Ключевые задачи предприятий нефтегазового комплекса на ближайшие годы определены необходимостью утилизации и переработки попутного нефтяного газа. На протяжении многих лет нефтегазовый комплекс оставался основным загрязнителем воздуха и окружающей среды за счет повсеместного сжигания больших объемов попутного нефтяного газа. На его долю приходилось до 30% вредных выбросов всего промышленного комплекса страны. В то же время специфика добычи ПНГ заключается в том, что он является побочным продуктом добычи нефти. Отсутствие инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки долгое время были основной причиной нерационального использования ПНГ.
Проблемы нефтегазовой отрасли:
- Низкий уровень рационального использования попутного газа;
- Высокий уровень загрязнения окружающей среды;
- Высокие штрафы за нерациональное использование более 5% ПНГ с 2012 года;
- Потребность в энергоэффективных решениях утилизации попутного газа.
Целью данной работы является анализ экономических и экологических последствий сжигания попутного нефтяного газа на месторождениях. Основная задача состоит в предложении технического решения по утилизации попутного нефтяного газа на примере Герасимовской ГКС. Техническое решение состоит в применении мобильной компрессорной (МКУ) установки, работающей на попутном нефтяном газе. Также в работе проведен сравнительный анализ винтового компрессора и МКУ, и подсчитан срок окупаемости от внедрения МКУ.
Глава 1. Особенности применения постановления
1.1 Законодательная база
Постановление Правительства РФ от 8 января 2009 года “О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках” обязало нефтяников обеспечить целевой показатель сжигания ПНГ на 2012 год и последующие годы в размере не более 5%. За сверхлимитное сжигание попутного газа к нефтегазовым компаниям применяются штрафные санкции: с 1 января 2012 года штрафы при условии использования системы учета ПНГ рассчитывались с повышающим коэффициентом 4,5, с 1 января 2013 года — с повышающим коэффициентом 12, а с 1 января 2014 года — 25 (в соответствии с Постановлением Правительства от 8 ноября 2012г. №1148 “Об особенностях исчисления за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и рассеивании попутного нефтяного газа”).
И, напротив, для предприятий, применяющих энергоэффективные технологии для обеспечения целевых показателей утилизации попутного газа, в соответствии с Постановлением Правительства РФ №308 от 16 апреля 2012 года (Об утверждении перечня объектов, имеющих высокую энергоэффективность, для которых не предусмотрено установление классов энергетической эффективности) предусмотрены налоговые льготы. Так, в соответствии со ст.259.3. п.4 Налогового Кодекса РФ (№261-Ф3 от 23.11.2009)) при использовании мобильных компрессорных установок, работающих на попутном нефтяном газе, предприятие может в 2 раза быстрее списать затраты, понесенные на приобретение оборудования, в счет уменьшения налогооблагаемой прибыли. Кроме того, в соответствии со ст. 381 п.21 Налогового Кодекса РФ (№132-ФЗ от 07.06.2011г.) предприятие освобождается от налога на имущество, составляющего 2,2% в год от стоимости оборудования, сроком на 3 года.
Технология добычи нефти и газа
... во всех залежах. По мере извлечения нефти и газа из пласта происходит снижение пластового давления и как результат - расширение жидкости и газа и деформация породы, что приводит к ... некоторых органических соединений. Количество золы, образующейся при сжигании нефтей, невелико -- обычно сотые доли процента. Классификация нефтей по химическому составу По количественному соотношению содержащихся ...
В связи с этим, применение мобильных компрессорных установок обеспечивает нефтегазовым предприятиям дополнительную экономию расходов на строительство собственной газокомпрессорной станции.
Глава 2. Попутный нефтяной газ
2.1 ПНГ — Сжигать или не сжигать
Основу попутного нефтяного газа составляет смесь легких углеводородов, включающая метан, этан, пропан, бутан, изобутан и другие углеводороды которые под давлением растворены в нефти (рис 1).
ПНГ выделяется при снижении давления во время нефтеоотдачи или в процессе сепарации, по аналогии с процессом выделения углекислого газа при открытии бутылки шампанского. Как следует из названия, попутный нефтяной газ добывается попутно с нефтью и, по сути, является побочным продуктом нефтедобычи. Объем и состав ПНГ зависит от района добычи и конкретных свойств месторождения. В процессе добычи и сепарации одной тонны нефти можно получить от 25 до 800 м3 попутного газа.
