4.1 Технологии утилизации выбросов, содержащих метан
advertisement
ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «УГЛЕМЕТАН СЕРВИС» (ЗАО «УЛЕМЕТАН СЕРВИС») __________________________________________________________________ Научно-обоснованные предложения по разработке и методам внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан Кемерово 2015 Содержание ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 7 1 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И ТОКСИКОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МЕТАНА ............................................................................................. 11 1.1 Сведения о метане и его характеристики. Роль метана в атмосфере ................................................................................................................... 11 1.2 Физико-химические свойства метана ......................................................... 14 1.3 Токсикологические свойства метана .......................................................... 16 1.4 Пожароопасные свойства метана ................................................................ 18 1.5 Применение метана....................................................................................... 19 2 CОСТАВЫ ДОБЫВАЕМОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО И СЫРЬЯ ТРАНСПОРТИРУЕМОГО НА НЕФТЕ- И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ................................................... 23 3 ОЦЕНКА ВЫБРОСОВ МЕТАНА В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ И УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ .................................................... 27 3.1 Оценка выбросов метана в нефтегазовой отрасли .................................... 27 3.2 Оценка выбросов метана в угольной промышленности ........................... 31 4 НАУЧНО-СИСТЕМАТИЗИРОВАННЫЕ МАТЕРИАЛЫ О ЗАРУБЕЖНЫХ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЯХ АНАЛИТИЧЕСКИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ УТИЛИЗАЦИИ И ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН .......................................................................................... 40 4.1 Технологии утилизации выбросов, содержащих метан, используемые в нефтегазовом секторе России ..................................................... 40 4.2 Технологии по утилизации попутного нефтяного газа ............................. 57 4.3 Зарубежные технологии утилизации выбросов, содержащих метан, используемые в нефтегазовом секторе ...................................................... 61 4.4 Технологии предотвращения утечек природного газа.............................. 70 2 4.5 Аналитический метана, включая обзор технологий использования ШМ утилизации с угольного высокой и низкой концентрацией для выработки теплоэлектроэнергии ........................................... 84 4.6 Утилизация метаносодержащих газов, связанных с отходами жизнедеятельности человека и в сельском хозяйстве ......................................... 101 5 НАУЧНО-ОБОСНОВАННЫЕ ВНЕДРЕНИЮ РЕКОМЕНДАЦИИ ТЕХНОЛОГИЙ УТИЛИЗАЦИИ ПО ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН ........................................................................................ 106 6 АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УТИЛИЗАЦИИ ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН («ПОЛОЖИТЕЛЬНЫЙ ЭФФЕКТ») ...................................................................... 120 7 НАУЧНО- И ФИНАНСОВО- ОБОСНОВАННЫЕ МЕТОДЫ ВНЕДРЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УТИЛИЗАЦИИ ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН ................................................................ 164 7.1 Метод внедрения инновационной технологии утилизации выбросов, содержащих метан, с использованием механизмов господдержки ........................................................................................................... 169 7.2 Метод внедрения инновационной технологии утилизации выбросов, содержащих метан, с привлечение средств инвесторов ................... 175 7.3 Метод внедрения инновационной технологии утилизации выбросов, содержащих метан, за счет собственных финансовых средств ...................................................................................................................... 180 8 РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ФИНАНСОВЫХ ПРЕДЛАГАЕМЫХ УТИЛИЗАЦИИ ЗАТРАТ ОТ ИННОВАЦИОННЫХ ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН ...................................................................................................................... 186 8.1 Принципы оценки эффективности финансовых затрат от внедрения предлагаемых инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан ................................................................................ 187 3 8.1.1 Оценка эффективности финансовых затрат проектов при подходе «затраты - выгоды» .................................................................................. 187 8.1.2 Оценка эколого-экономической эффективности при подходе «затраты - эффективность» .................................................................................... 189 8.2 Предложения по применению инновационных технологий по утилизации выбросов, содержащих метан. Прогноз объемов их внедрения на объектах нефтегазового сектора России и оценка ресурсосберегающего эффекта от их применения .............................................. 191 8.3 Расчет эффективности финансовых затрат при реализации инновационной технологии на примере МКС .................................................... 200 ЗАКЛЮЧЕНИЕ........................................................................................................ 204 Список использованных источников ..................................................................... 217 ПРИЛОЖЕНИЕ А. Примеры расчета эффективности финансовых затрат при реализации инновационных технологий по утилизации выбросов, содержащих метан............................................................................... 225 4 Обозначения и сокращения В настоящем отчете применяются следующие сокращения: АГНКС – автомобильная газонакопительная компрессорная станция; БАС - беспилотные авиационные системы; ВНД - внутренняя норма доходности; ВСУ - воздушная силовая установка; ВОК - волоконно-оптический кабель; ВТД – внутритрубная диагностика; ГДИ - газодинамические исследования; ГЖ – газоконденсатные жидкости; ГПА - газоперекачивающие агрегаты; ГПД - газопоршневые двигатели; ГПЗ - газоперерабатывающие заводы; ГРС – газораспределительная станция; ГТД - газотурбинные двигатели; ГСМ – горюче-смазочные материалы; ГТС – газотранспортная система; ГТУ – газотурбинная установка; ЕСГ – единая система газоснабжения; ЗВ - загрязняющие вещества; ЗРА – запорно-регулирующая арматура КД РФ - Климатическая доктрина Российской Федерации; КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматика; КПД – коэффициент полезного действия; КС – компрессорная станция; ЛОС - летучие органические соединения; МГ – магистральный газопровод; МКС – мобильная компрессорная станция; МПР - мягкий паровой риформинг; НГС - нефтегазовый сектор; НДТ – наилучшая доступная технология; ОАЗ – опасные воздушные загрязнители; ОАО – открытое акционерное общество; ОЗВ - опасные загрязнители воздуха; ООО – общество с ограниченной ответственностью; ПДК – предельно-допустимая концентрация; ПНГ – попутный нефтяной газ; 5 ПГ – парниковые газы; ПХГ – подземное хранилище газа; СОУиКА - система обнаружения утечек и контроля активности; ТЭГ – триэтиленгликоль; ТЭК – топливно-энергетический комплекс; ТЭР - топливно-энергетические ресурсы; ТЭЦ - теплоэлектроцентраль; УКПГ - установка комплексной подготовки газа; ЦОТО - целенаправленное обследование и техническое обслуживание; ШМ – шахтный метан; ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов; ASME – Американское сообщество инженеров – механиков (American Society of Mechanical Engineers); CHP – комбинированные тепло и электричество (combined heat and power) DI&M – Программа Целевой проверки и технического обслуживания (Directed inspection and maintenance); DTS - распределенный датчик температуры (distributed temperature sensor); DVS - распределенный датчик вибрации (distributed vibration sensor); EPA - Агентство по защите окружающей среды (Environmental Protection Agency); GTI - Институт технологии газа; LSI - Корпорация «Исследование утечек» (Leak Surveys Inc.); ROI – доход от инвестиций (return of investments). 6 ВВЕДЕНИЕ В настоящее время в сознании общества большой интерес для районов Российской Арктики и Севера вызывает тема глобальных климатических изменений. Это обусловлено несколькими причинами. Во-первых, в соответствии с докладом Росгидромета среднегодовая температура приземного воздуха в России растёт значительно быстрее, чем в других местах Земли. Например, за последние 100 лет (1907–2006 гг.) по данным сети Росгидромета потепление в целом по России составило 1,29°С при среднем глобальном потеплении (согласно Четвертому оценочному докладу МГЭИК) 0,74°С. Причём интенсивность глобального потепления значительно выросла за последние десятилетия. Средняя скорость роста температуры в 1976-2006 гг. составила в России 0,43°С за десятилетие, в то время как в предыдущий период – 0,13 °С за десятилетие. Во-вторых, за последние десятилетия среднегодовая температура на Севере растет значительно быстрее, чем в других местах. В-третьих, Арктические системы обладают повышенной уязвимостью по отношению к изменению климата и к последствиям антропогенной деятельности, сниженной способностью к самовосстановлению. Это обусловлено низкими температурами и малой продолжительностью тёплого периода. Последствия изменения климата уже сейчас очевидны. Они в различной степени влияют на погодные условия, возникновение чрезвычайных ситуаций, на продуктивность и средоформирующий потенциал природных экосистем, на деятельность и образ жизни коренных малочисленных народов Севера, Сибири и Дальнего Востока. Поэтому изучение и оценка влияния изменения климата в Арктике на образ жизни и деятельность КМНС является актуальной проблемой устойчивого развития общества. Одной из основных проблем в сфере освоения природно-ресурсного комплекса и охраны окружающей среды является вопрос глобального 7 изменения климата. Не было внятной климатической политики и нет понимания серьезности проблем климата на уровне правительства, бизнеса, населения. Данные метеорологических наблюдений за последние 100-150 лет свидетельствуют о происходящих на Земле изменениях, которые выражаются не только в повышении средней температуры поверхностного слоя Земли, которая за это время выросла на 0,74°С, но и в изменении других параметров климатической системы. В частности, в росте температуры нижних слоев тропосферы и снижении температуры нижних слоев стратосферы, увеличении теплосодержания верхнего слоя (0-700 м) океана, снижении площади ледников, повышении уровня моря и пр. Причем темпы роста изменений увеличиваются. Производство, переработка, транспортировка, хранение нефти и природного газа связаны с неизбежными выбросами метана в атмосферный воздух, который вносит существенный вклад в антропогенные выбросы всего мира. Ежегодно в атмосферу выбрасывается до 88 млрд. м3 или порядка 1200 млн. тонн метана (http://www.globalmethane.org/documents/oil-gas_fs_rus.pdf). В связи с этим нефтегазовые компании многих стран прикладывают значительные усилия по совершенствованию технологических процессов, снижению углеродоемкости и модернизации производства, включая разработку и реализацию технических решений по сокращению выбросов метана. Так, в 2014 г. объем метана, выпущенный в атмосферу предприятиями Группы Газпром составил приблизительно 1,398 млн. т [1]. Метан поступает в атмосферу от объектов нефтегазовой отрасли России при эксплуатации технологического оборудования в секторе добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения углеводородного сырья. Одной из главных задач, которые стоят перед Компаниями нефтегазового сектора России, является инвентаризация, учет и контроль выбросов метана от организованных и неорганизованных источников, в том числе оперативное определение и измерение потерь метана с утечками, а также 8 дальнейшее их сокращение. Наибольший объем выбросов метана приходится на сектор транспортировки природного газа. Оценка и сокращение выбросов метана обеспечивает значительное ресурсосбережение нефтегазового сектора России, приводит к увеличению выручки и прибыли за счет экономии сырья и повышения энергоэффективности использования топливно-энергетических ресурсов. Таким образом, меры по сокращению выбросов метана могут быть высокорентабельными. Например, затраты на использование агрегатов с высоким КПД, затраты на перевод газовых пневматических регуляторов на воздух КИП могут окупиться за несколько месяцев в зависимости от цены на природный газ. При углеводородном финансировании появляется дополнительная экономическая выгода, так как метан является одним из основных парниковых газов, а ценность каждой тонны сохраненного метана может быть высока. Кроме того, законодательством Российской Федерации установлены значительные экологические платежи за выбросы метана, которые могут быть сокращены путем применения мер по снижению выбросов метана в атмосферу. Настоящий отчет содержит материалы по характеристике метана, источникам выбросов метана в атмосферу от организованных и неорганизованных выбросов метана в атмосферу. Отчет включает материалы по текущим и перспективным зарубежным и отечественным работам по внедрению инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан. Рассмотрены потенциальные возможности по реализации инвестиционных проектов в нефтегазовом секторе России и наилучших доступных технологий, обеспечивающих сокращение выбросов метана по всем секторам нефтегазовой отрасли России. Использование этих проектов обеспечивает экономическую эффективность и экологический эффект. Целью работы является научно-методическое обеспечение реализации Климатической доктрины Российской 9 Федерации, включая разработку мероприятий по адаптации и смягчению антропогенного воздействия на климат. В соответствии с техническим заданием для достижения указанной цели подготовлены предложения инновационных технологий по разработке утилизации и методам выбросов, внедрения содержащих метан, содержащие: научно-систематизированные существующих отечественных и аналитические зарубежных материалы о технологиях утилизации внедрению технологий выбросов, содержащих метан; научно-обоснованные рекомендации по утилизации выбросов, содержащих метан; анализ применения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан («положительный эффект»); три научно- и финансово- обоснованных метода внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан; расчет эффективности финансовых затрат от внедрения предлагаемых инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан. Следует отметить, что при выполнении работ по проекту в части, касающейся текущих глобальных изменений и прогноза состояния климата, авторы опирались на опубликованные данные, Четвертого обобщающего доклада МГЭИК (2007 г.) [8] и доклады Росгидромета. В ходе подготовки отчета постепенно появлялись материалы пятого Обобщающего доклада МГЭИК (2013-2014 гг.). 10 1 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И ТОКСИКОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МЕТАНА 1.1 Сведения о метане и его характеристики. Роль метана в атмосфере Метан – наиболее важный представитель органических веществ в атмосфере. Его концентрация существенно превышает концентрацию остальных органических соединений. Содержание метана в атмосфере росло очень быстро на протяжении последних двух столетий. Метан является одним из основных парниковых газов. Увеличение его содержания в атмосфере способствует усилению парникового эффекта, так как метан интенсивно поглощает тепловое излучение Земли в инфракрасной области спектра на длине волны 7,66 мкм. Вклад метана в создание парникового эффекта составляет примерно 30% от величины, принятой для углекислого газа. Метан занимает второе место после углекислого газа по эффективности поглощения теплового излучения Земли. С ростом содержания метана изменяются химические процессы в атмосфере, что может привести к ухудшению экологической ситуации на Земле. До настоящего времени направленное воздействие на атмосферные процессы удавалось осуществлять только путем изменения мощности антропогенных источников. Поэтому важно понимать природу естественных и антропогенных источников метана и оценивать их мощность с достаточной степенью достоверности. Управление процессами непосредственно в атмосфере в глобальном масштабе практически исключено. В настоящее время концентрация атмосферного метана достигла нового максимума и составила в 2011 г. около 1,813 ppm (1,278 мг/м3). И хотя это в 200 раз меньше, чем содержание углекислого газа (CO2) в расчете на одну молекулу газа парниковый эффект от метана (его вклад в рассеивание и удержание тепла, 11 излучаемого нагретой солнцем Землей) существенно выше, чем от СО2. Кроме того, метан поглощает излучение Земли в тех «окошках» спектра, которые оказываются прозрачными для других парниковых газов. Без парниковых газов (СO2, пары воды, метан и некоторые другие примеси) средняя температура на поверхности Земли была бы всего – 23°C , а сейчас она – около +15°C. Общее количество метана в атмосфере оценивают в пределах 4600-5000 Тг (Тг =1012 г.). В южном полушарии концентрация метана несколько ниже, чем в северном полушарии. Такое различие обычно связывают с меньшей мощностью источников метана в южном полушарии: считается, что основные источники метана расположены на континентах, а океаны не вносят заметного вклада в глобальный поток метана. Время жизни метана в атмосфере 8-12 лет [2]. Метан находится в атмосфере в основном в приземном слое, который называется тропосферой и толщина которого составляет 11-15 км. Концентрация метана мало зависит от высоты в интервале от поверхности Земли до тропопаузы, что обусловлено большой скоростью перемешивания по высоте в пределах 0-12 км (1 месяц) в сравнении со временем жизни метана в атмосфере. Молекула метана довольно устойчива в атмосфере. Удаление его из атмосферы с помощью осадков не происходит вследствие его малой растворимости в воде (30 см3/л). Для реального выведения из атмосферы метан необходимо переводить в нелетучие соединения или другие газообразные соединения. Химический сток в атмосфере - это основной канал вывода метана из атмосферы. Из других стоков некоторое значение имеют поглощение метана почвенными бактериями и уход в стратосферу. Оба стока вносят вклад менее 10 % в общий сток метана. Метан попадает в атмосферу как из естественных, так и из антропогенных источников, мощность которых в настоящее время существенно превышает мощность естественных. С воздухом метан образует взрывоопасные смеси, что является основной причиной взрывов на угольных шахтах. К 12 естественным источникам метана относятся болота, тундра, водоемы, насекомые (главным образом термиты), метангидраты, геохимические процессы. К антропогенным - рисовые поля, шахты, животные, потери при добыче газа и нефти, горение биомассы, свалки. Распределение источников метана по мощности приведено на рисунке 1.1. Рисунок 1.1 – Распределение источников метана по мощности Такие источники метана как болота, рисовые поля и животные вносят доминирующий вклад в образование общего потока в атмосферу. Вклад природного газа в эмиссии метана в атмосферу составляет по данным [2] около 8%. 13 1.2 Физико-химические свойства метана Метан – простейший углеводород, бесцветный газ (в нормальных условиях) без запаха и вкуса, химическая формула - CH4. Молекула метана имеет тетраэдрическое строение (sp-гибридизация углеродного атома) [3-17]. Малорастворим в воде, легче воздуха. Метан нетоксичен и неопасен для здоровья человека. Накапливаясь в закрытом помещении, метан взрывоопасен. ПДК метана в воздухе рабочей зоны составляет 7000 мг/м3. Класс опасности – четвёртый [3]. Метан – наиболее важный представитель органических веществ в атмосфере. Основной компонент природных (77-99 %), попутных нефтяных (31-90 %), рудничного и болотного газов (отсюда другие названия метана – болотный или рудничный газ, (рисунок 1.2). Рисунок 1.2 – Болота, как основной источник образования и выделения в окружающую среду болотного газа В анаэробных условиях (в болотах, переувлажнённых почвах, рубце жвачных животных) образуется биогенно. Получается также при коксовании каменного угля, гидрировании угля, гидрогенолизе углеводородов в реакциях каталитического риформинга. Основные физические свойства метана даны в таблице 1.1. 14 Таблица 1.1 – Физические свойства метана [3-17] Параметр Молекулярная масса Критическая температура Размерность г/моль мл/г Значение 16,04 -82.25 45.8 (по другим данным 46) log Kow= 1.09 0,005563 при 0 °С 0,003308 при 20 °С 0,00170 при 100 °С 0,6 Мл/г 0,91 °С Критическое давление атм Соотношение октанол/вода Растворимость в воде (низкая) г в 100 мл В этиловом спирте при 20 °С Растворяется в бензоле, метаноле, толуоле, малорастворим в ацетоне В эфирах при 20 °С Относительная плотность пара (воздух = 1) Давление паров, при -82,5 °C 0,554 кПа 46700 Теплота сгорания кДж/моль -890.8 Теплота испарения кДж/моль 8.19 Температура кипения °С -162 Температура плавления °С -183 Температура воспламенения °С 650 - 7500 Скорость взрывной волны м/с 500 - 600 % до 5 и после 15 Взрывоопасность: -горит голубым пламенем -взрывоопасен при концентрации от 5 до 15 в воздухе взрывоопасная -наиболее % концентрация Люди, попавшие в зону взрыва, подвергаются действию механическому взрывной волны и 15 9,5 высокой температуре 1.3 Токсикологические свойства метана Метан является наиболее инертным соединением из группы парафиновых углеводородов. Физиологическое действие метан оказывает лишь в очень высокой концентрации (из-за малой растворимости метана в воде и крови). Так, при содержании в воздухе 25-30 % объема (в подземных выработках допускается не содержание метана выше 0,75 % объема) появляются первые признаки асфиксии (учащение пульса, увеличение объёма дыхания, нарушение координации тонких мышечных движений и т.д.). Более высокие концентрации метана в воздухе вызывают у человека головную боль. Наиболее сильное токсическое действие проявляется при повышенном давлении (2-3 атм). Главная опасность метана для человека может быть связана с гипоксией (кислородным голоданием) и асфиксией (удушьем), возникающими при недостатке кислорода, который метан вытесняет из воздуха. У работающих в шахтах и на производствах, где в воздухе присутствуют метан и другие углеводороды метанового ряда, описаны нарушения функции вегетативной нервной системы (повышение возбудимости ее парасимпатического отдела, артериальная гипотензия и др.). Некоторые исследователи связывают возникновение у шахтеров нистагма (судорожное подергивание глазного яблока, связанное с поражением центральной нервной системы) с влиянием метана. Токсикологические свойства метана приведены в таблицах 1.2 и 1.3. Таблица 1.2 – Токсикологические свойства метана [3-17] Токсикологические свойства 1 Раздражающее Сведения 2 Не обладает раздражающим действием на глаза и кожу 16 1 Долгосрочные эффекты на здоровье при воздействии Канцерогенность Эмбриотоксичность Синергизм Накопление в организме 2 Нет информации ни по людям, ни по животным Метан не является канцерогеном. Нет информации ни по человеку, ни по животным Метан не обладает эмбриотоксическим действием Метан не вступает в синергические взаимодействия с другими материалами Метан не накапливается в организме Таблица 1.3 – Некоторые показатели предельных концентраций для метана [18] Средневзвешенная во времени Токсичность для водных (морских) допустимая концентрация вещества организмов (смертность 50% за 96 для воздуха рабочей зоны, (США) часов) TWA (time-weight average TLM 96 concentration) 712,6 мг/м3 (1000 ppm) (алифатические углеводородные газы, алканы C1 - C4) >1000 мг/л Метан не токсичен при значениях ниже предела взрываемости в 5 % (50000 ppm). В то же время, когда метан присутствует в высокой концентрации, он действует как удушающее вещество (в концентрации 87 % вызывает удушье, а при 90 % у мышей происходит остановка дыхания). Чтобы этого эффекта не было, в воздухе должно быть минимум 18 % кислорода. Метан заменяет кислород в воздухе до 18 %, присутствуя в концентрации от 14 % (140000 ppm). Не вызывает потери сознания до более высоких концентраций (30 %) намного выше предела взрываемости и «удушающих» концентраций. Работа с метаном связана с опасностью пожаров и взрывов (таблица 1.4). 17 Таблица 1.4 – Виды профессиональной опасности и первая помощь при контакте с сжиженным метаном [18] Виды опасности Острая опасность/симптомы Предупреждение Вдыхание Удушье Вентиляция. Защита органов дыхания при высокой концентрации Кожа При контакте с жидкостью обморожение Холодозащитные перчатки Глаза При контакте с жидкостью обморожение Защитные очки-маска Первая помощь Свежий воздух, покой. Искусственное дыхание по показаниям. Обратиться за медицинской помощью При обморожении: промыть большим количеством воды, не удалять одежду. Обратиться за медицинской помощью Вначале промыть большим количеством воды в течение нескольких минут (снять контактные линзы, если это не трудно), затем доставить к врачу 1.4 Пожароопасные свойства метана В таблице 1.5 представлены пожароопасные свойства метана и условия его транспортировки и хранения. 18 Таблица 1.5 – Пожароопасные свойства метана [18] Пожарная опасность Транспорт и хранение Метану присвоен фактор риска R12 – Метану присвоены следующие Очень огнеопасен (Extremely flammable). факторы безопасности S: По критериям опасности WHMIS (Канада) метан относится к: S2 – Держать в недоступных для детей местах A – Сжатый газ S9 B1 – Огнеопасный газ - Хранить содержимым контейнер в с хорошо По классификации NFPA (National Fire проветриваемом помещении Protection Association, США), метану по S16 – Держать вдали от пожароопасности присвоена категория источников воспламенения – не «4». Эта категория включает огнеопасные курить газы, огнеопасные криогенные материалы, Принимать меры пирофорные жидкости. Рекомендуемый S33 метод борьбы с огнем - остановить предосторожности от статических распространение вещества, пока огонь разрядов догорает 1.5 Применение метана Метан – первый член гомологического ряда насыщенных углеводородов, наиболее устойчив к химическим воздействиям. Подобно другим алканам вступает в реакции радикального замещения (галогенирования, сульфохлорирования, сульфоокисления, нитрования и др.), но обладает меньшей реакционной способностью. Специфична для метана реакция с парами воды, которая протекает на никель/Al2O3 катализаторе при 800-900 °С или без катализатора при 1400-1600°С; образующийся синтез-газ может быть использован для синтеза метанола, углеводородов, уксусной кислоты, ацетальдегида и других продуктов. 19 Метан образует соединения включения – газовые гидраты, широко распространенные в природе. Метан – наиболее термически устойчивый насыщенный углеводород, при обычных условиях он весьма инертен и соединяется только с галоидами. Применяется в качестве: бытового и промышленного топлива. В составе природного коксового и биогазов метан используют в качестве топлива. В промышленности его применяют для получения синтез-газа, водорода, ацетилена, технического углерода, HCN, метил- и метиленхлоридов, СНСl3, ССl4, CH3NO2, фреонов; продуктов хлорирования (метилхлорид, метиленхлорид, хлороформ, четырёххлористый углерод). Используются в огнетушителях, как снотворное или растворитель; сырья для промышленности, производства товара дегидрирования ацетилена; товара конверсии - синтез-газа. Используется для производства метанола и формальдегида, а следовательно и полимеров, медикаментов и денатурирующих и дезинфецирующих материалов. Из синтез-газа получают аммиак и удобрения. Метан широко используется в качестве моторного топлива для автомобилей. Однако плотность природного метана в тысячу раз ниже плотности бензина. Поэтому, если заправлять автомобиль метаном при атмосферном давлении, то для равного с бензином количества топлива понадобится бак в 1000 раз больше. Чтобы не возить огромный прицеп с топливом, необходимо увеличить плотность газа. Это можно достичь сжатием метана до 20–25 МПа (200–250 атмосфер). Для хранения газа в таком состоянии используются специальные баллоны, которые устанавливаются на автомобилях. При неполном сгорании метана получают сажу, при каталитическом окислении - формальдегид, при взаимодействии с серой - сероуглерод. 20 Таким образом, останавливаясь на промышленном применении метана, наиболее важные направления применения включают приведенные ниже процессы. Термоокислительный крекинг и электрокрекинг – важные промышленные методы получения ацетилена. Метан используют как источник водорода в производстве аммиака, а также для получения водяного газа (синтез-газа): CH4 + H2O → CO + 3H2 (1.1) применяемого для промышленного синтеза углеводородов, спиртов, альдегидов и др. Важное производное метана – нитрометан. Природный газ в настоящее время рассматривается как одно из наиболее перспективных моторных топлив. Его преимущества по сравнению с топливами нефтяного происхождения хорошо известны: высокое октановое число (120); более высокое по сравнению с бензином и дизтопливом соотношение водород-углерод (4/1). Поэтому при сгорании метана образуется примерно на 10 % меньше диоксида углерода (СО2), чем при сжигании эквивалентного количества бензина и дизельного топлива. Сам метан, однако, рассматривается как «парниковый» газ; при сгорании метана практически не выделяются углеводороды, участвующие в реакциях образования озона в атмосфере; способность обеспечивать устойчивое сгорание на более «бедных» топливовоздушных смесях, чем на бензине. Для сокращения выбросов метана, поступающих в атмосферный воздух от объектов нефтегазового сектора России, имеется ряд причин: 1. В России метан относится к нормируемым загрязняющим веществам (ЗВ), для которого установлена плата за загрязнение атмосферного воздуха. В структуре выбросов загрязняющих веществ от объектов нефтегазового сектора России на метан приходится более 65% и сокращение объемов платежей в результате снижения объемов выбросов метана в атмосферу является 21 актуальным. Это определяет необходимость стремления предприятий нефтегазового сектора России к реализации инновационных энерго- и ресурсосберегающих технологий по минимизации выбросов природного газа (метана) в атмосферный воздух. 2. Метан является основным компонентом природного газа, являющегося товарным углеводородным сырьем, энергоресурсом, сокращение выбросов которого также целесообразно с точки зрения увеличения прибыли компаний нефтегазового сектора России за счет продажи дополнительного объема природного газа, сэкономленного при реализации энерго- и ресурсосберегающих технологий. 3. Метан является основным парниковым газом с коэффициентом глобального изменения климата, равным 21 (планируется установить на уровне 25). Согласно международным и государственным климатическим документам на уровне РФ и крупных предприятий предпринимаются меры по предотвращению глобального изменения климата, в том числе осуществляются мероприятия по сокращению выбросов метана, что полностью согласуется с одним из обязательств Экологической политики России и нефтегазовых компаний по реализации мер, направленных на предотвращение негативных последствий изменения климата. Метан учитывается при оценке ключевого показателя эффективности «Удельные выбросы парниковых газов в СО2эквиваленте», который характеризует экологичность производства, эффективность мероприятий, направленных на повышение экологической надежности, положительно характеризуя этот показатель при сокращении объемов выбросов метана и одновременным ростом производственных показателей. 22 2 CОСТАВЫ ДОБЫВАЕМОГО И ТРАНСПОРТИРУЕМОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ НА НЕФТЕ- И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения делят на чисто газовые, газоконденсатные и нефтяные. Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м принято считать сухими, а газы с большим содержанием 3 тяжелых углеводородов - жирными. В качестве примера в таблице 2.1 представлен компонентный состав природных газов некоторых отечественных месторождений [19-22] . Таблица 2.1 – Компонентный состав природных газов некоторых месторождений [19-22] Этан Месторождение, Метан СН 4 С2 Н6 пласт 1 Уренгойское: юра сеноман Ямбургское: сеноман Медвежье: сеноман юра Бованенковское: сеноман залежь TП16 Заполярное Харасавейское Тазовское: сеноман юра Губкинское Комсомольское: сеноман юра Вынгапурское 2 3 87 98,8 6,2 0,07 98,6 Состав газа (по объему), % Пентан Пропан Бутан С 5 Н12 + СО 2 С 3 Н 8 С 4 Н10 высшие 4 5 6 7 3,4 - 1,98 - 0,76 0,01 0,07 Азот N2 + редкие 8 Сероводород H2 S 9 0,12 0,29 1,1 0,8 Нет - 0,19 1,12 - 99,2 63,7 0,12 10,2 12,6 7,6 0,01 3,6 0,01 0,7 0,6 1,8 - 99 0,028 0,007 0,003 - 0,063 0,855 Следы 96,4 98,4 90-98 2,89 0,07 1-3 0,05 0,01 0,5-1,5 0,03 0,1-0,2 0,01 0,01 Следы 0,22 0,20 0,3-0,8 0,43 1,3 0,2-0,8 Следы Нет Следы 98,6 87,5 98,4 0,1 6,7 0,13 0,03 2,1 0,01 0,02 0,59 0,005 0,01 0,11 0,01 0,2 0,6 0,15 1 2,4 1,3 Нет - 97,2 94,5 95,1 0,12 2,1 0,32 0,01 0,5 - 0,1 - 0,01 0,1 - 0,1 0,2 0,19 2,5 1,6 4,3 Нет 23 1 Юбилейное Месоояхское Березовское Вуктыльское Астраханское Оренбургское СевероСтавропольское 2 98,4 97,6 94,8 81,8 50,5- 61,9 92,7 3 0,07 0,1 1,2 8,8 0,6-5,5 2,2 4 0,01 0,03 0,3 2,8 0,6-1,7 0,8 5 0,01 0,1 0,94 0,22- 0,93 0,22 6 0,01 0,06 0,3 0,15 7 0,4 0,06 0,5 0,3 8-20,7 0,2 8 1,1 1,6 3 5,1 0,02- 0,07 1,1 9 20,7-33 2,6 98,7 0,33 0,12 0,04 0,01 0,7 0,7 Нет Попутный (нефтяной) газ – это ценнейшее химическое сырье и высокоэффективное органическое топливо. В отличие от газов природных горючих, состоящих в основном из метана, попутный газ содержит значительное количество этана, пропана, бутана и др. предельных углеводородов. После переработки попутного газа получают осушенный (отбензиненный) газ и ценное сырье, состоящее из широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), используемое в химической и нефтехимической промышленности, а также сжиженный газ. Специфика добычи попутного газа заключается в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. По геологическим характеристикам различают попутные нефтяные газы (ПНГ) газовых шапок и газы, растворённые в нефти. То есть попутный нефтяной газ представляет собой смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. В зависимости от района добычи с 1 т нефти получают от 25 до 800 м3 попутного нефтяного газа. Добыча природного и попутного газа обществами Группы Газпром за 2009-2013 гг. на территории Российской Федерации приведена в таблице 2.2. 24 Таблица 2.2 – Добыча природного и попутного газа обществами Группы Газпром за 2009-2013 гг., млрд. м3 [1] Наименование Группа Газпром всего: - в т.ч. попутный нефтяной газ ОАО «Газпром» и его основные дочерние общества со 100% участием ОАО «Газпром нефть» и его дочерние общества ЗАО «Пургаз» ОАО «Севернефтегазпром» 2009 461,52 3,75 Годы 2010 2011 2012 2013 508,59 513,17 487,02 487,39 4,28 4,73 5,66 6,71 425,02 465,14 2,08 2,95 7,33 8,73 11,36 11,84 22,58 15,14 25,36 15,37 25,66 15,04 25,35 14,62 25,12 464,81 437,90 436,29 В таблице 2.3 приведены данные статотчетности ОАО «Газпром» по извлеченным ресурсам и объемам сожженного попутного нефтяного газа за 2012- 2013 гг. по газодобывающим дочерним обществам. Уровень использования ПНГ в процентном соотношении к его добыче в 2013 г. увеличился по сравнению с 2012 г. во всех газодобывающих обществах. Таблица 2.3 – Извлеченные ресурсы и объемы сожженного попутного (нефтяного) газа по газодобывающим обществам за 2012-2013 гг. [1] Наименование газодобывающего общества Наименование статьи ГД Краснодар ГД Уренгой ГД Ямбург 2012 2012 2013 89,31 73,37 26,54 26,69 848,78 683,6 0,001 0,004 2012 2013 Добыча попутного нефтяного газа, млн. м3 Использование (утилизация) попутного нефтяного газа, млн. м3 Уровень использования ПНГ, % Сожжено на факелах ПНГ, млн. м3 ГД Оренбург 2012 2013 2013 83,75 69,81 26,54 26,69 826,65 683,6 - - 93,8 95,1 100 100 - - 5,54 3,51 - - 0,001 0,004 25 97,92 99,54 22,32 3,27 Рост газового фактора объясняется тем, что увеличивается объем добычи нефти из нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений (в 2012 г. Группой Газпром введено в эксплуатацию 726 новых нефтяных скважин). Основной объем добычи природного и попутного (нефтяного) газа в 2013 г. приходится на Уральский Федеральный округ – 452,24 млрд. м3 или 92,8 % всей добычи Группой Газпром на территории Российской Федерации. Использование попутного газа осуществляется в основном по трем направлениям: поставка потребителям, в том числе на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), переработка на станциях компримирования (КС) и для собственных нужд. Уровень использования ПНГ по месторождениям некоторых газодобывающих дочерних обществ ОАО «Газпром» в 2013 г. достиг 100 %. Определение компонентного состава природного и попутного газов производится на этапах добычи и подготовки газа к транспорту на базе специальных аккредитованных Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии лабораторий. Учитывая, что Россия обладает огромными природными запасами метана – примерно 1/3 мировых запасов, освоение метана в качестве моторного топлива для автотранспортных средств имеет для нашей страны стратегическое значение. 26 3 ОЦЕНКА ВЫБРОСОВ МЕТАНА В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ И УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ 3.1 Оценка выбросов метана в нефтегазовой отрасли В нефтегазовом секторе России разведка месторождений и добыча углеводородного сырья являются началом производственной цепочки. Принцип минимального воздействия на окружающую среду применяется и сегодня при добыче углеводородного сырья. Несмотря на применение современных методов промышленные объекты добычи углеводородного сырья оказывают существенное воздействие на окружающую среду. Это происходит на всех этапах – от бурения поисковых скважин в процессе разведки до выброса загрязняющих веществ, в том числе метана, при использовании углеводородного топлива. Сегодня нефте- ответственность, и газодобывающие принимают собственные компании, осознавая обязательства по свою охране окружающей среды, в том числе по оценке, учету выбросов метана и их сокращению. Технологически неизбежные потери метана (эмиссии) делятся на неорганизованные, образующиеся, в основном, в результате утечек природного газа через неплотности соединений технологического оборудования и организованные, образующиеся при проведении обязательных технологических операций по поддержанию требуемого режима эксплуатации объектов [23]. Основные направления расхода газа на собственные технологические нужды предприятий добычи, транспорта, переработки, хранения и распределения газа, так называемые технологические потери газа, состоят из расхода газа на технологические топливные нужды, расхода газа на прочие технологические нужды (организованные выбросы в атмосферу) и технологических потерь с утечками (неорганизованные выбросы в атмосферу). Структура затрат газа на собственные технологические нужды и источников выбросов в атмосферу природного газа схематично приведена на рисунке 3.1. 27 Рисунок 3.1 – Структура затрат газа на собственные технологические нужды и источники выбросов в атмосферу природного газа [23] Расход газа на технологические топливные нужды (топливный газ) – природный газ, расходуемый в качестве топлива (печи, ГПА, подогреватели, факелы, котлоагрегаты и др.). Расход газа на прочие технологические нужды – природный газ, необходимый для проведения прочих технологических операций по поддержанию требуемого режима эксплуатации объектов добычи, транспорта, переработки, хранения и распределения газа (скважины, шлейфы, пылеуловители, фильтры-сепараторы и т.д.). Технологические потери газа с 28 утечками – неизбежные потери природного газа, связанные с принятой схемой и технологией добычи, переработки, транспортировки газа и обусловлены степенью совершенства технологии и качеством оборудования. Глубокая детализация технологических потерь газа на уровне ОАО «Газпром» возможна по данным материального баланса и при дифференциальной оценке по каждому источнику выделения. Для предприятий нефтегазового сектора России снижение технологически неизбежных потерь (эмиссий) природного газа, образующихся в процессе добычи и транспортировки природного газа и связанных с особенностями технологического процесса, а также состоянием оборудования является актуальной задачей. Основные техническим причины состоянием оборудования. Это возникновения и физическим утечек метана износом разгерметизация оборудования связаны с технологического в эксплуатационных условиях (сварные швы, фланцевые и резьбовые соединения, сальниковые уплотнения, краны, задвижки), неплотности запорно-регулирующей арматуры (штоки кранов и вентилей, резьбовые соединения импульсных трубок, устья свечей), повреждение оборудования, арматуры и трубопроводов (свищи, трещины, разрывы, сквозные повреждения из-за коррозии). Общие объемы утечек определяются давлением, диаметром трубопроводов и их длиной. По данным международных организаций величина неорганизованных утечек метана в различных газотранспортных системах составляет от 0,05 до 0,6% от объема транспорта газа. В азиатских газопроводах эта величина достигает 1,5%. По последним данным Агентства по охране окружающей среды США утечки метана по всей производственной цепочке от добычи до потребителя составляют для традиционного газа 1,5-2,2%, в том числе для транспорта 0,10,3% (для сланцевого газа общие утечки 3,6-7,9%). Объемы утечек для ЕСГ России, определенные на основании широкомасштабных инструментальных исследований по обнаружению утечек метана и измерению их объемов, проводимый специалистами ОАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и 29 иностранных компаний («E-on Ruhrgaz» (Германия), ГДФ-СЮЭЗ (Франция), Сумитомо Корпорейшн (Япония), Агентством охраны окружающей среды (США) составляют не более 0,1% от объема транспортируемого газа. Функционирование надежной и точной системы мониторинга, оценки и учета утечек метана, а также их устранение является одним из обязательств компаний нефтегазового сектора России. В настоящее время для поиска возможных утечек диагностики метана используются трубопроводов, мониторинга авиационные автоматизированные системы лазерные для системы утечек метана на территориях компрессорных станций, тепловизоры и ручные переносные детекторы утечек метана. В настоящее время объемы утечек при транспорте газа по ЕСГ не превышают уровень в американских и европейских газопроводах и значительно ниже, чем в азиатских. В то же время, вторая часть неизбежных технологических потерь природного газа – организованные выбросы метана, образующиеся при проведении обязательных технологических операций по поддержанию требуемого режима эксплуатации объектов имеет более значительный объем воздействия на окружающую среду и гораздо больший объем затрат – как платежей за негативное воздействие на окружающую среду, так и недополученного дохода. С 2007 по 2013 годы технологические потери в ЕСГ снижены с 5,16 млрд. м3 до 3,08 млрд. м3 за счет организационных и технологических мероприятий Программ по энергосбережению, ресурсосбережению и комплексной экологической программы. Транспорт природного газа является самым большим источником выбросов метана, добыча природного газа является вторым по величине источником выбросов метана (рисунок 3.2). 30 Рисунок 3.2 – Выбросы метана по секторам газовой отрасли России [1] Суммарные выбросы метана при добыче, транспорте, хранении, в переработки природного газа в 2009 г. дочерними обществами ОАО «Газпром» составили более 1,83 млн. т, из которых около 1,7 млн. т (93 %) метана приходилось на транспорт и 0,77 млн. т (4,2 %) на добычу. С 2009 г. по 2014 г. видна тенденция снижения выбросов метана в атмосферу, и в 2014 г. суммарные выбросы метана от обществ ОАО «Газпром» снизились до 1,26 млн. т., из которых 1,17 млн. т (93 %) и 0,065 млн. т (5,2 %) – транспорт и добыча природного газа соответственно. 