компания ПАО «Газпром»). Запасы газа на Чиканском ГКМ по категории С1 утверждены в объеме 16,6 млрд м3, С2 — 81,7 млрд м3; запасы конденсата по категории С1 — 0,8 млн т, С2 — 4,1 млн т. В 2008 г Чиканское ГКМ было введено в опытно-промышленную эксплуатацию, но законсервировано, так как не была готова газотранспортная система для поставки газа потребителям. 5. Братское — расположено на правом берегу Братского водохранилища. Извлекаемые запасы месторождения по категории С1: газа — 10,7 млрд м3, конденсата — 0,8 млн т. Запасы гелия (по категориям С1 + С2) оцениваются в 29,8 млн м3. Возможен небольшой прирост запасов за счет участков, находящихся под Братским водохранилищем. К настоящему времени от месторождения до газораспределительной станции Братска проложен газопровод протяженностью 23 км. В ближайшей перспективе магистральный газопровод будет проложен на левый берег Ангары (с переходом через реку ниже плотины ГЭС), благодаря чему газ будет доступен левобережным микрорайонам и промышленным предприятиям Братска. Объем газа и близость месторождения к объектам потребления позволят эффективно эксплуатировать данное месторождение в течение 20-35 лет (при годовой добыче 430 млн м3), газифицируя ряд промышленных и коммунальных объектов Братска и Братского района. В настоящее время недропользователем выступает ОАО «Братскэкогаз» ((79% акций принадлежит НГК «Итера», входящей в «Роснефть», 21% - администрации города Братска). Но реальные работы по освоению месторождения были начаты только с приходом в регион «Газпрома» в рамках Программы газификации Иркутской области. Месторождение является одним из приоритетных для освоения с позиций его разведанности и близости к объектам потребления. С 2009 года месторождение работает в режиме опытно-промышленной эксплуатации. В 2014 году на Братском месторождении было добыто 7,2 млн кубометров природного газа. Проектный уровень добычи — 422 млн кубометров в год, выйти на него пока мешает отсутствие газотранспортной инфраструктуры в регионе и реальных потребителей в промышленных объемах. 6. Атовское — расположено в Усть-Удинском районе, в 195 км к северо-западу от Иркутска, в 5 км от пос. Новая Уда. Месторождение открыто в 1977 г. Газоконденсатная залежь приурочена к песчаникам парфеновского горизонта. В 1978 г. запасы газа и конденсата утверждены только по категории С1 в объеме 2,1 млрд м3 и 0,2 млн т соответственно. Запасы гелия (по категори-ям С1 + С2) составляют 5,8 млн м3. С 1993 г. ведется пробная эксплуатация одной скважины. Используется только конденсат для обеспечения близлежащих поселков, в основном в период отопительного сезона. Среднегодовой объем добычи конденсата за 2009 год — 330 т, газа — 3,7 млн м3., при этом основной компонент сжигался на факеле. Недропользователь — ООО «Атов-Маг» - за 2014 год осуществил добычу 15 млн м3 газа. Нефтегазоконденсатные месторождения. Данные месторождения содержат промышленные запасы нефти, газа и конденсата. На территории области их пять. 1. Верхнечонское — расположено в Катангском районе. Является самым крупным нефтегазоконденсатным месторождением Иркутской области (83% разведанных запасов нефти области). Глубина залегания продуктивных горизонтов — 1 350-1 650 м. Запасы газа по категориям С1 + С2 утверждены в объёме 129,7 млрд м3; запасы конденсата по категории С1 — 0,4 млн т, С2 — 2,9 млн т. Особенностями месторождения являются низкая пластовая температура при высоком содержании в нефти смолистопарафиновых отложений, а также высокое содержание соли, что требует применения при разработке специальных технологических схем. При масштабной добыче нефти также необходимо решить проблему использования значительных объемов попутного газа. Недропользователь ОАО «Верхнечонскнефтегаз» («Роснефть») осуществляет программу доразведки месторождения и подготовки его к масштабному освоению с подачей нефти в магистральный нефтепровод Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО) после ввода его первой очереди. Намечены прокладка круглогодичной автодороги от месторождения к с. Ербогачен и реконструкция там аэропорта, а также прокладка автодороги до порта Витим на Лене (через Талаканское месторождение в Якутии). Разработка данного месторождения— один из приоритетов «НК «Роснефть» в Восточной Сибири. В течение 2014 года компании «Верхнечонскнефтегаз» удалось добыть 1,2 млрд м3 газа. 2. Дулисьминское — расположено в Киренском районе. Глубина залегания продуктивных пластов — 2 500-2 600 м. По своему строению аналогично Ярактинскому, но имеет меньшую толщину нефтяной оторочки (11 м против 21 м на Яракте). Запасы газа по категории С1 составляют 50,3 млрд м3, С2 — 18,1 млрд м3; конденсата по категории С1 — 3,8 млн т, С2 — 1,3 млн т. Запасы гелия (по категориям С + С2) составляют 184,1 млн м3. На данный момент является одной из наиболее подготовленных ресурсных баз для нефтепровода „Восточная Сибирь — Тихий океан“. Недропользователь - ООО «Нефтяная компания "Дулисьма"» (ООО «Сбербанк Капитал»). 