Сжигание попутного нефтяного газа на промысловых факелах является наименее рациональным способом его использования. При таком подходе ПНГ становится, по сути, отходом процесса нефтедобычи. Сжигание может быть оправдано при определенных условиях, однако, как показывает мировой опыт, эффективная государственная политика позволяет достичь уровня сжигания ПНГ в размере нескольких процентов от общего объема его добычи в стране.
В настоящее время существуют два наиболее распространенных способа использования попутного нефтяного газа, альтернативные сжиганию на факелах. Во-первых, это закачка ПНГ в нефтеносные пласты для повышения нефтеотдачи или для возможного сохранения его как ресурса на будущее. Вторым вариантом является использование попутного газа в качестве топлива для электрогенерации (схема 1) и нужд предприятия на местах нефтедобычи, а также для выработки электроэнергии и передачи ее в общую электросеть.
При этом вариант использования ПНГ для электрогенерации также является способом его сжигания, тоько несколько более рациональным, так как при этом есть возможность получить полезный эффект и несколько уменьшить воздействие на окружающую среду. В отличии от природного газа, содержание метана в котором находится в диапозоне 92-98%, попутный нефтяной газ содержит меньше метана, но часто имеет значительную долю других углеводородных компонентов, которая может достигать более половины всего объема. В ПНГ также могут присутствовать неуглеводородные компоненты — углекислый газ, азот, сероводород и другие. Вследствие этого сам по себе попутный нефтяной газ не является достаточно эффективным топливом.
Эффективность использования нефтяного газа на Верх-Тарском нефтяном ...
... результатов эффективнoсти использования пoпутного нефтяного газа и предлoжить мероприятия по пoвышению эффективности использования нефтянoго газа. 1 ГЕОЛОГО- ... К верхней части горизонта приурочена промышленная залежь нефти. Перекрывается горизонт Ю1 маломощными морскими темно- ... спосoбов утилизации ПНГ. Среди них: сжижение, сжигание на энергетических устанoвках, физикохимическая перерабoтка в жидкое ...
Наиболее же рациональным вариантом является переработка ПНГ — его использование в качестве сырья для газонефтехимии, — которая дает возможность получения ценных продуктов. В результате нескольких стадий переработки попутного нефтяного газа можно получить такие материалы, как полиэтилен, полипропилен, синтетические каучуки, полистрол, поливинилхлорид и другие. Эти материалы, в свою очередь, служат основой для широкой гаммы товаров, без которых немыслима современная жизнь человека и экономики, в том числе: обувь, одежда, тара и упаковка, посуда, оборудование, окна, всевозможные изделия из резины, товары культурно-бытового назначения, трубы и детали трубопроводов, материалы для медицины и науки и т.д. Нужно отметить, что переработка ПНГ позволяет также выделить сухой отбензиненный газ, являющийся аналогом природного газа, который может быть использован уже в качестве более эффективного топлива, чем ПНГ.
Показатель уровня извлеченного попутного газа, используемого для газонефтехимии, является характеристикой инновационного развития нефтяной и газонефтехимической отрасли, того, насколько эффективно используются в экономике страны углеводородные ресурсы. Рациональное использование ПНГ требует наличия соответствующей инфраструктуры, эффективного государственного регулирования, системы оценки, санкций и поощрения участников рынка. Поэтому доля используемого ПНГ для газонефтехимии также может характеризовать уровень экономического развития страны.
Достижение 95-98%-го уровня использования извлекаемого а масштабах страны попутного нефтяного газа и высокая степень его переработки с получением ценных продуктов, в том числе газонефтехимии, являются одними из важных направлений развития нефтяной и газонефтехимической отрасли в мире. Эта тенденция характерна для развитых стран, богатых углеводородным сырьем, таких как Норвегия, США и Канада. Она характерна и для ряда стран с переходной экономикой, например для Казахстана, а также развивающихся стран, например Нигерии. Нужно отметить, что Саудовская Аравия — лидер мировой нефтедобычи — становится одним из лидеров мировой газонефтехимии.
В настоящее время Россия занимает “почетное” первое место в мире по объемам сжигания ПНГ. В 2013 году этот уровень, по официальным данным, составлял около 15,7 млрд м3. В то же время, согласно неофициальным данным, объем сжигания попутного нефтяного газа в нашей стране может быть значительно выше — не менее 35 млрд м3. При этом, даже ориентируясь на данные официальной статистики, Россия значительно опережает по объемам сжигания ПНГ другие государства. Согласно официальным данным, уровень использования ПНГ иными способами, чем сжигание в факелах, в нашей стране в 2013 году составил в среднем 76,2%. Из них 44,5% пошло на переработку на газоперерабатывающие заводы.
Требования снижения уровня сжигания ПНГ и увеличения доли его переработки как ценного углеводородного сырья выдвигаются руководством нашей страны в течение последних нескольких лет. В настоящее время действует Постановление Правительства РФ №1148 от 08.11.2012, согласно которому нефтедобывающие компании обязаны платить высокие штрафы за сверхнормативное сжигание — свыше 5% -го уровня.
Важно отметить, что точность официальной статистики относительно уровня переработки вызывает серьезные сомнения. По мнению экспертов, перерабатывается существенно меньшая доля извлеченного ПНГ — порядка 30%. И та далеко не вся идет на получение продуктов газонефтехимии, значительная часть перерабатывается для производства электроэнергии. Таким образом, реальная доля эффективного использования ПНГ — как сырья для газонефтехимии — может составлять не более 20% от всего объема добываемого ПНГ.
Таким образом, даже на основании официальных данных, рассматривая только объемы сжигания ПНГ в факелах, можно сделать вывод, что ежегодно теряется более 12млн т ценного нефтехимического сырья, которое можно было бы получить путем переработки попутного нефтяного газа. Из этого сырья могли бы быть произведены важные продукты и товары для отечественной экономики, оно могло бы стать основой развития новых производств, создания новых рабочих мест, в том числе с целью замещения импортируемой продукции. Согласно оценке Всемирного банка, дополнительные доходы российской экономики от квалифицированной переработки ПНГ могли бы составить более 7 млрд долларов ежегодно, а по данным Министерства природных ресурсов и экологии, наша экономика каждый год теряет 13 млрд долларов.
В то же время, если учитывать объемы сжигания попутного газа на нефтепромыслах для собственных нужд и электрогенерации, возможности получения сырья и, соответственно, дополнительных выгод для экономики нашей страны могут быть в два раза выше.
Причины нерационального использования попутного газа в нашей стране связаны с целым рядом факторов. Нередко места добычи нефти находятся далеко от инфраструктуры сбора, транспортировки и переработки нефтяного газа. Ограниченный доступ к системе магистральных газопроводов. Отсутствие местных потребителей продуктов переработки ПНГ, отсутствие рентабельных решений по рациональному использованию — все это приводит к тому, что наиболее простым выходом для нефтедобывающих компаний зачастую является сжигание попутного газа на промыслах: в факелах или для выработки электроэнергии и бытовых нужд. Необходимо отметить, что предпосылки для нерационального использования попутного нефтяного газа формировались еще на начальных этапах развития нефтедобывающей промышленности, еще в советский период.
В настоящее время недостаточное внимание уделяется оценке экономических потерь государства от нерационального использования — сжигания попутного нефтяного газа на промыслах. Однако сжигание ПНГ наносит значительный ущерб не только экономике нефтедобывающих стран, но и окружающей сред. Экологический ущерб чаще всего имеет накопительный характер и приводит к долгосрочным, а зачастую и необратимым последствиям. Для того чтобы оценки экологического ущерба и экономических потерь не были усредненными и односторонними, а мотивация к решению проблемы была осмысленной, необходимо принимать во внимание масштабы нашей страны и интересы всех сторон.
2.2 Национальные интересы
Государственная политика последних лет, в частности, угроза введения крупных штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ, более 5% от общего объема его добычи, определенно начала приносить плоды: наметилась тенденция по снижению уровня сжигания на факелах. Однако это происходило не столько в результате роста переработки ПНГ, а во многом за счет его сжигания для электрогенерации. По мнению экспертов, доля сжигания ПНГ для электрогенерации может составлять 47% от объема его добычи. За последние годы произошел резкий рост утилизации ПНГ за счет ввода как промысловых электростанций, так и крупных электростанций, вчастности, компаниями ОАО “Роснефть”, ОАО “Сургутнефтегаз”, ОАО “ЛУКОЙЛ”. С одной стороны, такая тенденция, конечно, лучше, чем прост “отопение окружающей среды” факелами, сжигающими ПНГ. Но, с другой стороны, ценные ресурсы продолжают уничтожаться, увеличиваются потери, а перспективная отрасль газонефтехимии развивается слабо и медленно.
Переработка попутного нефтяного газа с целью получения продуктов газонефтехимии — полиэтилена, полипропилена, полистирола, каучуков и других — является экономически выгодной не только для государства в целом, но также может быть выгодна и для бизнеса. В этой связи возникает вопрос: если это выгодно государству и может быть выгодно компаниям, то почему в России не происходит развитие переработки ПНГ? Конечно, государственные интересы далеко не всегда совпадают с интересами частных и даже государственных компаний. И то, что экономически выгодно на макроуровне, необязательно выгодно и прибыльно для конкретных проэктов коммерческих организаций. Решение этой задачи связано с формированием и реализацией эффективной государственной политики.
С 2007 года появляются политические сигналы от высшего руководства страны о необходимости повышения доли рационального использования ПНГ и его переработки. Об этом, в частности, говорили В.В. Путин и Д.А. Медведев. Параллельно с этим начинаются значительные изменения в сфере госрегулирования ПНГ в пользу снижения уровня сжигания ПНГ. Интересно, что до этого политический фактор благоприпятствовал экстенсивному освоению углеводородных ресурсов, повышению уровня их добычи. Так, например, происходило с начала 2000-х гг. — за счет снижения экологического контроля и уменьшения соответствующих санкций. Однако в настоящее время политическое влияние может быть использовано для увеличения объемов переработки ПНГ.
Развитие переработки попутного газа и газонефтехимии может быть также связано с реализацией Плана развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года. Данный План предполагает создание и модернизацию шести кластерных зон, обеспечивающих возможность добычи и переработки углеводородного сырья, в том числе с использованием попутного нефтяного газа. В частности, Россия должна утроить свою долю в мировом производстве этилена — с 1,6% до 5,6%, а доля переработки всего углеводородного сырья в нашей стране должна быть увеличена к 2030 году в два раза по сравнению с 2010 годом — с 30% до 60%. Таким образом, за счет реализации данного плана может быть сделан скачок в развитии отечественной газонефтехимии.
Глава 3. Экономический и экологический ущерб
3.1 Вред от сжигания попутного газа
Таблица 1. Воздействие сжигание ПНГ на воздух, почву и воду.
|
Среда |
Воздействие |
|
|
Воздух |
* При сжигании ПНГ образуются сажа, оксиды азота, монооксид углерода, бензол, фосген, толуол, тяжелые металлы (ртуть, мышьяк, хром), сернистый ангидрид, иногда сероводород, сероуглнрод, меркаптаны. А также парниковые газы, прежде всего, углекислый газ. * Сжигание является одним из главных источников загрязнения атмосферного воздуха в регионах, в которых развивается и развита нефтедобывающая промышленность. * Выбросы углекислого газа в атмосферу в России в 2013 году вследствие сжигания ПНГ составили 90млн т |
|
|
Почва |
* Совокупная площадь нарушенных почв от воздействия выбросов горящих факелов приблизительно оценивается в 100 тыс га. А в радиусе 20-200 м происходит практически полное выжигание органического вещества. * Содержание бензпирена в почвах и грунтах вблизи факелов и площадок горизонтального выжигания углеводородов в Западной Сибири составляет до 25 предельно допустимых концентраций. * Накопление токсикантов в почвах вследствие сжигания обуславливает формирование геохимических аномалий — своеобразных “химических бомб замедленного действия” |
|
|
Вода |
* От выбросов при сжигании ПНГ в зависимости от природы загрязняющего вещества происходит его локализация либо в пленке, либо в осадке, либо в растворенном и эмульгированном состоянии. * Наличие нефтяной пленки на водной глади приводит к процессу “закупоривания” воды, что, соответственно, ограничивает доступ кислорода и приводит к разрушению водных экосистем. * При попадании в водоемы тяжелые фракции нефти частично оседают на дно, что приводит к изменению состава донных отложений, а сорбированные и погребенные битуминозные вещества в донных отложениях могут в течение многих лет являться дополнительным источником загрязнения вод. |
|
Глава 4. Мобильные компрессорные установки (МКУ)
4.1 Область применения
Мобильные компрессорные установки (МКУ) (рис.2,3) имеют широкую область применения и могут использоваться для сбора и транспортировки газа. Утилизация низконапорного факельного газа (ПНГ), а также откачки из товарного парка. Также компрессор может применяться на устье скважины или на кусте скважин. В последнем случае компрессор служит для снижения забойного давления и увеличения нагрузки погружного насоса. При этом оборудование работает полностью автономно, используя в качестве топлива перекачиваемый газ (пропан, бутан, метан и др.).
Подобный проект был реализован компанией на одном из месторождений на Юге России. Где перед заказчиком остро стояла проблема повышенного (порядка 10кг/м3) газосодержания в затрубном пространстве скважины. С помощью компрессорной установки газ удалось откачать в линию. При этом подготовка и перекачка газа через рукав высокого давления (РВД) не потребовали проведения никаких дополнительных мероприятий.
При кустовой обвязке установка (рис.4) также применяется для сбора и сжатия газа. К одному компрессору можно “привязать” до 5-7 скважин, рабочий диапозон давлений — до 3,2 Мпа. Отметим, впрочем, что данный вариант применения компрессорной установки имеет определенные ограничения: при эксплуатации в зимнее время РВД требует подогрева. Еще один вариант применения оборудования — это работа нескольких компрессоров в составе дожимной компрессорной станции. В качестве топлива может использоваться ПНГ. При этом суммарная производительность ДКС может доходить до 250 тыс. м3/сутки. Один из возможных вариантов подключения оборудования — схема “n+1” (рис.5) — предусматривает одновременную работу шести компрессоров, еще один — выведен в ремонт или проходит регламентное техобслуживание.
4.2 Технические характеристики
Мобильные компрессорные установки могут поставляться на шасси (рис.9), в блочно-модульном (рис.10,11) или специальном контейнерном исполнении для эксплуатации в любой климатической зоне. Дополнительно все оборудование оснащается блоками учета коммерческого газа и системой автоматизированного управления на базе Siemens/Weg.
В качестве привода используют газовые двигатели мощностью (рис.7) 85-150л/c и частотой оборотов от 1000 до 2100 мин-1 , которые адаптированы с помощью системы Altronic для работы на попутном нефтяном газе. В качестве топлива используются различные виды газов, например, пропан, бутан, метан и азот (содержанием до 17%).
Потребление топлива ГПД составляет от 200 до 670 м3/сутки.
В качестве альтернативы установки могут комплектоваться асинхронными трехфазными электродвигателями ABB (рис.6) с частотой 50 и 380 Гц, хорошо зарекомендовавшими себя при работе на месторождениях с повышенным содержанием сероводорода.
Все установки оснащаются восьмицилиндровыми одноступенчатыми компрессорами (рис.8) производительностью от 200 до 1740м3/ч. Наработка компрессоров на отказ при непрерывном режиме эксплуатации достигает 8760 ч/год. А общий срок службы оборудования составляет не менее 20лет.
4.3 Опыт эксплуатации МКУ в России
В течение пяти месяцев 2012 года установки проходили испытания на нескольких месторождениях ОАО “Варьеганнефтегаз” и ООО “РН-Сахалинморнефтегаз” на ДНС, УПН и ЦПС. По условиям ОПИ все оборудование должно было отвечать высоким требованиям по энергоэффективности, поддерживать работу в импульсном режиме и давлением нагнетания равным 4-7кг.