3.2 Оценка выбросов метана в угольной промышленности Проведение подготовительных пластовых выработок и ведение очистных работ на угольных шахтах при современных глубинах разработки шахтопластов сопровождается интенсивным выделением CH4. Для обеспечения безопасности на угольных шахтах в целях снижения содержания взрывоопасных газов до установленных допустимых норм применяют проветривание горных выработок с выводом разбавленного воздухом метана на поверхность, дегазацию угольных пластов и отработанных пространств. 31 Угольный метан оказывает негативное воздействие на окружающую среду, и за выбросы метана угольные шахты осуществляют экологические платежи. Доля России в глобальных выбросах шахтного метана в атмосферу – 6%, что составляет около 2 млрд. м3/год [24]. Большая часть выбросов шахтного метана в России приходится на угольные шахты Кузбасса. Ежегодно шахты Кузбасса выбрасывают в атмосферу 1-2 млрд. м3 метана. В настоящее время в структуре выбросов шахтного метана российских угольных шахт основную долю составляет вентиляционный метан по сравнению с дегазационным газом. В соответствии с общепринятой терминологией метан, который удаляется из угольных шахт через системы вентиляции, называется вентиляционным метаном. В извлекаемой системами вентиляции смеси на угольных шахтах концентрация метана составляет от 0 до 3,5 %. На практике концентрация варьируется в пределах 1-3 %, изменение концентрации имеет плавный характер. Проветривание угольных шахт осуществляется механическим вентиляционным оборудованием (вентиляторами). На шахтах, в зависимости от газообильности горных выработок, могут быть установлены как один, так и несколько вентиляторов. Вентиляторы должны подавать достаточное количество воздуха для полного проветривания шахты в соответствии с нормативными документами. Максимальный объем метана был каптирован в 1988 г. и составил 290 млн. м3 при средней эффективности дегазации по шахтам 51%. В последние годы шахтами бассейна каптируется около 200 млн. м3/год. В Российской Федерации из общего числа шахт наиболее метанообильными являются 48% шахт, 27% шахт работают с дегазацией угольных пластов и выработанных пространств. По методологии измерения выбросов вентиляционной метановоздушной смеси производятся отдельные замеры концентрации метана в потоке воздуха в шахте и скорости воздушного потока. Эти данные затем могут быть использованы для расчета количества чистого метана. Для измерения метана, выбрасываемого газоотсасывающими установками, проводятся отдельные замеры концентрации метана в метано-воздушной смеси. По номограмме 32 определяется вакуум в метано-воздушной смеси, который зависит от входящего вакуума в газотсасывающей установке, после чего пересчитывается чистый метан с учетом собранных данных. Российские угольные шахты обеспечивают безостановочный мониторинг выбросов метана в атмосферу. Устанавливается оборудование, которое измеряет скорость потока и концентрацию метана. Вся информация регистрируется в журнале: для дегазационных установок – каждый час, для систем вентиляции – один раз в день. На шахтах могут быть одна или несколько дегазационных установок. Дегазация бывает заблаговременная, предварительная и выработанного пространства. Дегазация угольной шахты может проводиться через скважины, пробуренные с поверхности в купол обрушения. Дегазационный метан может извлекаться по подземной дегазационной сети. На шахтах применяются дегазационные установки с использованием водокольцевых вакуум-насосов производительностью от 35 и до 120 м3/мин и сухих ротационных вакуум-насосов производительностью от 28 до 160 м3/мин. В последние годы доля извлеченного метана из угольных месторождений Российской Федерации средствами дегазации в среднем не превышает 27-30%. Согласно пункту 5 «Методических рекомендации о порядке дегазации угольных шахт, РД-15-09-2006» дегазация угольных пластов должна применяться, когда содержание метана в угольном пласте составляет 13 м3/т на сухую беззольную массу и более. Дегазация угольных пластов может осуществляться на вновь вводимых выемочных участках действующих шахт при составлении паспорта выемочного участка до проведения дегазации, когда природная газоносность пласта превышает 13 м3/т сухой беззольной массы (далее – с.б.м.), а также на угольных пластах неразгруженных, склонных к внезапным выбросам угля и газа, а также суфлярам, внезапным прорывам газа из пласта-спутника и из зон геологических нарушений, при которых возможно загазование выработок. 33 Для оценки объемов каптируемого метана в угольной промышленности России применена методика МГЭИК (IPCC, 2000; IPCC, 2006) [24, 25], в соответствии с которой для определения общей эмиссии метана учитываются его выбросы при добыче угля подземным способом, добыче угля открытым способом и последующей деятельности. Оценка эмиссии метана при подземной добыче угля представляется наиболее важной, так как добыча угля этим способом ведется на больших глубинах из угольных пластов, обладающих высокой газоносностью. Инженерные службы шахт постоянно контролируют метанообильность для предотвращения загазований горных выработок и обеспечения безопасной работы. Как правило, эти данные доступны в региональных службах Ростехнадзора. Оценка эмиссии шахтного метана для угольных шахт может быть получена с высокой точностью, соответствующей Ряду 3 методики МГЭИК [26]. Выбросы метана рассчитываются согласно методологии МГЭИК (IPCC, 2000; IPCC, 2006) [26] Межправительственной группы экспертов по изменению климата, в соответствии с которой для определения общей эмиссии метана учитываются его выбросы при добыче угля подземным способом, добыче угля открытым способом и последующей деятельности. Фактические данные по выбросам метана шахтами в России являются труднодоступными. Несмотря на то, что угольные компании должны отслеживать объемы выбросов метана своими шахтами, эти данные не доступны для общественности, подобно другим странам, например, США. Для получения таких данных необходимо полагаться на разные источники. Таблица 3.1 представляет собой сбор и обработку данных о выбросах метана, взятых из различных источников. 34 Таблица 3.1 – Эмиссия метана угольными шахтами Кузбасса [27-29] 2005 Объем метана, выбрасываемого системами вентиляции и газоотсоса угольными шахтами Кузбасса, млрд. м3 1,12 2006 1,17 174 2007 1,18 181 2008 1,12 182 2009 1,15 186 2010 1,11 210 2011 1,08 167 2012 1,14 174 Год Производство угля в Кузбассе, млн. т 167 В целях дополнения имеющихся данных и обеспечения основы для оценки выбросов угольными шахтами была разработана методика, основанная на фундаментальных параметрах добычи угля и газоносности. После сравнения этих результатов с данными из других источников стало очевидно, что подобные расчеты обеспечивают разумные оценки фактических выбросов метана российскими угольными шахтами. Среднюю газоносность м3/т по угледобывающим шахтам Кузбасса можно определить по формуле: n X ai xi (3.1) i 1 где xi – средняя газоносность i-го угледобывающего предприятия, n ai – весовой коэффициент a i 1 i 1 , (доля добываемого угля на i-й шахте от общего количества шахт Кузбасса ), n – количество угледобывающих предприятий Кузбасса. Стандартное отклонение от среднего значения газоносности шахт Кузбасса составляет: (3.2) Дисперсия: 35 (3.3) На диаграмме (рис. 3.2) представлены доли добываемого угля при различных значениях газоносности. Рисунок 3.2 – Распределение газоносности угольных шахт Кузбасса [27] Угледобывающие предприятия с газоносность более 15 м3/т в расчетах не учитывались, так как их влияние составляет менее 1% либо угледобывающие предприятия имеют предписания к закрытию. К сожалению, нет никаких данных относительно остаточной газоносности на российских шахтах, так что переменная не учитывается, и Уравнение принимает вид: (3.4) MEF является эмпирическим значением, которое вычисляется на шахтах, где остальные переменные, такие как газоносность добываемого угля в шахте, угледобыча и эмиссия метана шахтой, известны. Рассчитанное значение MEF с использованием данных известных шахт используется для всех шахт Кузбасса. Необходимые данные для расчета MEF доступны на двенадцати шахтах. Имеющиеся данные охватывают период времени с 2007 по 2012 гг., хотя по 36 некоторым шахтам данные были представлены только за один год. Результаты различались значительно. Рассчитанное значение MEF по отдельно взятым шахтам варьировалось от 0,1 до 3,6 со средним значением MEF 1,4. Наиболее важными являются выбросы метана при подземном способе добычи, поскольку именно этот метан можно извлекать и утилизировать. Объемы извлеченного и утилизированного метана вычитаются из общего объема ожидаемых выбросов ШМ. Несмотря на то, что специальная аппаратура в угольных шахтах постоянно отслеживает содержание метана в рудничной атмосфере, чтобы обеспечить безопасность работы персонала, она не всегда фиксирует расход метана за единицу времени, поэтому качество данных о выбросах метана часто меняется. Данная информация является доступной для надзорных и контрольных органов в угольных регионах, управлений Ростехнадзора и региональных органов экологического контроля. В выполненных расчетах эмиссии метана при добыче угля подземным способом угледобывающими предприятиями России использовался комбинированный подход на основе оценок Ряда 3 и Ряда 2 (в соответствии с методикой МГЭИК) [26]. При этом Ряд 3 применялся в случае, когда были доступны данные об относительной или абсолютной метанообильности угольных шахт. Данные о метанообильности угольных шахт при использовании оценок Ряда 2 формировались одним из трех способов в зависимости от доступной информации. Анализ геологических данных, например, крупнейшей угледобывающей компании РФ «Кузбассразрезуголь», в состав которой входит большая часть угольных разрезов Кузбасса, показал, что десорбционные свойства угольных пластов, отрабатываемых разрезами, исследованы недостаточно. Поэтому метаноносность угольных пластов, отрабатываемых открытым способом, определялась косвенно на основании данных о марочном составе углей, добываемых разрезами, и известном соответствии газоносности марочному составу и глубине залегания угольного пласта [25]. Этот подход соответствует Ряду 2 методики МГЭИК. Вычисления проводились в 37 предположении, что метан из угля, добытого открытым способом, выделился в атмосферу на стадии его извлечения из недр. Таблица 3.2 – Эмиссия парниковых газов на шахтах Кузбасса [28-29] Газообильность Среднегодовой шахты с учетом Относительная дебит Средне каптированног газообильность каптируемого суточная Категория о метана, шахты, м3/т метана Шахта добыча шахты по м3/мин. средствами угля, метану дегазации и т/сут. газоотсоса, СН4 СО2 СН4 м3/мин. 1 2 3 4 5 6 7 Грамотеинская 4 947 10,9 8,1 3,1 2,1 2,2 Категория 3 Опасная по внезапным Осинниковская 3 110 84,3 34,2 39,0 15,7 0,2 выбросам угля и газа Тайжина 2 702 51,3 8,9 28,7 5,0 11,3 То же Томская 1 030 30,3 14,8 41,6 20,3 0,7 То же Сверхкатегор Кушеяковская 3 075 10,2 3,4 ная Томусинская 3 236 35,9 11,7 16,0 5,2 То же 5-6 (Кузнецкий бассейн) Опасная по внезапным Чертинская 1 716 69,9 58,6 27,1 выбросам угля и газа ОАО «Кузбасуголь» 3 111 12,0 9,1 19,1 15,0 То же Березовская Первомайская 2 547 19,3 6,9 21,8 10,5 То же (Кузнецкий бассейн) Опасная по Им. В.И. внезапным 2 748 45,0 26,5 13,0 Ленина выбросам угля и газа Усинская 1 427 28,8 8,5 28,6 8,5 3,2 То же ОАО «Шахта Сверхкатегор 15 100 120,8 31,0 0,4 Распадская» ная (Печорский бассейн) Опасная по Северная 6 096 153,9 36,4 103,0 внезапным выбросам 38 1 2 3 4 5 6 Воркутинская Комсомольска я Заполярная 2 114 142,8 - 97,3 - 86,3 7 угля и газа То же 3 176 126,2 - 57,2 - 54,6 То же 2 812 931 - 47,7 - 23,3 Аяч-Яга 2 360 115,0 - 70,2 - 38,6 Воргашорская 12 200 70,5 - 13,0 - 10,9 То же Сверхкатегор ная То же На 82 действующих газообильных шахтах в работе находится 193 выемочных участка при их суммарной метанообильности 1400 м3/мин: с метановыделением менее 3 м3/мин - 129 участков, от 3 до 10 м3/мин - 39, от 10 до 20 м3/мин - 14 и свыше 20 м3/мин - 11 участков. Дегазация применяется на 30 участках, в том числе на 16 участках самостоятельно и на 14 участках совместно с газоотсосом, осуществляемом специальными газоотсасывающими вентиляторными установками. Дебит каптированного метана на выемочных участках составляет 365 м3/мин, из которых 237 м3/мин извлекается на шахтах Воркуты и 100 м3/мин – в Кузбассе. Газоотсасывающими вентиляторными установками отводится 398 м3/мин метана, в том числе в Кузбассе – 395 м3/мин. Интенсивность извлечения метана на выемочных участках средствами дегазации и газоотсоса составляет 760 м3/мин или 54% общей их метанообильности. Для изучения изменения динамики газовыделения из угольного пласта необходимо проанализировать изменения среднесуточных концентраций в скважинах в течение 20 суток; обеспечить мониторинг дегазационных скважин в плоскости угольного пласта на участке ведения очистных работ, а также измерение расхода метановоздушной смеси из скважин и содержания в ней метана; определить показатели газоотдачи пласта в скважины и объема извлеченного метана из него за время дегазации. Любые исследования, испытания и измерения должны проводиться по методикам (программам) и соответствующим требованиям, утвержденным в 39 установленном порядке (рекомендованным) документам, типовым методическим указаниям по испытаниям и измерениям. При этом методы (программы) должны предусматривать меры по обеспечению безопасного проведения работ. 4 НАУЧНО-СИСТЕМАТИЗИРОВАННЫЕ АНАЛИТИЧЕСКИЕ МАТЕРИАЛЫ О СУЩЕСТВУЮЩИХ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ ТЕХНОЛОГИЯХ УТИЛИЗАЦИИ ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН 4.1 Технологии утилизации выбросов, содержащих метан, используемые в нефтегазовом секторе России Нефтегазовый сектор России реализует целенаправленную политику по повышению энергоэффективности и сокращению выбросов метана во всех секторах с учетом требований Энергетической стратегии России в период до 2030 года, Государственной программы Российской Федерации «Охрана окружающей среды» на 2012-2020 годы, Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2030 года, Генеральной схемы развития газовой отрасли до 2030 года. Сокращение выбросов метана приводит к сопряженным выгодам экологического, ресурсного и экономического характера. нефтегазового сектора России принимают активное участие в Компании реализации мероприятий, обеспечивающих сокращение выбросов метана. На постоянной основе разрабатываются и выполняются различные комплексные, целевые и 40 корпоративные программы. Они имеют разное целевое назначение, но предусматривают общий подход к достижению цели по наилучших доступных использованию инновационных энерго- и ресурсосберегающих технологий, реализации мероприятий, обеспечивающих экономию ТЭР и сокращение выбросов метана. Так, в ОАО «Газпром» снижение выбросов метана тесно связано с реализацией комплексных программ реконструкции и технического перевооружения объектов добычи, транспортировки, переработки, программ энергосбережения и реализуемой в настоящее время в «Концепции энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «Газпром» на период 2011-2020 гг.» [30]. К 2020г. согласно «Концепции…» в ОАО «Газпром» планируется достичь следующих результатов: сэкономить энергоресурсов не менее 28,2 млн. т у. т; снизить удельный расход топливного газа на собственные технологические нужды и потери не менее 11,4%; сократить выбросы парниковых газов не менее чем на 48,6 млн. т СО2эквивалента. В рамках вышеперечисленных программ разрабатываются и внедряются технологии и мероприятия, направленные на утилизацию выбросов, содержащих метан. К наиболее эффективным технологиям, используемым в нефтегазовом секторе России, можно отнести представленные в таблице 4.1 по направлениям деятельности нефтегазового сектора России инновационные энерго- и ресурсосберегающие технологии, обеспечивающие основную долю потенциала экономии энергоресурсов и сокращения выбросов метана. [23,3137]. 41 Таблица 4.1 – Перечень основных направлений использования энерго- и ресурсосберегающих технологий [23, 31-37] Вид энерг оресу рса 1 Наименование технологическо й операции Направление использование технологии 2 3 Эксплуатация скважин Применение технологий удаления жидкости Оптимизация режимов работы самозадавливающихся скважин Компримирован Улучшение ие газа на ДКС эксплуатационных Приро характеристик ГПА дный газ Оптимизация работы ДКС Восстановление эксплуатационных параметров ГПА Ожидаемый результат 4 Добыча газа Экономия газа за счет исключения потери газа на продувку Экономия газа за счет исключения продувок на факел Требуемая добыча газа может быть обеспечена работой меньшего количества ГПА Снижение расхода топливного газа ГПА Снижение расхода топливного газа ГПА 42 Название технологии 5 Технология удаления жидкости из скважин с применением плунжерного лифта; Технология, обеспечивающая вынос жидкости из газосборных сетей на основе их реконструкции; Технология управления режимом работы скважин с использованием систем телемеханики (телеметрии) Технология компримирования газа с применением оптимизированных СПЧ ЦБН ГПА на ДКС Технология оптимизации работы ДКС на основе раздельно-группового переподключения газосборных коллекторов с различными параметрами; Технология оптимизации работы ДКС на основе межцеховых технологических коммуникаций газоконденсатных промыслов Технология промывки проточной части осевого компрессора газовых турбин ГТУ 1 2 Охлаждение сырого газа ДКС 3 Повышение эксплуатационной надежности АВО Оптимизация технологических характеристик и режимов работы объектов ГТС Приро дный газ Эксплуатация ГТС Повышение надежности трубопроводной арматуры 4 Экономия расхода электроэнергии, природного газа 5 Технология автоматической системы контроля и управления частотой вращения агрегатов охлаждения сырого газа ДКС первой и второй ступени для предотвращения гидратообразования Транспорт газа Снижение расхода Комбинированная высокоэффективная технология топливного газа транспорта газа на магистральных трубопроводах СевероГПА Европейского газопровода; Комбинированная высокоэффективная технология транспорта газа на магистральных трубопроводах газопроводного коридора Бованенково-Ухта; Технология контроля за показателями эффективности функционирования объектов ГТС на основе информационной системы – Программный комплекс «Магистраль»; Технология оптимизации режимов работы многониточных газопроводов магистрального транспорта газа на основе Программно-вычислительного комплекса «Волна»; Технология контроля за показателями эффективности функционирования объектов ГТС на основе информационной системы – комплекс моделирования и оптимизации режимов газопроводов «Сампаг» Снижение потерь Технология диагностического обследования и оценки природного газа перетоков газа через затворы запорной арматуры ЛЧ МГ, технологических обвязок КС, ГРС, кранов-перемычек ЛЧ газопроводов, режимных и рециркуляционных кранов КС 43 1 2 Компримирование газа Ремонтные работы на ЛЧ МГ 3 Поиск и оценка утечек природного газа на технологических объектах Восстановление эксплуатационных параметров ГПА Повышение эффективности ремонтных работ на технологических объектах ЛЧ МГ Осушка Дегазация ДЭГ природного газа Приро дный газ 4 Снижение потерь природного газа Снижение расхода топливного газа ГПА Сокращение объема стравливания газа Сокращение потерь газа, растворившегося в ДЭГ Сокращение расхода природного газа Подогрев газа Использование перед располагаемого редуцированием перепада давления на винтовой расширительной машине Эксплуатация Использование энергии Сокращение ГРС газа высокого давления расхода природного газа 44 5 Технология лазерного обнаружения и оценки утечек природного газа на технологических объектах ОАО «Газпром» на основе мобильного комплекса вертолетного и автомобильного базирования Технология промывки проточной части осевого компрессора газовых турбин ГТУ Технология выработки газа из отключенных участков МГ на основе применения ГПА; Технология применения мобильных компрессорных станций для откачки природного газа из участков МГ, выведенных из работы на период ремонта; Технология врезки под давлением при проведении ремонтных работ Технология дегазации ДЭГ при осушке природного газа в магистральном транспорте газа. Технология «безогневого» подогрева природного газа на КС (ГРС) перед дросселированием давления Технология производства сжиженного природного газа на основе использования энергии компримированного природного газа при его редуцировании на ГРС 1 2 3 Приро Закачка Использование дный природного газа энергии газа высокого газ давления Использование избыточной пластовой энергии Поддержание Замена буферного газа энергетического в ПХГ потенциала 4 Хранение газа Снижение расхода топливного газа ГПА 5 Эжекционные технологии в ПХГ Сокращение потерь газа Технология сбора и утилизации переточного газа из разгрузочных скважин в подземном хранении газа Снижение расхода природного газа для закачивания объема буферного газа Технология частичной замены буферного газа в подземном хранилище на углекислый газ (CO2) Эксплуатация Использование Снижение расхода Технология выработки из атмосферного воздуха технологи- инертного газа природного газа на СТН инертного газа (азота) под высоким давлением для ческого технологических целей оборудо-вания Приро Исследо-вание дный скважин газ Применение Сокращение потерь газа Технология исследования скважин ПХГ без выпуска технологий без газа в атмосферу на основе передвижной выпуска газа в сепарационной установки атмосферный воздух Комприми- Восстановление Снижение расхода Технология промывки проточной части осевого рование газа эксплуатационных топливного газа ГПА компрессора газовых турбин ГТУ параметров ГПА 45 Краткая характеристика инновационных энерго- и ресурсосберегающих технологий, приведена ниже [31-33, 37]. 1) Проведение стационарных газодинамических исследований скважин без выпуска газа в атмосферу. В основе технологии лежит использование данных телеметрических систем для фиксирования дебита и давления на устье скважины, а управление процессом испытаний осуществляется с помощью телемеханики. Это в совокупности с непосредственным замером забойного давления при помощи глубинных приборов дает возможность определения ее продуктивности, не прерывая эксплуатации. Режимы исследований устанавливаются регулировкой расхода газа элементами устьевого оборудования, например, угловым штуцером. Эксплуатационные скважины оборудованы многопараметрическими датчиками, позволяющими регистрировать, непосредственно на устье скважины, параметры ее работы: давление, температуру, расход. При этом вся аппаратура на кустах газовых скважин питается от экологически чистых источников (энергия ветра, солнца и тепла добываемого газа). 2338877): Преимущества технологии (патент РФ № исключается выпуск газа в атмосферу; при испытаниях суммарный дебит скважин остается постоянный; учитывается реальное взаимовлияние скважин куста работающих в один шлейф; весь газ при испытаниях поступает к потребителям; скважины контролируются в режиме «on-line» на различных уровнях отборов телеметрией. Технология позволяет проводить исследования скважин при их совместной работе в газосборный коллектор на всех возможных режимах. В результате отбор газа с куста скважин не снижается, и газ в атмосферу не выпускается. 2) Использование информационно-управляющей системы для дистанционного контроля и регулирования работы каждой скважины. Система позволяет при необходимости производить аварийную остановку скважин в автоматическом режиме и обеспечивает сокращение потерь природного газа в атмосферу при освоении и проведении газодинамических исследований скважин. Наиболее эффективна установка информационно46 управляющих систем на скважинах, работающих с осложнениями из-за водопроявлений, но имеющих достаточно высокую продуктивность и большие дренируемые объемы, которые обеспечивают их продолжительную эксплуатацию вплоть до завершения разработки месторождения. 3) Использование технологии утилизации газа, которая представляет собой закрытую систему продувки скважин (с возвратом газа после продувки скважин во входной коллектор). Газ, который после продувки скважины поступил в коллектор, используется на технологические нужды в пределах промысла. 4) Повышение рабочего давления до 11,8 МПа в трубопроводах большого диаметра с внутренним гладкостным покрытием. Высокоэффективная технология транспорта природного газа на основе применения труб с внутренним гладкостным покрытием» предназначена для улучшения гидродинамических характеристик потока транспортируемого газа и снижения расхода удельных энергозатрат при транспортировке природного газа по трубопроводам и обеспечивает уменьшение гидравлического сопротивления, в среднем, на 12,5 %, что при фиксированной производительности позволяет снизить необходимую мощность для транспортировки газа на компрессорной станции до 0,82 от исходного значения. 5) Применение газотурбинных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с показателями энергоэффективности мирового уровня, включая современные газотурбинные двигатели с к.п.д. 32-41 % в диапазоне мощности 2-30 МВт и до 42 % в диапазоне мощности 44-50 МВт, приводит к значительному расходу топливного газа. Технология компримирования природного газа на основе применения газотурбинных ГПА укрупненной мощности предназначена для обеспечения максимальной энергоэффективности при транспортировке природного газа по магистральным трубопроводам, в том числе для сокращения удельного расхода топливного газа за счет более высокого КПД ГПА и повышения системно – технологической надежности компрессорной станции. Применение отключенного участка газопровода 47 ГПА для позволит выработки уменьшить газа из объем стравливаемого в атмосферу природного газа до 50% и снижение выплат за выбросы метана в атмосферу. 6) Применение воздушного или электрического запуска ГПА приводит к снижению выбросов метана в атмосферу. При пуске ГПА в атмосферу поступает природный газ, затрачиваемый на работу турбодетандера, продувку контура нагнетателя и работу кранов. Технология запуска газовой турбины ГПА на основе применения воздушной компрессорной силовой установки - предназначена для замещения пускового природного газа сжатым воздухом при запуске газовой турбины и снабжения сжатым воздухом стационарных газотурбинных установок с пневматическими пусковыми устройствами – воздушными стартерами. Использование технологии позволит обеспечить сокращение до 25-35 % объема пускового газа; На многих ГПА в настоящее время используется система запуска агрегатов сжатым воздухом или электрозапуска, что обеспечивает сокращение выбросов природного газа, затрачиваемого на работу пускового турбодетандера. Использование электрозапуска ГПА позволяет сократить выбросы метана в атмосферу на 800-1200 тыс. тонн в режиме пропускной производительности МГ. Воздушная система запуска является основной альтернативой газовому запуску на действующих КС. Конкурентоспособность системе электрозапуска и гидрозапуска проявляется только на реконструируемых КС, при технической невозможности использования электрозапуска. Потенциал сокращения выбросов природного газа (метана) равен объему газа, затраченного на проведение запуска ГПА. Дополнительные функциональные возможности – использование теплого сжатого воздуха для обогрева ГПА (в резерве, при подготовке к запуску и во время пуска агрегата), подогрева топливного газа, подачи воздуха для наддува сухих уплотнений центробежного нагнетателя, в качестве рабочего тела пневмоинструмента, что повышает привлекательность технологии. 48 7) Оснащение электроприводами дистанционно управляемых кранов приводит к предотвращению выбросов метана в атмосферу при перестановках запорной арматуры КС при оснащении дистанционно управляемыми электрогидравлическими приводами. В этом случае запорная арматура работает от энергии давления масла, создаваемого электрическим насосом, т. е. исключаются выбросы импульсного газа. Расход газа при срабатывании пневматических или пневмогидравлических приводов кранов для диаметров 50 - 1420 мм находится в интервале 0,034 – 15500 м3. Величина расхода импульсного газа зависит от конструкции крана различных фирм-изготовителей. 8) Установка утилизации газов выветривания предназначена для утилизации газов выветривания путем проведения непрерывных технологических процессов, включающих отделение газов выветривания, а так же сепарацию и компримирование. Процесс включает очистку газов выветривания от водометанольной смеси с последующей подачей в сепаратор, где очищенные газы выветривания отделяются от конденсата, который направляют на установку стабилизации. В процессе эксплуатации установки негативное воздействие оказывают выбросы метана, оксида и диоксида азота, оксида углерода, сажи и образующиеся отходы (масло отработанное). Основное влияние оказывают выбросы ЗВ. Их сокращение может быть достигнуто за счет рекуперации и использования газов выветривания. Процесс утилизации газов выветривания позволяет прекратить сжигание на факеле газов выветривания, образующихся, в частности, на установках добычи и подготовки газа и газового конденсата, что сократит выбросы ЗВ в атмосферу. Кроме того, предложенный способ позволяет вернуть очищенные газы выветривания обратно в технологический цикл с последующим их использованием частично на собственные нужды предприятия, а большую их часть - для поставки потребителям, что обеспечит получение товарного продукта качества, соответствующего требованиям потребителей при минимальных затратах. 49 9) Внедрение схем продувок пылеуловителей при реконструкции установок очистки газа с использованием систем безрасходной продувки и сбора продуктов очистки на КС, обеспечивающих полную утилизацию газа (отработанный после продувок пылеуловителей газ можно утилизировать и использовать в виде топливного газа для ГПА или электростанций собственных нужд). 10) Технология, обеспечивающая вынос жидкости из газосборных сетей на основе их реконструкции: осуществляется замена существующих шлейфов на трубопроводы меньшего диаметра с объединением нескольких газопроводов в один коллектор и установка трехходовых кранов для запускаприема очистных поршней. 11) Система «сухих» газовых уплотнений. В настоящее время в нефтегазовом секторе России активизировалась работа по замене масляных уплотнений на сухие газодинамические уплотнения. Основными источниками выброса метана от масляных уплотнений являются: свеча дегазатора масла и свеча от вентиляции картеров подшипников. Возможно также поступление в атмосферу утечек масла от свечей маслобака нагнетателя масляного и маслосборника. уплотнения Альтернативой является система традиционной сухого системе уплотнения. Сухие уплотнения действуют механически под воздействием противодействующих сил, создаваемых при взаимодействии газодинамических канавок и статистического давления. Во время этой операции динамические и статистические нагрузки уравновешиваются, обеспечивая стабильную ширину зазора между вращающейся и неподвижной частью уплотнения (т.е. не происходит физического соприкосновения между первичными кольцами и вращающимися сопряженными кольцами). Поскольку эти поверхности не соприкасаются, потребление энергии меньше и детали изнашиваются гораздо медленнее, что экологических увеличивает преимуществ, загрязняющих веществ срок службы связанных с уплотнения. сокращением Помимо выбросов в атмосферу, применение сухих уплотнений 50 позволяет значительно сократить затраты на эксплуатацию и повысить коэффициент полезного действия компрессора. В компании накоплен большой опыт разработки, внедрения и эксплуатации систем сухих уплотнений для нагнетателей мощностью от 4 до 25 МВт. Работа в этом направлении продолжается, планируется значительно увеличить объемы по переоборудованию нагнетателей по парку ГПА в системе Газпром. Нагнетатели новых агрегатов уже поставляются с сухими уплотнителями. 12) Применение азотных установок КС практикуется на объектах хранения газа для получения азота, который используется для продувок технологического оборудования. Передвижные азотные КС могут эксплуатироваться в различных климатических условиях при: использовании азота под высоким давлением при операциях колтюбинга; работах по ремонту скважин, когда использование азота позволяет гарантировать безопасность, сократить время ремонта и количество требуемых технологических операций; операциях, связанных со стимуляцией притока скважины; очистке и продувке трубопроводов, при опрессовке трубопроводов; удалении воды из некоторых узлов оборудования и участков трубопроводов; продувке различного технологического оборудования на установках подготовки газа КС ПХГ. 13) Оптимизация режимов работы объектов транспорта газа проводится с использованием современных комплексов моделирования: распределение газовых потоков по газопроводам; режимов «компрессорная станция-газопровод», распределения нагрузки между компрессорными станциями каждого газопровода. 14) Проведение технологических операций и ремонтных работ на объектах без стравливания газа в атмосферу: перекачка газа из выводимых в ремонт линейных участков магистральных газопроводов; использование газа на собственные технологические нужды КС при проведении плановопредупредительного ремонта или при выработке газа внешним потребителям перед выполнением ремонтных работ; технологии ремонта дефектных участков с помощью усиливающих муфт. 51 15) Технология утилизации переточного газа в газопровод с применением компрессорной станции. Технология позволяет исключить выброс природного газа в атмосферу на объектах ПХГ и обеспечить круглосуточную утилизацию техногенного газа. Газоводяная смесь из разгрузочных скважин поступает на депульсатор, где происходит первичное отделение пластовой воды и гашение пульсации потока газа. Затем газ поступает на сепарационную установку, где происходит окончательная очистка газа от пластовой воды и механических примесей. При утилизации переточного газа на генераторных установках очищенный газ по сборному газопроводу поступает не на вход дожимного компрессора, а на газораспределительный пункт и далее потребителю. 16) Использование мобильных компрессорных станций (МКС) для перекачки газа. МКС – предназначена для сокращения потерь стравливаемого газа при проведении ремонтов на линейных участках магистрального газопровода. Осуществляется путем перекачки газа в проходящий параллельно газопровод или за отключающий запорный кран по ходу газа и позволяет обеспечить экономию природного газа до 80% от величины объема газа, находящегося в участке. Технология применения мобильных компрессорных станций предназначена для откачки природного газа из участков магистрального газопровода. При проведении ремонтных работ на трубопроводах с помощью передвижных компрессоров газ перекачивается в другие трубопроводы без стравливания. Данная технология широко используется компанией Open Grid Europe. Она позволят обеспечить минимальные потери стравливаемого газа и, как следствие, снизить выбросы в атмосферу, сэкономить средства в результате использования сэкономленного газа, а также сократить время на подготовку МКС к работе. Снижение эмиссии метана при использовании МКС достигает 90%. В частности, компанией Open Grid Europe используется установка фирмы LMF, соответствующая стандартам ЕС (ATEX, AD 2000, CE и др.), а 52 также требованиям производственной безопасности (TÜV Nord) и может переводиться по дорогам общего пользования без специальных согласований. Мобильная (пригодная к перевозке) насосная установка для перекачки газа перевозится на автомобиле Mercedes MB-1848 LS, 350 кВ. Габариты установки: длина 13,5 м; ширина 2,55 м; высота 4,0 м, вес не превышает 40 т. В установке используется поршневой компрессор (LMF BS 604) 2-х спупенчатый, двойного действия, максимальной мощностью 640 кВ. Работает с помощью газового мотора CAT G3512LE максимальной мощностью 750 кВ при 1400 мм. Расход топлива составляет от 150 до 250 нм3/час [35 - 36]. В России также возможность использования МКС при планово предупредительном ремонте представляет большой интерес, как для производителей компрессорного оборудования, так и для организаций, эксплуатирующих или владеющих сетью газопроводов. Использование МКС обеспечивает перекачку газа из ремонтируемого участка газопровода в соседний участок, не подлежащий ремонту, или в параллельные нитки газопроводов. Суть мероприятия заключается в использовании МКС для прокачки транспортируемого газа из блокированного трубопровода через байпас и передачу его другой части трубопровода, либо используется в других целях при проведении пневматических испытаний на прочность и герметичность. При этом используется технология отбора газа из отключенного участка с использованием МКС. Актуальность и перспективность данной технологии определила необходимость разработки в 2009 году проекта «Использование мобильных компрессорных станций (МКС) для предотвращения выбросов метана при проведении ремонтных работ на магистральных газопроводах ОАО «Газпром», Российская Федерация», в том числе в рамках реализации Киотского протокола. Проект был верифицирован и детерминирован Bureau Veritas Certification Holding SAS. Технология позволяет снижать выбросы метана в результате минимизации потерь природного газа в течение 53 плановых ремонтов и обслуживания газопроводов единой системы газоснабжения России. В ОАО «Газпром» прошли опытно-промышленные (квалификационные) испытания по опытной перекачке мобильных компрессорных установок модели AG09169 производства ООО «Газаг» на участке магистрального газопровода Усть-Бузулукского ЛПУ МГ ООО «Газпром трансгаз Волгоград» и двух компаний, которые показали хорошие результаты по сокращению выбросов метана. С 2010 г. в ОАО «Газпром» проводятся квалификационные испытания по опытной, опытно-промышленной установках по перекачке газа с применением МКС различных производителей (МКС модели AG09169 производства ООО «Газаг», МКУ 750 производства LMF AG (Австрия), и ООО НПП 35-й механический завод (Калуга) и др.) [35 - 36]. Цель испытаний - оценка на соответствие «Техническим требованиям на МКС для перекачки газа из ремонтируемых участков МГ», отработка технологии, планирование, организация и производство работ по перекачке газа с применением МКС с учетом требований по охране окружающей среды, безопасного ведения работ и сохранности действующих газопроводов и сооружений и т.д. По результатам испытаний установлено, что в целом МКС по параметрам соответствуют техническим требованиям и в процессе испытаний обеспечивают значительное сокращение выбросов метана при ремонтных работах (порядка 3 млн.м3.). В настоящее время дочерние общества ОАО «Газпром» продолжают проведение испытаний с использованием МКС различных производителей. 17) Технология врезки под давлением: замена дефектных участков трубопроводов, ремонт и установка задвижек, запорной арматуры и другие виды реконструкции трубопровода без прекращения поставки продукта и без снижения давления (рисунок 4.1). При этом возможно два варианта: установка отвода и задвижки снаружи действующего трубопровода и вырезание фрагмента стенки трубы присоединение отвода к трубопроводу. 54 через открытую заслонку и Рисунок 4.1 – Технология врезки под давлением [37] 18) Сокращение утечек газа на технологических объектах осуществляется за счет внедрения современных контрольно-измерительных средств по их обнаружению и измерению. Регулярно на объектах дочерних обществ выполняются инструментальные исследования по оценке объемов потерь эмиссии метана и статистические аналитические исследования по выбросам природного газа в атмосферу в районе строительства и эксплуатации объектов нефтегазового сектора. География инструментальных исследований обширна и охватывает территории центральной полосы РФ и Западной Сибири, Объекты исследований включают районы добычи, переработки, транспорта, хранения и распределения газа. В 2010 г. проведены натурные исследования по оценке выбросов и потерь метана с эмиссией на компрессорных станциях в ООО «Газпром трансгаз Самара» (Сызранское ЛПУ МГ) и «ГДФ-СЮЭЗ» (КС Сен-Мартэн-де-Кро). Исследования, проведенные на объектах Сызранского ЛПУ МГ, совместно со специалистами Тихоокеанской Северо-Западной Национальной лаборатории (США) показали, что объем потерь метана с эмиссией от технологического оборудования КС и ЛЧ (арматура и свечи) составил 0,0002% от объема транспортируемого газа. 55 При проведении ремонтов газопроводов внедряются изоляционные покрытия нового поколения, на основе полимерно-битумных и полиуретановых мастик с улучшенными защитными характеристиками и сроком службы 25–30 лет, что позволяет значительно повысить срок безотказной эксплуатации газопроводов, проводятся работы по устранению негерметичности шаровых кранов с применением шаровых затворов современных герметиков и оборудования и другие.. Реализуется система диагностического обследования газопроводов, которая дает эффект до 0,2 млрд. долларов США в год за счет предупреждения возможных аварий и предотвращения потерь газа. Выбросы метана по ОАО «Газпром» за счет реализации комплекса мероприятий в 2014 году сократились на 31 % по сравнению с выбросами в 2009 году (таблица 4.2). В основном сокращение выбросов метана является результатом реализации мероприятий и использования эффективных технологий в газотранспортных дочерних обществах ОАО «Газпром» (таблица 4.2) [1]. Таблица 4.2 – Динамика выбросов метана и СО2-экв по сегментам производственной деятельности ОАО «Газпром», млн. т [1] ПарниСегмент ковый газ СН4 ОАО «Газпром», в т.ч.: транспорт добыча хранение переработка СО2-экв ОАО «Газпром» 2009 2010 Год 2011 2012 1,829 1,546 1,421 1,437 2013 2014 1,444 1,258 1,701 1,424 1,309 1,329 1,350 1,171 0,077 0,079 0,072 0,069 0,067 0,065 0,035 0,037 0,035 0,033 0,023 0,019 0,016 0,006 0,005 0,005 0,004 0,004 38,409 32,466 29,841 30,177 30,324 26,418 В ОАО «Газпром» большое внимание уделяется разработке наилучших доступных технологий, используются передовые достижения отечественной и мировой промышленности и науки, 56 что позволяет эффективно использовать энергоресурсы и обеспечивает сокращение выбросов парниковых газов, в том числе метана. Реализация крупных проектов в нефтегазовом секторе осуществляется с использованием энергоэффективной техники и экологически чистых технологий, включая эффективные методы утилизации вторичного тепла от ГПА. Для собственных нужд используется не только природный газ, но и электроэнергия других источников, в частности, возобновляемые источники энергии. По нашим оценкам потенциал экономии природного газа на период до 2020 года по ОАО «Газпром» составляет более 20 млрд. м3 природного газа. Наибольший потенциал сокращений выбросов метана по ОАО «Газпром» приходится на газотранспортные объекты. 4.2 Технологии по утилизации попутного нефтяного газа К основным направлениям использования попутного нефтяного газа (исключая бесполезное сжигание на факелах) относятся потребление ПНГ в качестве топлива и сырья для нефтехимии [23, 38]. 1. Потребление ПНГ в качестве топлива. Это направление является доминирующим, потому что данный вид топлива имеет практически неограниченный рынок. Попутный нефтяной газ - топливо высококалорийное и экологически чистое. Учитывая высокую энергоемкость нефтедобычи, во всём мире существует практика его использования с целью выработки электроэнергии для промысловых нужд. Технологии, позволяющие использовать с этой целью ПНГ, существуют как в России, так и за рубежом. При постоянно растущих тарифах на электроэнергию и увеличении их доли в себестоимости применение ПНГ для выработки электроэнергии экономически вполне оправданно. 2. Потребление ПНГ в качестве сырья для нефтехимии. ПНГ может быть переработан с получением сухого отбензиненного газа, подаваемого в систему магистральных трубопроводов, газового бензина, широкой фракции 57 лёгких углеводородов (ШФЛУ) и сжиженного газа для бытовых нужд. ШФЛУ является сырьём для производства целого спектра продуктов нефтехимии: каучуков, пластмасс, компонентов высокооктановых бензинов и др. Повышение сбора ПНГ и доведение уровня его использования до 95 % возможно при реализации следующих технических решений: разработка месторождений горизонтальными и многоствольногоризонтальными скважинами, позволяющая сократить необходимую протяжённость газосборных сетей; применение многофазных насосов для совместной перекачки жидкости и Преимущества газа до централизованных технологии утилизации узлов попутного использованием мультифазных насосов – снижение уменьшение габаритных размеров; подготовки простота. использовании мультифазных насосов нефти. нефтяного газа с капитальных затрат; Недостаток – при энергетический КПД составляет около 40 %; применение дальнего транспорта газа в закритическом состоянии, в том числе для транспорта газа с морских месторождений; использование газовых эжекторов и вакуумных компрессорных станций для сбора и компримирования низконапорных газов (рисунок 4.2); перспективна утилизация ПНГ с применением мембранных технологий (рисунок 4.3); использование инжекционно-абсорбционных методов для одновременного сжатия низконапорных газов последних ступеней сепарации нефти и поглощения стабильным конденсатом тяжелых фракций газа. 58 Рисунок 4.2 – Утилизация попутного нефтяного газа с использованием эжектора [23, 38] Рисунок 4.3 – Схема утилизации попутного нефтяного газа [23, 38] Пути реализации попутного нефтяного газа и их перспектива приведена ниже: использование газа для химических целей маловероятно - требуются большие капитальные затраты. Производство высоколиквидной продукции 59 на базе процесса – GTL, производства метанола и т.п. Перспективный вариант-конверсия газа в жидкие углеводороды (GTL). Технология GTL обеспечивает производство широкого ассортимента продуктов-заменителей нефтяных аналогов: чистого топлива для дизельных и реактивных двигателей, средних дистиллятов, смазочных материалов, олефинов и метанола; применение небольших газовых турбогенераторов для производства электроэнергии и ее последующая продажа на энергетическом рынке. Продажа в значительном количестве маловероятна – отсутствие государственной поддержки в реализации электроэнергии; повторная закачка газа в нефтяной коллектор для повышения нефтеотдачи пласта. Не достаточно рациональное использование ресурсов, потеря ценного нефтехимического сырья; извлечение целевых компонентов из ПНГ и реализация товарной продукции на свободном рынке; сжижение ПНГ и реализация на рынке, в том числе для выработки тепла и электроэнергии. Технологические решения по основным направлениям использования нефтегазового сырья: совершенствование системы сбора попутного нефтяного газа; подача попутного нефтяного газа на газоперерабатывающий завод для получения различных видов топлива и сырья для нефтехимии; расширение газоперерабатывающих производств и строительство установок по сжижению природного газа (метана); создание малотоннажных производств моторных топлив на месторождениях; использование попутного нефтяного и природного газа для получения электро-и теплоэнергии. Производство электроэнергии попутного нефтяного газа отработанных нефтяных месторождений; 60 из потребление попутного нефтяного газа на собственные нужды в районе разработки месторождения; развитие газохимических производств и получение новых видов продуктов из нефтегазового сырья; закачка попутного нефтяного газа в пласт; формирование рынков сбыта попутного нефтяного и природного газа и продукции переработки газа; создание систем транспорта нефтегазового сырья, в том числе сжиженного природного газа, строительство морских терминалов. Отрабатываются технические решения по технологии утилизации сжигаемого на факелах попутного нефтяного газа переменного состава малоресурсных и малонапорных месторождений в метановодородные смеси и товарный природный газ. Технология предназначена для получения метановодородных смесей и товарного природного газа из сжигаемого на факелах ПНГ посредством мягкого парового риформинга с последующим использованием в качестве топлива для АГНКС, генерации электроэнергии и теплоснабжения муниципальных образований в окрестности объекта нефтедобычи и обеспечивает экономию природного газа за счет расширения сырьевой базы страны путем дополнительно получаемого из ПНГ и жирных видов ПНГ товарного природного газа. 4.3 Зарубежные технологии утилизации выбросов, содержащих метан, используемые в нефтегазовом секторе Среди зарубежных разработок по снижению выбросов метана в нефтегазовом секторе наиболее эффективными и имеющими положительный опыт эксплуатации являются следующие технологии [39]. Технология оптимизации добычи сырой нефти и размещения водных резервуаров. Добытая нефть перерабатывается на месте для отделения легких углеводородов и воды. При складировании нефти в наземных емкостях 61 происходит выброс метана. Сокращение эмиссии метана достигается путем объединения и централизации мощностей по хранению жидких продуктов (например, отдельные емкости в устьях скважин могут быть объединены в единый центральный резервуар). Технология установки конденсаторов для складских резервуаров хранения сырой нефти. Во время хранения нефти в резервуарах легкие углеводороды, растворенные в сырой нефти, включая метан и другие летучие органические соединения (ЛОС), газоконденсатные жидкости (ГЖ), загрязнители воздуха (ЗВ) и другие инертные газы, испаряются и собираются в свободном пространстве между жидкостью и закрытой крышкой резервуара. Поскольку уровень жидкости в резервуаре изменяется, эти пары часто поступают в атмосферу. Предотвращение эмиссии легких паров углеводородов в нефтехранилищах возможно за счет установки конденсаторов. Конденсаторы представляют собой относительно простые системы, в которых конденсируется около 95 % паров с высокой теплотворной способностью. Эти объемы пара можно использовать на собственные нужды на производственных участках в качестве топлива, либо реализовать сторонним организациям. Установка конденсаторов достаточно рентабельна и зависит от конъюнктуры цен на конденсированные пары на местном рынке. Конденсаторы могут обеспечить существенные экологические и экономические выгоды для нефте- и газодобывающих компаний. Газы, испарившиеся из сырой нефти и конденсированные в установках, могут быть реализованы или использованы при различных технологических операциях. Технология понижения температуры работы термоочистителя. Термоочистители используются для обработки нефтяных эмульсий, которые представляют собой устойчивую смесь нефти, воды и твердых веществ. В них используются термические, гравитационные, механические и иногда химические методы разрушения эмульсии или отделения воды от нефти. Высокие температуры – особенно эффективный метод понижения вязкости 62 нефти и ускорения процесса разделения фаз. Для использования данной технологии требуется топливо (газ). Воздействие высоких температур вызывает испарение летучих углеводородов, включая метан, которые попадают в атмосферу из производственных резервуаров. Основной целью снижения температуры является сокращение эмиссии метана. Технология заключается в поддержании допустимой низкой температуры работы термоочистителя, при которой требования по качеству нефти будут удовлетворены, что также приведет к существенному снижению объемов эмиссий. Компенсировать снижение температуры можно изменением пропускной способностьи и других параметров обработки нефти. Технология оптимизации циркуляции гликоля и установка сепараторов-испарителей в осушителях. В секторе добычи природного газа в большинстве систем дегидратации в качестве абсорбента жидкости для удаления воды из природного газа используется триэтиленгликоль (ТЭГ). Кроме воды, триэтиленгликоль поглощает другие летучие органические соединения и опасные атмосферные загрязнители. В процессе регенерации триэтиленгликоля путем нагревания в ребойлере, абсорбированный метан, летучие органические соединения и другие загрязняющие вещества (ЗВ) выбрасываются в атмосферу с водой и таким образом происходит выброс газа в атмосферу. Количество абсорбированного и поступившего в атмосферу метана прямо пропорционально скорости циркуляции триэтиленгликоля. Снижение скорости циркуляции обеспечивает сокращение эмиссии метана при незначительных дополнительных затратах. Установка емкостей сепараторов-расширителей при гликолевой дегидратации способствует дальнейшему снижению эмиссии метана, летучих органических соединений (ЛОС), опасных атмосферных загрязнений (ОАЗ) и обеспечивает экономию денежных средств. Регенерированный газ может подаваться в компрессор и/или использоваться в качестве топлива на ребойлерах триэтиленгликоля или в двигателях компрессора. 63 Осушители с нулевыми выбросами. Гликолевые осушители допускают значительные утечки метана при выпуске паров из испарительной колонны и от работающих на газе гликолевых насосов. При использовании осушителей с нулевыми выбросами удается снизить утечки за счет электронасосов и повторного применения паров из испарительной колонны в качестве горючего. Осушители с нулевыми выбросами разработаны для сбора всех конденсируемых компонентов из пара испарительной колонны и использования оставшегося неконденсируемого пара (метана и этана) в качестве горючего для нагрева гликоля. Водяной конденсатор используется для получения высокой концентрации гликоля без газового десорбера. Для дальнейшего уменьшения выбросов метана вместо насосов на газовом приводе применяются электронасосы. Капитальные затраты на дегидратор/осушитель с нулевыми выбросами сопоставимы с затратами на установку традиционного гликолевого осушителя с термическим окислителем. Для переоборудования существующих осушителей необходимо модифицировать трубы газового потока и использовать двигатель-генератор на 5 кВт для выработки электричества. При использовании осушителя с нулевыми выбросами повышенные расходы на электроэнергию легко компенсируются за счет экономии на топливе, необходимом для нагревания гликоля, и за счет прибыли от возвращенного товарного конденсата. В таблице 4.3 приведена сводная информация о технологиях по утилизации выбросов, содержащих метан, которые эффективно используются в нефтегазовой промышленности за рубежом, а также о перспективных технологиях. Технологии систематизированы по областям применения и требованиям по условиям их использования. 64 Таблица 4.3 – Характеристика зарубежных технологий по снижению выбросов метана [39] № Технология 1 1 2 Оптимизация скорости циркуляции триэтиленгликоля и установка сепараторовиспарителей 2 Осушители с нулевыми выбросами. Соединение гликолевого осушителя с установкой для улавливания паров 3 Подключение обсадной колонны (на нефтяных и газовых скважинах) к оборудованию для улавливания газа Область применения 3 4 Установка сепараторов-испарителей обеспечивает утилизацию Добыча и метана с последующей подачей в компрессор или на переработка газа, использование в качестве топлива. конденсата и При замене энергообменных насосов электронасосами нефти необходима возможность подключения к сети. Осушители с нулевыми выбросами устанавливаются заново Добыча, или ранее установленные гликолевые осушители переработка, модифицируются по технологии нулевых выбросов. транспортировка Для полной реализации преимуществ технологии и распределение существующий конденсатор должен иметь достаточную природного газа и мощность, чтобы перерабатывать максимальное количество нефти паров от производственных емкостей и от гликолевого осушителя одновременно. Ограничений нет, когда установка для улавливания паров закачивает газ на компрессор или в товарный газопровод. Для улавливания газа. используют регуляторы давления, если Добыча на входе конденсатора газ низкого давления будет природного газа смешиваться с газом более высокого давления (из осушителя сепаратора-расширителя). Для соединения головки обсадной колонны с конденсатором потребуются трубы малого Требования к системе, условия применения 65 1 4 5 6 7 2 3 4 диаметра. Технология применима на скважинах, дающих газ через насосно-компрессорные трубы без пакеров. Оптимизация времени снижения Технология применима для газовых скважин с Добыча уровня жидкости (разгрузки) в сопутствующими жидкостями, осложняющими добычу газа. природного газа газовой скважине Установка плунжерных Технология удаления жидкости из скважин с применением Добыча подъёмных систем в газовых плунжерного лифта: на перемещении негерметичного поршня природного газа скважинах. (плунжер) в скважине за счет перепада давления от башмака лифтовой колонны до устья скважины, поднимая всю жидкость, которая находится выше плунжера. При этом обеспечить подъем плунжера и жидкости на поверхность. Возможно, если давление в закрытой скважине значительно выше, чем в распределительном трубопроводе.. Система автоматизации газовых Оборудование системы "Smart" устанавливается на каждой Добыча скважин "Smart" скважине. Необходимы подготовка персонала и природного газа усовершенствование программного обеспечения инженерами. Технология применима для газовых скважин со скапливающимися сопутствующими жидкостями, прерывающими дебит газа. Установка скважинных Скважинный сепаратор может быть установлен при вводе Добыча сепараторных насосов скважины в эксплуатацию или во время капитального природного газа ремонта. Имеющиеся трубы должны быть удалены. Обязательно наличие нижележащего водоносного горизонта. Наиболее подходящие объекты для реализации технологии по установке скважинных сепараторных насосов это скважины, при эксплуатации которых необходимо разделение газа и 66 1 8 9 10 11 12 13 2 3 4 жидкости, с минимальным содержанием твердых и жидких углеводородов на выходе. Предотвращение потерь газа при Получение газа возможно на любых газосборных станциях Добыча, внутренней чистке трубопровода при частых удаление конденсата с всасывающих газосборных переработка, путем улавливания газа с линий. транспортировка помощью специальной системы и распределение конденсации природного газа Нагнетание продувочного газа в Технология требует перепланировки и регулировки работы Транспортировка трубопровод низкого давления. клапанов вручную. Технология применима на объектах, на и распределение которых при отключении системы высокого давления система природного газа низкого давления продолжает функционировать. Подводная кессонная камера для Технология применяется для газопроводов диаметром от 325 Транспортировка ремонта подводного газопровода до 1420 мм на глубинах до 30 м при скорости течения до 1,5 природного газа м/с; участках газопровода с кривизной не менее 1200 м и с углом по горизонту не более 3°. Перекачка газа из отключенного МКС смонтированы на базе стандартного грузового Транспортировка участка МГ с использованием автотранспорта и способны самостоятельно передвигаться по природного газа МКС дорогам и вдоль ремонтируемых трасс. Технология обеспечивает сокращение выбросов газ в атмосферу Комбинированная Высокий уровень рабочего давления (9,8-22 МПа), Транспортировка высокоэффективная технология использование ГПА мощностью 16, 25, 32, и 50 МВт с КПД природного газа транспорта газа на магистральных газотурбинного привода 35-41 %, с промежуточным трубопроводах. Использование охлаждением газа между секциями газового компрессора, труб большого диаметра с безшлейфовой и модульной компоновки ГПА с агрегатным гладкостным внутритрубным АВО газа. покрытием Технология выработки газа из В целях снижения уровня давления в отключенном участке Транспортировка отключенных участков МГ максимально снижается рабочее давление на выходе ГПА природного газа магистральных газопроводов на - выделяется газопровод на время выработки газа ГПА, 67 1 2 основе применения ГПА: Газ вырабатывается перед проведением ремонтных работ компрессором ГПА до достижения предельной степени сжатия и минимально допустимой производительности ЦБН. 14 Технология врезки под давлением при проведении ремонтных работ на объектах транспорта газа 3 организуется сброс рабочего давления на смежную проходную нитку газопровода, используются межцеховые перемычки смежных КЦ для организации выработки участка. Технология обеспечивает сокращение выбросов газ в атмосферу Tехнология позволяет проводить работы на стальных электросварных прямошовных и спиральношовных трубах с нормативным пределом прочности до 60 кгс/см2 включительно, условным диаметром до 1400 мм при фактической толщине стенки не менее 6,5 мм с избыточным давлением среды до 100 кг/см2. Механизмы включая адаптеры с боковым отводом для проведения работ на газопроводах диаметром 150-300мм позволяют сократить на 50 % количество использованных материалов (фитингов) и на 30 % время проведения работ. Технология применима также в условиях трассы подводного перехода. 15 Применение азотных установок Передвижные азотные КС могут эксплуатироваться в КС. Использование азота для различных климатических условиях при: использовании азота продувок технологического под высоким давлением при операциях колтюбинга; работах оборудования. по ремонту скважин, когда использование азота позволяет гарантировать безопасность, сократить время ремонта и количество требуемых технологических операций; операциях, связанных со стимуляцией притока скважины; очистке и продувке трубопроводов, при опрессовке трубопроводов; удалении воды из некоторых узлов оборудования и участков трубопроводов; продувке различного технологического оборудования на установках подготовки газа КС ПХГ. 68 4 Транспортировка природного газа Добыча, переработка, транспортировка и распределение природного газа и ПХГ 1 2 16 Оптимизация добычи сырой нефти и размещения водных резервуаров путем объединения и централизации мощностей по хранению жидких продуктов 3 4 Централизация и сокращение парка емкостей для хранения Добыча нефти жидких продуктов может потребовать перепланировки производственных сооружений и удаления ненужных емкостей и труб. При этом затраты на обслуживание уменьшаются. Применение технологии эффективно для нефтяных месторождений при снижении нефтедобычи. 17 Установка конденсаторов для Из-за очень низкого перепада давления между резервуаром Добыча нефти складских резервуаров хранения хранения нефти и компрессором рекомендуется сырой нефти использование труб большого диаметра для меньшего сопротивления газовому потоку. Габариты конденсаторов должны подбираться с учетом переработки максимальных объемов паров, поступающих из резервуара (этот объем выбирается как удвоенный среднесуточный объем). На конденсаторы рекомендуется устанавливать ротационный пластинчатый компрессор для подачи малых объемов газа при низком давлении. Необходимо выбирать надежные, чувствительные системы управления для обеспечения открытия и закрытия автоматизированных клапанов газового потока при очень низком давлении. Конденсация пара может обеспечить получение прибыли за счет относительно низкой стоимости технологии и при наличии рынка сбыта продукта с высокой теплотой сгорания. Конденсаторные установки должны быть установлены в тех случаях, когда они являются экономически выгодными с учетом всех возможных экологических и экономических преимуществ. 69 4.4 Технологии предотвращения утечек природного газа Сохранение целостности систем технологических объектов нефтегазового сектора является одной из основных задач при его эксплуатации. Возникновение даже небольшой утечки может нанести огромный ущерб зонам с повышенной чувствительностью к загрязнениям окружающей среды: населенным зонам, водным распределительным системам. При транспортировке природного газа происходят изменения температуры и давления, механические напряжения на узлах трубопровода (таких как задвижки и уплотнения), что может приводить к нарушению герметичности и утечкам метана. Своевременное обследование и техническое обслуживание оборудования позволяет предотвратить и снизить выбросы метана с утечками природного газа. Обследование выполняется в первую очередь на узлах, наиболее подверженных утечкам. К таким узлам относятся уплотнение вентилей, пневматические контроллеры, патрубки сброса, включая выпускные отверстия и спускные трубы, линии продувки, пневматические стартеры двигателя и клапаны сброса давления. Сначала проводятся обследования по выявлению мест утечек. Измеряется массовый объем эмиссии из узлов, через которые происходит утечка газа, оценивается стоимость ремонта и рассчитывается период окупаемости ремонта по каждой утечке. Данные по утечкам и стоимости ремонта, полученные в результате основных проверок, в последующие годы используются для проведения последующих осмотров, позволяя операторам сконцентрировать внимание на узлах, подверженных утечкам, устранение которых рентабельно. На объектах нефтегазового сектора России и за рубежом применяются различные технологии обнаружения утечек [39-41]: использование мыльных растворов является оперативным, простым и недорогим методом определения мест утечек, при котором мыльный раствор наносится на мелкие, доступные узлы типа резьбовых соединений; 70 электронная индикация проводится с использованием небольших переносных детекторов или газоанализаторов, оснащенных термокаталитическими датчиками для обнаружения мест утечек (в среднем 50 обследований за час); применение анализаторов (пламенно-ионизационных и фотоионизационных детекторов) для определения и измерения концентрации органических паров в диапазоне 9-10 000 ppm. Утечки обнаруживают путем направления впускного отверстия зонда на отверстие, откуда возможно появление утечки; акустическое обнаружение утечек путем измерения звукового сигнала, возникающего при выходе из отверстия газа, находящегося под высоким давлением. Акустические детекторы не позволяют измерять объем утечек, но с их помощью можно определить относительные размеры мест утечек, так как высокоинтенсивный или «громкий» звук указывает на более высокий уровень утечки. Высокочастотное акустическое обнаружение наиболее целесообразно применять в условиях постороннего шума и возможности размещения датчика непосредственно на месте утечки. Акустические датчики особенно удобны для обнаружения утечек, связанных с клапанами, типа выпускных, предохранительных устройств сброса давления, соединенных с вентиляционными отводами для газов. Другим вариантом является применение основанного ультразвукового метода на регистрации распространяющихся обнаружения в воздушной утечек, среде ультразвуковых сигналов в диапазоне 20 кГц - 100 кГц. Ультразвуковые детекторы оснащены портативным акустическим зондом или сканером, который позволяет находить источник утечки на расстоянии до 30,5 м. Основные капитальные затраты связаны с приобретением ультразвукового детектора стоимостью около 16 тыс. руб. Эксплуатационные затраты состоят из расходов на оплату труда (обход трубопровода). Технология более эффективна при большом количестве устройств. Основные технологии измерения утечек: 71 отбор в газосборные емкости используется для измерения удельной массовой эмиссии из мест утечек. Место утечки или весь узел накрывают «мешком» или тентом. Инертный газ, например, азот, подается в емкость с известным расходом. После наполнения мешка из него отбирается проба газовой смеси и измеряется концентрация метана. Удельная массовая эмиссия рассчитывается на основе измеренной концентрации метана в газосборном мешке и скорости подачи в него инертного газа. Погрешность от ± 10% до 15%. Метод применим для измерения больших утечек, но неприемлем для измерений на очень крупных узлах оборудования, имеющих сложную форму и расположенных в недоступных местах; пробоотборники больших объемов полностью улавливают утечки из узлов с нарушенной герметичностью и позволяют точно определять их скорость. Измеряемый газ и большой объем воздуха в месте утечки на узле с нарушенной герметичностью нагнетаются в прибор через вакуумный шланг. Пробоотборники углеводородов больших для объемов измерения оснащены концентрации двумя детекторами углеводородных газов в отобранной пробе и в воздухе. Объем эмиссии метана определяется путем калибровки детекторов углеводородов с учетом диапазона концентраций метана в воздухе. Пробоотборники больших объемов позволяют измерять утечки со скоростью до 0,22 м3/мин, что соответствует 325 м3/сут. Утечки со скоростью выше 0,22 м3/мин следует измерять методом отбора в газосборные емкости или расходомером; ротаметры и другие расходомеры применяются для измерений исключительно больших утечек, которые нельзя выполнить с помощью других приборов. На расходомеры газ от источника утечки обычно поступает через калибровочную трубку. Поток приподнимает в трубке «поплавок» на высоту, пропорциональную скорости утечки. Ввиду громоздкости ротаметров их целесообразно использовать на патрубках сброса и узлах, на которых весь поток может быть полностью направлен через счетчик; 72 инфракрасная камера может работать как в ручном режиме, так может быть установлена на вертолете. Система определяет невидимые выбросы, может определить источник выбросов и их шлейф и показывает в каком направлении движется газ. Эта технология использует видео или фотографии для мониторинга утечек и обеспечивает фактические изображения шлейфа газа. Она может определять природный газ, метан, пентан, пропан, пропилен, бутан, этилен. Инфракрасная видеокамера позволяет качественно определить выбросы на удаленных и недоступных объектах (рисунок 4.4). Точное изображение утечки можно увидеть на видео. Система работает на расстоянии до 45 метров. Видеокамера определяет утечки, но не оценивает размер утечки. Время обследования минимально, что ведет к уменьшению затрат на обслуживание, возможность обследования до 3000 компонентов в час. Период окупаемости – примерно 1 год, технология обеспечивает экономию природного газа и увеличение дохода, эффективности потенциал осмотров для снижения оборудования путем затрат оценки и повышение технологий и методологий по снижению выбросов метана, удаленное определение утечек и обследования труднодоступного оборудования. Рисунок 4.4 – Система определения утечек инфракрасной камерой [40] 73 Использование перспективных распределенных волоконно-оптических систем для решения задач охраны и мониторинга целостности трубопроводов позволяет добиться пространственного разрешения, недостижимого ни для одной другой технологии. Эта технология используется для контроля утечек на нефте- и газопроводах [42]. Распределенные волоконно-оптические системы обеспечивают: непрерывный контроль трубопровода при отсутствии мертвых зон в покрытии системы; возможность детектирования и локализации трещин; постоянный непрерывный контроль вне зависимости от погоды и климатических условий; возможность детектирования и локализации георисков (движение грунтов вблизи трубопровода), высокую чувствительность, гарантирующую своевременный отклик системы на любую угрозу; отсутствие ложных срабатываний. Интеллектуальная система мониторинга трубопроводов включает в себя следующие подсистемы: распределенный волоконно-оптический датчик температуры; распределенный волоконно-оптический датчик акустических воздействий; датчик вторжений. Распределенный волоконно-оптический датчик температуры использует технологию анализа рассеянного света и обеспечивает область измерений до 35 км вдоль одного оптического волокна (1 канал). Один прибор может поддерживать до 8 каналов. Распределенный волоконно-оптический датчик акустических воздействий измеряет акустическое поле вокруг чувствительного кабеля на протяжении нескольких десятков километров. В основе прибора лежит принцип временной рефлектометрии – анализа обратного релеевского рассеянного света. Распределенный волоконно-оптический датчик акустических воздействий подключается к одному концу стандартного 74 телекоммуникационного волокна и не требует использования никаких других специальных компонентов, таких как волоконные решетки. Длина волоконнооптической линии может быть увеличена за счет установки дополнительных усилителей вдоль оптического линии. датчика Использование акустических распределенного воздействий для волоконно- контроля утечек трубопроводов может обеспечить уникальные преимущества. В частности, обнаружение утечек газа и утечек жидкости под высоким давлением, когда градиент температуры сильно ограничен. Обе технологии могут работать с использованием уже существующего телекоммуникационного кабеля, однако использование специально разработанного оптоволокна поможет достигнуть лучшего качества работы системы. Программное обеспечение для управления системой мониторинга позволяет отображать схематический план трубопроводной сети на отдельном экране (рисунок 4.5). На карте могут быть определены различные зоны наблюдения и задано несколько типов тревожных событий. Рисунок 4.5 – Программное обеспечение для управления системой мониторинга [42] 75 При получении предупреждения оператору отправляется сообщение о тревожном событии и специальный маркер, указывающий на тип и место события, появляется на карте. Оператору предоставляется дополнительная информация, включающая время, тип и зону в отдельном тревожном окне. Каждому тревожному событию присваивается уникальный ID, после чего все данные, связанные с событием, сохраняются в локальной базе данных. Технологии по предотвращению утечек метана в нефтегазовом секторе включают: Технология тестирования на износ спускных клапанов и проведение технического обслуживания. В случае превышения максимально допустимого рабочего давления в компрессоре, газопроводе или резервуаре, спускные клапаны открываются для понижения давления, и излишки газа сбрасываются в атмосферу. Со временем уплотнительные элементы клапанов изнашиваются или повреждаются, пропуская газ, содержащий метан, в атмосферу. Небольшие утечки со временем усиливаются. Со временем утечки через спускные клапаны достигают такого объёма, когда расходы на оплату труда и оборудование для обнаружения и ремонта неисправного клапана экономически оправданы. Технология заключается в проведении тестирования спускных клапанов на предмет утечек с помощью газоанализатора, акустического определителя утечек или с использованием газосборника во время работы спускных клапанов. Данная технология прибыльна при большом количестве клапанов и применима ко всем типам клапанов. Технология обследования и технического обслуживания на удаленных участках трубопроводов. Изменения температуры и давления, механические напряжения на узлах трубопровода (таких как задвижки и уплотнения) могут приводить к нарушению герметичности и утечкам метана. Снижение потерь газа достигается за счет обследования и технического обслуживания удаленных участков газопроводов. В первую очередь обследование проводят на узлах, подверженных утечкам в объемах, которые достаточны для обеспечения рентабельности ремонтных работ. К таким узлам относятся уплотнение 76 вентилей, пневматические контроллеры, патрубки сброса, включая выпускные отверстия и спускные трубы, линии продувки, пневматические стартеры двигателя и клапаны сброса давления. Обследования необходимо проводить с целью выявления мест утечек в первый год, а в последующие годы следует сосредотачивать внимание на инспектировании и ремонте узлов, наиболее подверженных утечкам, устранение которых оценивается как экономически эффективное для снижения эмиссии метана. Практика применима к наземным установкам. В таблице 4.4 представлены технологии предотвращения утечек метана, а в таблице 4.5 приведены обобщенные данные по применению, эффективности и ориентировочной стоимости способов обнаружения и измерения утечек метана. Технологию обнаружения, определения и предотвращения утечек метана необходимо выбирать с учетом протяженности, удаленности и доступности объекта, размера утечек и экономических затрат. 77 Таблица 4.4 – Технологии предотвращения утечек метана [39-42] № 1 1 2 3 4 Технология Требования к системе, условия применения 2 3 Тестирование на износ спускных Тестирование может быть проведено с помощью клапанов и проведение газоанализатора, акустического определителя утечек или с технического обслуживания использованием газосборника во время работы спускных клапанов. Технология прибыльна и применима ко всем типам спускных клапанов. Перевод газовых пневматических Наружные механические рычажные соединения должны быть систем управления зафиксированы и хорошо смазаны. технологическими процессами Технология применима ко всем работающим на газе (регулирование давления, пневматическим регуляторам. температуры, уровня жидкости и потока газа) на механические системы управления Ежегодная инспекция Обследования могут проводиться с применением промысловых трубопроводов газоанализаторов, акустических определителей утечек, инфракрасной камеры, анализаторов органических паров для обнаружения утечек. Технология применима для всех промысловых трубопроводов газодобычи. Обследование и техническое Обследования для выявления мест утечек необходимо обслуживание оборудования проводить. В последующие годы следует инспектировать отдаленных участков узлы, наиболее подверженные утечкам, устранение которых трубопроводов оценивается как экономически эффективное для снижения 78 Область применения 4 Добыча, переработка, транспортировка и распределение природного газа и нефти Добыча, переработка, транспортировка и распределение природного газа Добыча природного газа Добыча, переработка, транспортировка и распределение 1 5 2 Беспилотные системы (БАС) 3 4 эмиссии метана (задвижки, клапаны управления, природного газа соединительные муфты, уплотнения компрессора и патрубки). Практика применима к наземным установкам. авиационные Достаточна категория беспилотников среднего радиуса Транспортировка действия, тип 3 – средней дальности: радиус действия до 400 природного газа км (передача команд управления и сигналов полезной нагрузки через ретранслятор, в том числе спутниковую линию связи), взлетный вес до 1000 кг). Возможна необходимость питающего напряжения от бортовой сети воздушного судна. Технология обеспечивает отсутствие необходимости в аэродроме Таблица 4.5 – Характеристика оборудования для обнаружения и измерений утечек их стоимостные показатели [39-42] Ориентировочн Эффективно Технология Применение ые капитальные «Положительный эффект» сть затраты 1 2 3 4 5 Раствор ПАВ Малые Обнаружени $100-$500 Повышение надежности оборудования. (мыльный) источники е (6 500 – 32 500 Оперативный, простой и недорогой метод. утечки, типа руб.) соединительны (в зависимости от х муфт. стоимости оборудования) Электронные Фланцы, Обнаружени Менее $1 000 Повышение надежности оборудования. Метод может 79 1 2 газоанализатор клапаны, е ы большие зазоры и линии незамкнутые на концах Акустические детекторы/ ультразвуковы е детекторы Все компоненты, крупные утечки, газ под давлением и недоступные узлы Инфрокрасная Все камера (HLDS, компоненты, Flir) крупные утечки, газ под давлением и недоступные узлы 3 4 (65 000 руб.) 5 использоваться на больших открытых участках, где невозможно нанесение мыльного раствора. Определение мест утечек на его основе может быть затруднено при большой концентрации углеводородных газов. В диапазоне довзрывоопасных концентраций термокаталитические датчики работают хорошо. Электронные газоанализаторы могут использоваться на больших открытых поверхностях, которые сложно обследовать, используя метод нанесения мыльного раствора. Обнаружени $1 000-$20 000 Повышение надежности оборудования. Акустические е (65 000датчики особенно удобны для обнаружения утечек, 1 300 000руб.) связанных с клапанами, типа выпускных, (зависит от предохранительных устройств сброса давления, чувствительности соединенных с вентиляционными отводами для газов. прибора, размера, смежного оборудования Обнаружени $450-$11 495 Обнаружение утечек метана на е (29 250руб.– удаленных/недоступных объектах. Может работать в Экономия 747 175 руб.) ручном режиме, она так же может быть установлена газа (зависит от на вертолете. Использует видео или фотографии. чувствительности Повышение безопасности объектов, снижение Рассчитывае прибора/размера) выбросов газа, потенциальное снижение выбросов тся по опасных веществ, экономия природного газа и балансу при увеличение дохода, потенциал для снижения затрат и сравнивании повышение эффективности осмотров оборудования 80 1 2 Распределенн Все ые волоконно- компоненты оптические системы 3 4 количества газа входящее и выходящее из системы.. Система Ориентировочно обнаружения 1 млрд. руб/ утечек и 1000 км. контроля активности 81 5 путем оценки технологий и методологий по снижению выбросов метана, возможность обследования 3000 компонентов в час. Время обследования минимально, что ведет к уменьшению затрат на обслуживание. Система обеспечивает повышение надежности и долговечности оборудования. Непрерывный контроль трубопровода при отсутствии мертвых зон в покрытии системы; Возможность детектирования и локализации трещин; Непрерывный контроль вне зависимости от климатических условий; Возможность детектирования и локализации георисков (движение грунтов вблизи трубопровода); Высокая чувствительность; Отсутствие ложных срабатываний. Использование распределенных волоконнооптических систем для решения задач охраны и мониторинга целостности трубопроводов позволяет добиться пространственного разрешения, недостижимого ни для одной другой технологии. Возможность отображения схематического плана трубопроводной сети на отдельном экране с указанием типа и места события. Серия приборов ULTIMA XT-DTS может работать в экстремальных условиях окружающей среды (от -40 до +65 ° С). 1 2 3 Обнаружени е и измерение, которое требует корреляции с размером утечки непосредстве нно на участке Обнаружени е и измерения, большая продолжител ьность по времени 4 Менее $10 000 (650 000 руб.) (зависит от чувствительности прибора/ размера) 5 Повышение надежности оборудования. Менее $10 000 (650 000 руб.) (зависит от стоимости анализа проб) Повышение надежности оборудования. Метод отбора в газосборные емкости достаточно точный (погрешность от ± 10% до 15%), но медленный (только два-три образца в час). Он также удобен для непосредственного измерения больших утечек, но неприемлем для измерений на очень крупных узлах оборудования, имеющих сложную форму и расположенных в недоступных местах. Повышение надежности оборудования. Пробоотборники больших объемов полностью улавливают утечки из узлов с нарушенной герметичностью и позволяют точно определять их скорость и позволяют измерять утечки со скоростью до 0,22 м3/мин. Утечки со скоростью выше 0,22 м3/мин. следует измерять методом отбора в газосборные емкости или расходомером. TVA (пламенноионизационны й детектор) Все компоненты Отбор образцов Наиболее доступные компоненты Отбор образцов большого объёма Наиболее Осмотр и > $10 000 доступные измерения (650 000 руб.) компоненты (скорость утечки < 325 3 м /сут.). 82 1 2 3 4 5 Ротаметр Очень большие Обнаружени Менее $1 000 Повышение надежности оборудования. (расходомер с утечки. е и (65 000 руб.) переменным измерения сечением) 83 4.5 Аналитический обзор технологий утилизации угольного метана, включая использования ШМ с высокой и низкой концентрацией для выработки теплоэлектроэнергии В соответствии с Положением об аэрогазовом контроле в угольных шахтах безопасное аэрогазовое состояние в шахте достигается при концентрациях метана менее 3,5%, либо более 25%. При этом вентиляция должна обеспечивать содержание метана в шахтном воздухе действующих выработок и исходящей струе очистной выработки (при природной метаноносности свыше 13 м3/т сухой беззольной массы) менее 1%. Если вентиляционными работами не выполняются поставленные условия, проведение дегазации обязательно. Большинство угольных шахт РФ осуществляет работы по дегазации. Выброс метановоздушной смеси в атмосферу осуществляется в безопасных интервалах концентраций метана. Шахтной вентиляцией выделяется газовая смесь с содержанием метана менее 1%, а концентрация метана на выходе из дегазационных установок – более 25%. Положительный мировой опыт извлечения и использования шахтного метана обуславливает техническую и экономическую целесообразность развития технологий его утилизации в России. Возможности утилизации шахтного метана находятся в тесной зависимости от качества извлекаемой МВС. Качество метановоздушной смеси определяется концентрацией метана и наличием примесей. Метановая смесь с высокими качественными характеристиками. В результате осуществления мероприятий по заблаговременной дегазации возможно получение метановой смеси с высоким качеством. Для таких смесей помимо варианта получения тепловой и электрической энергии, существует возможность производства автомоторного топлива и поставки отбираемого газа потребителю. Метан, дегазируемый иными способами, использовать в этих целях гораздо сложнее. На угольных шахтах РФ 84 заблаговременная дегазация широкого применения не нашла, так как физические характеристики ископаемых углей (малопроницаемые) не позволяют эффективно применять данную технологию. Получение автомоторного топлива на основе компримированного шахтного метана. Существует возможность использования шахтного метана для заправки автотранспорта с модернизированной для использования газа топливной системой. Технология переработки схожа с существующей и используемой технологией компримирования природного газа. В процессе компримирования применяется оборудование доступное для приобретения: компрессоры, емкости/резервуары, соединительные элементы.и т.д. В РФ компания «Газпром» осуществляет экспериментальную добычу метана из угольных пластов Талдинского угольного месторождения, совместно с опытной эксплуатацией станции газоподготовки. Применяемая автомобильная газонаполнительная компрессорная станция БИ «Метан», позволяет осуществлять до 80 заправок в сутки. Сжатый метан используют в качестве моторного топлива для заправки собственных автомобилей предприятия и обслуживания автотранспорта Талдинский угольного разреза, с использованием автоцистерн при максимальном давлении заправки в 250 атмосфер [28]. Получение автомоторного топлива на основе сжиженного шахтного метана. На сегодняшний момент в мире существует действующая технология получения автомобильного топлива путем сжижения метана. Для сжижения требуется газ определенного качества. Поэтому при добыче метана необходимо выбирать продуктивные участки горного отвода с учетом горнотехнических условий функционирования угледобывающего предприятия. Пилотный проект завода по сжижению шахтного метана реализован в 2012 г. компанией LNG-Silesia на территории шахты «Крупински» (Польша). Завод способен производить до 16 тонн сжиженого метана в сутки, с эффективностью 80-85%. Для этого потребуется метановоздушной смеси с концентрацией CH4 > 50 %. 