2003 году ООО «НК „Дулисьма“ закончено строительство нефтепровода Дулисьма-Яракта, и в настоящее время нефть Дулисьминского месторождения прокачивается также по нефтепроводу Яракта-Марково. В 2014 году на данном месторождении было извлечено 545 млн м3 газа. 3. Ярактинское — расположено на границе Усть-Кутского и Катангского районов. Установлен один продуктивный горизонт (залегающий на глубине 2 620-2 670 м), в котором содержится газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой. Запасы газа утверждены по категории С1 — 39,1 млрд м3, по категории С2 — 0,9 млрд м3; запасы конденсата по категории С1 — 4,2 млн т, С2 — 0,6 млн т; запасы гелия (по категориям С + С2) — 94,3 млн м3. На прилегающем к месторождению Западно-Ярактинском лицензионном участке возможно увеличение запасов газа и открытие небольших нефтяных залежей. Прогнозные ресурсы газа по категории D1 оцениваются на данном участке в 20 млрд м3, нефти — 5 млн т. Месторождение связано с пос. Верхнемарково автозимником, далее до Усть-Кута действует круглогодичная гравийная дорога (протяженностью 130 км). В начале 2000-х гг. на месторождении действовало несколько скважин со среднесуточным дебитом от 25 до 98 т. От Ярактинского месторождения до пос. Верхнемарково недропользователем был построен и введен в эксплуатацию нефтепровод малого диаметра (ПНП-150) протяженностью 115 км, приобретена установка по переработке нефти производительностью 110 тыс. т сырой нефти в год. Недропользователь ОАО «Устькутнефтегаз» (дочернее предприятие Иркутской нефтяной компании) начал опытно-промышленную эксплуатацию нефтяной оторочки в 1994 г. В последние годы компания активно занималась обустройством месторождения и реализацией проекта по утилизации ПНГ. К концу 2016 года ИНК планировала осуществить монтаж установок комплексной переработки газа с производительностью 4,2 млрд нм3/год 4. Вакунайское — расположено в Катангском районе. Запасы газа по категории С1 утверждены в объёме 12,3 млрд м3, С2 — 25,1 млрд м3; запасы конденсата (по категориям С1 + С2) — 0,2 млн т; запасы гелия (по категориям С1 + С2) — 11,5 млн м3. Месторождение расположено в 80 км от строящегося трубопровода ВСТО в Иркутской области. Недропользователь – компания «Газпромнефть»37. По итогам разведочных работ 2015 года прирост запасов газа по категории С1 составил чуть менее 22,3 млрд кубометров (увеличение примерно на 60%). Разработка данного месторождения осуществляется «Газпромнефтью» в рамках Чонского проекта по освоению Вайкунйского, Тымпучанского и Игнялинского участков. В 100 км от месторождений Чонского проекта проходит МНП ВСТО. 5. Марковское — расположено на границе Усть-Кутского и Киренского районов. Установлены два продуктивных горизонта — парфеновский газоконденсатный (глубина залегания 2 550-2 700 м) и осинский нефтяной (2 150-2 350 м). Запасы газа утверждены по категории С1 — 12,3 млрд м3, С2 — 4,9 млрд м3; запасы конденсата по категории С1 — 1,8 млн т, С2 — 0,7 млн т; запасы гелия (по категориям С + С2) — 52,3 млн м3. Опытно-промышленная эксплуатация газоконденсатной залежи осуществляется с середины 1970-х гг. (в эксплуатации находятся две разведочных скважины). Газ используется в котельной для отопления некоторых объектов пос. Верхнемарково. Попутно полученный конденсат частично реализуется для нужд близлежащих поселков, а частично перерабатывается в прямогонный бензин на небольшой установке. Среднегодовая добыча газа за 2009 год составляет 23 млн м3, конденсата — 3-4 тыс. т. Всего с начала эксплуатации добыто около 500 млн м3 газа. Недропользователь — ОАО «Устькутнефтегаз» (ИНК). К концу 2016 года ИНК планировала осуществить монтаж установок комплексной переработки газа с производительностью 1,4 млрд нм3/год. В сумме ИНК получила максимальный (в Иркутской области) для 2014 года объём газа – 1,68 млрд м3.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 70 страниц
100 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 120 страниц
100 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 94 страницы
990 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg