Научно-обоснованные предложения по разработке и методам внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан (стр. 33 )

Технология	Объемы внедрения	Экономия природного газа, тыс. м3/год	Чистая прибыль от продажи природного газа, тыс. руб/год	Плата за выбросы метана (Пнатм), тыс. руб/год.	Материальная выгода от продажи газа и исключения платы за выбросы, тыс. руб/год
Север	Сибирь	Дальний Восток	Север	Сибирь	Дальний Восток

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Использование МКС при ремонтах на линейной части магистральных газопроводов	установка	124,6	64,5	32,5	30,2	23,2	97,1	94,7	87,8
Замена задвижек фонтанных арматур без глушения скважин.	скважина	4,8	2,5	1,3	1,2	0,9	3,7	3,6	3,4
Снижение выбросов природного газа в атмосферу при продувке скважин ГСС после внедрения мероприятия «закачка сухого газа в затрубное пространство для оптимизации работы самозадавливающихся скважин.	объект. МГПУ.	265,8	137,7	69,4	64,4	49,6	207,1	202,1	187,2
Сокращение потерь природного газа при продувке ствола скважины от жидкостных и гидратных пробок за счет ввода в ствол скважины (на забой) поверхностно-активных веществ (ПАВ)	скважина.	0,8	0,4	0,2	0,2	0,1	0,6	0,6	0,5
Продувка газопроводов ПХГ в низконапорную сеть.	ПХГ	750,4	388,7	195,9	181,9	139,9	584,6	570,6	528,6
Отработка малодебитных скважин ПХГ «зеленая свита» в низконапорную сеть.	ПХГ	898,2	465,3	234,5	217,7	167,5	699,8	683,0	632,8
Сокращение потерь природного газа за счет проведения исследований скважин в закрытую систему сбора.	скважина.	104,9	54,3	27,4	25,4	19,6	81,7	79,7	73,9
Проведение газодинамических и геофизических исследований без выпуска природного газа в атмосферу с использованием средств телеметрии.	скважина	41.5	20.9	19.4	14.9	62.5	61.0	56.5	41.5
Утилизации газов выветривания на объектах добычи	установка	1500	777,0	391,6	363,6	279,7	1168,6	1140,6	1056,7
Экономия газа, поданного на ДКС через резервный коллектор, при остановке установок сероочистки ГПЗ на ППР	объект	194,96	101,0	50,9	47,3	36,4	151,9	148,3	137,3
Подача природного газа из системы установок адсорбционной очистки и осушки газа в топливную сеть ГПЗ в период подготовки к ППР	объект	86,5	44,8	22,6	21,0	16,1	67,4	65,8	60,9
Выявление и устранение утечек в запорной арматуре путем замены негерметичной запорной и запорно – регулирующей арматуры	КС	498,9	258,4	130,2	120,9	93,0	388,7	379,3	351,4
Замена дефектной запорной арматуры на ЛЧ МГ с использованием технологии врезки под давлением.	Линейная часть МГ	14660,0	7593,9	3827,1	3553,8	2733,7	11421,0	11147,6	10327,5
Применение электро - и воздушного запуска газоперекачивающих агрегатов взамен их пуска природным газом	ГПА	10,8	5,6	2,8	2,6	2,0	8,4	8,2	7,6
Внедрение схем продувки пылеуловителей, обеспечивающих полную утилизацию продуваемого газа	ГРС	0,5	0,2	0,1	0,1	0,1	0,4	0,4	0,3
Утилизация переточного газа ПХГ на КС	ПХГ	517,0	267,8	135,0	125,3	96,4	402,8	393,1	364,2
Промывка скважин без глушения при помощи колтюбинговой установки.	установка	100,0	51,8	26,1	24,2	18,6	77,9	76,0	70,4
Применение осушителей с нулевыми выбросами. Соединение гликолевого осушителя с установкой для улавливания паров газа	УОГ	10,5	5,4	2,7	2,5	2,0	8,2	8,0	7,4
Перепуск газа с технологической площадки ПХГ в магистральный газопровод или на нужды котельной после окончания отбора и закачки газа	ПХГ	77,3	40,0	20,2	18,7	14,4	60,2	58,7	54,4

Расчетно установлено, что все рассмотренные технологии обеспечивают экономию природного газа при утилизации выбросов, содержащих метан.