85 20 тыс. м3/сут Принцип функционирования завода следущий: извлекаемая метановоздушная смесь подается на установку и поступает в модуль сжатия и очистки от H2S и Hg. Затем в реакторе осуществляется сжигание О2 с выделением H2O и CO2. Смесь подается в следующий модуль, в котором происходит охлаждение газа и удаление влаги. Затем МВС поступает в модуль отделения CO2 до достижения концентрации 1% и 20%. После всех процедур выполняется сжижение метана и отделение N2 до параметров: CH4 – 97% и N2 – 3%. Затем полученный сжиженный метан закачивается в емкости для его сбора и хранения. Сжиженный метан из емкостей отгружается в автоцистерны, причем отгрузка осуществляется исключительно в дневное время. В емкостях метан может оставаться не более 3 суток. В процессе сжижения метана применяется дополнительное оборудование: влагоотделитель; факел для дожигания оставшегося метана или сброса некондиционного метана; установка для производства азота; дополнительная система охлаждения; пункт контроля и управления. LNG-Silesia запланировал строительство второго завода для сжижения метана, извлекаемого из закрытой угольной шахты. В данном проекте планируется исключить из технологической цепочки модуль отделения O2, дополнительный узел охлаждения газа и двуступенчатый модуль удаления СО2, что позволит сократить затраты и обеспечить стабильность функционирования. Метановая смесь со средними качественными характеристиками. Метановоздушная смесь среднего качества извлекается преимущественно шахтовыми системами дегазации. Весь перечень способов использования дегазационного метана можно разделить по следующим основным категориям: получение тепловой энергии для подогрева воды и воздуха на угледобывающих предприятиях, отопления помещений; 86 получение электрической энергии для обеспечения нужд угольных шахт и соседствующих с ними объектов. Представленные способы отличаются достаточной простотой используемых схем утилизации и в целом определяются двумя направлениями: сжигание в двигателях внутреннего сгорания и сжигание в котельных. Утилизация метановоздушной смеси в газовых двигателях для получения тепловой и электрической энергии. Положительный мировой опыт утилизации метановоздушной смеси для производства электрической и тепловой энергии весьма обширен. Утилизация шахтного метана осуществляется в ФРГ, Польше, Чехии, Украине, России, Китае. Данные технологии характеризуются высокой производительностью и уровнем развития. При их строительстве вводятся в строй новые утилизационные установки, проводятся научные исследования. Технически утилизация МВС в двигателях является процессом превращения энергии топлива при его сгорании в механическую работу с последующим направлением ее на получение тепла и/или электроэнергии. Основные различия заключаются в функциональных и конструкционных особенностях работы двигателей. Принципы утилизации МВС в двигателе внутреннего сгорания можно описать на примере работы контейнерной теплоэлектростанции. Схема работы установки следующая: поступающая метановоздушная смесь сжигается в камере сгорания. В процессе горения смеси происходит ее расширение. Возникающая при расширении энергия передается на поршень, который вращает вал. Механическая энергия вращения преобразуется посредством генератора в электрическую. Получение тепловой энергии осуществляется посредством съема избыточного тепла. В общем виде контейнерная теплоэлектростанция состоит из следующих блоков: контейнер, двигатель, система подвода газа, система управления, система охлаждения, система отвода отработанных газов, система подачи масла, система вентиляции [29]. Принцип работы газовой турбины и двигателя внутреннего сгорания во многом схожи. В камере сгорания осуществляется совместное сжигание 87 газового топлива и атмосферного воздуха. Получающиеся продукты сгорания охлаждаются и подаются к системе лопаток. Расширяясь в неподвижных лопатках, поток с большой скоростью подается на рабочие лопатки и вращает вал. Выработка электрической энергии осуществляется посредством использования генератора. Получение тепловой энергии возможно путем съема тепла системы при охлаждении турбины. В мире производятся газомоторные энергетические системы мощностью от десятков кВт до десятков МВт, успешно функционирующие на шахтном метане. Различные варианты установок с двигателями, работающими на дегазационном метане, производятся компаниями: Pro2 Anlagentechnik GmbH (ФРГ), MEGTECSystems (США), CATERPILLAR (США), Jenbacher (Австрия). Сжигание метана в котельных установках. Методы сжигания кондиционных метановоздушных смесей разработаны давно и достаточно известны. Горение метана в воздухе представляет из себя процесс окисления с выделением тепла и при полном сгорании имеет вид: СН4+2О2= CO2+2H2O Для сжигания 1 м3 метана необходимо 2 м3 кислорода. Это соответствует примерно 9,52 м3 воздуха. Простое сжигание кондиционных газовых смесей не предполагает специальных технических решений. Наиболее простым способом утилизации дегазационного метана является его сжигание в факельных установках. При сжигании метана в воздух выбрасывается остаток CO2 , парниковый эффект от которого в 21 раз ниже, чем от метановыделения. Недостатком способа является то, что в процессе сокращения выбросов не осуществляется генерация тепловой и электрической энергии. На сегодняшний день в мире существует множество модификаций факельных установок для различных эксплуатационных условий. Более эффективным методом является сжигание метановоздушной смеси в котлоагрегатах шахтных котельных. Сжигание кондиционных метановых смесей осуществимо как самостоятельно, так и совместно с углем. Для утилизации некондиционных смесей, подаваемых системами вентиляции 88 выполняется их разбавление до концентрации метана 2,5%, после чего получившаяся обедненная смесь применяется в качестве дутья в котлоагрегате. Возможно довести некондиционные смеси до кондиционных посредством использования национальным природного газа техническим «Донецкуглеавтоматика». После по методу, предлагаемому университетом этого полученная и Донецким ПКБ треста обогащенная смесь сжигается в котельной. Основным недостатком данной технологии является необходимость наличия газопровода, подводящего природный газ к котельной. Метод внедрен на шахте им. М. Горького объединения «Донецкуголь». Метановая смесь с низкими качественными характеристиками. Метановоздушная смесь самого низкого качества извлекается системой вентиляции угольных шахт. В потоке вентиляционного воздуха концентрация метана мала, что не позволяет осуществлять его окисление обычными методами сжигания без разбавления, а воспламенение метана происходит при температурах более 1000 °С. Существуют различные технологии утилизации вентиляционного метана: тепловое окисление, каталитическое дожигание метана в газотурбинных установках, подача вентиляционного метана в составе топливной смеси в котлы и двигатели внутреннего сгорания. В большинстве этих технологий ВМ применяется в качестве вспомогательного топлива. Технологии, подразумевающие получение выгоды от самостоятельной утилизации ВМ, характеризуются повышенными капитальными затратами. Для применения вентиляционного метана в качестве основного топлива необходима стабильная и более высокая концентраци CH4, чем при использовании ее совместно с газовой смесью из систем дегазации. Использование ВМ в качестве вспомогательного топлива. Вентиляционный метан возможно использовать в энергоустановках, подводя его вместо воздуха в процессе горения, либо добавлять в совокупности с воздухом. Допустимо обеспечить повышение энергоемкости сжигаемого газа путем добавления ВМ. Учитывая малые концентрации метана, необходимо использование больших объемов вентиляционной смеси. Транспортировка 89 таких объемов нерациональна, поэтому энергоустановку следует размещать возле источника вентиляционного метана. Во многом из-за сложности доставки ВМ утилизация его в качестве вспомогательного топлива используется недостаточно широко. Существуют следующие возможности использования вентиляционного метана в качестве вспомогательного топлива: Использование вентиляционного метана в двигателях внутреннего сгорания. Применение ВМ в качестве дополнительного топлива для сжигания в двигателях внутреннего сгорания было впервые осуществлено в 1996 г. на руднике г. Эппин. В 54 двигателя, работавших на МВС среднего качества, добавлялся вентиляционный метан [43]. Учитывая возможности современного оборудования на основе двигателей внутреннего сгорания, сжигающих шахтный метан и объем требуемого для их работы воздуха, количество сжигаемого ВМ может достигать до 10% от всей топливной смеси. Использование вентиляционного метана в газовых турбинах, работающих на шахтном метане. Возможность сжигания в турбине топлива совместно с подаваемым продемонстрирована еще в с 1990 воздухом г. ВМ Демонстрация была с практически использванием синтезированного вентиляционного метана показала снижение объемов сжигаемого основного топлива [44]. Объем воздуха, необходимый для работы турбины в 3-4 раза выше, чем в двигателе внутреннего сгорания. Таким образом, в качестве дополнительного топлива в турбине, работающей на шахтном метане, может сжигаться ВМ в количестве 30-40% от общего объема сгоревшей газовой смеси. Использование вентиляционного метана в качестве дополнительного топлива в энергетических установках. ВМ может быть использован в любых установках в качестве вспомогательного топлива. В этом случае целесообразность его применения будет обуславливаться удаленностью источника вентиляционной смеси от установки. Транспортировка ВМ на расстояние свыше 2 км – нерациональна. 90 Использование вентиляционного метана в электростанциях, работающих на угле. Технология осуществима, если электростанция на угле размещена на территории шахты, т.е. рядом с ней располагается источник вентиляционного метана. Преимущество данного способа – отсутствие необходимости в установке специального оборудования сжигания вентиляционного метана. В экспериментальном режиме такая технология функционирует в Новом южном Уэльсе (Австралия) на электростанции Vales Point Power Plant. Возможность реализации технологии обеспечивается тем, что станция расположена около источника топлива. Суммарная мощность блоков электростанции оценивается в 2 195 МВт [45]. Получение тепловой энергии с использованием технологии окисления метана. Установки самостоятельной регенеративного утилизации термоокисления шахтного – метана. это способ Регенеративные термоокислители (РТО), которые способны сжигать ВМ можно разделить на несколько видов: тепловой реверс-поточный реактор (ТРПР), каталитический реверс-поточный реактор (КРПР), каталитический керамический реактор (ККР) [58] и регенеративная печь дожигания (РПД) [46]. Принцип действия теплового реверс-поточного реактора отличается наличием котла, нагревающего своим теплом поступающую вентиляционную смесь. Метан из смеси окисляется, а оставшийся воздух направляется в обратную сторону, нагревая новую порцию входящей смеси до температуры окисления метана. Температура окисления метана в ТРПР 750-1000 oC. В каталитическом реверс-поточном реакторе используется реверсирование потока, но нагревание поступающей из вентиляционной системы газовоздушной смеси осуществляется с использованием катализирующего элемента. Применение катализаторов позволяет снизить температуру окисления метана до 350°C - 800°C, что упрощает конструкцию системы, но снижает эффективность рекуперации энергии. 91 Основными отличиями между различными моделями ТРПР является количество корпусов термического реактора, применяемого в установке. На сегодняшний день стандартом для проектирования большинства промышленных установок РТО является система с двухкамерным реактором. Каталитические РТО конструкционно напоминают однокамерные установки ТРПР. Главным различием моделей каталитических РТО друг от друга является тип используемых в них катализаторов. Институтом катализа им. Г.К. Борескова СО РАН разработана технология производства высокопотенциальной тепловой энергии из метаносодержащих выбросов вентиляционных газов угольных шахт, позволяющая осуществлять очистку вентиляционных газов от метана на 99,0-99,5%. Теплоагрегат функционирует на основе технологии реверс-процесса беспламенного окисления метана в неподвижном слое катализатора. Подача вентиляционных выбросов в каталитический реактор с неподвижным слоем катализатора осуществляется без предварительной обработки и подогрева (при использовании дегазационного метана МВС предварительно разбавляется в смесителе до концентрации метана 1,5–2,0%) после чего происходит полное окисление метана с выделением тепла катализатора. Чередование направлений газового потока позволяет создать в слое катализатора область с температурой 800-950 °С. После этого производится съем части тепла путем паровыделения и производства теплофикационной воды с помощью котла-утилизатора (рисунок 4.6). 92 Рисунок 4.6 – Технологическая схема каталитическоготеплоагрегата: 1- смеситель; 2 - вентилятор газоотсасывающий; 3 - переключатели газового потока; 4 - каталитический реактор, выполненный из двух корпусов; 5 - котел-утилизатор; 6 - насос конденсатный; 7 - потребители теплофикационной воды; 8 - пусковой электроподогреватель; 9 - вентилятор пусковой; 10 - блок КИП и А Расчетное количество производимого теплоагрегатом тепла из МВС с расходом 5000 м3/ч и концентрацией метана 0,5-1,5 % достигает 0,2 Гкал/ч. Термостабильный катализатор ИКТ-12-40, применяемый в системе утилизации не содержит в качестве активных компонентов драгоценные металлы и металлы редкоземельной группы и уже производится промышленно. Кроме того, каталитический теплоагрегат экологически безопасен. Экспериментальная установка на основе данной технологии успешно прошла испытания. Технологический цикл создания утилизационной установки полностью проработан. Теплоагрегат готов к изготовлению, использованию и дальнейшему тиражированию. 93 Схожая технология, основанная на использовании каталитического реверс-поточного реактора, предложена компанией Canmet (CanadianMineralandEnergyTechnologies), базирующейся в г. Варен (Канада). Компания MEGTECSystems (DePere, Wisconsin) разработала технологию на основе теплового окисления под названием VOCSIDIZER. В данных технологии применен схожие принципы окисления метана, содержащегося в вентиляционной струе. Для этого используются реверс-поточные реакторы из керамических или силикатно-гравийных материалов, способные поддерживать окисление при концентрации метана не менее 0,1 %. Компанией Corky’s Sustainable Energy (Ньюкасл, Новый Южный Уэльс, Австралия) разработана технология утилизации МВС (VAM), которая представляет из себя регенеративно-термический окислитель (РТО) c двумя резервуарами, в котором в качестве нагревательного элемента используется насадочный кирпич (по аналогии с батареей коксовых печей), в отличие от РТО, использующих твердые аморфные вещества [47, 48]. В 2009 г. на шахте Mandalong угольной компании Centennial была запущена первая экспериментальная установка Corky’s VAM RAB (рисунок 4.7). Объем выделяемого системой вентиляции шахты воздуха составлял более 1 000 000 м3/ч при концентрации метана ≈ 0,6%. Основное внимание при испытаниях было сосредоточено на обеспечении безопасного режима ее функционирования. Сжигание МВС выполнялось эксплуатационных особенностей в части утилизации. 94 для оценки технология Насадочный кирпич Рисунок 4.7 – Схема экспериментальной установки Corky’s VAM RAB На основании результатов испытаний различных РТО-технологий компанией Gulf Coast Environmental Systems (GCE) был разработан собственный проект модульного РТО [49]. Предложенная GCE технология позволяет осуществлять окисление опасных загрязняющих веществ и летучих органических соединений. Необходимо заметить, что в утилизационных установках, использующих технологию теплового окисления, существует возможность производства электроэнергии. Для этого требуется дополнительно приобрести комплекс оборудования: паровую турбину, конденсатор, системы охлаждения и водоподготовки, учесть затраты на его установку. В этом случае эффективность затрат возрастает пропорционально масштабам оборудования за счет уменьшения стоимости МВт энергии. Увеличение масштабов оборудования для производства электроэнергии потребует утилизационную установку с большей производительностью тепла. При производстве электроэнергии в большинстве случаев потребуется круглосуточное присутствие оператора, тогда как при 95 получении только тепловой энергии обычно достаточно мониторинга сигнализации и периодического визуального осмотра. Разработки в области утилизации метановоздушной смеси с использованием технологии РТО выполняются также компаниями Shengdong, Dürr, Biothermica и др. Установки биологического окисления являются еще одним способом утилизации вентиляционного метана. Перспективные разработки в области окисления ВМ описываются учеными Кларком и Седдоном [50]. Особенность данных технологий состоит в попытке реализации технологии окисления при температуре окружающей среды в целях повышения безопасности. Так, например, при рабочих температурах каталитических установок возможно самовозгорание, что является недопустимым вблизи источников вентиляционного метана. Технология, предлагаемая Вильямсоном и Силвер, заключается в окислении метана энзимной моно-оксигеназой до метанола [51]. Такие энзимы, в частности содержатся в воде на рисовых полях и в шахтных водах. На сегодняшний момент способ труднореализуем, так как скорость реакций очень медленная. Для обработки постоянно выделяющегося шахтного метана необходимо строить огромные резервуары. То же можно сказать и о возможности утилизации метана путем использования потребляющих его бактерий [52]. Каталитическое дожигание метана в газотурбинных установках для получения электроэнергии. Разрабатываемые технологии утилизации шахтного метана в газовых турбинах, работающих на обедненной газовой смеси, позволяют использовать в качестве основного топлива или его части метановоздушную смесь с содержанием CH4 менее 3%. Газотурбинные технологии делятся на 2 основных типа. Первый тип - газовые турбины с каталитической камерой сгорания. Другой технологией является применение в турбинах рекуператора, позволяющего нагреть сжатый воздух выхлопами перед его подачей в камеру сгорания. Основной целью разработчиков газотурбинных установок является обеспечение работы утилизационных 96 систем на топливе с меньшей концентрацией. Это позволит в дальнейшем увеличить долю ВМ в сжигаемой смеси, либо обеспечить его самостоятельное сжигание. Газовая турбина (ГТ) под названием VAMCAT, разработанная Австралийским государственным объединением научных и прикладных исследований (CSIRO), способна осуществлять сжигание обедненной топливной смеси в каталитической камере сгорания. Концентрация сжигаемого метана должна составлять ≈1%. Для достижения требуемой концентрации необходимо совместно использовать ВМС и метан из другого источника на горнодобывающем предприятии, например, дренированный ШМ. CSIRO были изготовлены и успешно протестированы установки на основе газовых турбин с использованием МВС [53, 54]. Компания FlexEnergy (США) разработала микротурбины, работающие на обедненной топливной смеси [53-55]. Компания активно сотрудничает с другими производителями ГТ, в частности с корпорацией Capstone Turbine. Предлагаемая FlexEnergy технология утилизации газовой смеси: топливо образует с воздухом смесь с теплотворной способностью 15 ккал/м3, которая, сжимаясь, проходит через рекуператор, а затем окисляется в каталитической камере сгорания «Flexidizer». Поступление получившихся продуктов сгорания в турбину обеспечивает выработку электроэнергии (рисунок 4.8). Особенность необходимости предлагаемой установки системы топливного заключается компрессора в отсутствии и системы кондиционирования топлива. Газовая смесь разбавляется воздухом или метаном до 15 ккал/м3 (что соответствует 1,5% метана) независимо от ее исходной теплотворной способности. 97 Рисунок 4.8 – Схема электростанции FlexEnergy [56] Экспериментальные установки FlexEnergy были успешно опробованы в работе с попутным нефтяным газом с концентрацией метана от 1,5 до 4,2% и летучими органическими соединениями. Корпорация Kawasaki Heavy Industries (KHI - Япония) занимается разработкой более мощных газовых турбин на обедненной топливной смеси [56]. Заявленная мощность разрабатываемой пилотной установки – 850 кВт. Установка способна работать с использованием вентиляционного воздуха с концентрацией метана менее 2%. В рамках работ по осуществлению сжигания газовых смесей с низкой концентрацией метана Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН и Центральный институт авиационного моторостроения им. П. И. Баранова (ЦИАМ) занимались совместной разработкой катализаторов и каталитических камер сгорания [57]. Особенностью совместной работы является применение газовой турбины регенеративного цикла и низкотемпературной турбины с гранулированным 98 катализатором в камере сгорания. В ходе исследования оценены возможности применения различных катализаторов и рассмотрено одновременное применение нескольких различных катализаторов в камере сгорания, что позволяет рационализировать процесс сгорания метана. По результатам работ установлено, что целесообразно инициировать процесс горения дорогостоящими катализаторами, после чего можно использовать более дешевые катализаторы, активные только при высоких температурах. Технологии повышения концентрации вентиляционного метана. Повышение концентрации метана в газовых смесях возможно осуществить за счет использования концентраторов летучих органических соединений [58]. Концентраторы ЛОС теоретически позволяют повысить содержание CH4 в смеси до 20%, что обеспечивает возможность более эффективного использования МВС в высокотемпературном или каталитическом реверспроцессах и в качестве топлива для газовых турбин, поршневых двигателей. Компания Environmental C&C, Inc. (CliftonPark, NewYork) разрабатывает концентраторы, рассчитанные на подачу смеси с содержанием метана ≈ 0,5%. Технически концентратор представляет собой серию перфорированных пластин или поддонов, которые заполнены абсорбентом. Поступающий снизу газ поднимается через абсорбирующую среду, которая постепенно вбирает органический материал, становясь тяжелее, и в результате перемещается вниз абсорбирующей секции, попадая после этого в десорбер. Далее происходит повышение температуры среды в десорбере и освобождение концентрированного органического материла в малый объем инертного газа. После чего регенерационная среда возвращается для повторного использования в абсорбирующую секцию. Данная методика прошла серию испытаний с использованием различных адсорбирующих сред [59]. Прототип концентратора разрабатывается представляет компанией собой адсорбирующей среды с CSIRO адсорбер, с производительностью [59]. десорбер, метаном 99 и 400 Технически резервуар системы для м3/ч МВС концентратор удержания транспортировки для адсорбирующей среды. В данной технологии адсорбер – это совокупность многоступенчатого псевдосжиженного и подвижного слоя (последовательности псевдосжиженных слоев адсорбирующей среды). Сам процесс повышения концентрации газовой смеси в целом сходен с технологией компании Environmental C&C. Другие методы утилизации шахтного метана. Еще одной возможностью утилизации является применение вентиляционного метана в системах сушки угля. Технология утилизации ВМ реализована компаниями CSIRO (Австралия) и Liquatech Turbine Company Pty. Схема функционирования разработанной установки состоит из гибридной вращающейся печи, которая сжигает отходы углеобогащения с использованием вентиляционного либо дренированного метана [44]. Получаемое тепло проходит через воздушный теплообменник, вращающий турбину, которая вырабатывает электричество. Экспериментальная установка, построенная в 2002 г. способна вырабатывать 1,2 МВт энергии. В дальнейшем права на технологию приобрела компания EESTech, Inc [60]. Использование шахтного метана в установках для опреснения воды. Опреснение воды осуществляется в результате комбинированного процесса выпаривания и обратного осмоса. Существует действующий проект опреснительной установки, осуществленный компанией Aquetech [61]. Применение шахтного метана в химической и металлургической промышленности. Извлекаемая метановоздушная смесь перерабатывается в производные для полезных химических продуктов. Предлагаемые в настоящее время технологии являются дорогостоящими и недостаточно эффективными. 100 4.6 Утилизация метаносодержащих газов, связанных с отходами жизнедеятельности человека и в сельском хозяйстве В настоящее время проблема энергосбережения при снижении загрязнения окружающей среды заставляет не только искать пути более рационального использования традиционных энергоресурсов, но и находить другие, желательно возобновляемые и недорогие источники энергии. С ростом потребления энергии напрямую связано успешное развитие экономики любой страны. Однако запасы ископаемого топлива, во-первых, не безграничны, а во-вторых, их сжигание приводит к загрязнению окружающей среды и к парниковому эффекту на нашей планете. В России 3/4 роста выбросов парниковых газов приходится на выбросы СО2 на транспорте, второе место занимает рост выбросов СН4 в нефтегазовом секторе (~1/4 роста выбросов). Остальные источники фактически стабильны, причем это относится и к самому главному источнику – выбросам СО2 при производстве электроэнергии и тепла [62]. Средняя калорийность свалочного газа как горючего составляет примерно 5500 ккал/м3 [63-64]. В определенных концентрациях он токсичен. В процессе его утилизации путем сжигания одновременно происходит разрушение содержащихся в нем токсичных компонентов, и тем самым обеспечиваются безопасные для окружающей среды выбросы. Объем свалочного газа, имеющегося в теле твердых бытовых отходов, зависит от структуры и состава мусорной свалки. Согласно данным Росприроднадзора, озвученным 27 ноября 2013 г. на Всероссийском селекторном совещании «По проблемным вопросам в области обращения с отходами производства и потребления, а также о ходе реализации мер по выявлению и ликвидации мест несанкционированного размещения твердых бытовых отходов на территории субъектов Российской Федерации», ежегодно в России образуется более 60 млн. т твердых бытовых отходов, в том 101 числе отходы от жизнедеятельности населения составляют порядка 50 млн. т, а отходы от предприятий — 10 млн. т. Ежегодно количество ТБО увеличивается на 3–4 %. Практически весь указанный объем ТБО в дальнейшем размещается на полигонах и свалках, только 4–5% вовлекаются в переработку [65]. Полигоны ТБО являются третьим по величине антропогенным источником метана на планете, выделяя около 11% общемирового количества метановых выбросов (799 млн. т CO2E в 2010 г.) [66]. В последние годы интерес бизнеса, науки и общественности к экологичным способам утилизации отходов возрос, равно как и интерес к альтернативным традиционные. источникам Получение энергии, биогаза на обусловленный ростом биогазовых установках цен на делает возможным переработку органических отходов от птицефабрик, свиноферм, ферм, специализирующихся на крупнорогатом скоте и других предприятий, в ходе работы которых выбрасывается большое количество органических отходов. В крупных хозяйствах ежедневно образуется большое количество отходов – бытовой мусор, трава после прополки, навоз животных, сухая листва и ботва, испорченные фрукты и овощи, и многое другое. Особенно актуальна проблема, связанная с утилизацией отходов в больших животноводческих комплексах, где образуется огромное количество жидкого навоза. Его транспортировка на поля в качестве удобрения слишком дорогостоящая. Принято считать, что изготавливается биогаз из навоза, хотя на практике видов сырья, пригодного для выработки биогаза, намного больше. Это может быть жидкий и плотный навоз от крупного рогатого скота, свиней, домашних птиц – это важные основные составляющие для работы биогазовых установок в сельской местности. Сегодня к ним примешиваются и другие органические составляющие - остатки производств предприятий пищевой промышленности или биоотходы, специально выращенные энергетические растения, например, зерно, травы, кукуруза, подсолнечник, с помощью которых повышают содержание биогаза. С успехом можно применить силос, свеклу и т.д. Вместе с 102 перечисленным применяются и несельскохозяйственные субстраты (выжимки, барда, жиросодержащие обрезки); остатки овощей, фруктов от больших рынков; пищевые и кормовые остатки. Материалы для дезинфекции, гигиены, остатки медикаментов, не должны попадать в биогазовые установки, так как они мешают процессу газообразования. Высокая концентрация аммиака, также сдерживает производство метана. По этой причине птичий помет, также как и навоз свиней используют вместе с коферментами для разбавления. Необходимо иметь в виду, что большинство отходов может быть использовано в качестве органических удобрений только после соответствующей переработки. Навоз животных содержит массу семян сорняков, яйца гельминтов, цисты простейших, растительные отходы и падалица заражены грибками и вирусами, которые долго сохраняются в живом виде и могут заражать другие растения. Кроме того, в растительном мусоре зимуют многие вредители сельскохозяйственных культур. Показатели выхода биогаза из различных видов органического сырья приведены в таблице 4.6 [67]. Таблица 4.6 – Выход биогаза из органического сырья [67] Категория сырья 1 Мука, хлеб Клевер Глицерин Зерно Лен и конопля Овощные отходы Овсяная солома Рыбные отходы Трава Картофельная ботва Кукурузный силос Отходы с мясобойни Силос ТБО Отходы, полученные в процессе уборки ржи Биологические отходы производства сахара 103 Выход биогаза (м3) из 1 тонны базового сырья 2 539 430-490 390-595 390-490 360 330-500 310 300 290-490 280-490 250 240-510 210-410 180-200 165 115 1 2 75-200 70 70 70 51-87 50 46-93 45-95 39-59 39-51 29-41 Свекольная ботва Фекалии и сточные воды Навоз КРС, перемешанный с соломой Овечий навоз Свиной навоз Молочная сыворотка Птичий помет Послеспиртовая барда Пивная дробина Коровий навоз Свекольный жом Субстраты с сухим содержанием субстанции от 15 до 20% не перекачиваются и закладываются разжиженными, или применяются с другой техникой в реакторе. Выход биогаза зависит от содержания сухого вещества и вида используемого сырья. Из тонны навоза крупного рогатого скота получается 30-50 м3 биогаза с содержанием метана 60%, 150-500 м3 - из различных видов растений с содержанием метана 70% и 1300 м3 – из жира с содержанием метана 87% [68]. Главными преимуществами биогаза являются его возобновляемость, наличие местных источников сырья для получения топлива, снижение парникового эффекта и экологического ущерба от систем сбора органических отходов, обеспечение экологически замкнутой энергетической системы. Производство биогаза позволяет предотвратить выбросы метана в атмосферу. Переработанный навоз применяется как удобрение в сельском хозяйстве. Это позволяет снизить применение химических удобрений, сокращается нагрузка на грунтовые воды. Биогаз используется как топливо для когенерационных установок. Когенерационные установки представляют собой оборудование для комбинированного производства тепла и электроэнергии. B установках малой мощности применяются преимущественно поршневые двигатели внутреннего сгорания, приспособленные для сжигания газового топлива. 104 Технология получения биогаза во многих странах с теплым климатом (в частности, Китае, Индии, Пакистане) и ее применение приобрело массовый характер. В Китае в сельской местности действует десятки миллионов дешевых и простых установок вместимостью 10-15 л, достаточных для удовлетворения энергетических потребностей семьи из нескольких человек. В Индии функционируют миллионы таких установок [69]. Как и при использовании других устройств альтернативной энергетики, конечным продуктом работы биогазовой установки может быть произведенная энергия, чаще всего тепловая или электрическая. Помимо энергии на выходе всегда образуется (но не всегда используется) высокоэффективное органическое биоудобрение. 105 другой продукт - 5 НАУЧНО-ОБОСНОВАННЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВНЕДРЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЙ УТИЛИЗАЦИИ ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН Нефтегазовый сектор (НГС) России сталкивается с глобальными изменениями условий работы, что связано с истощением месторождений минерального сырья с относительно легкими условиями добычи, ухудшением горно-геологических условий, износом технологических мощностей. В связи с этим безусловным приоритетом производственной деятельности становится повышение эффективности путем рационального использования и экономии ресурсов, использования передовых технологий, тщательного анализа целесообразности инвестиций, контроля затрат и качества выполняемых работ. Основой повышения эффективности функционирования нефтегазового сектора является научная, научно-техническая и инновационная деятельность. Российские компании нефтегазового сектора осуществляют свою деятельность с учетом сложившихся реалий, внедряя высокотехнологичное нефтегазовое оборудование, реализуя политику импортозамещения, внедряя современные технологии в производственных и управленческих процессах. Отдельные нефтегазовые компании вкладывают средства в развитие собственной научной базы. Научная поддержка производственной деятельности обеспечивает создание новейших технологий и разработок с учетом состояния и возможности дальнейшего развития технологических процессов, тем самым укрепляя конкурентные преимущества компаний. Рациональное использование и нефтегазового сектора, прежде экономия всего, ресурсов в предусматривает компаниях сокращение технологически обоснованных выбросов и потерь природного газа, а значит метана (природный газ на 80 – 99% состоит из метана). корпоративных программ ресурсосбережению, а также по повышению экологических В рамках эффективности программ и компаниями реализуются технические мероприятия, обеспечивающие ограничение и (или) 106 сокращение выбросов метана при добыче, переработке, хранении, транспортировке и распределении природного газа. Помимо того, что метан относится к энергетическим ресурсам и сырью для нефтехимии, он также является парниковым газом и загрязняющим веществом, за выбросы которого подлежит платить в соответствии с нормативами платы. Внедрение технологий по утилизации выбросов, содержащих метан позволяет получать совокупный эффект в результате снижения негативного воздействия на климат, получения прибыли от реализации сэкономленного природного газа, сокращения платы за метан как за загрязняющее вещество. Это мотивирует нефтегазовые компании вкладывать средства в приобретение и внедрение соответствующих технологические приоритеты технологий. Компании перспективного развития определяют и получения (приобретения, разработки) инновационных технологий. Определение инновационных ресурсосберегающих технологий, внедрение которых целесообразно в нефтегазовом секторе России для достижения целей ресурсосбережения и повышения экономической эффективности производственной деятельности, проводилось на основе данных, полученных в результате изучения зарубежного опыта, российских законодательных инициатив в области поддержки эффективного производства, существующей информации по действующим технологиям , а также научных институтов в области перспективных технологий и их применимости в технологических процессах. Внедрение технологий утилизации выбросов, содержащих метан, должно основываться на принципах наилучших доступных технологий (НДТ) [70-73]. Это должны быть наиболее действенные технологии, обеспечивающие достижение общего высокого уровня охраны окружающей среды, т.е. при обеспечении снижения выбросов метана в атмосферный воздух должен достигаться совокупный эффект минимально возможного воздействия на другие компоненты окружающей среды. 107 негативного Согласно существующим нормам российского законодательства «Энергоэффективность, энергосбережение, ядерная энергетика» входят в число Приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в Российской Федерации согласно Указу Президента РФ № 899 от 7 июля 2011 г. Кроме того, в число критических технологий Российской Федерации вошли «Технологии создания энерго- и ресурсосберегающих систем транспортировки, распределения и использования энергии». Это подчёркивает высокий статус исследований в области энерго- и ресусосбережения, высокую значимость внедрения соответствующих технологий во всех подотраслях нефтегазового сектора России. С 1 января 2015 г. вступают в силу изменения закон «Об охране окружающей среды» и отдельные законодательные акты Российской Федерации» [74], содержащие, в частности, в качестве дополнения статью 28.1 «Наилучшие доступные технологии». Согласно поправкам в этот закон для определения наилучшей доступной технологии необходимо достижение сочетания критериев достижения целей охраны окружающей среды, к которым помимо наименьшего уровня негативного воздействия на окружающую среду относятся применение ресурсо- и энергосберегающих методов, экономическая эффективность, период внедрения, промышленное внедрение технологии на двух и более объектах, фактически все те параметры, которыми должны обладать технологии, отбираемые для реализации и внедрения на объектах нефтегазового сектора России в рамках снижения удельного расхода топливноэнергетических ресурсов на собственные технологические нужды. Однако даже с принятием поправок в закон и вступлением их в силу с 2015 г. останется ещё целый ряд вопросов, подлежащих решению и дальнейшему определению в подзаконных актах, постановлениях и документах Правительства РФ. К ним относятся: определение технологических процессов, оборудования, технических способов, методов в качестве наилучшей доступной технологии для конкретной области применения (уполномоченный Правительством Российской Федерации 108 федеральный орган исполнительной власти, который создаёт технические рабочие группы); методические рекомендации по определению технологии в качестве наилучшей доступной технологии (уполномоченный Правительством Российской Федерации федеральный орган исполнительной власти); информационно-технические справочники по наилучшим доступным технологиям с указанием конкретного вида хозяйственной деятельности – отрасли, части отрасли, производства (Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии, Технические рабочие группы). С учётом утверждённого в марте 2014 г. Комплекса мер, направленных на отказ от использования устаревших и неэффективных технологий, переход на принципы наилучших доступных технологий и внедрение современных технологий на декабрь 2015 г. запланирована разработка предложений о мерах государственного софинансирования при переходе промышленности на принципы НДТ [75]. В рамках выбора утилизации выбросов, содержащих инновационной технологии по метан, учитывалась возможность производства соответствующего оборудования в России, а также степень разработанности технологии в России и зарубежом. В то же время разработка и реализация комплекса мер по стимулированию производства в РФ современного технического оборудования, соответствующего принципам НДТ, запланирована только на период с 2016 г. по 2026 г. В соответствии с принятыми и вступающими в силу в 2015 г. законодательными актами предусмотрены механизмы экономического стимулирования внедрения наилучших доступных технологий, которые потенциально внесут дополнительный вклад в повышение экономического эффекта от внедрения в т.ч. энерго- и ресурсосберегающих. При определении НДТ проводится предварительная оценка технологий, включающая следующую последовательность действий [76] : определение области применения НДТ и альтернативных технологий; 109 анализ и обобщение имеющихся данных о выбросах, сбросах ЗВ, образовании отходов в результате применения каждой технологии, об используемых ресурсах; оценка всех видов воздействий на окружающую среду и человека (токсичность для человека, изменение климата, токсичность для водных объектов, образование кислотных осадков, эвтрофикация, истощение озонового слоя); анализ потребления энергии и образования отходов; распределение по значимости выбросов, сбросов ЗВ, потребления первичных ресурсов, используемых в альтернативных технологиях; описание способа оценки экологической проблемы; определение преимуществ технологий, установление ключевых позиций для выбора альтернативных вариантов; установление последовательности сбора данных о затратах; определение затрат, учитываемых при оценке (капитальные затраты, операционные затраты, затраты на техобслуживание, годовой доход, предотвращенные издержки, степень их детализации); определение ограничений и условий, необходимых при обработке и представлении информации о затратах (инфляция, дисконтирование и т.д.); обоснование затрат на охрану окружающей среды. При определении НДТ необходимо учитывать и оценивать: производительность установок; сроки ввода в эксплуатацию новых или уже существующих установок; временной период на внедрение наилучшего метода; объем потребления и свойства сырья, материалов, используемых в процессе, его энергоэффективность; предупреждение или сведение к минимуму совокупного воздействия выбросов на окружающую среду и рисков для нее; 110 предупреждение аварий и сведение к минимуму их последствий для окружающей среды; обеспечение санитарно-гигиенических требований на рабочих местах и правил техники безопасности; сопоставимые процессы, установки или эксплуатационные методы, которые были успешно опробованы на уровне промышленных предприятий; технические новшества и изменения в области научных знаний и понимания тех или иных вопросов. Детальный анализ экономических показателей проводится только в случае высокой стоимости технологий. Каждая технология оценивается на предмет соответствия критериям. В основе методологии определения экологических показателей, учитываемых при определении наилучших существующих технологий, лежит определение, сравнение и выбор наилучших удельных показателей выбросов, сбросов ЗВ и объемов образования отходов, удовлетворяющих требуемым значениям. В качестве объекта исследования и выявления НДТ целесообразно принять технологические установки (оборудование), производственные процессы, методы, используемые в жизненном цикле углеводородного сырья, начиная с добычи сырья и заканчивая отправкой готовой продукции на рынки сбыта (ГПА, ЭСН, подогреватели, котлы, установка получения серы, установка стабилизации газового конденсата, ремонтные работы на участках ЛЧ МГ без стравливания газа). Для объектов с особыми условиями эксплуатации (объекты Крайнего Севера, близость к ООПТ, месторождения с повышенным содержанием опасных и вредных компонентов) для каждой установки (процесса) проводится сравнение фактических экологических показателей с показателями соответствующих ГОСТ, ТУ, технологических регламентов, документов стандартизации, международных стандартов (директив). Затем определяются наилучшие фактические показатели, обеспечивающие соблюдение норм качества окружающей среды, установленных законодательством РФ. 111 Таким образом, при определении НДТ выявляется воздействие технологий на окружающую среду и определяются затраты на их внедрение. Затем проводится сопоставление этих показателей и сравнение технологий. Экономическая эффективность и оценка выгод для окружающей среды после внедрения технологии включает анализ экономической эффективности затрат, распределение затрат по ЗВ, баланс затрат и получение преимуществ для окружающей среды. Рекомендации по внедрению технологий утилизации выбросов, содержащих шахтный метан При выборе рациональной схемы утилизации шахтного метана следует учитывать весь комплекс факторов, характерных для горнодобывающего предприятия. Прежде всего, необходимо принимать во внимание концентрацию метана в газовоздушной смеси, повышение которой значительно расширяет возможности использования МВС. Сопоставив представленные выше варианты применения дегазационного метана и вентиляционного метана, можно сделать вывод, что качество ВМ сужает рамки его применения, особенно в качестве основного топлива. К тому же сложность процесса его самостоятельной утилизации влияет на стоимость используемого оборудования, делая дорогостоящей вырабатываемую тепло- и электроэнергию. Необходимо учитывать, что источник вентиляционного метана не может располагаться на большом удалении от утилизационной установки. При утилизации МВС необходимо учитывать требования Инструкции по дегазации угольных шахт. Метановоздушную смесь, извлекаемую средствами дегазации, запрещается: использовать в факельных установках при концентрации метана менее 25%; сжигать в котельных установках при содержании СН4 менее 30%; применять в качестве топлива концентрации метана ниже 35%; 112 газомоторных установок при использовать для бытовых нужд, если содержание СН4 в смеси менее 50%. В системах совместного использования дегазационного и вентиляционного метана необходимо сбалансированно оценивать соотношение их дебитов и концентраций. Метан, выбрасываемый системами вентиляции, составляет до 70% всех шахтных выбросов, при этом концентрация его в вентиляционной струе не превышает 1%. Объемы МВС, выбрасываемой средствами шахтовой вентиляции, значительно больше, чем доставляемой системой дегазации. Подаваемая из вентиляционного ствола струя может значительно превосходить производственные возможности утилизационной установки. Следует учитывать характеристики установок, например, газовым турбинам требуется значительно больше избыточного воздуха, чем двигателям внутреннего сгорания, что предполагает большее содержание ВМ в общем объеме топлива. Негативным моментом может быть возможная нестабильность дебита и концентрации подаваемой МВС. Если в случае использования дегазационного метана достаточно технически решить вопрос регулирования данных параметров, то, например, при утилизации вентиляционного метана в газотурбинных установках на обедненной МВС нестабильность концентрации будет являться решающим фактором. Исходя из перечисленных условий наиболее рационально внедрение следующих технологий утилизации метана: утилизация дегазационного метана в котельных для получения тепловой энергии; утилизация дегазационного метана в ТЭС для получения тепловой и/или электрической энергии; утилизация вентиляционного метана в каталитической установке для получения тепловой энергии; утилизация шахтного метана в газовой турбине для получения тепловой и/или электрической энергии. 