К моменту начала испытаний на объектах заказчика уже функционировал достаточно большой парк винтовых компрессоров (как отечественных, так и зарубежных производителей), на их основе планировалось строительство ряда ВКС.
Предложение заключалось в том, чтобы использовать МКУ как альтернативу ВКС, которая не требует больших затрат на строительство необходимой инфраструктуры и позволяет значительно сэкономить на строительно-монтажных работах.
При сравнении МКУ и ВКС итоговая расчетная стоимость предложенного технического перевооружения объектов оказалась более чем в три раза ниже запланированного строительства нескольких ВКС.
При этом годовая экономия электроэнергии при использовании такого оборудования согласно подсчетам составила бы 3млн руб/год.
Глава 5. Техническое предложение
5.1 Перевооружение Герасимовской ГКС
Герасимовская ГКС:
Проанализировав Герасимовскую ГКС, я предлагаю вместо ГКС использовать мобильную компрессорную установку. Это решение связано с малой производительностью ГКС, всего 600м3/ч, этого не хватает для перекачки попутного нефтяного газа, поступающего со скважины в количестве — 1200м3/ч, на Нефтегорский ГПЗ, соответственно и для его утилизации, поэтому он и сжигается на факелах.
Мобильная компрессорная установка имеет производительность — до 1740 м3/ч, что позволяет перекачивать в НГПЗ большее количество попутного нефтяного газа, а именно около 1125 м3/ч, остальное уходит на необходимое поддержание горения факела в размере — 50м3/ч и на использование ПНГ в качестве топлива для привода компрессорной установки в размере 25м3/ч. Также за счет использования попутного нефтяного газа в качестве топлива для МКУ, мы экономим 95% электроэнергии.
5.2 Планируемый результат
Снизить потребление электроэнергии — за счет использования МКУ с приводом ГПД;
- увеличить утилизацию попутного газа — путем использования в качестве топлива для ГПД попутного нефтяного газа;
- увеличить прибыль — сбыт газа в Нефтегорский газоперерабатывающий завод, за счет увеличения производительности;
- снизить затраты на штрафные санкции, применяемые за сверхлимитное сжигание ПНГ.
Глава 6. Экономический расчет
Таблица 2 — Валовые выбросы от факельных установок
|
Валовые выбросы вредных веществ |
||
|
Ингредиенты |
Герасимовская ГКС |
|
|
Удельные выбросы, кг/кг |
||
|
Оксид углерода |
515,199 |
|
|
Диоксид азота |
3,297 |
|
|
Оксид азота |
0,5358 |
|
|
Сажа (черный углерод) |
61,824 |
|
|
Бенз(а)пирен |
1,65E-07 |
|
|
Диоксид серы |
68,218 |
|
|
Метан |
12,255 |
|
|
Пред. углеводороды С1-С5 |
55,810 |
|
|
Пред. углеводороды С6-С10 |
2,554 |
|
|
Сероводород |
1,270 |
|
Таблица 3 — Исходные данные для расчета выбросов от сжигания газа на факельной установке
|
Показатели |
Обозн. |
Единицы измерения |
Герасимовская ГКС |
|
|
Диаметр устья факельной установки |
do |
м |
0,2 |
|
|
Число часов работы факельной установки (за период) |
t |
час/год |
8928 |
|
|
Объем сожженного ПНГ (всего за период) |
Vg |
тыс. м3/период |
4836 |
|
Таблица 4 — Данные и результаты расчетов
|
Единицы измереня |
ВКГ |
МКУ |
|
|
Производительность установок |
|||
|
Qпроизв.(м3/ч) |
600 |
1740 |
|
|
Qпроизв.(м3/год) |
5356800 |
15242400 |
|
|
Масса |
|||
|
М(кг) |
4000 |
10000 |
|
|
Давление |
|||
|
Р(кг\см2) |
13 |
15 |
|
|
Наработка |
|||
|
Т (ч/год) |
8928 |
8760 |
|
|
Электроэнергия |
|||
|
Vэлектр(КВт/сутки) |
3000 |
150 |
|
|
Vэлектр(КВт/год) |
1116000 |
55800 |
|
|
Nэлектр(руб/год) |
3515400 |
175770 |
|
|
Расход масла |
|||
|
Qмасло(л/год) |
200 |
200 |
|
|
Nмасло(руб/год) |
10000 |
10000 |
|
|
Подрядчики (ТО2,ТО3,КР,КИП) |
|||
|
Nподрядч.(руб/год) |
814000 |
3600000 |
|
|
Потребление топлива приводом |
|||
|
Qгпд (м3/ч) |
0 |
25 |
|
|
Qгпд(м3/год) |
0 |
219000 |
|
|
Стоимость установки |
|||
|
Nст(руб) |
|||
|
Перевооружение |
|||
|
Nперев.(руб) |
|||
|
Общие затраты |
|||
|
N(руб) |
|||
1.Затраты на электроэнергию:
- Vэлектр(КВт/год) = Vэлектр(КВт/год) * Т (ч/год);
- Nэлектр(руб/год) = Vэлектр(КВт/год) * 3,15(руб/КВт).