При реализации технологии замены дефектной запорной арматуры на ЛЧ МГ с использованием технологии врезки под давлением обеспечивается экономия метана в объеме до 14660 тыс. м3/год на линейную часть МК с материальной выгодой в диапазоне 10–11 млн. руб./год в зависимости от региона; технология отработки малодебитных скважин ПХГ "Зеленая свита" в низконапорную сеть обеспечивает экономию порядка 900 тыс. м3/год на одно ПХГ (выгода от до 700 тыс. руб./год); технология продувки газопроводов ПХГ в низконапорную сеть. - 750 тыс. м3/год на одно ПХГ (выгода от до 600 тыс. руб./год), утилизация переточного газа ПХГ на КС – более 500 тыс. м3/год (выгода до – 400  тыс. руб./год), выявление и устранение утечек в запорной арматуре путем замены негерметичной запорной и запорно-регулирующей арматуры – порядка 500 тыс. м3/год на одной КС (выгода более 350 тыс. руб./год); технология снижения выбросов метана в атмосферу при продувке скважин газосборной системы после внедрения технологии «закачка сухого газа в затрубное пространство для оптимизации работы самозадавливающихся скважин может позволить утилизировать 265,8 тыс. м3/год на один объект, обеспечивая от 180 до 200 тыс. руб./год в зависимости от региона.

8.3  Расчет эффективности финансовых затрат при реализации инновационной технологии на примере МКС

Исходные данные для расчета эффективности включают:

-  финансовые показатели: капитальные вложения, эксплуатационные затраты, экономия в результате использования МКС, страховые взносы; накладные расходы;

-  технологические показатели: среднее сокращение метана в атмосферу; среднее количество ремонтируемых участков; средний объем газа, подлежащий стравливанию, средний объем перекачиваемого МКС газа, средний расход газа на СТН МКС;

-  расчетные технологические показатели: внутренний диаметр, давление, начальное/конечное, длина ремонтируемого участка;

-  прирост индекса потребительских цен, норма дисконта, ставки налогов на прибыль, на имущество, норматив платы за выбросы 1т. метана.

В таблице 8.3 приведены данные по построению модели денежных потоков и определению условий внедрения технологии на примере МКС.

Расчетами получены следующие показатели эффективности финансовых затрат.

Основные экономические показатели:

-  чистый дисконтированный доход 468 млн. руб.;

-  внутренняя норма дисконта 30%;

-  индекс доходности инвестиций 2,8;

-  срок окупаемости 4,5 года.

При анализе чувствительности и определении граничных условий проекта:

-  фиксируются значение всех входных параметров проекта за исключением одной из варьируемой переменной;

-  определяются критические значения переменной, при которой ЧДД равняется нулю.

Установлено, что граничными условиями применения МКС при ремонтных работах на магистральных газопроводах являются тарифы на газ СТН (в случае приобретения МКС компанией нефтегазового сектора), предельные цены на перекачанный газ, установленный при ценообразовании (при перекачке газа сторонними организациями) и стоимость установки. На рисунке 8.1 представлен анализ чувствительности и определение граничных условий проекта.

Рисунок 8.1 – Анализ чувствительности и определение граничных условий проекта

Варьируемые переменные при оценке экономической эффективности применения МКС: капитальные вложения не более 730 млн. руб. за тыс. куб. м); цена сэкономленного газа на СТН не менее 2285 руб./тыс. куб. м); эксплуатационные затраты (не более 124 млн. руб./год), цена перекачиваемого газа для подрядчика не менее 2800 руб. за тыс. куб. м.