113 Утилизация вентиляционного метана с использованием энергоустановки РТО выполняется по следующей схеме: метан движется сквозь нагретую керамическую камеру энергоустановки, вступает с ней в процесс теплообмена. Затем нагретый метан окисляется с выделением тепла (рисунок 5.1). Для автономной работы установки достаточно концентрации метана в МВС 0,15%. Газовая смесь извлекается непосредственно из вентиляционного ствола. В процессе утилизации не образовываются NОx ввиду равномерного распределения температуры в системе. Рисунок 5.1 – Схема утилизации вентиляционного метана в каталитической энергоустановке [77] Наиболее вентиляционного рациональным метана в выбором для эффективной качестве основного топлива утилизации является энергоустановка РТО. Использование технологии ротационного термического окисления позволит обеспечить объекты внутренней инфраструктуры угледобывающего предприятия тепловой энергией. Производительность утилизационной установки следует выбирать исходя из производственно-технических условий функционирования угольных шахт и 114 потребностей в тепловой и электрической энергии с учетом дальнейших перспектив развития предприятия. Для утилизации вентиляционного метана в установке термического окисления допустимо использование следующей технологической схемы. МВС из вентиляционного ствола ротационным компрессором подается по газопроводу в утилизационную установку для получения тепловой энергии. Перед поступлением в энергоустановку осуществляются предварительное отделение влаги во влагоотделителе и окончательная осушка в конденсатосборнике. Для данной схемы утилизации вентиляционного метана возможно использование следующего типового проекта размещения основного оборудования на горном отводе угольной шахты (рисунок 5.2). б) a) Рисунок 5.2 – Компоновка размещения утилизационного оборудования [78]: а) - модуль очистки; б) - модуль утилизации При утилизации метановоздушной смеси, поступающей из вентиляционного штрека, установка будет располагаться на промышленной площадке шахты. Вырабатываемое тепло можно использовать для подачи тепла потребителю либо для подогрева обратной сетевой воды перед котлом (рисунок 115 5.3). При адаптации проекта к условиям конкретного предприятия решение о размещении оборудования следует принимать исходя из существующего рельефа местности, расстояния до вентиляционного ствола и в соответствии с нормативными документами, действующими в РФ. Рисунок 5.3 – Технологическая схема использования метановоздушной смеси в каталитической установке Утилизация кондиционной МВС газовой в смеси котельных из возможна дегазационной путем системы сжигания шахты с концентрацией метана более 30%. Для утилизации метана в блочно-модульной котельной шахтный метан извлекается посредством вакуум-насоса (рисунок 5.4). Затем направляется в каплеулавливатель и отделяется от влаги. После этого осушенный метан, проходит через пламегаситель и доставляется в горелку, в которой осуществляется его смешивание с поступающим из воздуходувки воздухом. Полученная газовая смесь доставляется в котел. Дым из котла через дымосос выбрасывается в атмосферу [77-79]. Выполненный НИИ «Новосибирсктеплоэлектропроект» расчет концентрации вредных веществ от выбросов для модульной котельной установки МКУ-В-0,7-(0,7х1)Г 116 производительностью 0,7 МВт показывает, что по рассмотренным веществам (диоксид азота, оксид азота, оксид углерода) она не превышает 0,1 ПДК без учета фоновых концентраций, поэтому нет необходимости осуществления учета загрязнения воздуха. Рисунок 5.4 – Принципиальная схема сжигания метана в котельной: 1 – котел, 2 – горелка, 3 – воздуходувка, 4 – пламегаситель, 5 – каплеулавливатель, 6 – вакуум-насос, 7 – дымосос В котельной размещается газорегуляторный пункт, позволяющий поддерживать постоянный уровень давления. На выходе из вакуум-насосной установки предусмотрены влагоотделители для отделения влаги в каптируемом метане. Системы модульной котельной дистанционно контролируются с диспетчерского пульта. Для газовых приборов и агрегатов в схеме предусмотрен комплект автоматики. Для когенерации тепловой и электрической энергии в контейнерной теплоэлектростанции рационально совместно использовать КГУУ для извлечения метановоздушной смеси и утилизации лишней, либо некондиционной МВС и непосредственно КТЭС для выработки энергии из газового топлива. Утилизация метана осуществляется по схеме на рисунке 5.5. Извлекаемая метановоздушная смесь ротационным насосом КГУУ подается в КТЭС для сжигания. В извлекаемой смеси должно быть более 25% СН4, так как КГУУ не может использовать МВС 117 с меньшей концентрацией. Регламентированное содержание метана в газовой смеси для использования в КТЭС не менее 35%. В случае несоответствия газового топлива этим параметрам, подача газа автоматически прекращается, смесь сжигается в КГУУ при температуре 1000 – 1200°C. При возникновении излишков метановоздушной смеси они также сжигаются в КГУУ. Рисунок 5.5 – Технологическая схема утилизации метановоздушной смеси в контейнерной теплоэлектростанции: 1 – влагоотделитель; 2 – контейнерная газоутилизационная установка (КГУУ); 3 – контейнерная теплоэлектростанция (КТЭС). Работа газового мотора в КТЭС осуществляется по принципу двигателя внутреннего сгорания с принудительным зажиганием. Газомотор через эластичную муфту приводит в действие низковольтный генератор трехфазного тока, осуществляющий выработку электроэнергии. Получаемая энергия через распределительное устройство подается к внешней низковольтной установке и далее через трансформаторную подстанцию внутреннему потребителю или в общую сеть. Получаемое от жидкости, охлаждающей двигатель, тепло снимается посредством пластинчатаго теплообменника и используется для обогрева или может отводится в атмосферу с помощью дополнительных устройств охлаждения. Вместо требуемого для работы газового мотора воздуха в схеме утилизации возможно использовать МВС из вентиляционной системы шахты. 118 Для его извлечения можно использовать дополнительно вторую КГУУ. Возможность использования одновременно нескольких источников метана, что позволит регулировать концентрацию метана в подаваемой смеси и обеспечит стабильную работу КТЭС. Утилизация ШМ в газотурбинной установке. Схема утилизации МВС в газотурбинной установке в общем случае включает газотурбинный двигатель, редуктор и генератор. При горении топлива возникает газовый поток, который оказывает воздействие на лопатки турбины. В результате возникает крутящий момент, вращающий ротор. Ротор, в свою очередь, присоединен к генератору, который вырабатывает электрическую энергию (рисунок 5.6). Рисунок 5.6 – Схема утилизации ШМ в газотурбинной установке Особенностью данной схемы является то, что для достижения требуемой концентрации метана для работы газотурбинной установки, в подавляющем большинстве случаев, используемую МВС потребуется разбавлять метаном из других источников, имеющихся на горнодобывающем предприятии. 119 6 АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УТИЛИЗАЦИИ ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН («ПОЛОЖИТЕЛЬНЫЙ ЭФФЕКТ») К инновационным технологиям относятся новые или значительно улучшенные технологии, введенные в эксплуатацию. В разделе рассмотрены инновационные технологии, недавно введенные или планируемые для внедрения на объектах нефтегазового сектора, которые позволяют снизить выбросы метана в атмосферу. К основным направлениям внедрения технологий с достигнутым «положительным эффектом» при утилизации выбросов, содержащих метан, выбросов метана (снижения потерь природного и попутного газа) при добыче и магистральном транспорте, относятся: реконструкция, модернизация и ремонт технологического оборудования; системная оптимизация технологических режимов; использование технологии «врезки под давлением» при производстве ремонтов и подключении новых газопроводов-отводов; совершенствование приборного парка по контролю и измерению расходов и потерь газа в ГТС и технологий исследования скважин; устранение негерметичности ЗРА в технологической обвязке КС и линейной части газопроводов; проведение исследований скважин без выпуска газа в атмосферу. Для снижения организованных выбросов газа в 2014 году принят «Перечень мероприятий по сохранению газа при проведении плановопрофилактических и ремонтных работ на производственных объектах ОАО «Газпром» в 2014 году», в результате выполнения которого было снижено более 600 млн. м3 потерь метана. Уменьшение потерь газа при плановых работах на линейной части магистральных газопроводах, газопроводах-отводах 120 и ГРС за счет предварительной выработки из отключаемых участков газопровода на ГРС, путем перепуска стравливаемого газа, за счёт выработки газа из контуров КС на собственные нужды при капитальном ремонте технологических трубопроводов, ремонт дефектов трубы по результатам ВТД без сброса газа при помощи композитно-спиральной муфты, замена дефектной запорной арматуры на ЛЧ МГ с использованием технологии врезки под давлением. Наибольшее сокращение газа, подлежащего стравливанию, обеспечивают технологии врезки под давлением (порядка 200 млн. м3 в год) и выработка газа из отключаемых участков газопровода (около 300 млн. м3 в год). В ходе реализации технологии врезки под давлением по сокращению газа экономия в год составляет порядка 30 % от объема газа, который ранее стравливался в атмосферу. Целевым показателем на ближайшие годы является увеличение объема сокращения газа при проведении ремонтных работ, который составляет не менее 50 % от объема, подлежащего стравливанию. В настоящее время начато практически повсеместное использование новых технологий по предотвращению организованных эмиссий газа в частности, технология перекачки газа в параллельную нитку газопровода с использованием мобильных компрессорных станций (МКС). Изучается возможность технологии ремонта с использованием запорных поршней Smart Plag TM. Экономические убытки от неорганизованных утечек газа незначительны и являются неизбежными. В то же время убытки от потерь газа при технологических операциях за последние годы значительно уменьшились и имеют резервы для дальнейшего сокращения. Прямые платежи ОАО «Газпром» в бюджеты за выбросы метана составляют около 300 млн. рублей в год. Эти платежи являются компенсацией ущерба окружающей среде и, в случае метана, являются абсолютно необоснованными (для него не установлены нормативы предельно допустимых концентраций). В тоже время, плата во много раз выше, чем для вредных веществ. В 2005 году плата за метан Постановлением правительства №410 от 01.07.2005 г. была повышена в 1000 раз для стимулирования снижения 121 сжигания попутного газа. Затем для снижения сжигания попутного газа были приняты другие нормативные документы, однако повышение платы за выбросы метана не имеющего отношения к попутному газу отменено не было. ОАО «Газпром» обращался в Правительство по этому вопросу, однако Минприроды России соответствующее постановление так и не внесло. Урегулирование этого вопроса может снизить экологические убытки более чем на 250 млн. рублей. Потери при технологических операциях в размере до 0,4–0,5% от объема транспортируемого газа являются для современных газотранспортных систем неизбежными для обеспечения безопасности при их эксплуатации. Эти потери учитываются при обосновании тарифов на транспорт газа и в зависимости от категории газопроводов, его технического состояния, режимов работы согласуются государственными регулирующими органами. Для ОАО «Газпром» технологические потери согласованы Федеральной службой по тарифам на 2014-2015 годы в объеме не более 0,85% от общего объема газа транспортируемого через ЕСГ. Формирование перечня инновационных технологий для всех видов деятельности нефтегазового сектора России осуществлялось с учетом выбора технологий, оказывающих положительное влияние на ресурсосбережение и на повышение энергетической эффективности технологических процессов и оборудования. Для отбора наиболее эффективных технологий использовались критерии, представленные в Р Газпром 2-1.20-742-2013 [80]. Согласно этим критериям в перечень вошли технологии, которые направлены на: повышение процессов, энергетической оборудования на эффективности основе использования технологических эффективных ресурсосберегающих мероприятий, при строительстве новых технологических объектов или реконструкции уже существующих; поддержание энергетической эффективности агрегатов, установок, оборудования на нормативном (проектном) уровне, в том числе при проведении ремонтных и регламентных работ; 122 сокращение потребления ТЭР при оптимизации режимов работы технологического оборудования по критерию минимума энергозатрат; сокращение технологических потерь природного газа, в том числе при проведении ремонтных и регламентных работ; Сформированы паспорта инновационных технологий в целях выявления и распространения наилучшего опыта на всех этапах производственнотехнологического процесса нефтегазового сектора России по сокращению выбросов, содержащих метан, на основе технологических, технических и экономических критериев. Паспорт инновационной технологии разработан согласно ГОСТ Р 540972010 [81] и Р Газпром 2-1.20-742-2013 [80] с целью предоставления дочерним обществам, научно-исследовательским и проектным институтам, организациям нефтегазового сектора России объективной и достоверной информации о ресурсосберегающих технологиях, реализуемых в настоящее время в нефтегазовых компаниях и рекомендуемых для внедрения при реконструкции и новом строительстве в перспективе. Структура паспорта инновационной технологии включает: название технологии; целевое назначение технологии; описание технологии; технологический эффект от внедрения; варианты и потенциальные объемы финансирования; этапы внедрения, временные рамки технологического освоения; эффект от внедрения в перспективе; эксплуатационные затраты при внедрении технологии на единичном объекте; барьеры при реализации технологии; разработчик технологии. В таблицах 6.1 - 6.11 для ряда технологий представлен перечень разработанных проектов паспортов инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан, с целью дальнейшего их использования в нефтегазовом секторе России [80-83]. 123 Таблица 6.1 – Технология транспорта природного газа на основе применения труб с внутренним гладкостным покрытием Назначение технологии: Технология транспорта природного газа на основе применения труб с внутренним гладкостным покрытием предназначена для улучшения гидродинамических характеристик потока транспортируемого газа и снижения расхода удельных энергозатрат при транспортировке природного газа по трубопроводам Описание технологии: Технология транспорта природного газа на основе применения труб с внутренним гладкостным покрытием впервые была реализована в проекте строительства магистрального газопровода «Голубой поток», который транспортирует природный газ в Турцию по дну Черного моря. Для внутреннего гладкостного покрытия газопроводов Технологический процесс нанесения внутреннего гладкостного покрытия состоит из следующих основных операций: предварительный нагрев труб до 35-400°С для гарантированного превышения температуры поверхности над точкой росы; дробеметная очистка внутренней поверхности трубы до степени Sа 2,5 и шероховатости Rz 25-60 мкм; продувка поверхности, очистка от пыли; нанесение гладкостного покрытия; предварительная сушка (около 10 мин) при температуре 25 – 400°С с обязательным вращением трубы; основная сушка в камере: температура и продолжительность определяются техническими возможностями оборудования; если температура основной сушки превышает 800°С, то сушка должна осуществляться в две ступени с постепенным повышением температуры; охлаждение. Для нанесения покрытия используются установки безвоздушного распыления, представляющие собой штангу с расположенными на ее конце соплами, вдвигаемую внутрь трубы. Покрытие наносится в один или два слоя (прямой и обратный ход). На протяжении всего периода нанесения покрытия труба вращается вокруг своей продольной оси (режим центрифугиривания) для исключения потеков на поверхности покрытия. Основными операциями по контролю технологического процесса нанесения внутреннего покрытия являются контроль степени очистки, шероховатости, концентрации солей на поверхности металла перед нанесением покрытия, а также контроль отсутствия пор, адгезии и степени отверждения готового покрытия. 124 Продолжение таблицы 6.1 При строительстве магистральных газопроводов в ЕСГ России все трубы большого диаметра (более 1020 мм) должны поставляться только с внутренним гладкостным покрытием. Применяются покрытия на основе различных материалов: эпоксидных, полиуретановых, виниловых, фурановых, фенольных и других смол. Наиболее используемым материалом для нанесения гладкостных покрытий являются композиции на основе эпоксидных смол с содержанием растворителя от 0 до 40%. Покрытия на основе эпоксидных смол обладают хорошей адгезией к металлу, достаточно высокими физико – механическими свойствами, высокой стойкостью к химическим и атмосферным воздействиям. Толщина внутренних гладкостных покрытий труб с целью обеспечения энергоэффективности расхода энергоресурсов должна составлять от 60 до 250 мкм. Если одновременно с энергоэффективностью решается и задача защиты трубы от коррозии, то ее внутреннее гладкостное покрытие должно быть не менее 300 мкм. Технология нанесения на трубы большого диаметра внутренних гладкостных покрытий реализуется трубоизоляционными заводами России, при этом производительность технологических линий составляет от 400 до 800 м2/ч. Планируется осуществить реализацию данной технологии и на трубах малого и среднего диаметра (от 273 мм включительно). Область применения: Технологические объекты транспортировки природного газа. Экономия. Период окупаемости: Технологический эффект транспорта природного газа на основе применения труб с внутренним гладкостным покрытием: возрастает пропускная способность газопровода за счет внутреннего покрытия на 6,5 – 9,0 %; уменьшается гидравлическое сопротивление, в среднем, на 12,5 %, что при фиксированной производительности позволяет снизить необходимую мощность для транспортировки газа на компрессорной станции (КС) до 0,82 от исходного значения; повышение производительности магистральных газопроводов; снижение удельных трудозатрат на эксплуатацию магистрального газопровода; не содержит летучих веществ и растворителей и отвержденное внутреннее покрытие не оказывает негативного воздействия на окружающую среду; повышение стабильности механических свойств после нанесения внутреннего покрытия. 125 Продолжение таблицы 6.1 Разработчик технологии: Технология разработана: компанией «Трубная Металлургическая Компания», ОАО металлургический «Челябинский завод», ОАО трубопрокатный «Магнитогорский завод», ОАО металлургический «Выксунский комбинат», ЗАО «Ижорский трубный завод», ЗАО «Объединенная металлургическая компания», ОАО «Северсталь», ООО «ЧТПЗ – Инжиниринг», ОАО «Северский трубный завод», ООО «Трубные инновационные технологии». Промышленное освоение технологии: Технология в настоящее время полностью разработана. При реализации программ реконструкции и модернизации. Этапы внедрения технологии: Технологию транспорта природного газа на основе применения труб с внутренним гладкостным покрытием целесообразно массово внедрять на ЕСГ и технологических объектах нефтегазового сектора России. В перспективе применение технологии целесообразно функционально расширить с учетом применения наноструктурированных материалов, включая возможность ее более широкого применения в других видах деятельности нефтегазового сектора. С этой целью необходимо организовать выполнение соответствующих НИР и ОКР, в которых разработать основное содержание по обоснованию и расчетам этапов. Потенциальный технологический эффект в перспективе включает: применение труб гладкостного покрытия в однониточных и многониточных газопроводах при различных диаметрах и рабочем давлении 7,4…17,5 МПа обеспечивает возможность реализации пропускной способности транспорта газа в объеме 12,5 – 220 млрд. м3/год; усредненное значение увеличения производительности газопровода может достигнуть до 9 % от проектного значения; усредненное значение экономии топливного газа ГПА может достигнуть до 18 % от базового потребления (трубы без гладкостного покрытия); повышение длительности сохранения целостности стенки трубы при ее деформировании в условия нагрузок с образованием гофра; повышение надежности обеспечения качества трубной продукции, уменьшение риска разрушения газопровода в процессе эксплуатации; снижение вероятности проявления дополнительных деформаций, связанных с изменением рельефа местности, геокриологических режимов, которые приводят к появлению дополнительных деформаций в системе трубопровод-вмещающая грунтовая среда; 126 Продолжение таблицы 6.1 объектов компаний нефтегазового сектора», включая программы переизоляции трубопроводов, следует учитывать необходимость и целесообразность установки труб газопровода с внутренним гладкостным покрытием; исключение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух и растительно почвенный покров, прилегающего к магистральным газопроводам ЕСГ; внутреннее гладкостное покрытие полости труб, выполненное на эмалевой основе, способно защитить внутреннюю поверхность труб от появления точечных и более обширных по площади язв с потерей металла по принципу эрозийного или абразивного механизма воздействия, а это, в свою очередь, существенно продлевает эксплуатационные характеристики и технический ресурс каждой отдельно взятой трубы и приводит к снижению аварийности на линейной части МГ. Эксплуатационные затраты при внедрении технологии на единичном объекте: Единовременные затраты при реализации данной технологии в единичной компании нефтегазового сектора России могут составить 35-45 % от годовых эксплуатационных затрат на КС. Потенциальные барьеры при реализации технологии: технология соответствует современным требованиям, предъявляемым к научно-техническому уровню в нефтегазовом секторе России. На определенных этапах реализации технологии могут возникнуть потенциальные барьеры: процесс порообразования из-за повышения коэффициента трения поверхности приводит к снижению эксплуатационных характеристик гладкостного покрытия; для минимизации явления порообразования в процессе формирования и сушки внутреннего покрытия следует придерживаться оптимальных температур режимов, разработанных для каждой применяемой системы композиционных материалов; требуется разработка физической и математической моделей обеспечения заданных показателей газопровода на стадиях выплавки металла, проката листа, изготовления трубы; обеспечение требуемых характеристик труб от выплавки металла до монтажа и эксплуатации их в составе газопровода; необходимость высококвалифицированной сварки труб, предусматривающая использование подкладных колец, создающих дополнительные гидравлические потери в газопроводе, соизмеримые или даже превышающие эффект от внутреннего покрытия с отрицательным знаком. 127 Таблица 6.2 - Технология компримирования природного газа на основе применения газотурбинных газоперекачивающих агрегатов укрупнённой мощности Назначение технологии: Технология применения газотурбинных газоперекачивающих агрегатов укрупненной мощности предназначена для обеспечения максимальной энергоэффективности при транспортировке природного газа по магистральным трубопроводам, в том числе для сокращения удельного потребления природного газа на собственные технологические нужды и повышения системно – технологической надежности КС. Описание технологии: Приоритетным направлением повышения энергоэффективности компримирования газа является укрупнение мощности ГПА до 32 35 МВт с одновременным достижением более высоких значений КПД ГТУ по сравнению с существующими мощностями парка ГПА. Перспективным газоперекачивающим агрегатом, разработанным с учетом современных мировых тенденций в проектировании и создании газоперекачивающей техники, является ГПА - 32 Ладога. Технология применения ГПА имеет следующие характеристики: привод ГПА газотурбинный стационарный авиационного типа; запуск газотурбинной установки осуществляется методом электрозапуска; центробежный компрессор на электромагнитных подшипниках (без системы маслоснабжения); номинальная мощность в станционных условиях – 31,2 МВт; эффективный КПД ГТУ в станционных условиях – 35,5 %; номинальный расход топлива (при нр Q =33431 кДж/м3) – 9464 м3/ч; температура продуктов сгорания на входе в турбину – 11470 0С, частота вращения ротора силовой турбины – 5714 об/мин, концентрация на выхлопе (при 15 % О2): оксидов азота NOx – 50 мг/м3 , оксида углерода СО -35 мг/м3, производительность нагнетателя (при 20 °С и 0,1013 МПа) – 62 млн. м3/ сутки; давление на выходе нагнетателя - 7,45 МПа; степень сжатия нагнетателя 1,44; политропный КПД нагнетателя – 85 %, общий ресурс ГПА 100 тыс. ч; наработка на отказ – не менее 5 тыс. ч; межремонтный ресурс – не менее 25 тыс. ч; компоновка ГПА – в индивидуальном укрытии ангарного типа. 128 Продолжение таблицы 6.2 Технологию применения ГПА укрупненной мощности (ГПА 32 -35) целесообразно использовать при реализации планов реконструкции и нового строительства КС на основе учета характера влияния следующих действующих факторов на функционирование единой газотранспортной системы (ЕГС): фактическое наличие в ЕГС многониточных газотранспортных систем (ГТС), эксплуатируемых в едином гидравлическом режиме, что обеспечивает возможность взаимного резервирования компрессорных цехов за счет межцеховых перемычек; ГТУ и газовый компрессор интегрально аккумулируют синергетический эффект качества: в классе 25 – 40 МВт достигается максимальный КПД при соизмеримых уровнях термодинамических параметров. Область применения: Технологические объекты добычи, транспорта и хранения природного газа Приоритетные направления реализации технологии применения ГПА укрупненной мощности (ГПА 32 -35): применение ГПА – 32-35 для реконструкции КС многониточных систем магистральных газопроводов (как минимум двух цеховая КС); достижение требуемого уровня резервирования ГПА 32-35 за счет объединения технологических структур КС; управление мощностью, в том числе маневрирование, путем перебрасывания 30-32 МВт между соседними цехами за счет использования межцеховых перемычек DN 1000; комбинирование в единый мощностной поток КЦ (КС) ГПА 32-35 с агрегатами меньшей мощности. На основе этой технологии разрабатывается газотурбинный привод ГТУ– 32П на базе авиадвигателя четвертого поколения Д – 30Ф6 мощностью 33 МВт с КПД 38,5 %. Существует реальная возможность его развития по мощности 40 МВт с КПД 40 %. Первый пилотный образец ГТУ – 32П планируется установить на действующей КС в составе ГПА – 32 «Урал». Экономия. Период окупаемости: Технологический эффект применения газотурбинных ГПА укрупненной мощности обеспечивается за счет: повышения эффективности ГПА при более высоком КПД 35,5 %; сокращение количества и стоимости ГПА в КЦ; с увеличением единичной мощности удельная стоимость газоперекачивающего оборудования существенно снижается: статистически цена 1 кВт ГТУ 10 МВт на 17 % больше типоразмера 25 МВт; 129 Продолжение таблицы 6.2 экономического эффекта от внедрения современных ГПА, состоящего в экономии потребления топливного газа на собственные нужды за счет применения газотурбинных двигателей и газовых компрессоров с более высоким эффективным и политропным КПД и сокращения выбросов загрязняющих веществ с продуктами сгорания; сроки окупаемости ГПА укрупненной мощности составляет 5,5 – 7 лет; существуют пути снижения сроков окупаемости за счет правильно выбранной в каждом конкретном случае финансовой политики при реализации проекта; снижение числа вспомогательных технологических элементов КС; уменьшение протяженности трубопроводной обвязки КС и количества запорно – регулирующей арматуры; сокращение числа обслуживающего персонала КС и соответствующей инфраструктуры и создание условия по реализации малолюдных технологий; сокращение площадей застройки; повышение интенсификации процесса реконструкции КС при реализации «РЭП Холдинг», технологии применения ГПА укрупненной мощности. Разработчик технологии: Технология разработана: ЗАО ОАО «Авиадвигатель». Промышленное освоение технологии: Технология в настоящее время полностью разработана. В 2014 г. следует разработать комплексную программу реконструкции ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск» с учетом применения ГПА единичной мощностью 32-35 МВт. В период 2015-2025 гг. осуществить реализацию этой программы. В 2015 г. планируется разработать и реализовать пилотный проект реконструкции КС с сооружением двухцеховой КС на примыкающей площадке с применением ГПА – 32 «Ладога» в существующей конфигурации; в этом проекте будут отработаны технологические задачи и проектные решения – для их последующей унификации и стандартизации. Этапы внедрения технологии: Технологию применения газотурбинных ГПА укрупненной мощности целесообразно массово внедрять на технологических объектах нефтегазового сектора России. 130 Продолжение таблицы 6.2 Приоритетным объектом для реализации ГПА – 32 для реконструкции КС является газотранспортная система ЕСГ. В частности в ООО «Газпром трансгаз Югорск», включающая компрессорный парк с установленной мощностью 15,5 млн. кВт, оснащенный, преимущественно, (710 из 1151 ед.) агрегатами типа ГТК – 10 и ГПА – Ц – 16 мощностью 10 и 16 МВт поставки 1975 – 1985 гг. Дальнейшая эксплуатация этой системы будет осуществляться в следующих условиях: прогнозируется снижение потоковой загрузки системы, начиная с 2025 г.; парк агрегатов ГТК – 10 (305 ед.) практически выработал назначенный ресурс - средняя наработка составляет 130 тыс. ч; возрастают риски безопасной эксплуатации технологических коммуникаций, оборудования и систем КЦ. В перспективе применение технологии целесообразно функционально расширить, включая возможность ее более широкого применения в других видах деятельности нефтегазового сектора. С этой целью необходимо организовать выполнение соответствующих НИР и ОКР, в которых разработать основное содержание по обоснованию и расчетам этапов проектов реконструкции с применением ГПА – 32-35: модернизировать ГТУ MS5002E в соответствии с программой ЗАО «РЭП Холдинг» в целях повышения уровня локализации производства и сокращения стоимости продукции, повышения параметров (КПД и мощность); создать высокоэффективные центробежные компрессоры с осевым входом с достижением КПД 90 %; изготовить и провести испытания первого образца газотурбинного привода ГПА – 32 «Урал»; разработать проект реконструкции КС на базе ГПА – 32 «Урал»; разработать и утвердить технические требования на поставку агрегатов ГПА – 32-35 для реконструкции; исследовать формы комбинации применения ГПА – 32-35 и ГПА меньшей мощности; разработать агрегатную систему электроснабжения ГПА от генератора собственных нужд; 131 Продолжение таблицы 6.2 определить объекты применения ГПА – 32 промышленного или авиапроизводного типа с учетом природно – климатических условий и особенностей технического обслуживания и ремонта; реализация инвестиционных проектов реконструкции КС «под ключ» с оптимизацией показателей их финансирования; снижение потенциальной возможности для регулирования работы КЦ за счет дискретного включения/выключения ГПА; увеличение времени работы ГПА укрупненной мощности на режиме частичной производительности газопровода; необходимость обеспечения системно – технологической надежности КС при укрупнении единичной мощности ГПА. Потенциальный технологический эффект в перспективе может составить: снижение потребления топливного газа ГПА на 60 – 75 %; исключение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух; сокращение стоимости жизненного цикла ГПА укрупненной мощности на 10-24 %, в зависимости от инфляции и цен на оборудование и услуги; развитие ГПА -32 «Ладога» позволит поэтапно увеличить КПД ГТУ до 36,5 % и далее до 38,0 %, упростить компоновку агрегата и сократить габаритные размеры. Эксплуатационные затраты при внедрении технологии на единичном объекте: Единовременные затраты при покупке и внедрении данной технологии в единичном дочернем обществе ОАО «Газпром» могут составить 30 % от годовых эксплуатационных затрат на КС. Среднегодовые затраты на техническое обслуживание и ремонт ГПА – 32-35 на протяжении жизненного цикла могут составить 5-10 % от его первоначальной стоимости Потенциальные современным барьеры при требованиям, реализации технологии: предъявляемым к Технология научно-техническому соответствует уровню в нефтегазовом комплексе и рекомендована для внедрения на объектах нефтегазового сектора. На определенных этапах реализации технологии могут возникнуть потенциальные барьеры: усложнение решение проблемы резервирования ГПА в интересах обеспечения надежности транспортировки природного газа; 132 Таблица 6.3 – Технология запуска газовой турбины газоперекачивающего агрегата на основе применения воздушной компрессорной силовой установки Назначение технологии: технология запуска газовой турбины ГПА на основе применения воздушной компрессорной силовой установки предназначена для замещения пускового природного газа сжатым воздухом при запуске газовой турбины ГПА и снабжения сжатым воздухом стационарных ГТУ с пневматическими пусковыми устройствами – воздушными стартерами. Область применения: Технологические объекты добычи, транспортировки и хранения природного газа Описание технологии: Перспективная технология запуска ГПА на основе системы запуска газовых турбин на базе авиационного компрессора 5-го поколения с приводом от высокооборотного электродвигателя на активных электромагнитных подшипниках обеспечивает возможность подачи в стартер сжатого воздуха вместо природного газа. Технология включает следующие элементы: центробежный авиационный компрессор 5-го поколения с быстродействующим клапаном регулятором, обеспечивающий степень сжатия 4,81; КПД равен 81 %, расход воздуха - 1,42 кг/с; быстродействующий программируемый логический контроллер; газовый стартер, работающий на воздухе при давлении 4 – 6 кгс/см2; система управления магнитными подшипниками; высокочастотный преобразователь частоты; оптимизированный ротор компрессора силовой воздушной установки; высокоскоростной электродвигатель мощностью 300 кВт, частота вращения ротора электродвигателя 39000 об/мин; используются активные электромагнитные подшипники и 2-х полюсный ротор с самарий-кобальтовыми магнитами; фильтры тонкой очистки воздуха. Воздушная силовая установка (ВСУ) обеспечивает подготовку сжатого воздуха, используемого по технологии обслуживания ГТУ. Компрессор ВСУ – центробежный, одноступенчатый, с регулируемым входным направляющим аппаратом. Компрессор смонтирован на валу синхронного электродвигателя HSVD фирмы S2М (Франция) на постоянных магнитах. Номинальная мощность ВСУ – 190 кВт обеспечивается во всем диапазоне температур атмосферного воздуха от - 40 до +45 °С. 133 Продолжение таблицы 6.3 Работа на максимальном режиме – 300 кВт выполняется в течение 120 секунд, не более, с последующим охлаждением установки на режиме не выше 170 кВт в течение не менее 450 секунд. После включения электродвигателя компрессора ВСУ автоматически выводится на режим минимальной мощности, используемый в качестве исходного режима для последующей работы. В составе воздушной силовой установки, в качестве элемента антипомпажной защиты, применяется клапан «Турбо-Альфа», который относится к семейству скоростных клапанов. Для точного фиксирования динамических характеристик при функционировании воздушной силовой установки в ее структуре применяют малоинерционные термопары, которые имеют высокую реакцию при измерении и передаче физических процессов. Стендовые испытания воздушной силовой установки показали высокие и устойчивые оперативные показатели времени выхода газовой турбины ГПА на номинальный режим. Это время составляет 40-43 с. Эксплуатация воздушной силовой установки предусмотрена на характерных режимах технического обслуживания ГТУ: запуска газотурбинного двигателя, холодной прокрутки, промывки компрессора и воздушного обогрева в составе станционных систем обеспечения газотурбинной установки, в условиях умеренного климата. Экономия. Период окупаемости: Технологический эффект при внедрении технологии запуска газовой турбины ГПА на основе применения ВСУ обеспечивается за счет: ликвидации расхода природного газа. Используется только энергия сжатого газа, что обеспечивает экологически чистый запуск ГПА; снижения пожаро - и взрывобезопасность КС, а также надежность работы пусковых турбодетандеров газотурбинного двигателя; потенциала сокращения объема пускового газа, который составляет порядка 14,4 млн. м3/год по ГПА с двигателями, для которых возможно применение воздушной силовой установки (НК-12СТ, НК-14СТ, НК-16СТ, НК-16-18СТ, НК-36СТ, ПС-90ГП1 ПС-90ГП2, ПС-90ГП3, ПС-90ГП25, АЛ-31СТ); компактных габаритов ВСУ, что позволяет оптимальное размещение при новом строительстве и реконструкции технологических объектов; срока окупаемости ВСУ, диапазон от 6 до 7,5 лет. 134 Продолжение таблицы 6.3 Разработчик технологии: Технология разработана: фирма ООО «Турбопневматик», г. Пермь Прогнозируемые этапы внедрения технологии: Технологию запуска газовой турбины ГПА на основе применения ВСУ целесообразно массово внедрять на технологических объектах магистрального транспорта газа. В перспективе применение технологии целесообразно функционально расширить, включая возможность ее более широкого применения в других видах деятельности: дожимных компрессорных станциях, компрессорных станциях подземного хранения газа. Учитывая экологичность воздушной силовой установки, целесообразно включить рекомендации о применении установки воздушного запуска ГТУ в формируемые программы реконструкции и развития газотранспортной системы ОАО «Газпром». ВСУ может быть основной альтернативой газовому запуску как на действующих, так и на реконструируемых компрессорных станциях, при этом оптимальным является переоснащение действующих цехов ГТУ с применением воздушных силовых установок, где существуют системы пускового газа. Потенциальный технологический эффект в перспективе может составить: снижении потребления природного газа на запуски ГПА - до 100 %; исключение выбросов метана и загрязняющих веществ в атмосферный воздух и растительно – почвенный покров, прилегающего к магистральным газопроводам ЕСГ. Эксплуатационные затраты при внедрении технологии на единичном объекте: единовременные затраты при покупке и внедрении данной технологии на основе воздушного силового запуска в единичной компании нефтегазового сектора может составить 35 - 40 % от стоимости ГПА. В ОАО «Газпром» сформирована программа «Газпром-ЭкоСтарт», которая ориентирована на внедрение безопасного и экологичного запуска ГТУ. Этой программой предусмотрено внедрить воздушные силовые установки запуска ГПА на КС ОАО «Газпром в период 2014 – 2016 гг.: КС горнозаводская – 10 шт., КС Новокунгурская – 10 шт., КС Чайковская – 11 шт., КС Ржевская- 5 шт., КС Серпухов – 1 шт, КС Долгодеревенская – 3 шт. Потенциальные современным барьеры при требованиям, реализации технологии: предъявляемым к Технология научно-техническому соответствует уровню в нефтегазовом комплексе и рекомендована для внедрения на объектах нефтегазового комплекса. 135 Продолжение таблицы 6.3 На определенных этапах реализации технологии могут возникнуть потенциальные барьеры: необходимость временной коррекции технологического процесса на технологическом объекте за счет необходимости подключения в технологический процесс энергосберегающего энергетического оборудования и установки системы управления им; необходимость проведения специальных исследований на предмет выявления степени электромагнитной совместимости высокоэффективного энергетического оборудования со штатными энергетическими системами КС; потребуются дополнительные ресурсы при реализации программы внедрения безопасного и экологичного запуска ГТУ – «Газпром-ЭкоСтарт»; осуществить определение технических, технологических и организационных мероприятий, необходимых для внедрения и эффективного использования воздушных силовых установок на технологических объектах ОАО «Газпром»; осуществить разработку нормативно-технической и нормативно-методической базы внедрения и эксплуатации воздушных силовых установок на технологических объектах ОАО «Газпром»; необходимо наличие в цехе системы пускового газа. 136 Таблица 6.4 – Использование мобильных компрессорных станций (МКС) для откачки природного газа из участков магистрального газопровода Краткое обоснование: Перед началом ремонтных работ участки, подлежащие ремонту, блокируются задвижками. Для обеспечения безопасности проведения ремонтных работ, оставшийся в отсеченных участках природный газ стравливается в атмосферу. Это приводит к потерям значительного количества транспортируемого газа и загрязнению окружающей среды (то есть в атмосферу поступает основной парниковый газ – метан) и к прямым экономическим потерям – недополученной выручке от реализации газа и платежам за экологический ущерб. Использование МКС для перекачки природного газа из ремонтного участка газопровода в соседний участок, не подлежащий ремонту, или параллельные нитки газопроводов позволит снизить эмиссии метана в результате минимизации потерь природного газа в течение плановых ремонтов и обслуживания газопроводов единой системы газоснабжения России. Назначение технологии: Технология применения мобильных компрессорных станций для откачки природного газа из участков магистрального газопровода, выведенных из работы на период планово- предупредительного ремонта с целью снижения потерь газа при плановых ремонтах и обслуживании ЕСГ: мобильная компрессорная станция, предназначена для утилизации природного газа, остающегося в выводимом из работы участке газопровода путем перекачки его в проходящий параллельно газопровод или за отключающий запорный кран по ходу газа. Область применения: Ремонтные работы на объектах системы магистрального газоснабжения ОАО «Газпром». Техническая и природоохранная ценность технологии заключается в том, что МКС могут быть использованы в северной, центральной и южной частях России, то есть там, где планом капитального и текущего ремонтов предусматриваются работы, связанные с выпуском природного газа в атмосферу. Обзор технологии/Практики: Описание: МКС представляет собой совокупность транспортируемых технологических блоков, совместное применение которых является необходимым и достаточным условиями для откачки природного газа. Технология применения МКС для откачки природного газа из участков магистрального газопровода должна соответствовать требованиям ОАО «Газпром», включая автопоезд в составе МКС, оборудование и обвязку МКС, условия эксплуатации и хранения МКС. 137 Продолжение таблицы 6.4 МКС состоит из газотурбинного двигателя, компрессорного агрегата, поста управления станцией, блока эжектора, системы газоотвода газотурбинного двигателя, маслосистемы, системы пожаротушения, отопления, вентиляции и обнаружения утечек газа. Интегральные характеристики по производительности МКС: откачка газа из участка газопровода DN 1400 мм, протяженностью 28 км, с давлением 7,3 МПа до давления 1,0 МПа за 150 часов при следующих параметрах: диапазон температуры газа на входе, ºС, минус 10 ÷ плюс 40; диапазон давления на входе, Мпа, 7,3 ÷ 0,5; максимально допустимое давление нагнетания - 7,35 МПа; максимально допустимая температура нагнетания - 40 ºС. Применение МКС обеспечивает: устойчивую работу компрессоров при давлении на входе 4 - 6 МПа и откачку газа до давления 0,4-0,6 МПа; более полную откачку газа по сравнению с эжекторными установками; короткий период времени на подготовительные работы; существенно меньшее время и расход топлива на откачку по сравнению с эжекторами; низкие затраты на подключение к магистральному газопроводу. В процессе эксплуатации МКС часть перекачиваемого природного газа используется в качестве топлива для двигателей компрессоров. 