2.Расход масла:
Nмасло(руб/год) = Qмасло(л/год) * 50(руб/л).
3.Потребление топлива приводом (в виде ПНГ):
Qгпд(м3/год) = Qгпд (м3/ч) * Т (ч/год).
4.Производительность установок:
Qпроизв.(м3/год) = Qпроизв.(м3/ч) * Т (ч/год).
5.Количество ПНГ сжигаемое на факеле:
Qф.(м3/ч)мку(тананык./герасим.) = Qф.(м3/ч)тананык./герсим. — Qгпд (м3/ч)мку- Qпроизв.(м3/ч)тананык./герасим. — Qпроизв.(м3/ч)мку),
(Qф.(м3/ч) ? 50м3/ч);
- Qф.(м3/год) = Qф.(м3/ч) * Т (ч/год).
6.Сверхлимитное сжигание ПНГ на факеле:
Nсверхлимит.(м3/год)=4821120
Nсверхлимит.(руб/год) =2067967 -расчет ведется в Excel с помощью табл.2 и табл.3
7.Общая сумма затрат:
N (руб/год) = Nэлектр(руб/год) + Nмасло(руб/год) + Nподрядч.(руб/год) + Nсверхлимит.(руб/год).
Занесем результаты в таблицу 4.
Заключение
Благодаря Постановлениям Правительства №7 (2009г.) и №1148 (2012г.), установившим 95%-й норматив использования попутного нефтяного газа и высокие штрафы за сверхнормативное сжигание, для нефтедобывающих компаний сжигать ПНГ на промысловых факелах теперь стало “себе дороже”. В связи с этим, в проделанной мною работе, было предложено техническое решение по перевооружению Герасимовской ГКС, а именно установить МКУ совместно с ГКС, которая должна увеличить производительность и снизить сжигание ПНГ на факелах. Подсчитав затраты на реализацию технического решения, я делаю вывод, что МКУ окупится через два года и её использование не только экономически выгодно, но и позволяет за счет уменьшения сжигания ПНГ на факеле, уменьшить экологический вред окружающей среде.
Список источников
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/na-temu-metodyi-utilizatsii-poputnyih-gazov-na-mestorojdenii/
1. Производственно — технический журнал “Инженерная практика”, 2013г
2. Журнал — ”Нефтегазовая вертикаль”, 2013г, №03
3. Безносиков В.А., Лодыгин Е.Д., Кондратенок Б.М. Экологическая оценка почв в районе эксплуатации нефтяных месторождений
4. Бушуев В.В., Соловьянов А.А., Журавлев В.Г., Чернегов Ю.А. Мониторинг и проектирование эффективных технологий топливно — энергетического комплекса.
5. Гольдберг В.П. Техногенное загрязнение природных вод углеводородами и его экологические последствия. — М.: Наука, 2001.
6. Иванова Е.А., Сафаров Р.Р. Утилизация попутного нефтяного газа — основная проблема комплексного освоения нефтяных месторождений.
7. Книжников А.Ю., Пусенкова Н.Н. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России// Ежегодный обзор. Вып. 1.- Мю, 2009.
8. Крюков В.А., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шмат В.В. Как потушить факелы на нефтепромыслах? Институциональный анализ условий комплексного использования углеводородов (на примере попутного нефтяного газа).