138 Продолжение таблицы 6.4 Требования к системе, условия применения: Привод компрессоров МКС может осуществляться либо газопоршневыми (ГПД), либо газотурбинными двигателями (ГТД). Выбор двигателя зависит от мощности МКС. ГТД целесообразно применять при мощности компрессоров 2,5-4,0 МВт. КПД газотурбинного привода не превышает 35%, а удельный расход топливного газа составляет 0,264-0,329 м3/квт·час. Для мощностей 0,40,46 МВт предпочтительней ГПД, КПД которого 40-42 %, а удельный расход топливного газа 0,375-0,503 м3/квт·час. Сокращение выбросов метана: Применение МКС может обеспечить снижение выбросов метана до 1 млн. м3 в год по ОАО «Газпром». Стоимостные показатели за базовый период: Единовременные затраты при покупке и внедрении МКС в единичном дочернем обществе ОАО «Газпром» могут составить 120160 млн. руб. Эти затраты окупаются за 1,5 – 2 года. Экономия. Период окупаемости: Технологический эффект технологии применения МКС для откачки природного газа из участков магистрального газопровода заключается: экономия природного газа за счет сокращения потерь стравливаемого газа до 80% при проведении планово-предупредительных ремонтов на линейных участках магистрального газопровода; сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух и растительнопочвенный покров, прилегающего к магистральному газопроводу; устойчивая работа компрессоров в условиях мобильного развертывания и изменения дислокации. В перспективе технологический эффект может обеспечить экономию природного газа за счет сокращения его потерь – 90-95 %. Дополнительная выгода: Реализация проекта обеспечивает получение экономической (прибыль), энергетической (сокращение потерь газа) и экологической (исключение платежей и штрафов за выброс природного газа в атмосферу при продувках и стравливании) выгоды. Технология ООО разработана: «Газаг»; ЗАО Австрийская «УГК» компания Екатеринбург; ОАО «Авиадвигатель». 139 ОАО «LMF»; «Экстерран»; «Зеленодольское ПКБ»; Продолжение таблицы 6.4 Промышленное освоение технологии: Технология в настоящее время полностью разработана, выполнены этапы опытно – технологической апробации и рекомендована к массовому внедрению в дочерних обществах ОАО «Газпром». В перспективе применение технологии целесообразно функционально расширить, включая возможность ее применения в других видах деятельности ОАО «Газпром». Потенциальные современным барьеры при требованиям, реализации технологии: предъявляемым к Технология соответствует научно-техническому уровню в нефтегазовом секторе России и рекомендуется для внедрения на объектах нефтегазового комплекса. На потенциальные определенных барьеры: этапах возможны реализации технологии определенные могут периоды возникнуть простаивания высокоэнергетического оборудования МКС с учетом периодов плановости проведения ремонтов и пространственно – территориального разнесения дочерних обществ относительно друг от друга. Таблица 6.5 – Технология утилизации сжигаемого на нефтяного газа переменного состава факелах попутного малоресурсных и малонапорных месторождений в метановодородные смеси и товарный природный газ Краткое обоснование: По данным Министерства природных ресурсов России в 2012 году в факелах было сожжено 17 млрд. куб. м газа. Это почти десятая часть газа, поставляемого на экспорт. Правительством Российской федерации определены требования по снижению факельного сжигания и утилизации ПНГ - до 95 %. Эти требования, в основном, выполняются для крупных месторождений, где можно применять традиционные технологии. Утилизация ПНГ малоресурсных и малонапорных, а также удалённых месторождений до настоящего времени остается неосуществленной. Проблема прямого использования газов нефтедобычи для транспорта и целей энергоснабжения осложнена переменностью его состава, широким диапазоном изменения производительности скважин, низким давлением, смолообразованию. 140 склонностью к детонации и Продолжение таблицы 6.5 Потребность в такой технологии обусловлена задачей получения дешевого газового топлива для замены завозимого в северные районы дорогостоящего дизельного топлива, используемого для транспорта и энергоснабжения. Сжигание ПНГ приводит к потере возможности полезного использования ПНГ и к загрязнению атмосферного воздуха такими загрязняющими веществами, как сажа, оксиды азота, монооксид углерода, 3,4-бенз(а)пирен, стойкие органические загрязнители и тяжелые металлы, а также к другим негативным последствиям. Назначение технологии: Технология предназначена для получения метановодородных смесей и товарного природного газа из сжигаемого на факелах ПНГ посредством мягкого парового риформинга (МПР) с последующим использованием в качестве топлива для системы автоматизированных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС), генерации электроэнергии и теплоснабжения муниципальных образований в окрестности объекта нефтедобычи. Область применения: Технологические объекты добычи природного газа, газового конденсата, нефти. Обзор технологии/Практики: Технология мягкого парового риформинга направлена на переработку сжигаемого на факелах попутного нефтяного и жирных видов природного газа переменного состава от малоресурсных и малонапорных, а также удалённых месторождений в производство метановодородных смесей и нормализованного природного газа. Сущность технологии состоит в том, что ПНГ или жирный природный газ, содержащий метан и в значительных количествах жирные газы (высокомолекулярные углеводороды C2+), конвертируется в метановодородные смеси или в товарный природный газ, годный к дальнейшей транспортировке или конечному использованию на месте. При конверсии МПР метан, присутствующий в ПНГ, не затрагивается, тогда как жирные газы превращаются в дополнительный метан, водород и углекислый газ. Получаемая в результате нормализованная смесь имеет метановое число близкое к 100 %, значения низшей теплоты сгорания ~ на уровне 31,8 MДж/м3 и числа Вообе ~ 41-54 МДж/м3. Технологическая схема утилизации ПНГ по методу МПР состоит из следующих функциональных блоков: 141 Продолжение таблицы 6.5 накопления ПНГ с системой автонаддува; разработка и изготовление блока необходимы в связи его привязкой к конкретным условиям работы; водоподготовки с узлом конденсации влаги; блок должен обеспечивать конденсацию воды, содержащейся в продуктах конверсии до температуры точки росы и возврат полученной воды в блок водоподготовки; испарения воды и перегрева пара, обеспечивающего достижение параметров, необходимых для подачи перегретого пара в блок реакторов; реакторов паровой конверсии (блока риформера), содержащихся в ПНГ углеводородов выше С1 до метановодородной смеси и нормализованного газа; блок может состоять из нескольких реакторов в зависимости от требуемой производительности; нагревательного устройства для разогрева блоков испарения воды и перегрева пара, блока реакторов паровой конверсии, работающих при запуске установки на дизельном топливе или ПНГ, а в стационарном режиме на нормализованном газе; микропроцессорной системы компьютерного управления узлами установки, оборудованной необходимыми КИП и А ; очистки от углекислого газа; системы предупреждения опасных накоплений; система должна реагировать на утечки метана, окиси углерода и водорода, превышающие нормы ПДК в рабочей зоне; теплообменного оборудования, необходимого для обеспечения рекуперации тепла при работе установки; компримирования нормализованного газа, состоящего из малой АГНКС типа «Минибокс»; сероочистки (в случае необходимости и наличия сернистых газов). Экономия. Период окупаемости: Технологический эффект утилизации сжигаемого на факелах ПНГ переменного состава малоресурсных и малонапорных месторождений в метановодородные смеси и товарный природный газ заключается: обеспечение энергоснабжением удаленных от газовой инфраструктуры муниципальных образований; обеспечение объектов нефтедобычи с малонапорными и малодебитными скважинами метановодородным топливом для транспортных средств; возможность строительства АГНКС типа «Минибокс» производительностью 5-8 заправок компримированным нормализованным в сутки; 142 Продолжение таблицы 6.5 обеспечение топливом автотранспортной и тракторной техники нефтепромысла, например, газобензиновые, газодизельные автомобили, трактора, грейдеры, бульдозеры и прочие виды самодвижущейся техники; обеспечение топливом энергоустановок на промыслах и предприятиях ЖКХ; расширение сырьевой базы страны за счет дополнительно получаемого из ПНГ и жирных видов ПНГ товарного природного газа; вовлечение в производственно – технологический цикл трудноиспользуемых ресурсов ПНГ; сокращение капитальных и эксплуатационных затрат, возможность блочно-модульного исполнения. Технологический эффект в перспективе обеспечит: исключение выбросов ЗВ в атмосферный воздух и растительно – почвенный покров, прилегающий к магистральным газопроводам ЕСГ; электрическая мощность, выработанная на месте потребления полностью покрывает технологические нужды удалённых объектов; суммарная мощность выработанной энергии с использованием способа МПР может составить 1000 МВт. Дополнительная выгода: Сокращение размера платежей в результате предотвращения выбросов загрязняющих веществ, которые имели место при сжигании ПНГ. Технология разработана: Институт катализа СО РАН (г. Новосибирск), ООО Уникат (г. Новосибирск), БИТ (г. Санкт-Петербург). Промышленное освоение технологии: Технология в настоящее время прошла пилотные испытания на реальных составах ПНГ в ХМАО-ЮГРА, где были подтверждены технические решения, заложенные в технологию МПР. Первый этап промышленного освоения технологии предусматривает создание опытно-промышленной установки на производительность 300 м3 в час, на которой будет отработана технология и получены необходимые технико-экономические данные, а также проведён полный комплекс ОКР с построением линейки блочно-модульных установок различной мощности. На втором этапе предполагается тиражирование технологии посредством создания промышленных установок различной мощности в соответствии с нуждами ОАО «Газпром». Прогнозируемое время полного промышленного освоения технологии составляет 1,5-3 года. 143 Продолжение таблицы 6.5 Потенциальные современным барьеры при требованиям, реализации технологии: предъявляемым к Технология соответствует научно-техническому уровню и рекомендуется для внедрения на объектах в нефтегазового сектора России. На определенных этапах реализации технологии могут возникнуть потенциальные барьеры: при проектировании крупнотоннажных объектов производства МВС с высоким содержанием водорода (более 20 %), а также с целью получения водорода высокой чистоты необходимо рассмотреть другие способы получения метановодородной смеси, которые могут оказаться более эффективными; при конечном проектировании объекта необходимо технологически увязать конечные технологические параметры с требуемыми для обеспечения оптимального результата; при построении модельного ряда установок необходимо учесть наиболее распространённые единичные мощности существующих энергетических и технологических объектов для их адекватного сопряжения. Таблица 6.6 – Технология утилизации попутного нефтяного газа на компрессорных станциях Краткое обоснование: Сжигание ПНГ приводит к потере возможности полезного использования ПНГ и к загрязнению атмосферного воздуха, а также к другим негативным последствиям. В ООО «Газпром добыча Уренгой» для дальнейшего обеспечения добычи нефти и исполнения требований постановления Правительства Российской Федерации (постановление № 7 от 08.01.2009г, № 1148 от 8.11.2012) по обеспечению показателя сжигания попутного нефтяного газа было принято решение о строительстве на Уренгойском компрессорных станций. Проект «Полезная утилизация попутного нефтяного газа нефтегазоконденсатном месторождении» реализован в соответствии со ст.6 Киотского протокола к Рамочной конвенции ООН об изменении климата ( приказ Минэкономразвития России от 20.01.2012 г., №20). Назначение технологии: Полезная утилизация ПНГ на компрессорных станциях обеспечивается следующим технологическим оборудованием: турбокомпрессорными агрегатами для компримирования газа в 3 ступени с 0,3 МПа до 7 МПа, подачи ПНГ в газлифтную систему нефтепромыслов и магистральный газопровод; сепарационным оборудованием для подготовки ПНГ перед каждой ступенью компримирования. 144 Продолжение таблицы 6.6 Область применения: Технологические объекты добычи природного газа, газового конденсата, нефти. Обзор технологии/Практики: Технология реализована в ООО «Газпром добыча Уренгой» Турбокомпрессоры, входящие в состав КС, будут обеспечивать необходимое давление (компремирование) и подготовку (осушку) поступающего низконапорного ПНГ. Одна часть ПНГ (товарный ПНГ) после осушки будет подаваться в межпромысловый коллектор с последующей передачей в газотранспортную систему ОАО «Газпром». Другая часть (газлифтный ПНГ) будет использоваться при добыче нефти газлифтным способом, замещая газ, используемый с соседних валанжинских залежей. Таким образом, значительная часть ПНГ не будет сжигаться на факелах, что приведет к предотвращению выбросов СО2 и СН4. В качестве топлива для привода турбокомпрессорных агрегатов КС также используется низконапорный ПНГ, часть которого будет использоваться в собственных котельных. Требования к системе, условия применения: В ООО «Газпром добыча Уренгой» построены КС-1 и КС-2 с агрегатами ГПА-Ц-8Б с последующим использованием в ГТД энергетического привода ГТУ-16ПЭР для получения энергии при утилизации ПНГ. Сокращения выбросов метана, Энергосбережение: Объем утилизируемого низконапорного ПНГ равен 760 млн. м3/год по газу и 8 млн. м3/год по конденсату. Стоимостные показатели за базовый период:. Единовременные и эксплуатационные затраты при покупке и внедрении данной технологии в единичном дочернем обществе ОАО «Газпром» зависят от мощности технологического объекта. В сравнении с альтернативными технологиями подготовки газа к использованию в зависимости от свойств ПНГ капитальные затраты ниже в 1,5-4 раза, эксплуатационные затраты ниже на 20-50 %.Стоимость проекта, реализованного в ООО «Газпром добыча Уренгой» составила 14,4 млн. евро. Экономия. Период окупаемости: Технологические решения, реализованные на КС (суммарной мощностью 48 МВт) обеспечивают добычу, компримирование, подготовку к транспортировке и использованию низконапорного ПНГ в объеме до 1,5 млрд. м3/год. Объёмы сжигания газа снизились в 150 раз. За счет этого, ежегодная масса выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух сократились на 115 тысяч тонн, из них: оксида углерода около 100 тыс. тонн, сажи около 14 тыс. тонн, оксидов азота около 1 тыс. тонн. Уровень рационального использования ПНГ в 2014 году превысил 99%. 145 Продолжение таблицы 6.6 Показатели экономической эффективности проекта: чистый дисконтированный поток денежных средств – 3,6 млрд. руб.; внутренняя норма доходности (ВНД) – 20,6%; дисконтированный срок окупаемости – 7 лет. Дополнительная выгода: Сокращение размера платежей в результате предотвращения выбросов загрязняющих веществ, которые имели место при сжигании ПНГ Технология разработана: ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Промышленное освоение технологии: В ООО «Газпром добыча Уренгой» с 2010 года эксплуатируется установка по утилизации ПНГ. Основные результаты внедрения: обеспечение стабильной работы газлифтных систем нефтяных промыслов; увеличение уровня утилизации ПНГ с 78% до 99%; сокращение выбросов ЗВ и парниковых газов в атмосферу. С вводом в эксплуатацию компрессорных станций практически исключено сжигание ПНГ. Таблица 6.7 – Утилизация переточного газа в газопровод с применением компрессорной станции Краткое обоснование: На объектах ПХГ имеет место скопление природного газа за пределами ловушек, а также загрязнение окружающей среды. Область применения: Технологические объекты ПХГ Обзор технологии/Практики: Описание: Газоводяная смесь из разгрузочных скважин поступает на депульсатор, где происходит первичное отделение пластовой воды и гашение пульсации потока газа. Затем газ поступает на сепарационную установку, где происходит окончательная очистка газа от пластовой воды и механических примесей. После сепарации газ по сборному коллектору направляется в буферный газопровод, назначение которого заключается в создании буферного объема газа для работы компрессоров, а также в сглаживании колебаний давления поступающего газа. Очищенный газ по сборному газопроводу поступает на вход дожимного компрессора, где компримируется и подается в соединительный коллектор хранилища. При утилизации переточного газа на генераторных установках очищенный газ по сборному газопроводу поступает не на вход дожимного компрессора, а на газораспределительный пункт, откуда подается на генераторную установку. Сокращения выбросов метана: Технология позволяет исключить выброс природного газа в атмосферу и обеспечить круглосуточную утилизацию техногенного газа. 146 Таблица 6.8 – Технология врезки под давлением Краткое обоснование: Ремонтные работы на объектах линейной части магистральных газопроводов обычно сопровождаются стравливанием природного газа в атмосферный воздух. При этом происходит потеря товарного газа и поступление парникового газа - метана в воздушный бассейн. Область применения: Технологические объекты транспорта газа Обзор технологии/Практики: Описание: Технология врезки под давлением предлагает проводить замену дефектных участков трубопроводов, ремонт и установку задвижек, запорной арматуры и другие виды реконструкции трубопровода без прекращения поставки продукта и без снижения давления. При этом возможно два варианта: установка отвода и задвижки снаружи действующего трубопровода и вырезание фрагмента стенки трубы через открытую заслонку и присоединение отвода к трубопроводу. Процесс врезки осуществляется в следующей последовательности: установка фитинга и постоянной заслонки на трубопровод; установка анкерной машины на постоянную заслонку; непосредственно врезка и последовательное изъятие фрагмента через заслонку; закрытие заслонки и снятие анкерной машины; присоединение отвода к трубопроводу. Преимущества при применении врезки под давлением приведены ниже: непрерывная работа системы: перекрытие и остановка исключаются; отсутствие выбросов газа в атмосферу; исключается резка, повторные совмещения и сварка участков трубопровода; отсутствие перерывов в газоснабжении потребителей. 147 Продолжение таблицы 6.8 Установка фитингов на действующий газопровод. Подгонка, обжатие приварка к трубе. Фитинги устанавливают попарно вырезаемого участка газопровода. Резка действующего газопровода. После резки купон удерживается на сверле. Газ вытесняется азотом обратно в г/п Демонтаж дефектного участка г/п. Поток газа осуществляется по временному байпасу Установка задвижек типа SANDWICH на фитинги Установка механизма для резки Перекрытие г/п запорной головкой с установленной на ней уплотнительной манжетой Монтаж временного байпаса для обеспечения потока газа Монтаж нового участка г/п. Запорную головку уводят, обеспечивая поток газа по новому участку г/п Установка пробок, заглушек. В таком виде оставляют на газопроводе. Требования к системе, условия применения: технические возможности оборудования для врезки под давлением: диаметр вырезаемого отверстия от 15 до 1420 мм; диаметр перекрываемых трубопроводов от 15 до 2400мм; давление в трубопроводе во время врезки до 100 атмосфер; давление в трубопроводе во время перекрытия до 70 атмосфер; температура продукта в стандартном исполнении до 371°С; выполнение врезок осуществляется под любым углом к оси трубопровода, со смещением относительно оси трубопровода и в любом пространственном положении; неограниченная длина вырезаемого участка возможностями и данными внутритрубной диагностики). 148 (ограничивается техническими Продолжение таблицы 6.8 Сокращения выбросов метана: Предотвращение выбросов метана в результате ремонтных работ Экономия. Период окупаемости: использование технологии врезки под давлением позволяет сэкономить значительные средства за счет исключения затрат на вывод из эксплуатации и возобновление работы участка газопровода, потери от нереализованного товарного природного газа, а также платежи загрязнение окружающей среды. Таблица 6.9 – Устранение утечек метана Краткое обоснование: В результате нарушения герметичности уплотнительных поверхностей арматуры возникают утечки природного газа. Причины возникновения утечек связаны с техническим состоянием технологических объектов газотранспортной системы, применением на предприятиях устаревшей техники и технологий; физический износ оборудования, увеличивающий потери газа и т.д. При этом, с утечками в атмосферу в составе природного газа поступает метан в результате разгерметизации оборудования: линейных крановых узлов, перемычек и лупингов, газопроводов-отводов, оборудования газораспределительных станций. Область применения: Технологические объекты газотранспортной системы Обзор технологии/Практики: Описание: По специальной методике на объектах ОАО «Газпром» выполняется инструментальное обнаружение эмиссий метана с утечками от различных источников путем контактного зондирования и дистанционного обследования поверхности технологического оборудования (потенциального источника утечки) с использованием современных сертифицированных на международном уровне средств измерений. Для контактного обнаружения и измерения утечек используют: Течеискатели, измерители Прибор портативный ГА инфракрасный концентрации метана газоизмерительный многофункциональный 149 Продолжение таблицы 6.9 Прибор для обнаружения Пробоотборники Детектор газов и измерения объемных выбросов Для дистанционного обнаружения и измерения утечек используют: Лазерная система пространственного содержания метана Портативный пассивный газоанализатор метана «Прорыв» Лазерная система измерения локальной концентрации метана ДГА измерения содержания метана на основе ИКакустоаптического спектрометра и прожектора Бортовой пассивный дистанционный газоанализатор измерения содержания метана «Томск-1» Дистанционная система измерения содержания метана По результатам измерений выявляются утечки природного газа, которые оперативно устраняются. Экономия. Период окупаемости: Своевременное обнаружение утечек природного газа обеспечит его экономию. 150 Таблица 6.10 – Использование азотной компрессорной станции (КС) Краткое обоснование: При добыче, транспорте, хранении природного газа проводятся регламентные операции, которые сопровождаются технологически обоснованными выбросами природного газа в атмосферный воздух. Область применения: Технологические объекты добычи, транспорта, хранения природного газа. Обзор технологии/Практики: Описание: Азотные КС предназначены для получения из атмосферного газа – азота под высоким давлением для продувок технологического оборудования. Передвижные азотные КС могут эксплуатироваться в различных климатических условиях при: использовании азота под высоким давлением при операциях колтюбинга; работах по ремонту скважин, когда использование азота позволяет гарантировать безопасность, сократить время ремонта и количество требуемых технологических операций; операциях, связанных со стимуляцией притока скважины; транспортировке природного газа азот применяют для очистки и продувки трубопроводов, при опрессовке трубопроводов; удаления воды из некоторых узлов оборудования и участков трубопроводов; продувки различного технологического оборудования на установках подготовки газа, ДКС. Характеристика азотной КС серии МА-1.2-95-300: содержание кислорода в газовой смеси не более 10% при давлении смеси 20 МПа; высокий ресурс работы газоразделительного блока – 26000 ч, не требует обслуживания в условиях завода-изготовителя; высокая мобильность и проходимость автомобильного шасси станции в условиях бездорожья; имеет датчики расхода топлива для контроля потребления ГСМ КС. Сокращения выбросов метана: Эксплуатация азотной КС серии МА-1.2-95-300 обеспечивает экономию природного газа в объеме 2,5 млн. м3/год, что составляет порядка 625 тыс. дол. (при цене природного газа 250 дол. за 1000 м3). Стоимостные показатели за базовый период: Оценочная стоимость азотной КС серии МА1.2-95-300 по состоянию на 2009 г. составляет 480 тыс. дол. Дополнительная выгода: Азот является инертным газом, поэтому при его использовании обеспечивается взрыво- и пожаробезопасность на опасных объектах. 151 Таблица 6.11 – Технология утилизации газов выветривания Описание технологий и методов реализации процесса Установка утилизации газов выветривания предназначена для утилизации газов выветривания путем проведения непрерывных технологических процессов, включающих отделение газов выветривания, а так же сепарацию и компримирование. Процесс включает очистку газов выветривания от водометанольной смеси с последующей подачей в сепаратор, где очищенные газы выветривания отделяются от конденсата, который направляют на установку стабилизации. В процессе эксплуатации установки негативное воздействие оказывают выбросы метана, оксида и диоксида азота, оксида углерода, сажи и образующиеся отходы (масло отработанное). Основное влияние оказывают выбросы ЗВ. Их сокращение может быть достигнуто за счет рекуперации и использования газов выветривания. Технология для реализации процесса Процесс утилизации газов выветривания позволяет прекратить сжигание на факеле газов выветривания, образующихся, в частности, на установках добычи и подготовки газа и газового конденсата, что сократит выбросы ЗВ в атмосферу. Кроме того, предложенный способ позволяет вернуть очищенные газы выветривания обратно в технологический цикл с последующим их использованием частично на собственные нужды предприятия, а большую их часть - для поставки потребителям, что обеспечит получение товарного продукта качества, соответствующего требованиям потребителей при минимальных затратах. Область применения: Технологические объекты добычи природного газа. Экономия: Годовой объем газа выветривания 1,5 млн.м3. 152 Продолжение таблицы 6.11 Процесс: снижение выбросов газов выветривания за счет их рекуперации. Условия применения технологии Способ утилизации газов выветривания реализуется следующим образом. Газы выветривания по вентиляционной линии через регулятор давления подают в сепаратор. Из сепаратора очищенный газ выветривания по впускному трубопроводу поступает на компримирование до давления 0,2 МПа в ротационный компрессор. Далее газ выветривания подают в узел замера расхода газа, выполненный в виде распределительного вентиля с расходомером. В узле замера расхода газа газ выветривания разделяют на два потока. Часть I с давлением до 0,2 МПа подают на технологические нужды предприятия (котельные, подогреватели газа), а часть II - на компримирование до давления 7,5-8,0 МПа в компрессор. После чего переработанный газ подают в конденсатопровод. Жидкую фазу из сепаратора направляют при помощи насоса через узел распределения на установку стабилизации конденсата или в резервуар хранения конденсата. При этом образованные в резервуаре хранения конденсата пары могут быть направлены через регулятор давления для дальнейшей утилизации совместно с газом выветривания. Примеры использования: ООО «Газпром добыча Ямбург» планируется Экономические показатели: Капитальные затраты: 9,11 млн. руб. Стоимость ежегодного обслуживания оборудования: 0,276 млн. руб. Ориентировочный срок окупаемости: 5 лет. Справочная литература: Патент РФ № 135095 «Установка выветривания ,. 23.04.2013. http://www.freepatent.ru/patents/2515242 153 утилизации газов В таблицах 6.12 реализованных в – 6.16 представлены нефтегазовом секторе материалы существующих отечественных и зарубежных технологий утилизации выбросов, содержащих метан. Таблица 6.12 – Технология визуализации утечек Описание технологий и методов реализации процесса: Беспилотные авиационные системы (БАС). Транспорт газа по трубопроводам – процесс транспорта газа по линейной части магистральных газопроводов между линейными КС, которые устанавливаются через каждые 90-150 км газопровода для компенсации потерь давления газа на предшествующем участке. При эксплуатации трубопроводов возможно возникновение утечек природного газа, возникновение аварийных ситуаций в результате нарушения герметичности. Предотвращение утечек природного газа и обеспечение промышленной и экологической безопасности транспортировки газа может быть обеспечено за счет визуального контроля трубопроводов с использованием беспилотных авиационных систем (БАС). Технология для реализации процесса: Снижение расходов - стоимость летного часа БАС в 4 раза меньше, чем у используемого в настоящее время пилотируемого летательного аппарата. Отсутствие необходимости в аэродроме. Снижение выбросов ЗВ – сокращение выбросов метана, в том числе снижение выбросов оксидов азота и углерода, в связи с заменой летного оборудования и своевременным контролем утечек. Проведение экологического мониторинга. Условия применения технологии: Для решения задач, связанных с визуальным мониторингом объектов МГ и поиска утечек газа, достаточна категория беспилотников среднего радиуса действия (тип 3 – средней дальности: радиус действия до 400 км (передача команд управления и сигналов полезной нагрузки через ретранслятор, в том числе спутниковую линию связи), взлетный вес до 1000 кг). В ООО «Газпром трансгаз Югорск» для поиска утечек газа на магистральных газопроводах с борта воздушного судна применяются два типа лазерных детекторов отечественного производства «Аэропоиск 3М и ДЛС Пергам». Вес этих приборов составляет 25-30 кг, а потребление питающего напряжения от бортовой сети воздушного судна 250 Вт. Воздушное патрулирование выполняется в соответствии с СТО Газпром 344 визуально или с использованием специализированного оборудования. Периодичность облетов зависит от характеристик трубопроводов и условий эксплуатации, но не реже 2-х раз в месяц. 154 и Продолжение таблицы 6.12 «Аэропоиск 3М и ДЛС Пергам». Вес этих приборов составляет 25-30 кг, а потребление питающего напряжения от бортовой сети воздушного судна 250 Вт. Дополнительные условия применения технологии: Локальные (географические) условия или требования, способствующие/ограничивающие применение технологии отсутствуют. Примеры использования: ОО «Газпром трансгаз Югорск» Экономические показатели: Капитальные и эксплуатационные затраты не установлены. Справочная литература: Целевая Программа РФ по созданию систем воздушного мониторинга объектов ТЭК на основе пилотируемых и беспилотных авиационных систем (2008- 2015 гг). https://www.hse.ru/data/2013/06/07/1283977439/otch_1_etap.doc https://www.hse.ru/data/2013/06/07/1283977439/otch_1_etap.doc 155 Таблица 6.13 – Технология тестирования на износ спускных клапанов и проведение технического обслуживания Описание технологий и методов реализации процесса: Тестирование на износ спускных клапанов и проведение технического обслуживания. В случае превышения максимально допустимого рабочего давления в компрессоре, газопроводе или резервуаре, спускные клапаны открываются для понижения давления, и излишки газа сбрасываются в атмосферу. Со временем уплотнительные элементы клапанов изнашиваются или повреждаются, пропуская газ, содержащий метан, в атмосферу. Небольшие утечки со временем усиливаются. Технология для реализации процесса: Результатом внедрения технологии по профилактическому тестированию и техническому обслуживанию сопровождается значительным сокращением эмиссии метана. Экономия метана: 3,5 – 70,8 тыс. м3/год, чистая прибыль от продажи метана 1 820 36 670 руб./год. Условия применения технологии: Тестирование может быть проведено с помощью газоанализатора, акустического определителя утечек или с использованием газосборника во время работы спускных клапанов. Данная технология применима ко всем спускным клапанам. Примеры использования: EPA. Опыт, полученный партнёрами программы Natural Gas STAR “Marathon Oil Company”. Отчет PRO № 607. Экономические показатели: Капитальные затраты – отсутствуют. Затраты на эксплуатацию и техническую поддержку (годовые) = $ 100- $ 1,000 (3 600 - 36 000 руб.). Сокращение эмиссии метана в объёме 4,8 тыс. м3 в год относится к компрессору с тремя спускными клапанами: двумя промежуточными и одним спускным. Со временем утечки через спускные клапаны достигают такого объёма, когда расходы на оплату труда и оборудование для обнаружения и ремонта неисправного клапана экономически оправданы. Данная технология более прибыльна при большом количестве клапанов. Срок окупаемости: до1 года Справочная литература: http://www.epa.gov/gasstar/documents/testandrepairpressure safetyvalves.pdf http://www.epa.gov/gasstar/documents/russian/test_repair_ pressure_valves(rus).pdf 156 Таблица 6.14 – Технология оптимизация добычи сырой нефти и размещения водных резервуаров Описание технологий и методов реализации процесса: Оптимизация добычи сырой нефти и размещения водных резервуаров. Добытая нефть перерабатывается на месте для отделения легких углеводородов и воды. При складировании нефти в наземных емкостях происходит выброс метана. Технология позволяет добиться сокращения эмиссии метана путем объединения и централизации мощностей по хранению жидких продуктов. Технология для реализации процесса: Сократив количество емкостей на участке, возможно уменьшить эмиссию метана, связанной с температурными перепадами, потерями во время изменения уровня жидкости и перемешивания. Объединенные складские мощности также более эффективны при улавливании паров. Экономия: Экономия метана: 117 тыс. м3/год (чистая прибыль от продажи метана 60 600 руб.). Эмиссия, как правило на 50% состоящая из метана, возникает при испарении газа из простаивающих и рабочих емкостей. Оценка снижения эмиссии метана основана на схеме, в которой отдельные емкости в устьях скважин объединены в единый центральный резервуар. Расчетно определено сокращение метана в объеме 28 тыс. м3/год Условия применения технологии: Централизация и сокращение парка емкостей для хранения жидких продуктов может потребовать перепланировки производственных сооружений и удаления ненужных емкостей и труб. При этом затраты на обслуживание уменьшаются. Применение данного подхода эффективно для нефтяных месторождений при снижении нефтедобычи. Примеры использования EPA. Опыт, полученный партнёрами программы Natural Gas STAR “ Exxon Mobil Production Co.”, “Marathon Oil Company”. Отчет PRO № 506 Экономические показатели Капитальные затраты (включая установку) = > $10,000 (>360 000 руб.). Затраты на эксплуатацию и техническую поддержку (годовые) =< $ 100 (<3 600 руб.). Снижение эмиссии метана в объеме 28 тыс. м3/год можно получить после перехода от системы отдельных емкостей к единому центральному резервуару. Данная технология может окупиться менее чем за 3 года. Осуществление такого проекта может потребовать 157 Продолжение таблицы 6.14 перепланировки трубопроводов и удаления ненужных резервуаров. Только экономия газа не покрывает капитальные затраты. Главная выгода, оправдывающая затраты на объединение, заключается в сокращении затрат на эксплуатацию и обслуживание. Срок окупаемости: 1-3 год Справочная литература: http://www.epa.gov/gasstar/documents/russian/consolidate_ crude_oil(rus).pdf Таблица 6.15 – Технология обследования и технического обслуживания на удаленных участках Описание технологий и методов реализации процесса: Обследование и технического обслуживания на удаленных участках. Изменения температуры и давления, механические напряжения на узлах трубопровода (таких как задвижки и уплотнения) в конечном итоге приводят к нарушению герметичности и утечкам метана. Партнеры сообщают о применении Программы целенаправленного обследования и технического обслуживания (ЦОТО) на оборудовании отдаленных участков в целях снижения потерь газа. Технология для реализации процесса: Обследование в первую очередь проводится на узлах, подверженных утечкам в объемах, которые достаточны для обеспечения рентабельности ремонтных работ. К таким узлам относятся уплотнение вентилей, пневматические контроллеры, патрубки сброса, включая выпускные отверстия и спускные трубы, линии продувки, пневматические стартеры двигателя и клапаны сброса давления. Экономия: Экономия метана: 10,2 тыс. м3/год (чистая прибыль от продажи метана 5 284 руб./год). Оценка экономии метана основана на информации EPA . Объем утечки через уплотнение штока клапана варьируется от 28,3 до 679,6 м3/год; усредненный объем эмиссии через продувочный клапан патрубка сброса составляет 9,9 тыс. м3/год, и может достигать 410,5 тыс. м3/год. При сокращении эмиссии метана в объеме от 34 тыс. м3/год до 877,8 тыс. м3/год чистая прибыль от продажи метана составит 17 612 - 454 700 руб./год. 158 Продолжение таблицы 6.15 Условия применения технологии: В первый период обследования необходимо проводить для выявления мест утечек. В последующие годы следует сосредотачивать внимание на инспектировании и ремонте узлов, наиболее подверженных утечкам, устранение которых оценивается как экономически эффективное для снижения эмиссии метана. Практика применима к наземным установкам. Примеры использования: EPA. Опыт, полученный партнёрами программы Natural Gas STAR “Bay State Gas, PG&E National Energy Group” (сейчас “Gas Transmission Northwest”), “KM Interstate Gas Transmission” (в настоящее время “Kinder Morgan Inc.”). Экономические показатели: Капитальные затраты (включая установку) = < $1,000 (< 36 500 руб.). Затраты на эксплуатацию и техническую поддержку (годовые) = $ 100 - $ 1,000 (3 600 – 36 500 руб.). Объем ежегодной экономии метана 10,2 тыс. м3 рассчитан по устраненным утечкам, обнаруженным на одном продувочном клапане сбросного патрубка и на уплотнении штока клапана управления на отдаленной газосборной компрессорной станции. Затраты на техническое обслуживание включают поджим уплотнения штока клапана и восстановление продувочного клапана на месте. При этом имеется информация о сокращении эмиссии метана в объеме 34 тыс. м3/год, полученных по результатам проведения на 12 отдаленных участках, а годовой объем сокращения эмиссии 877,8 тыс. м3/год, получен в результате проведения обследования на 647 отдаленных узлах. Применение данного метода окупается менее чем за три года и возможно только для узлов, на которых обнаружение и устранении утечек рентабельно. Затраты на обследование составили $200 на станцию при одновременном обследовании сразу нескольких станций на отдаленном участке. Для большинства случаев имеет место экономическая эффективность в результате обнаружения и устранения утечек на уплотнении штока клапана, продувочном клапане, пилотных клапанах двигателя и клапанах сброса давления, где ремонт зачастую сводится только к поджиму клапана или уплотнения. Восстановление продувочного клапана может составить $720, включая трудозатраты и материалы. Сокращение эмиссии метана достаточно эффективный проект. Срок окупаемости: 1-3 год Справочная литература: http://www.epa.gov/gasstar/documents/russian/conduct_ diandm(rus).pdf 159 Таблица 6.16 – Технология установки конденсаторов для складских резервуаров хранения сырой нефти. Описание технологий и методов реализации процесса: Установка конденсаторов для складских резервуаров хранения сырой нефти. В Соединенных Штатах существует около 573 000 резервуаров для хранения сырой нефти. Эти резервуары используются для хранения нефти в течение короткого периода времени для стабилизации ее потока между эксплуатационной скважиной и трубопроводом или погрузочным пунктом. Во время хранения легкие углеводороды, растворенные в сырой нефти, включая метан и другие летучие органические соединения (ЛОС), газоконденсатные жидкости (ГЖ), опасные загрязнители воздуха (ОЗВ) и другие инертные газы, испаряются и собираются в свободном пространстве между жидкостью и закрытой крышкой резервуара. Поскольку уровень жидкости в резервуаре изменяется, эти пары часто выходят в атмосферу. Единственным способом предотвращения эмиссии легких паров углеводородов и получения значительной экономии является установка конденсаторов на нефтехранилищах. Конденсаторы представляют собой относительно простые системы, в которых конденсируется около 95 %в паров с высокой теплотворной способностью. Эти объемы пара можно использовать на собственные нужды на производственных участках в качестве топлива, либо реализовать сторонним потребителям. В настоящее время в нефтедобывающей отрасли установлено примерно 8 000 - 10 000 конденсаторов, к которым подсоединено в среднем четыре резервуара. Технология позволяет получить существенную экономию от конденсации и продажи пара и в то же время значительно сократить эмиссию метана и загрязняющих веществ в атмосферный воздух. На рисунке приведена схема конденсатора, установленного на отдельном резервуаре для хранения сырой нефти (система многосекционного резервуара общепринятая). Пары углеводорода, извлеченные из резервуара под низким давлением, обычно варьирующегося от 2 до 14 кПа, подаются на сепаратор (всасывающую трубу газоочистителя) для сбора углеводородной жидкости, которая конденсируется. Жидкость обычно рециркулируется в резервуар для хранения нефти. Из сепаратора пары выводятся через компрессор, который обеспечивает низкое давление всасывания в систему конденсатора. (Для предотвращения создания вакуума в верхней части резервуара при откачке нефти, когда уровень нефти снижается, конденсатор оснащен устройством 160 Продолжение таблицы 6.16 управления, перекрывающего компрессор и открывающего обратный поток пара в резервуар). Затем количество паров замеряется и удаляется из системы конденсатора для подачи в трубопровод или на топливную станцию. Экономия: Годовой объем потерянного газа из складских резервуаров сырой нефти может варьироваться от 139 до 2718 тыс. м3, а чистая прибыль от продажи метана 72 000 – 1 407 924 руб./год. Требования к системе, условия применения: использование программного обеспечения E&P Tank как эффективного инструмента оценки количества и состава паров, выходящих из резервуаров хранения нефти; конденсация пара может обеспечить получение прибыли за счет относительно низкой стоимости технологии и при наличии рынка сбыта продукта с высокой теплотой сгорания; конденсаторные установки должны быть установлены в тех случаях, когда они являются экономически выгодными с учетом всех возможных экологических и экономических преимуществ; из-за очень низкого перепада давления между резервуаром хранения нефти и компрессором рекомендуется использование труб большого диаметра для меньшего сопротивления газовому потоку; габариты конденсаторов должны подбираться с учетом переработки максимальных объемов паров, поступающих из резервуара (этот объем выбирается как удвоенный среднесуточный объем); 161 Продолжение таблицы 6.16 на конденсаторы рекомендуется устанавливать ротационный пластинчатый компрессор для подачи малых объемов газа при низком давлении; очень важно выбирать надежные, чувствительные системы управления для обеспечения открытия и закрытия автоматизированных клапанов газового потока при очень низком давлении. Примеры использования: EPA. Опыт, полученный партнёрами программы Natural Gas STAR. Экономические показатели: Капитальные затраты и затраты на установку- $26470 – $77000 (964 800 - 2 806 600 руб.). Стоимость ежегодного эксплуатационного и технического обслуживания - $5250 – $12000 (191,4 – 437,4 тыс. руб.) в зависимости от емкости конденсаторов и мощности компрессора. Период окупаемости - от 3 месяцев до 3,4 лет. Компании, использующие для хранения нефти резервуары с неподвижной крышей, оценку эффекта по установке конденсаторов осуществляют по этапам: Этап 1: Выбор возможного места установки конденсатора. Этап 2: Определение объема эмиссии паров. Этап 3: Определение стоимости возвращения паров в жидкую фазу. Этап 4: Определение стоимости проекта Этап 5: Экономическая оценка проекта. Установка конденсаторов экономически выгодна и зависит от конъюнктуры цен на конденсированные пары на местном рынке. Конденсаторы могут обеспечить существенные экологические и экономические выгоды для нефте- и газодобывающих компаний. Газы, испарившиеся из сырой нефти и конденсированные в установках, могут быть выгодно реализованы или использованы при различных операциях. Конденсированные пары можно использовать для: подачи в газосборный трубопровод ипоследующей реализации высококачественного природного газа с высокой теплотворной способностью; в качестве топлива для собственных нужд; подсоединения к регулировочному узлу для отделения газоконденсата и метана, если объем газоконденсата и его стоимость коммерчески привлекательны. Срок окупаемости: несколько месяцев – несколько лет. Справочная литература: http://www.epa.gov/gasstar/documents/russian/ll_final_vap(rus)2.pdf 162 Наиболее эффективными технологиями снижения выбросов метана в атмосферу при транспортировке природного газа является применение МКС для откачки газа из трубопровода при проведении ремонта, врезка под давлением и устранение утечек в запорной арматуре. При внедрении таких технологий были достигнуты следующие результаты, которые можно отнести к «положительному эффекту». Так, одна МКС обеспечивает экономию порядка 3 млн. м3. МКС может работать в экстремальных климатических условиях Сибири при температурах от -40°C до +40°C и укладывается в нормативы (показатели, устанавливаемые газовой компанией) по откачке газа из магистрального газопровода на участке в 30 км за 72 часа при давлении с 70 до 6 атм. Выявление и устранение утечек в запорной арматуре путем замены негерметичной запорной и запорно – регулирующей арматуры обеспечивает экономию порядка 9 тыс. т/год природного газа.. При добыче газа, уменьшение выпуска газа в атмосферу при продувке скважин после внедрения мероприятия «закачка сухого газа в затрубное пространство для оптимизации работы самозадавливающихся скважин» позволяет сэкономить более 170 тыс. т/год метана. Хранение конденсата под давлением обеспечивает экономию метана более 500 т/год для четырех установленных резервуаров хранения конденсата под давлением. Сокращение потерь природного газа за счет проведения исследований скважин в закрытую систему сбора обеспечивает экономию порядка 1 млн./год метана. 163 7 НАУЧНО- И ФИНАНСОВО- ОБОСНОВАННЫЕ МЕТОДЫ ВНЕДРЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УТИЛИЗАЦИИ ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН В современных условиях уровень развития национальной инновационной системы формирует основу устойчивого экономического роста. В Российской Федерации проводится инновационная политика, которая нацелена на создание благоприятного климата для инновационной деятельности, обеспечение развития науки и техники путем создания необходимых правовых, экономических, организационных условий, благоприятных для прироста научных знаний и практического использования научно-технических достижений. Основным документом, определяющим государственную политику в сфере инноваций, является Стратегия инновационного развития Российской Федерации на период до 2020 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 8 декабря 2011 г. № 2227-р. Основным механизмом реализации Стратегии являются ключевые государственные программы, оказывающие существенное влияние на развитие национальной инновационной системы. Выше было отмечено, что наибольший вклад в образование выбросов, содержащих метан, вносят компании нефтегазового сектора России. Больше 80% всех выбросов метана в нефтегазовом секторе приходится на операции с природным газом [33]. Поэтому разработка и внедрение инновационных технологий направленных на снижение выбросов метана в первую очередь актуальна для объектов нефтегазового сектора. В нефтегазовом секторе России реализуется Программа инновационного развития до 2020 года, которая содержит комплекс мероприятий по разработке и внедрению новых технологий, инновационных продуктов и услуг на объектах добычи, транспорта, переработки, хранения углеводородов и производства электроэнергии, меры по обеспечению 164 благоприятных условий для интенсивного инновационного развития. Основными направления реализации Программы являются: снижение себестоимости продукции; экономия энергетических ресурсов; улучшение потребительских качеств продукции; повышение производительности труда; повышение экологичности производства [82]. В Программе определены ключевые технологии для внедрения, для которых в рамках прединвестиционных исследований выполняется оценка технической возможности и экономической целесообразности реализации проекта, осуществляется выбор оптимального варианта реализации проекта из множества возможных, в том числе с использованием инновационных технических и технологических решений с известными технико- экономическими показателями. Инновационная технология, планируемая к внедрению на объекте, имеет готовность к промышленному использованию на момент начала прединвестиционных исследований. Получение одобрения на промышленное применение по окончании испытаний (заключение приемочной комиссии) является одной из контрольных точек жизненного цикла технологической инновации. Другой контрольной точкой является окончание этапа прединвестиционных исследований, по результатам которого инновационная разработка принимается или не принимается для использования в проекте (заключение по итогам ПИИ). Между этапом прединвестиционных исследований и этапом проектирования может быть существенный разрыв. Поэтому в целях сохранения управления инновационным процессом должна быть введена дополнительная контрольная точка, привязанная к началу проектирования (утверждение технического задания на проектирование с включением в него инновационной технологии). К этому моменту должны быть решены вопросы обеспечения необходимой нормативной документацией всех последующих стадий жизненного цикла инновационной технологии. 165 Получение инновационных технологий в рамках Программы возможно в результате: выполнения научно-исследовательских, опытно-конструкторских и технологических разработок (по заказу и на средства компании); приобретения и адаптации (при необходимости) готовой технологии на рынке. Решение о выборе пути получения инновационной технологии принимается с учетом временного фактора и на основе соответствующего технико-экономического анализа. Данный анализ является предметом самостоятельной НИР, проводимой компанией, в рамках которой: проводится конъюнктурный анализ рынков готовых технологий и разработчиков технологий; устанавливаются технико-экономические требования к инновационному продукту. На рисунке 7.1 приведена схема разработки и внедрения технологической инновации. На всех этапах жизненного цикла разработок выполняется контроль эффективности научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ: на стадии заявки на выполнение работ рассчитывается потенциальный эффект; на стадии завершения договора рассчитывается ожидаемый эффект; на стадии использования результатов НИОКР в практической деятельности оценивается (рассчитывается) фактический эффект. Эффект рассчитывается как за весь жизненный цикл внедренной разработки (интегральный эффект), так и за отдельные его периоды (годовой эффект). 166 НИОКР (закупка) ПИИ Строительство (обустройство) Проектирование Эксплуатация Включение в техническое задание на проектирование объекта Заключение приемочной комиссии: решение о допуске к промышленному применению или отказ Заключение по итогам ПИИ: принимается или не принимается для использования в проекте Конъюктурный анализ, техникоэкономические требования, техническое задание, решение о разработке/закупке ПИИ НИОКР (закупка) Рисунок 7.1 – Этапы разработки и внедрения технологической инновации [82] Общая схема выбора технологий утилизации выбросов, содержащих метан, представлена на рисунке 7.2. В целом порядок внедрения инновационной технологии утилизации выбросов, содержащих метан, должен включать следующие этапы: определение области применения технологии; инвентаризацию выбросов/сбросов загрязняющих веществ, потребляемых видов сырья, материалов и энергии; определение затрат на внедрение технологии; оценку экономического и экологического эффекта от внедрения технологии. Технологии оцениваются по критериям экологичности, ресурсосбережения и энергоэффективности. Оцениваются последствия от внедрения технологии с точки зрения ее воздействия на окружающую среду. Определяется, какая альтернативная технология или технологии обеспечивают самый высокий уровень защиты для окружающей среды в целом. 167 Технология - кандидат Отбор технологий по критериям Положительный? Природоохранный эффект нет стоп да Влияние на качество продукции и промбезопасность Оказывается? нет стоп да Экономическая оценка - для существующего производства - для нового производства Приемлемый уровень? нет стоп да Применимая технология Рисунок 7.2 – Общая схема выбора технологии утилизации выбросов, содержащих метан Окончательное решение о внедрении технологии принимается на основе анализа экономического и экологического эффекта. Решающим фактором становится баланс затрат и экономических выгод. Для принятия решения о внедрения инновационной технологии утилизации выбросов, содержащих метан, целесообразно провести экологоэкономическую оценку рассматриваемых технологий. Для оценки эколого-экономической эффективности технологий могут использоваться подходы, основанные на анализе: «затраты-выгоды»; «затраты-эффективность». 168 В мировой практике существует более 10 методов оценки эффективности инновационных технологий. Из них наиболее часто используются: метод Net Present Value, NPV (чистый приведенный эффект); метод Internal rate of return, IRR (внутренняя ставка доходности проекта); метод Payback period, PP (срок окупаемости инвестиций). Сущность этих методов изложена в [31]. Учитывая важность финансовой составляющей, внедрение инновационных технологий может проводиться следующими методами: централизованное финансирование в соответствии с планами закупок энергетического оборудования; статьи бюджетов компаний нефтегазового сектора России; инвестиционные коммерческие фонды финансирования; государственные преференции на стимулирование развития современного энергоэффективного оборудования; энергосервисные контракты. 7.1 Метод внедрения инновационной технологии утилизации выбросов, содержащих метан, с использованием механизмов господдержки Правительство РФ предусматривает при формировании бюджета расходы на развитие инновационной деятельности, определяет порядок создания государственных фондов поддержки разработки инновационных технологий. В порядке долевого участия могут финансироваться научно-технические программы, сформированные и реализуемые на основе международных и межотраслевых научно-технических соглашений, научно-технические программы создания новых техники и технологии двойного применения. В таблице 7.1 перечислены методы и инструменты стимулирования инновационной деятельности. 169 государственного Таблица 7.1 – Методы и инструменты государственного стимулирования инновационной деятельности [82] Прямые Методы стимулирования инновационной деятельности Косвенные Экономические методы Организационноправовые методы В части инновационной финансовую Инструменты стимулирования инновационной деятельности Субсидии на поддержку научных мероприятий Гранты Бюджетное Федеральные целевые программы в стимулирование области инноваций Взносы в международные инновационные организации Инновационный кредит Кредитное Инновационный лизинг стимулирование Факторинг Инвестиционный налоговый кредит Налоговые льготы Налоговое стимулирование Налоговые ставки Порядок и сроки уплаты налога Амортизационные льготы Стимулирование воспроизводственных Способ начисления амортизации процессов Коэффициенты амортизации Страховой тариф Стимулирование процессов страхования Страховые взносы Таможенные пошлины Таможенное Таможенные сборы стимулирование Таможенная стоимость Законодательное обеспечение инновационной деятельности, в том числе упрощенной процедуры её регистрации Участие государства в продвижении инновационной продукции на внешний рынок Формирование и размещение государственных заказов и закупок инновационной продукции для государственных нужд Обеспечение защиты интеллектуальной собственности участников инновационной деятельности Содействие в организации выставок, конференции, симпозиумов, презентаций, семинаров, совещаний научно-деловых экспедиций Содействие в подготовке, переподготовке и повышению квалификации кадров, задействованных в осуществлении инновационной деятельности Информационная поддержка инновационной деятельности экономических деятельности поддержку методов может государственное включать централизованными как участие в непосредственную средствами (прямое финансирование), так и создание условий для использования рыночного механизма привлечения средств (косвенное финансирование). 170 Одним из способов прямого финансирования являются субсидии: пособия в денежной или натуральной форме, предоставляемые за счет государственного или местного бюджета, а также специальных фондов юридическим лицам (за исключением государственных (муниципальных) учреждений) любой организационно-правовой формы и индивидуальным предпринимателям. предусмотрены Федерации. На Условия региональным рисунке и порядок предоставления законодательством 7.3 приведена субъектов блок-схема субсидий Российской предоставления государственных субсидий. Рисунок 7.3 – Блок-схема предоставления государственных субсидий [82] Основными критериями конкурсного отбора инновационных проектов являются: актуальность инновационного проекта и его соответствие приоритетам экономического и социального развития РФ; 171 новизна научно-технических решений инновационного проекта; возможность коммерциализации инновационного проекта; наличие рыночной потребности в результатах инновационного проекта; экономическая целесообразность реализации инновационного проекта. Другой формой прямого финансирования являются бюджетные ассигнования или гранты. Данная форма финансовой поддержки состоит в том, что при проведении конкурсного отбора конкретная тема, объем и иные параметры (кроме стоимости) работ не указываются заранее. Как правило, указывается лишь задачи конкурса. Результаты работ указываются общими словами. Отбор среди участников конкурса осуществляется по критериям: соответствие задачам конкурса, перспективность и реализуемость проекта. Отбор по цене работ не осуществляется. Исключение составляют проекты, претендующие на предоставление гранта в размере, превышающим максимальный. Косвенное государственное финансирование инновационной деятельности заключается в создании государственными органами выгодных условий для финансирования инноваций заинтересованными в их результатах инвесторами на рыночных условиях. К методам косвенного финансирования относят: 1) Налоговые льготы. К ним относится освобождение от налогообложения отдельных категорий плательщиков или отдельных видов деятельности; изъятие из объекта налога определенных составляющих его элементов; установление необлагаемого минимума объекта налога; понижение налоговых ставок для отдельных категорий плательщиков; отсрочка взимания налога; вычет из начисленной суммы налога. 2) Инвестиционный налоговый кредит. Это такое изменение срока уплаты налога (на прибыль или доход), при котором организации предоставляется возможность в течение определенного срока и в определенных условиях уменьшать свои платежи по налогу с последующей поэтапной суммы кредита и начисленных процентов. Уменьшение производится по каждому платежу 172 налога до тех пор, пока сумма, неуплаченная организацией в результате всех таких уменьшений не станет равной сумме кредита, предусмотренной договором, который заключается между организацией и налоговой службой. Недоплаченная сумма называется накопленной суммой кредита. Организация может иметь несколько договоров по разным основаниям. Накопленная сумма кредита в этом случае определяется по каждому основанию отдельно. Данный договор должен содержать сумму кредита с указанием налога, срок действия договора и "льготные" проценты, начисленные на сумму кредита (от 1/2 до 3/4 ставки рефинансирования ЦБ). Далее отражается порядок, сумма и срок погашения. В договоре должно быть оговорено обеспечение данного кредита и указаны документы о залоговом имуществе или поручительстве, ответственности и т.д. Инвестиционный налоговый кредит может быть предоставлен организации, являющейся налогоплательщиком соответствующего налога, при наличии хотя бы одного из следующих оснований: проведение этой организацией научно-исследовательских или опытноконструкторских работ либо технического перевооружения собственного производства, в том числе направленного на создание рабочих мест для инвалидов или защиту окружающей среды от загрязнения промышленными отходами; осуществление этой организацией внедренческой или инновационной деятельности, в том числе создание новых или совершенствование применяемых технологий, создание новых видов сырья или материалов; выполнение этой организацией особо важного заказа по социальноэкономическому развитию региона или предоставление ею особо важных услуг населению. 3) Предоставление права на ускоренную амортизацию. Государство дает возможность фирмам уменьшить налогооблагаемую прибыль (за счет роста амортизации при сохранении той же цены) и за счет этих средств приобретать новое оборудование. При ускоренной амортизации коэффициент составлять до 173 2 включительно. Ускоренной амортизации могут подвергаться основные средства и объекты интеллектуальной собственности (часть нематериальных активов). Могут вводиться новые нормы амортизационных отчислений и методики их начисления, соответствующие современному составу, возрасту и продолжительности службы основных средств. Ускоренная амортизация позволяет предприятиям значительно увеличить объемы собственных инвестиционно-воспроизводственных ресурсов. 4) Неналоговые направления: выдача государственных поручительств в качестве обеспечения кредитов, привлекаемых под реализацию проектов на рынке. Наиболее привлекательным является предоставление частичных поручительств, чтобы не снимать полностью ответственность с основного инвестора и не допускать лоббирования заинтересованными должностными лицами неэффективных проектов. Для внедрения технологий утилизации выбросов, содержащих метан, с государственной поддержкой предприятию необходимо: определить объект и ожидаемый результат внедрения технологии; определить перечень альтернативных технологий, которые практически реализуемы и имеют положительный экономический эффект; выполнить анализ технологий по критериям (финансовым, производственным, рыночным, экологическим). Для этого целесообразно провести количественную оценку по каждому критерию [81, 83]; выполнить оценку ожидаемой экономической эффективности от внедрения технологий; оценить выгодность каждой из возможных вариантов внедрения инновационных технологий и сравнить все варианты, выбрав наилучший из них; разработать бизнес-план внедрения технологии, включая задачи измерения, прогнозирования, оценки текущей ситуации по достижению результатов, затратам времени, ресурсов, контролю использования финансовых 174 средств, анализу и устранению причин отклонения от разработанного плана, коррекцию плана, применение системы мотивации; получить заключение независимой экспертизы на начальном этапе внедрения технологии с целью оценки соответствия результата деятельности запланированным показателям; определить форму финансирования внедрения инновационной технологии (прямое либо косвенное финансирование); для варианта прямого финансирования подготовить пакет документов, необходимый для участия в конкурсе. Если конкурсный отбор пройден, то заключается договор о предоставлении субсидий. О ходе реализации инновационного проекта необходимо предоставить отчет. Требования к содержанию отчета устанавливаются договором о предоставлении субсидии; для варианта косвенного финансирования подготовить пакет документов, предоставляемый в государственные органы с целью одобрения инвестиционного распоряжение проекта. об Далее одобрении государственные инвестиционного органы проекта. направляют В случае предоставления инвестиционного налогового кредита заключается договор между уполномоченным органом и организацией-налогоплательщиком. разработать план-график внедрения технологии; осуществлять контроль плана-графика внедрения технологии; выполнить оценку достигнутой экономической эффективности от внедрения технологии. 7.2 Метод внедрения инновационной технологии утилизации выбросов, содержащих метан, с привлечение средств инвесторов Метод основан на внедрении технологии за счет привлечения средств инвесторов. Финансирование инновационной инвесторов осуществляется в виде: 175 деятельности за счет средств инвестиций в ценные бумаги (акций, векселей, облигаций); кредитных инвестиций; прямых вложений в денежной форме в виде ценных бумаг, основных фондов, интеллектуальной и промышленной собственности, а также прав на них, которые реализуется на основании заключения партнерских соглашений о совместном ведении инновационной деятельности; посредством использования лизинга и других способов и возможностей привлечения инвестиций. Одним из наиболее распространенных методов финансирования инновационной деятельности является получение финансовых ресурсов путем эмиссии акций. Данный способ финансирования может быть реализован различными путями, в том числе посредством создания совместного предприятия или частного размещения акций. В качестве потенциальных инвесторов могут выступать частные лица, располагающие свободными средствами и уверенные в успешной реализации проекта. В качестве стратегических инвесторов может выступать корпорация, специализирующаяся в аналогичной или смежной области бизнеса, объединение усилий с которой позволит значительно укрепить позиции предприятия на рынке или расширит его возможности. В качестве финансовых инвесторов могут выступать фонды венчурного капитала, которые специализируются на достаточно рискованных проектах, но имеющих значительный потенциал роста в перспективе. Способ акционерного финансирования имеет следующие преимущества: контроль только со стороны ограниченного круга лиц; сохранение конфиденциальности информации по вопросам деятельности, что является важным для развивающейся компании; возможность использования опытных совладельцев компании в качестве профессиональных советников по вопросам управления. В настоящее время наиболее распространенным методом финансирования инновационной деятельности можно считать банковское кредитование. 176 Кредиты как источники финансирования инновационных проектов характеризуются: положительными особенностями: высокий объем возможного их привлечения, значительный внешний контроль эффективности их использования; отрицательными особенностями: сложность привлечения и оформления, необходимость предоставления соответствующих гарантий или залога имущества, повышение риска банкротства в связи с несвоевременностью погашения полученных ссуд, потеря части прибыли от инвестиционной деятельности в связи с необходимостью уплаты ссудного процента. Эффективность банковской системы по отношению к инновационной деятельности определяется возможностями, во-первых, быстро и надежно получить кредит под инновационный проект с приемлемой ставкой долгового процента, а во-вторых, получить максимально возможный объем помощи от банка в реализации инновационного проекта. Другой формой инвестиционного кредита является лизинг. Основные преимущества лизинга по сравнению с кредитом: фирме легче получить активы (например, необходимое оборудование) по лизингу, чем ссуду на их приобретение; платежи по лизингу относятся на себестоимость производства лизингополучателя в полном объеме и, соответственно, снижают налогооблагаемую прибыть; лизинг не требует немедленного осуществления платежей и др. Основные недостатки лизинга: необходимость внесения аванса в размере 25 - 30% от стоимости сделки; конечная стоимость лизинговых платежей получается, как правило, более высокой, чем покупка оборудования в кредит. Наиболее привлекательным для внедрения инновационных технологий является операционный лизинг, который 177 предполагает не только финансирование, но и техническое обслуживание объекта лизинга представителями лизингодателя. При операционном лизинге арендатор может: 1) своевременно избавиться от морально устаревшей техники и оборудования и заменить их более производительными аналогами; 2) избавиться от взятого в аренду имущества ввиду изменения рыночной конъюнктуры. Привлечение денежных средств на внедрение инновационных технологий может проводиться путем проектного финансирования. Основной особенностью проектного финансирования является учет и управление рисками, распределение рисков между участниками проекта, оценка затрат и доходов с учетом этого. Проектное финансирование может осуществляться за счет: средств самого промышленного предприятия; банковских кредитов; инвестиций (размещение акций на первичном рынке, паевые взносы); облигационных займов; фирменных кредитов; лизинга. Суть проектного финансирования заключается в смешанности, комбинированности способов и источников получения денежных средств. Проектное финансирование делится на два типа: с параллельным финансированием; с последовательным финансированием. Проектное несколько финансирование кредитных учреждений с параллельным выделяют займы финансированием: для реализации дорогостоящего инновационного или инвестиционного проекта. С одной стороны, это позволяет банкам укладываться в нормативы предельно допустимых сумм выдаваемых кредитов; с другой – снижать свои кредитные риски. В проектном финансировании с последовательным финансированием крупный, авторитетный банк выступает в роли инициатора кредитных сделок. 178 После выдачи займа предприятию банк-инициатор передает свои требования по задолженности другому кредитору, снимая дебиторскую задолженность со своего баланса. За оценку инновационного проекта, разработку кредитного договора и выдачу займа банк-организатор получает комиссионное вознаграждение. В последнее время в целях развития инновационной деятельности активно используется венчурное (рисковое) финансирование. К принципиальным преимуществам венчурного финансирования относятся: долгосрочность финансирования; не требуется выплата процентов по инвестиции; возможность получить высокий прирост прибыли; консультативная, экспертная и организационная поддержка от инвестора венчурного капитала; коммерциализация научно-технической сферы (научно-технических проектов и результатов интеллектуальной деятельности) малых компаний. Важную роль в создании инновационного климата играют инвестиционные фонды. Основной целью инвестиционных фондов является концентрация средств деятельности для на приоритетных финансовой поддержки направлениях инновационной перспективных инноваций. Инвестиционные фонды предоставляют прошедшим независимую экспертизу и конкурсный отбор инновационным проектам финансовые средства на возвратной или безвозвратной основе. Кроме этого, инвестиционные фонды часто выполняют функции поручителей и гарантов по обязательствам инновационных предприятий. 179 7.3 Метод внедрения инновационной технологии утилизации выбросов, содержащих метан, за счет собственных финансовых средств Метод основан на внедрении технологии за счет собственных средств предприятия. Источниками финансирования могут быть реинвестируемая часть прибыли, амортизационные отчисления, страховые суммы по возмещению убытков, средства от реализации нематериальных активов. Внедрение инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан, за счет собственных средств целесообразно проводить на крупных предприятиях, имеющих, например, собственный фонд развития производства, фонд амортизационных отчислений. В Уставе предприятия может быть предусмотрено отчисление в фонд развития производства части прибыли, остающейся в распоряжении предприятия после уплаты налогов, других обязательных платежей и формирования резервного фонда. Если собственных средств предприятия недостаточно, можно провести дополнительную эмиссию ценных бумаг (вторичный выпуск акций). Этот путь доступен лишь только предприятиям, которые организованы в форме закрытых или открытых акционерных обществ. Средства, полученные в ходе размещения акций нового выпуска, должны эффективно использоваться и обеспечить по окончании эмиссии увеличить отдачу на капитал и размер дивиденда на одну акцию. Данный метод можно считать самым доступным для внедрения технологий утилизации метана в случае достаточности собственных финансовых ресурсов. В таблице 7.2 приведены методы внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан. 180 Таблица 7.2 – Методы внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан Этапы внедрения 1 Определение объекта и ожидаемого результата внедрения технологии Определение перечня альтернативных технологий, которые практически реализуемы и имеют положительный экономический эффект Анализ технологий по критериям (финансовым, производственным, рыночным, экологическим). Для этого целесообразно провести количественную оценку по каждому критерию Оценка ожидаемой экономической эффективности от внедрения технологий Оценка выгоды каждой из возможных вариантов внедрения инновационных технологий и сравнить все варианты, выбрав наилучший из них Разработка бизнес-плана внедрения технологии, включая задачи измерения, прогнозирования, оценки текущей ситуации по достижению результатов, затратам времени, ресурсов, контролю использования финансовых средств, анализу и устранению причин отклонения от разработанного плана, коррекцию плана, применение системы мотивации Получение заключения независимой экспертизы на начальном этапе внедрения технологии с целью оценки соответствия результата деятельности запланированным показателям Определение источника, размера и порядка использования собственных средств для внедрения технологий утилизации метана Определение формы финансирования внедрения инновационной 181 Метод внедрения инновационной технологии с использованием с привлечением за счет механизмов средств собственных господдержки инвесторов средств 2 3 4 Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Желательно Да Да 1 технологии (прямое либо косвенное финансирование) Для варианта прямого финансирования: подготовка пакета документов, необходимого для участия в конкурсе. Если конкурсный отбор пройден, то заключается договор о предоставлении субсидий. О ходе реализации инновационного проекта необходимо предоставить отчет. Требования к содержанию отчета устанавливаются договором о предоставлении субсидии Для варианта косвенного финансирования: подготовка пакета документов, предоставляемого в государственные органы с целью одобрения инвестиционного проекта. Далее государственные органы направляют распоряжение об одобрении инвестиционного проекта. В случае предоставления инвестиционного налогового кредита заключается договор между уполномоченным органом и организацией-налогоплательщиком Разработка плана-графика внедрения технологии Осуществление контроля плана-графика внедрения технологии Оценка достигнутой экономической эффективности от внедрения технологии Определение наиболее выгодного варианта финансирования с привлечением средств инвестора Подготовка пакета документов, необходимого для согласования в выбранной организации. При получении согласия инвестора оформляется договор При оформлении лизинга: подготовка необходимого пакета документов. После положительного решения инвестора подписывается договор лизинга. После уплаты всех лизинговых платежей технология может быть передана в собственность 182 2 3 4 Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да Да В таблице 7.3 приведены преимущества и недостатки способов финансирования внедрения инновационных технологий. Таблица 7.3 – Преимущества и недостатки различных способов финансирования Способ финансирования 1 Внутренние источники (собственные средства) Акционерное финансирование по открытой подписке Акционерное финансирование по закрытой подписке Государственное финансирование на возмездной основе Преимущества Недостатки 2 Легкость, доступность и быстрота мобилизации. Снижение риска неплатежеспособности и банкротства. Более высокая прибыльность вследствие отсутствия дивидендных или процентных выплат. Сохранение собственности и управления учредителей Получение значительного капитала. Расширение капитальной базы компании. Обеспечение ликвидности активов. Финансовый риск не возрастает. Повышение реализуемости акций. Повышение стоимости акций. Отсутствие необходимости выплаты долгов. Не требуется дополнительное обеспечение (гарантии) 3 Ограниченность объемов привлечения средств. Отвлечение собственных средств из хозяйственного оборота. Ограниченность независимого контроля за эффективностью использования инвестиционных ресурсов Требуются значительные затраты на эмиссию и размещение ценных бумаг. Регламентация порядка эмиссии со стороны органов управления рынком ценных бумаг. Разводнение акционерного капитала. Давление акционеров направленное на обеспечение роста прибылей. Возможность утраты собственности и управления компанией Объем финансирования ограничен. Высокая стоимость привлечения средств Требуется дополнительное обеспечение. Предоставление кредита оговаривается Контроль за предприятием не учитывается. Финансовый риск возрастает незначительно Более низкие суммы платежей в погашение при более длительных периодах. Процент вычитается из суммы налогооблагаемой 183 1 2 прибыли. Возможно предоставление дополнительных услуг Государственное финансирование на безвозмездной основе Отсутствие необходимости выплаты долгов. Наличие независимого контроля за эффективностью использования инвестиционных ресурсов. Высокая степень контроля Банковское кредитование Возможность привлечения средств в значительных масштабах. Наличие независимого контроля за эффективностью использования инвестиционных ресурсов Лизинг Предоставляются дополнительные услуги. Удобная схема финансирования. Процентная ставка может быть фиксированной или плавающей. Процент 184 3 определенными условиями. Полученные средства должны расходоваться по целевому назначению. Необходимо предоставлять отчет и иные сведения об использовании средств. Выплата штрафа при несвоевременном возврате бюджетных средств. Полученные средства должны расходоваться по целевому назначению. Подлежат возврату в случаях их нецелевого использования в сроки, устанавливаемые уполномоченными органами исполнительной власти, а также в случаях их неиспользования в установленные сроки Сложность и длительность процедуры привлечения средств. Необходимость предоставления гарантий платежеспособности. Повышение риска неплатежеспособности и банкротства. Уменьшение прибыли в связи с необходимостью процентных выплат Необходимо дополнительное обеспечение. Процентная ставка может быть высокой. В конце срока аренды могут потребоваться 1 Проектное финансирование Венчурное финансирование 2 вычитается из суммы налогооблагаемой прибыли. Меньший размер платежей в погашение при более длительном сроке лизинга. Целевой характер финансирования. Распределение рисков. Гарантии государств участников финансовых учреждений. Высокая степень контроля Повышение устойчивости собственного капитала. Позволяет компании достичь достаточного уровня зрелости для обеспечения возможности финансирования другими способами, в частности путем продажи акций на фондовом рынке. Отсутствие расходов на выплату долга и процентов, дополнительных потребностей в ликвидности. Возможность использования опыта венчурных инвесторов в сфере менеджмента и финансов. 3 дополнительные платежи Зависимость от инвестиционного климата. Высокий уровень кредитных рисков. Неустойчивое законодательство и налоговый режим Сложность получения: процесс привлечения венчурного капитала требует больших затрат времени и сопряжен с трудностями. Разводнение акционерного капитала. Высокий риск, отсутствие гарантированного успеха. Ожидание высоких доходов со стороны венчурных инвесторов. Экономический контроль над компанией может быть передан венчурным инвесторам. Таким образом, для внедрения инновационной технологии утилизации выбросов, содержащих метан, могут быть использованы вышеуказанные методы. Выбор метода следует проводить с учетом экологических и экономических аспектов внедрения технологии, а также преимуществ и недостатков доступных способов финансирования. 185 8 РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ФИНАНСОВЫХ ЗАТРАТ ОТ ВНЕДРЕНИЯ ПРЕДЛАГАЕМЫХ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УТИЛИЗАЦИИ ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН Действующими в Российской Федерации нормативными правовыми актами в сфере экологической экспертизы, окружающую среду и оценки эффективности оценки воздействия на инвестиционных проектов, являются Федеральные законы, Методические рекомендации, стандарты ОАО «Газпром», а также рекомендуются к применению международные документы по экономическому анализу и оценке воздействия на окружающую среду для расчета эффективности проектов хозяйственной и иной деятельности. Инвестиционные проекты, предусматривающие реализацию природоохранных мероприятий, осуществляются с целью улучшения экологической и экономической эффективности деятельности предприятий нефтегазового сектора в соответствии c СТО Газпром 9-2005, СТО Газпром 077-2010 [80, 8587]. Оценка эффективности финансовых затрат инвестиционного проекта основывается на: оценке воздействия на окружающую среду; оценке эффективности; экономическом анализе; оценке общественной значимости. Технико-экономический анализ внедрения инновационных технологий предусматривает: разработку исходных данных, включая стадию разработки технологии, временные этапы внедрения; потенциальный объем капитальных вложений; потенциальный размер эксплуатационных затрат; стоимость ТЭР; объем потребления ТЭР «с проектом» и «без проекта»; барьеры для внедрения технологии; 186 построение модели денежных потоков, включая ЧДД, ВНД; индекс доходности инвестиций; срок окупаемости проекта с учетом дисконтирования; определение граничных условий эффективности внедрения технологий, включая закрепленные параметры; изменяемые параметры, в том числе стоимость установки и цены на ТЭР, при которых проект становится экономически эффективным. Расчеты выполняются в соответствии с Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов[86] и СТО Газпром [87]. 8.1 Принципы оценки эффективности финансовых затрат от внедрения предлагаемых инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан В целях практической реализации инновационной деятельности и повышения экологичности производства на объектах нефтегазового сектора осуществляется готовых к реализация перспективных инновационных технологий, внедрению в качестве промышленных, опытно-промышленных, опытных и пилотных установок в зависимости от их готовности и практической целесообразности. 8.1.1 Оценка эффективности финансовых затрат проектов при подходе «затраты - выгоды» Включение экологических затрат и выгод в денежные потоки, учитываемые при анализе проекта означает, что проводится более широкий анализ проекта, чем анализ для определения его коммерческой эффективности и что в денежный поток от инвестиционной деятельности включаются все предполагаемые социальные выгоды и экологические затраты (издержки), связанные с данным проектом. Эффективность (Э) финансовых затрат от внедрения предлагаемых инновационных технологий включает выгоды (Р, притоки) утилизации выбросов, содержащих метан, и затраты (З, оттоки) и возможны 187 как положительные, так и отрицательные экономические и экологические последствия реализации технологий. В качестве критерий оценки эффективности финансовых затрат приняты: экономические выгоды ( Рэм) и затраты (Зэм); экологические выгоды (Ээл) и затраты (Ээл). Экономические выгоды состоят из: объема реализованной продукции, полученной при утилизации выбросов, содержащих метан; экономии капитальных вложений, вызванных утилизаций выбросов, содержащих метан; сокращением текущих затрат, обусловленных утилизацией выбросов, содержащих метан. Экологические выгоды имеют место при : сокращении экологических платежей, обусловленных снижением объема выбросов, содержащих метан; снижении негативного влияния на атмосферный воздух за счет не поступления в атмосферу выбросов, содержащих метан. Экономические затраты состоят из: суммы инвестиций (капитальных затрат) необходимых для внедрения технологии утилизации выбросов, содержащих метан; суммы текущих затрат, связанных с реализацией технологии утилизации выбросов, содержащих метан. Экологические затраты имеют место при: наличии экологических платежей - в случае, если инновационная технология не предусматривает полную утилизацию выбросов, содержащих метан;. наличии нереализованной части утилизированной продукции. Порядок определения эффективности финансовых затрат следующий: определяются исходные данные для проведения оценки технологии: рассчитываются экологические выгоды и затраты по периодам оценки по формулам: Р-З > 0, (8.1) и Эt=Рt - Эt ( 8.2). В соответствии с традиционным 188 экономическим анализом «затраты-выгоды» проект считается эффективным и пригодным для реализации, если выгоды превышают затраты. Оценка эффективности финансовых затрат означает, что в данный анализ должны быть введены экологические составляющие, к которым относятся экологические издержки и экологические выгоды. То есть, исходное неравенство превращается в выражение: (Р + Ре) – (З +Зе)>0, (8.3) где Ре – эколого-экономический эффект проекта (выгоды); Зе – эколого-экономический ущерб и затраты на ликвидацию негативных воздействий. И наконец рассчитываются количественные критерии для оценки и сравнения технологий утилизации выбросов, содержащих метан. Для определения экономически реализируемого потенциала необходим отбор экономически эффективных технологий с учетом критерий: срок окупаемости менее 7 лет; ЧДД > 0; ВНД > 12%. Целесообразно также учитывать региональную специфику при оценке эффективности затрат в части: транспортных затрат, сопряженных с территориальной региональной распределенностью стоимости тарифа на производственных природный газ; объектов; коэффициентов экологической значимости ; дополнительных коэффициентов территорий (Крайний Север, ООПТ). 8.1.2 Оценка эколого-экономической эффективности при подходе «затраты - эффективность» При невозможности или нецелесообразности использования традиционного анализа «затраты-выгоды» или при оценке эффективности отдельных природоохранных мероприятий и оборудования возможно применение анализа «затраты - эффективность». Подобный анализ может применяться в случаях, когда выгоды представить в денежном выражении 189 невозможно, затруднительно или существует значительная неопределенность в отношении будущих выгод. Возможно его применение и в случаях сравнения эффективности различных природоохранных мероприятий или технологий очистки. Подобный анализ целесообразно проводить также в случаях, когда требуется получить определенный результат, например, обеспечить заданный уровень выбросов веществ в атмосферу или сохранить некий природный объект. В этом случае для выбора оптимального варианта определяются затраты, которые необходимо осуществить для получения нужного эффекта или достижения цели. Наиболее эффективным считается проект, в котором затраты являются минимальными при условии достижения заданной цели. Метод используется при выборе природоохранных программ, отдельных природоохранных мероприятий, технологий, оборудования. Метод основан на выявлении наиболее эффективного способа расходования средств для достижения поставленных целей. Его целесообразно использовать при сопоставлении нескольких вариантов для выбора наиболее оптимального из них, то есть такого, который позволяет добиться поставленных целей (лучших результатов) при наименьших затратах. Первым шагом проведения анализа «затраты - эффективность» является определение цели или заранее установленного стандарта или норматива, которые должны быть достигнуты при реализации проекта. Такими целями могут быть: сохранение некоего природного объекта нетронутым; минимизация затрагиваемой проектом территории; минимизация экологического вреда и связанных с ним социальноэкономических последствий; достижение некоего допустимого уровня поступления вредных веществ в окружающую среду; достижение неких стандартов состояния окружающей среды и т.д. Когда цель, стандарт или норматив выбраны, анализ «затратыэффективность» осуществляется посредством определения величины затрат на 190 их достижение. При этом рассматривается широкий спектр вариантов. Сюда, например, может включаться анализ капитальных и текущих затрат по разным технологиям. Возможным подходом для определения эффективности природоохранных инвестиций может служить метод приведенных затрат в рамках подхода «затраты - эффективность». В соответствии с данным методом из нескольких проектов выбирается проект, удовлетворяющий следующему условию: C + rK→ min, (8.4) где С – текущие годовые затраты; К – капитальные вложения; r – коэффициент дисконтирования. На основе анализа выбирается вариант, предполагающий наименьшие затраты при достижении выбранной цели. 8.2 Предложения по применению инновационных технологий по утилизации выбросов, содержащих метан. Прогноз объемов их внедрения на объектах нефтегазового сектора России и оценка ресурсосберегающего эффекта от их применения В разделе рассматриваются экономические показатели по инновационным технологиям, которые уже начали внедряться в компаниях нефтегазового сектора или имеют наилучшие перспективы для внедрения. По этим технологиям определены сроки и целевые показатели экономической эффективности внедрения типовых установок, обоснованы граничные условия их применения. Также для этих технологий разработаны планы внедрения. По некоторым технологиям приведено их подробное описание, а также прогнозируемые сроки готовности к промышленному освоению. Таким образом технико-экономическая информация по инновационным технологиям включает: 191 стадии разработки каждой технологии (НИР, ОКР, опытный образец, промышленное производство); объемы и сроки внедрения (количество единиц оборудования в определенные временные периоды); факторы эффективности технологий; ожидаемый энерго- и ресурсосберегающий эффект; показатели экономической эффективности (капитальные вложения, эксплуатационные затраты, срок окупаемости и чистый дисконтированный доход по типовым проектам); экономические ограничения (максимальный размер стоимости технологических установок, предельный размер тарифов сокращаемых ТЭР, при которых технология экономически целесообразна); возможности реализации технологий в рамках механизма энергосервисных контрактов. Ключевыми аспектами внедрения технологий являются показатели их экономической эффективности, которые, в свою очередь, зависят, главным образом, от установленных тарифов на газ СТН, цены внешних поставщиков электрической и тепловой энергии, а также от уровня цен поставщиков и производителей соответствующих технологических установок. Предложения по применению перспективных инновационных технологий по утилизации выбросов, содержащих метан, включающий оценку эффективности финансовых затрат на период 2015-2030 гг., представлены в таблице 8.1. Ресурсосберегающий эффект по экономии расхода природного газа при проведении плановых ремонтов ГТС с использованием МКС определялся с учетом технологического эффекта, получаемого от реализации технологии, с учетом технологических показателей МКС, их количества и количества ремонтируемых участков ЛЧ магистрального газопровода. Ресурсосберегающий эффект по экономии топливного газа на основе технологии применения труб с внутренним гладкостным 192 покрытием определялся с учетом технологического эффекта, получаемого от общего объема расхода топливного газа по отношению к предыдущему году. Ресурсосберегающий эффект по экономии топливного газа на основе применения технологии компримирования природного газа при внедрении газотурбинных ГПА укрупненной мощности определялся с учетом технологического эффекта, получаемого от общего объема расхода топливного газа по отношению к предыдущему году. Ресурсосберегающий эффект по экономии природного газа на основе применения технологии запуска газовой турбины ГПА воздушной компрессорной силовой установки определялся с учетом технологического эффекта, получаемого от общего объема расхода природного газа по отношению к предыдущему году. Ресурсосберегающий эффект по экономии природного газа на основе применения технологии утилизации сжигаемого на факелах попутного нефтяного газа (ПНГ) переменного состава малоресурсных и малонапорных месторождений в метановодородные смеси и товарный природный газ определялся с учетом технологического эффекта, получаемого от реализации технологии на временном интервале, с учетом добавляемого газа за счет утилизации сжигаемого на факелах попутного нефтяного газа по отношению к предыдущему году. В таблице 8.2 представлены инновационные технологии по снижению выбросов метана в атмосферу, которые были недавно введены или планируются для внедрения в группе Газпром. В таблице 8.2 представлены данные при сравнении эффективности финансовых затрат для альтернативных технологий, обеспечивающих экологические и экономические преимущества с учетом регионов. Экономическая выгода от применения данных технологий утилизации выбросов, содержащих метан, складывается из материальной выгоды от продажи природного газа и исключения платы за выбросы метана. Расчет экономической выгоды от реализации 193 предлагаемых инновационных технологий основывается на объемах сокращения выбросов природного газа (метана), которые были приняты в соответствии с действующей корпоративной отчетностью ООО «Газпром». Оценка чистой прибыли от продажи сэкономленного природного газа выполнена из расчета удельной чистой прибыли от продажи газа равной 518 руб./тыс. м3. Расчет платы за выбросы метана в атмосферу приведен для случая, когда выбросы не превышают предельно допустимые нормативы. Расчет платы за выбросы метана в атмосферу от стационарных источников проводился по формуле: Пнатм.= Матм Нбнатм ·Кэатм. · К инф · Кгород · КСевер, (8.5) где Пнатм - плата за выбросы ЗВ в размерах, не превышающих предельно допустимые нормативы выбросов (руб.); Матм - фактический выброс метана (т); Нбнатм - базовый норматив платы за выброс 1 тонны метана, 50 руб./т; Кэатм – коэффициент экологической ситуации атмосферы в данном регионе (Кэатм =1-2, для Севера Кэатм = 1,4; для Сибири в среднем Кэатм = 1,3; Дальнего Востока Кэатм = 1;); Кинф – коэффициент инфляции (Кинф =2,33); Кгород - коэффициент для предприятий с выбросами в атмосферный воздух городов (Кгород=1,2); КСевер – коэффициент, учитывающий факторы Крайнего Севера (КСевер=2). 194 Таблица 8.1 – Предложения по применению инновационных технологий по утилизации выбросов, содержащих метан Наименование технологии Максимальный ресурсосберегающий эффект Название и сфера применения Направленность на ресурс Технология перекачки природного газа в магистральном газопроводе на основе применения мобильной компрессорной станции (МКС) Применение: магистральный транспорт газа Экономия Технология транспорта природного газа на основе применения труб с внутренним гладкостным покрытием Применение: магистральный транспорт газа Технология компримирования природного газа на основе применения газотурбинных газоперекачивающих агрегатов укрупненной мощности Применение: магистральный транспорт газа Технология запуска газовой турбины газоперекачивающего агрегата на основе применения воздушной компрессорной силовой установки Применение: добыча газа, конденсата, нефти; магистральный транспорт газа; ПХГ Технология утилизации сжигаемого на факелах попутного нефтяного газа (ПНГ) переменного состава малоресурсных и малонапорных месторождений в метановодородные смеси и товарный природный газ. Применение: добыча газа, конденсата, нефти; магистральный транспорт газа 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 35 72 130 250 320 400 500 310 5 5,5 6 10 12 15 16 18 0,5 1 2 4 7 10 25-30 45-50 природного газа, % 0,5 1 1,5 2 7 25 35 55 Экономия природного газа, % - - - 1,5 10 15 30 65 природного газа, млн. м3 Экономия топливного газа, % Экономия топливного газа, % Экономия 195 Таблица 8.2 – Данные по экономии природного газа и выгоде от продажи газа при реализации инновационных технологий по утилизации выбросов, содержащих метан (на единицу оборудования) Технология 1 Использование МКС при ремонтах на линейной части магистральных газопроводов Замена задвижек фонтанных арматур без глушения скважин. Снижение выбросов природного газа в атмосферу при продувке скважин ГСС после внедрения мероприятия «закачка сухого газа в затрубное пространство для оптимизации работы самозадавливающихся скважин. 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) Продувка газопроводов ПХГ в низконапорную сеть. Отработка малодебитных скважин ПХГ «зеленая свита» в низконапорную сеть. Плата за выбросы метана (Пнатм), тыс. руб/год. Дальний Север Сибирь Восток Материальная выгода от продажи газа и исключения платы за выбросы, тыс. руб/год Дальний Север Сибирь Восток Объемы внедрения Экономия природного газа, тыс. м3/год Чистая прибыль от продажи природного газа, тыс. руб/год 2 3 4 5 6 7 8 9 10 установка 124,6 64,5 32,5 30,2 23,2 97,1 94,7 87,8 скважина 4,8 2,5 1,3 1,2 0,9 3,7 3,6 3,4 объект. МГПУ. 265,8 137,7 69,4 64,4 49,6 207,1 202,1 187,2 скважина. 0,8 0,4 0,2 0,2 0,1 0,6 0,6 0,5 ПХГ 750,4 388,7 195,9 181,9 139,9 584,6 570,6 528,6 ПХГ 898,2 465,3 234,5 217,7 167,5 699,8 683,0 632,8 196 1 Сокращение потерь природного газа за счет проведения исследований скважин в закрытую систему сбора. Проведение газодинамических и геофизических исследований без выпуска природного газа в атмосферу с использованием средств телеметрии. Утилизации газов выветривания на объектах добычи Экономия газа, поданного на ДКС через резервный коллектор, при остановке установок сероочистки ГПЗ на ППР Подача природного газа из системы установок адсорбционной очистки и осушки газа в топливную сеть ГПЗ в период подготовки к ППР Выявление и устранение утечек в запорной арматуре путем замены негерметичной запорной и запорно – регулирующей арматуры Замена дефектной запорной арматуры на ЛЧ МГ с использованием технологии врезки под давлением. Применение электро- и воздушного запуска газоперекачивающих агрегатов взамен их пуска природным газом Внедрение схем продувки пылеуловителей, обеспечивающих полную утилизацию продуваемого газа 2 3 4 5 6 7 8 9 10 скважина. 104,9 54,3 27,4 25,4 19,6 81,7 79,7 73,9 скважина 41.5 20.9 19.4 14.9 62.5 61.0 56.5 41.5 установка 1500 777,0 391,6 363,6 279,7 1168,6 1140,6 1056,7 101,0 50,9 47,3 36,4 151,9 148,3 137,3 44,8 22,6 21,0 16,1 67,4 65,8 60,9 объект 194,96 объект 86,5 КС 498,9 258,4 130,2 120,9 93,0 388,7 379,3 351,4 Линейная часть МГ 14660,0 7593,9 3827,1 3553,8 2733,7 11421,0 11147,6 10327,5 ГПА 10,8 5,6 2,8 2,6 2,0 8,4 8,2 7,6 ГРС 0,5 0,2 0,1 0,1 0,1 0,4 0,4 0,3 197 1 Утилизация переточного газа ПХГ на КС Промывка скважин без глушения при помощи колтюбинговой установки. Применение осушителей с нулевыми выбросами. Соединение гликолевого осушителя с установкой для улавливания паров газа Перепуск газа с технологической площадки ПХГ в магистральный газопровод или на нужды котельной после окончания отбора и закачки газа 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ПХГ 517,0 267,8 135,0 125,3 96,4 402,8 393,1 364,2 установка 100,0 51,8 26,1 24,2 18,6 77,9 76,0 70,4 УОГ 10,5 5,4 2,7 2,5 2,0 8,2 8,0 7,4 ПХГ 77,3 40,0 20,2 18,7 14,4 60,2 58,7 54,4 198 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 самозадавливающихся скважин пространство может для позволить оптимизации утилизировать работы 265,8 тыс. м3/год на один объект, обеспечивая от 180 до 200 тыс. руб./год в зависимости от региона. 199 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. 200 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. В Приложении А для инновационных технологий представлена оценка эффективности финансовых затрат. 201 Таблица 8.3 – Расчет экономической эффективности перекачки газа из отключенного участка МГ с использованием МКС № Наименование пп показателей 1 2 Операционная деятельность 1 Экономия, полученная в результате использования МКС, млн. руб. 2 Экономия за счет уменьшения платежей, млн. руб. 3 Прирост эксплуатационных затрат, млн. руб. 4 Прирост амортизационных отчислений, млн. руб. 5 Изменение налогооблагаемой прибыли, млн. руб. 6 Изменение налога на прибыль, млн. руб. 7 Изменение чистой прибыли, млн. руб. 8 Сальдо потока от операционной деятельности, млн. руб. 9 Инвестиционная деятельность 10 Притоки, млн. руб. 11 Капиталовложения с НДС, млн. руб. 12 Возмещение НДС, млн. руб. 13 Сальдо потока от инвестиционной деятельности, млн. руб. 14 Сальдо суммарного потока, млн. руб. 15 Сальдо суммарного потока, млн. руб. 16 Норма дисконта,% 17 Коэффициент дисконтирования 18 Дисконтированный денежный поток, млн. руб. 19 Чистый дисконтированный накопленный денежный поток, млн. руб. 20 ЧДД, млн. руб. 21 ВНД, % 22 Индекс доходности дисконтированный инвестиций 23 Срок окупаемости с учетом дисконтирования (от начала 2015 г.), лет 3 2014 4 2015 5 2016 6 Годы 2017 7 2018 8 2019 9 2020 10 3179,7 49,3 -1105,0 260,3 1863,7 -372,7 1491,0 1751,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 117,6 1,8 -50,5 13,7 55,2 -11,0 44,2 57,9 161,9 2,5 -55,5 13,7 95,2 -19,0 76,2 89,9 166,6 2,5 -55,5 13,7 99,9 -20,0 79,9 93,6 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 0,0 -306,7 45,8 -260,9 1490,4 0,0 -306,7 0,0 0,0 45,8 45,8 103,7 -203,0 10,0 0,91 94,2 -212,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 89,9 -113,2 10,0 0,83 74,3 -138,2 93,6 -19,6 10,0 0,75 70,3 -67,9 89,0 69,4 10,0 0,68 60,8 -7,1 89,0 158,4 10,0 0,62 55,2 48,2 89,0 247,4 10,0 0,56 50,2 98,4 Всего 468,0 30,2 2,8 5,0 202 -306,7 -306,7 -306,7 0 1,00 -306,7 -306,7 Продолжение таблицы 8.3 № пп 2021 11 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2022 12 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2023 13 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2024 14 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2025 15 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2026 16 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2027 17 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 89,0 336,4 89,0 425,3 89,0 514,3 89,0 603,3 89,0 692,3 89,0 781,3 16 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 17 0,51 0,47 0,42 0,39 18 19 45,7 144,1 41,5 185,6 37,7 223,3 34,3 257,6 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Годы 2028 18 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2029 19 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2030 20 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2031 21 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2032 22 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2033 23 160,8 2,5 -55,5 13,7 94,1 -18,8 75,3 89,0 2034 24 160,8 2,5 -55,5 0,0 107,8 -21,6 86,2 86,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 89,0 870,2 89,0 959,2 89,0 1048,2 89,0 1137,2 89,0 1226,2 89,0 1315,1 89,0 1404,1 86,2 1490,4 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 0,35 0,32 0,29 0,26 0,24 0,22 0,20 0,18 0,16 0,15 31,2 288,8 28,4 317,1 25,8 342,9 23,4 366,3 21,3 387,6 19,4 407,0 17,6 424,6 16,0 440,6 14,5 455,2 12,8 468,0 203 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Вопросы изменения климата являются актуальными, поскольку затрагивают многие сферы хозяйственной деятельности и вопросы состояния окружающей среды. Данную проблему необходимо рассматривать не только на региональном и государственном уровне, но также в рамках межгосударственных отношений. Основной причиной изменения климата является выбросы парниковых газов, в том числе углекислого газа, метана. Снижение объемов поступления метана в атмосферу наряду с положительным влиянием на климат будет способствовать улучшению качества атмосферного воздуха и рациональному использованию ценного энергетического ресурса, повышению энергетической эффективности экономики. В рамках разработки научно-обоснованных предложений по реализации Климатической доктрины Российской Федерации предложено решение проблемы по адаптации и смягчению антропогенного воздействия на климат. А также разработаны методы внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан. Работа была выполнена в три основных этапа. Результатом первого этапа работ явилось выявление основных особенностей изменения климата в Арктике. В особенности, глобальное изменение климата особенно значительно для высоких широт Северного полушария; причем повышение температуры существеннее для холодных сезонов года (зима, весна). Температуры летнего сезона увеличиваются меньше в связи с охлаждающим влиянием океана; Интенсивность потепления увеличивается от Урала на Восток, а также уменьшение повторяемости низких температур в приземном слое воздуха в весенние периоды. Изменение климата приводит к изменению факторов окружающей среды (средоформирующего потенциала) северных экосистем. Эти изменения заключаются в следующем: Рост интенсивности перемещения холодного арктического воздуха на территорию Европы вследствие таяния арктических льдов. 204 Возрастание мощности весенних паводков из-за увеличения запасов воды в снежном покрове, рост наводнений из-за сильных дождей. Увеличение объёма речного стока (до 20%). Увеличение продолжительности затопления пойменных участков. Разрушение (эрозия) береговой линии рек и морей. Возникновение оползней на оттаивающих склонах, просадок поверхности. Усиление продукционных процессов (главным образом, фотосинтеза) в экосистемах Севера и Сибири ведёт к сдвигу границ растительных формаций: на равнине лесотундра продвигается на Север, в горах редколесья расширяются вверх по склонам. Влияние изменения климата и средоформирующего потенциала на биологическую продуктивность неоднозначно. Имеются как положительные, так и негативные последствия глобального изменения климата и средоформирующего потенциала. На первом этапе проведен анализ влияния изменения климата в Арктике на деятельность и образ жизни коренных малочисленных народов Севера, Сибири и Дальнего Востока (КМНС). Основными видами деятельности КМНС являются рыболовство, охотничий промысел, сбор и переработка дикоросов, сувенирное производство, оленеводство. Влияние изменения климата на деятельность коренных малочисленных народов Севера, Сибири и Дальнего Востока будет выражаться в следующем. Для такого вида деятельности, как оленеводство, в результате изменения климата в отдельных местах могут возникнуть трудности выпаса оленей из-за увеличения снежного покрова и зарастания пастбищ кустарниками. Может произойти увеличение воздействия вредителей и болезней на оленей. Из положительных влияний изменения климата на оленеводство следует отметить увеличение продуктивности и продолжительности использования зелёных пастбищ, увеличение в позднеосенний период продуктивности ветошных пастбищ и сокращение периодов использования нарушенных 205 перевыпасом лишайниковых пастбищ (что будет способствовать их восстановлению) за счёт перевода оленей на зелёные пастбища поздней весной и на ветошные пастбища поздней осенью. Влияние изменения климата в Арктике на образ жизни коренных малочисленных народов Севера, Сибири и Дальнего Востока происходит на фоне действия комплекса факторов, включая социально-экономические. При этом сложно вычленить только климатический фактор. Увеличение доступности Арктического региона для экономического освоения вносит дополнительные (косвенные) негативные факторы воздействия изменения климата на КМНС. По результатам анализа отмечается распространение негативной оценки возможности сохранения промысловых угодий при существующем промышленном использовании территории даже при повышении их продуктивности в условиях потепления климата. С другой стороны, отмечается улучшение снабжения продовольственными и промышленными товарами благодаря увеличению сроков работы более дешевого, по сравнению с зимним, водного транспорта в условиях потепления климата. Следует отметить устойчивую занятость рыболовством, пошивом традиционной одежды, увеличивающуюся занятость изготовлением сувенирных изделий, сбором и переработкой дикоросов, снижение занятости охотой, переработкой кожаного, мехового и пушного сырья. Сохраняется на протяжении последних 15 лет постоянный уровень занятости товарным оленеводством 4–6% коренного населения. По результатам анализа таблицы следует отметить уменьшение доли доходов от традиционных промыслов (при стабильности их величины благодаря повышению продуктивности угодий) в общей сумме доходов. Ситуация складывается не в пользу традиционных форм занятости КМНС; доля дохода от продажи традиционной продукции (мясо, рыба, ягоды, орехи) уменьшается. Увеличивается общий отток КМНС из традиционных видов природопользования и растет переход на жительство в крупные населённые пункты (до 20% населения), сокращаются 206 однонациональных браки (до 10-20%) и увеличению смешанных браков (до 80%). Второй этап работы систематизированного был анализа посвящен материалов по проведению научно- изменению климата, Климатической доктрины Российской Федерации на период до 2020 года, Комплексного плана реализации Климатической доктрины РФ, а также хода реализации Климатической доктрины. В результате были сделаны следующие обобщения. На территории Российской Федерации проявляется глобальное изменение климата, причем темпы изменения некоторых показателей, таких как среднегодовая температура, размах экстремальных значений температуры и др. выше, чем в среднем для земного шара. Прогноз показывает тенденции к дальнейшему изменению климатических показателей. В силу большой протяженности территории эффекты проявляются в различной степени и могут иметь разнонаправленные тенденции (например, рост и снижение среднесезонной температуры, рост и уменьшение осадков, увеличение и снижение водности рек и пр.). Для Российской Федерации наблюдаются как отрицательное, так и положительное влияние глобального изменения климата на экономику. одной стороны, растет частота и интенсивность С экстремальных метеорологических явлений, наблюдается рост числа стихийных бедствий и приносимого ими ущерба. С другой стороны, снижается потребность в топливно-энергетических ресурсах в промышленности и коммунальном хозяйстве, в ряде районов улучшаются условия ведения сельского хозяйства (при этом в других районах оно могут ухудшаться). Однако научнометодологическая база для сведения разнородных данных к единому показателю отсутствует. Отсутствует также кадастр эффектов от глобального изменения климата. Такой кадастр необходим для того, чтобы оценить суммарный эффект. Этот 207 кадастр желательно подготовить, причем он должен иметь разбивку как по секторам экономики, так и по субъектам РФ. Поскольку в России достаточно большое количество субъектов, то необходимо обеспечить единую методическую базу. Причем в кадастр эффектов должны входить не только экономические, но и политические (в том числе внешнеполитические) угрозы и выгоды. Такой кадастр также необходим для управления климатическими рисками. Естественно, что такой кадастр должен быть обновляемым (например, на ежегодной основе). Выводы, сделанные Межправительственной группой экспертов по изменению климата в Пятом докладе, свидетельствуют о том, что с вероятностью, превышающей 95 %, современные наблюдаемые изменения климата обусловлены деятельностью человека. Поэтому управление климатическими рисками (угрозами) возможно по двум направлениям: смягчение антропогенного воздействия на климат (т.е. снижение выбросов парниковых газов) и адаптация к происходящим изменениям. Сложность управления смягчением воздействия на климат обусловлена несколькими обстоятельствами. Во-первых, воздействие на климатическую систему происходит за счет выбросов парниковых газов разными странами. Вклад каждой страны (в том числе и России) ограничен определенной долей. Поэтому усилия в рамках одной страны не приведут к значительному эффекту. Однако между странами пока не достигнуто согласие в том, каков должен быть уровень ограничения выбросов парниковых газов для каждой страны. Вовторых, климатическая система обладает значительной инерционностью. И эффект от снижения воздействия может проявиться лишь в неопределенном будущем. В-третьих, это отсутствие детерминированности эффектов, вероятностный характер отклика климатической системы на смягчение воздействия. Управление климатическими рисками должно происходить на основе сопоставления затрат и получаемых выгод. Другими словами, средства, затрачиваемые на снижение ущербов, угроз, должны быть значительно ниже, 208 чем предотвращаемый ущерб. При этом необходимо также учитывать возможное снижение позитивных эффектов от глобального изменения климата. С целью управления климатическими рисками и угрозами в Российской Федерации принята Климатическая доктрина, Комплексный план реализации климатической доктрины. Тезисы о необходимости противодействия глобальному изменению климата включены также в некоторые другие стратегические документы, целевые программы и пр. Однако целевые показатели, приведенные в различных документах, разработанных различными ведомствами, не соответствуют (и даже иногда противоречат) друг другу. Необходимо согласование целевых программ, стратегий развития и пр. с основополагающими нормативными правовыми актами РФ в области противодействия изменению климата. В настоящее время в России недостаточно развита основа для управления климатическими рисками и угрозами. Во-первых, отсутствует четкое понимание объекта управления. Во-вторых, отсутствуют целевые показатели, на достижение которых будет направлено управляющее воздействие. Втретьих, отсутствует оценка ущербов и выгод, связанных с глобальным изменением климата. Имеющиеся оценки влияния изменения глобального климата на экономику Российской Федерации весьма неопределенны. Неразвитость основы для управления связана с недостаточностью научного базиса. Это проявляется, в частности, в том, что не принят план научных исследований в отношении изменений климата. При этом в число научных исследований необходимо включить не только исследования климатических показателей, а также исследования влияния глобального изменения климата на отдельные сектора экономики РФ, включая ТЭК, ЖКХ, агропромышленный, лесной, рыболовный, строительный сектор, медицину, транспорт, страхование и пр. Кроме того, необходима разработка моделей, помогающих принимать управленческие решения в условиях высокой степени неопределенности и изменчивости метеорологических и климатических факторов. 209 Несмотря на недостаточный научный базис, Россия занимает активную позицию как в области смягчения воздействия на климат, так и в области адаптации к глобальному изменению климата. Комплексный план реализации Климатической доктрины РФ, а также План мероприятий по обеспечению к 2020 году сокращения объемов выбросов парниковых газов до уровня не более 75 % объема указанных выбросов в 1990 году выполняются полностью и в соответствии с графиком. В то же время к выполнению Комплексного плана реализации Климатической доктрины желательно привлечь органы МЧС в плане оценки ущерба от стихийных бедствий, вызванных глобальным изменением климата, а также прогнозирования числа, тяжести стихийных бедствий, потенциального ущерба и разработки мероприятий по снижению этого ущерба. В настоящей работе внесены предложения по совершенствованию Комплексного плана в части его содержания, координации работ, привлечению к его исполнению дополнительно МЧС и Министерства финансов РФ, органов власти субъектов РФ. В Российской Федерации имеется значительный технический потенциал для снижения объемов выбросов парниковых газов. В первую очередь это мероприятия, касающиеся повышения эффективности использования энергии, снижения спроса на ТЭР, а также мероприятия по увеличению эффективности выработки энергии и снижению потерь ТЭР. Для реализации этого потенциала необходимо развитие законодательства и реализация ряда административных мер. В настоящей работе проведен анализ вариантов совершенствования законодательства, а также возможные варианты и последствия введения обременения выбросов парниковых газов, совершенствования мониторинга выбросов парниковых газов. Третий этап работы был посвящен научно-систематизированному анализу существующих отечественных и зарубежных технологиях утилизации выбросов, содержащих метан, который позволил выдать научно-обоснованные рекомендации по внедрению технологий утилизации выбросов, содержащих 210 метан. В работе предложены научно- и финансово- обоснованные методы внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан. Развитие энергоэффективности и ресурсосбережения – основной приоритет нефтегазовой отрасли России для обеспечения прибыли компаний. Осуществление мер по сокращению эмиссии метана, как основного компонента природного газа, сегодня стоит особенно остро в связи с актуальностью тематики глобального изменения климата. Широкомасштабные комплексные исследования, проведенные нефтегазовыми компаниями России и других стран, показали, что сокращение выбросов метана, как одного из основных парниковых газов может быть доходным, технически и экономически обоснованным. Во всех секторах нефтегазового сектора России существует значительный потенциал сокращения выбросов метана и много технологий по их снижению за счет утилизации, в том числе потерь природного и попутного газов с одновременным сокращением выбросов метана: от простых, низкозатратных мер, таких как устранение утечек метана за счет разгерметизации технологического оборудования, до масштабных мер, например, установка откачки газа с использованием мобильных компрессорных станций, получение продуктов для газохимии из попутного нефтяного газа, вместо их нерационального сжигания. Внедрение в нефтегазовый сектор России рентабельных технологий и практик по сокращению атмосферных выбросов метана может снизить потери продукта, сократить выбросы в атмосферу и увеличить доходность предприятий. Мировой и отечественный опыт показывает, что в ходе модернизации технологий или оборудования, а также совершенствования управления и эксплуатационных содержащих процедур можно добиться утилизации метан, за счет внедрения инновационных выбросов, технологий в нефтегазовой отрасли, что, в свою очередь, приведёт к значительным положительным экономическим и экологическим результатам. 211 Так, практически все компании нефтегазовой отрасли России, в том числе ОАО «Газпром» реализует инновационные технологии по утилизации выбросов, содержащих метан, в рамках корпоративных программ по энерго- и ресурсосбережению, определили инвестиционный потенциал и наиболее перспективные проекты для привлечения инвестиций. Это применение мобильных КС на участках газопровода для перекачки газа, оптимизация работы газотранспортной системы с использованием различных модулей воздушный и электрический запуск ГПА и другие технологии, обеспечивающие утилизацию выбросов, содержащих метан. Сокращение выбросов метана с помощью инновационных технологических решений повысит эффективность использования ресурсов и энергии в нефтегазовой отрасли России. Значительное количество технологий реализуется в области совершенствования процесса осушки газа, повышения эффективности работы оборудования, эксплуатируемого на месторождении, при замене пневматических устройств управления и запорной арматуры, оптимизации работы газодобывающих скважин, факельных устройств и утилизации попутного нефтяного газа, а также утилизации природного газа при продувке скважин, коллекторов шлейфов и технологического оборудования. Также большое количество реализуемых инновационных технологий связано с проектированием промысловых и транспортируемых объектов, в результате которого объект размещается таким образом, чтобы снизить возможное негативное воздействие и поступление выбросов метана в атмосферу. Необходимо отметить, что положительный опыт использования энергоэффективных технологий и практик утилизации выбросов метана в секторе добычи и транспорта газа, может применяться и в секторе хранения газа. Наиболее продвинутыми в добыче газа являются технологии по модернизации или замене газовых дегидраторов на современные. Эти устройства обладают высоким КПД, что позволяет увеличить эффективность 212 процесса осушки, а применение новых технологических решений позволяет почти полностью исключить выбросы метана, образующиеся при выпуске паров из испарительной колонны и от гликолевых компрессоров, работающих на природном газе. При этом достигается значительное сокращение выбросов метана, экономия газа, финансовых средств за короткий период (1-3 года). Повышение КПД технологического оборудования в целом позволяет не только повысить его выработку, но и снизить потери продукции и потребности в энергии (организованные выбросы метана . Существует немало технологических решений для сокращения выбросов метана от факельных устройств. Одной из наиболее эффективных практик является утилизация попутного нефтяного газа с его последующим компримированием для получения энергии. Не менее важными являются и технологии по повышению эффективности добычи газа из скважин, которые позволяют наращивать объемы добычи. Например, газовые скважины, из которых добыча производится по насосно-компрессорным трубам, могут накапливать метан и другие газы между трубами и обсадной колонной. Реализация технологии по улавливания этого газа позволяет избежать стравливания газа в атмосферу и потерю ресурсов. Проекты по замене различных элементов и частей промысловых и транспортируемых газопроводов нередко требуют проведение масштабных исследований по обнаружению и измерениям утечек метана с использованием различных современных средств измерений наземного, автомобильного и воздушного базирования. Регулярный ремонт, направленный на устранение утечек, является наиболее распространенной практикой предотвращения увеличения размера утечек, которое наблюдается с течением времени. Несмотря на то, что в результате реализации подобных проектов достигается значительное ресурсосбережение, финансовая эффективность может быть оценена лишь в среднесрочной перспективе. В период эксплуатации объектов промысла и транспорта газа, конденсата и нефти необходимо постоянное внимание к соблюдению технологий, 213 совершенствованию и своевременной замене оборудования, рациональному использованию воды, контролю загрязнения воздуха, утилизации отходов, очищению почвы. Сегодня нормы международного права определяют строгие требования к защите окружающей среды. Современные экологические нефтегазовые программы и компании вкладывают реализуют средства и специальные ресурсы в природоохранные мероприятия, что позволяет им соответствовать критериям устойчивого развития и повышать конкурентоспособность на мировом рынке. На современных угледобывающих предприятиях при выборе рациональной схемы утилизации шахтного метана учитывается весь комплекс характерных факторов. Прежде всего, необходимо принимать во внимание концентрацию метана в газовоздушной смеси, повышение которой значительно расширяет возможности использования МВС. Угольный метан оказывает негативное воздействие на окружающую среду, и за выбросы метана угольные шахты осуществляют экологические платежи. Доля России в глобальных выбросах шахтного метана в атмосферу – 6%, что составляет около 2 млрд. м3/год. Большая часть выбросов шахтного метана в России приходится на угольные шахты Кузбасса. Ежегодно шахты Кузбасса выбрасывают в атмосферу 1-2 млрд. м3 метана. В настоящее время в структуре выбросов шахтного метана российских угольных шахт основную долю составляет вентиляционный метан по сравнению с дегазационным газом. В соответствии с общепринятой терминологией метан, который удаляется из угольных шахт через системы вентиляции, называется вентиляционным метаном. В извлекаемой системами вентиляции смеси на угольных шахтах концентрация метана составляет от 0 до 3,5 %. На практике концентрация варьируется в пределах 1-3 %, изменение концентрации имеет плавный характер. Российские угольные шахты обеспечивают безостановочный мониторинг выбросов метана в атмосферу. Устанавливается оборудование, которое измеряет скорость потока и концентрацию 214 метана. Вся информация регистрируется в журнале: для дегазационных установок – каждый час, для систем вентиляции – один раз в день. На шахтах могут быть одна или несколько дегазационных установок. Дегазация бывает заблаговременная, предварительная и выработанного пространства. Дегазация угольной шахты может проводиться через скважины, пробуренные с поверхности в купол обрушения. Дегазационный метан может извлекаться по подземной дегазационной сети. Сопоставительный анализ вариантов применения дегазационного и вентиляционного метана, показал, что качество вентиляционного метана сужает рамки его применения, особенно в качестве основного топлива. К тому же сложность процесса его самостоятельной утилизации влияет на стоимость используемого оборудования, делая дорогостоящей вырабатываемую тепло- и электроэнергию. Необходимо учитывать, что источник вентиляционного метана не может располагаться на большом удалении от утилизационной установки. При утилизации МВС необходимо учитывать требования Инструкции по дегазации угольных шахт. Метановоздушную смесь, извлекаемую средствами дегазации, запрещается использовать в факельных установках при концентрации метана менее 25%; сжигать в котельных установках при содержании СН4 менее 30%; применять в качестве топлива газомоторных установок при концентрации метана ниже 35%; использовать для бытовых нужд, если содержание СН4 в смеси менее 50%. В системах совместного использования дегазационного и вентиляционного метана необходимо сбалансированно оценивать соотношение их дебитов и концентраций. Метан, выбрасываемый системами вентиляции, составляет до 70% всех шахтных выбросов, при этом концентрация его в вентиляционной струе не превышает 1%. Объемы МВС, выбрасываемой средствами шахтовой вентиляции, значительно больше, чем доставляемой системой дегазации. Подаваемая из вентиляционного ствола струя может значительно превосходить производственные возможности утилизационной 215 установки. Следует учитывать характеристики установок, например, газовым турбинам требуется значительно больше избыточного воздуха, чем двигателям внутреннего сгорания, что предполагает большее содержание ВМ в общем объеме топлива. Негативным моментом может быть возможная нестабильность дебита и концентрации подаваемой МВС. Если в случае использования дегазационного метана достаточно технически решить вопрос регулирования данных параметров, то, например, при утилизации вентиляционного метана в газотурбинных установках на обедненной МВС нестабильность концентрации будет являться решающим фактором. На современных угледобывающих предприятиях рационально внедрение таких технологий утилизации метана, как: утилизация дегазационного метана в котельных для получения тепловой энергии; утилизация дегазационного метана в ТЭС для получения тепловой и/или электрической энергии; утилизация вентиляционного метана в каталитической установке для получения тепловой энергии; утилизация шахтного метана в газовой турбине для получения тепловой и/или электрической энергии. Реализация инновационных технологий, основанных на обширном российском и зарубежном опытах, показывают существенные возможности технической оптимизации по утилизации выбросов, содержащих метан, и доказали свою выгодность для нефтегазовых и угледобывающих компаний, где капитальные затраты окупаются более низкими производственными расходами, и/или углеродными кредитами. 216 Список использованных источников 1. ОАО Газпром. Экологические отчеты 2009-2014. (http://www.gazprom.ru/nature/environmental-reports/) 2. Бажин Н.М. Метан в атмосфере. Соросовский образовательный журнал, 2000, №3, с. 52-57 3. ГН 2.2.5.1313-03 Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны (с дополнением № 4-Гигиенические нормативы ГН 2.2.5.2439-09) 4. ESIS : European chemical Substances Information System 5. http://ecb.jrc.ec.europa.eu/esis/ 6. IUCLID Dataset © 2000 European Commission, European chemicals bureau (метан) 7.Hazardous Substances Data Bank (HSDB) 8. http://toxnet.nlm.nih.gov/cgi-bin/sis/htmlgen?HSDB 9. The Canadian Centre for Occupational Health and Safety (CCOHS) 10. http://www.ccohs.ca/ccohs.html 11. National Toxicology Program. 12. http://ntp.niehs.nih.gov/ 13. IPCS International Programme on Chemical Safety (international chemical safety card) 14. Agency for Toxic Substances and Disease Registry 15. ATSDR Information Center 16. http://www.atsdr.cdc.gov/ 17. TOXICOLOGICAL PROFILE FOR METHYL MERCAPTAN, ATSDR Information Center http://www.atsdr.cdc.gov/ 18. Carcinogenic Potency Database Project (CPDB) 217 19. Барсук С.Д. Расчет равновесия жидкость - пар в смесях легких углеводородов с азотом при низкой температуре и высоком давлении. - Газовая промышленность, 1973, №8, с.47-50. 20. М.М. Волков, А.Л. Михеев, К.А. Конев Справочник работника газовой промышленности 21.ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия 22. ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия 23. Гриценко А.И., Максимов В.М., Самсонов Р.О., Акопова Г.С. Экология: Нефть и газ, Москва, ИКЦ «Академкнига», 2009,с.677 24. Правила безопасности в угольных шахтах, ПБ 05-618-03. М.: Федеральное государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004. –296 с. 25. Irving W., Tailakov O. Fugitive Emissions from Coal Mining and Handling//IPCC Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories. – Accepted by 16th session of IPCC, Montreal, 1-8 May, 2000.- pp. 2.70-2.78. 26.IPCC, 2000; IPCC, 2006 27. Газоносность угольных бассейнов и месторождений СССР. Том. II. Угольные бассейны и месторождения Сибири, Казахстана и Дальнего Востока/под. ред. Кравцова А.И. – М.: «Недра», 1979.– 54 с. 28. Пучков Л.А., Сластунов С.В. Проблемы угольного метана – мировой и отечественный опыт их решения. http://giab- online.ru/files/Data/2007/4/1_Puchkov.pdf 29. Виноградова О. «Нефтегазовая Вертикаль». Метан из угля: инновационная отрасль России? 30. Концепция энергосбережения и повышения энергетической эффективности в ОАО «Газпром» на период 2011-2020 гг. Утверждена Приказом ОАО «Газпром» 8 декабря 2010 г. № 364 218 31. Аксютин О.Е. Каталог эффективных энергосберегающих технологий в добыче, транспортировке и подземном хранении газа ОАО «Газпром». Москва, 2011. 32. A. Ishkov (OAO Gazprom), G. Akopova, (Gazprom VNIIGAZ LLC), M. Evans (PNNL), G. Yulkin (Gazprom VNIIGAZ LLC), V. Roshchanka (PNNL), S. Waltzer (U.S. EPA), K. Romanov (OAO Gazprom), D. Picard (Clearstone Engineering), O. Stepanenko, D. Neretin (Gazprom Transgaz Samara Ltd). Understanding Methane Emissions Sources and Viable Mitigation Measures in the Natural Gas Transmission Systems: Russian and U.S. Experience // IGRC-2011 Articles/papers, Seoul, South Korea, 2011 33. Аксютин О.Е. Сокращение выбросов парниковых газов как одно их основных направлений реализации экологической политики ОАО «Газпром»/ А.Г. Ишков, Г.С. Акопова, Е.В. Косолапова// Газовая промышленность - 2013 спецвыпуск/4, «Экология и энергосбережение»,-С.7-12. 34. Ставицкий В.А., Махорин А.В., Лешан Д.Г. Энергоэффективные и энергосберегающие технологии в добыче и подготовке углеводородов. Газовая промышленность.4/3 2007, с. 74-76. 35. Аксютин О.Е. Отечественный и зарубежный опыт перекачки природного газа с использованием мобильных компрессорных станций / А. Г. Ишков, Г.С. Акопова, Р.В. Тетеревлев // Газовая промышленность. – 2013. - № 1. – С. 42-45. 36. Ишков А.Г. Опыт оценки экологических показателей работы мобильной компрессорной станции при пробной перекачке газа / А.Г. Ишков, Г.С. Акопова, Р.В. Тетеревлев // Территория нефтегаз. – 2011. - №6. – С. 12-15. 37. "Reduction of Greenhouse gases - A Technology Guide" - 2012 год, С.-88 . 38. Соловьянов А.А., Андреева Н.Н., Крюков В.А., Лятс К.Г., «Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации» Москва , 2008, С.319 39. US EPA (US Environmental Protection Agency). Natural Gas STAR Program. Recommended Technologies and Practices, (http://www.epa.gov/gasstar/tools/recommended.html 219 40. Акопова Г.С. Контроль утечек газов из газопроводов и других технических средств. Проблемы аналитической химии, том 13. Внелабораторный химический анализ,, под редакцией академика Ю.А.Золотова, Москва, Наука, 2010, Глава 2.16, С 516-540 41. Целевая Программа Российской Федерации по созданию систем воздушного мониторинга объектов ТЭК на основе пилотируемых и беспилотных авиационных систем (2008- 2015 гг) 42. Распределенные волоконно-оптические датчики 43. http://www.ngv.ru/i/magazine_lang/pdf_file_53.pdf 44. http://www.pro2.de/t/98_47.html 45. Su S., Beath, A., Guo H., and Mallett C., “An assessment of mine methane mitigation and utilisation technologies,” Progress in Energy and Combustion Science, v. 31, p. 123-170, (2005). 46. Sööt, P. M., Final Report Phase II DOE SBIR Project No. 11580, “Gas Turbines for Combustion of Natural Gas in Mine Ventilation Air,” (1993). 47. http://en.wikipedia.org/wiki/Vales_Point_Power_Station, retrieved 2/17/12. 48. Cork, D. and R. Peet, Corkys Sustainable Energy, Newcastle, NSW, Australia, Preliminary Safety Analysis for the Connection of a Thermal Oxidiser to a Working Coal Mine, from http://www.thecorkysgroup.com.au/images/corlys/20110_UniNSW_Vent_Conferenc e.pdf , retrieved on 2/1/12. 49. Cork, D. and Bergin, P., «Corky’s VAM-RAB», Australian Government Department of Innovation Industry, Science and Research, Cleantech Industry Capability Teams Newcastle Workshop, November 17, 2011. 50. Cork, D. and Peet, R., «Preliminary Safety Analysis for the Connection of a Thermal Oxidiser to a Working Coal Mine» 2011 Australian Mine Ventilation Conference, 5-6 September 2011, University of New South Wales. 51. http://www.gcesystems.com/VAM-Thermal-Oxidizer.html 52. Clarke, M. and Seddon, D., “Ventilation Air Methane (VAM) Destruction the New Challenge to the UndergroundCoal Mining Industry, (date and place of 220 publication unknown, but several 2011 references cited). Retrieved from http://www.duncanseddon.com/ventilation-air-methane-vam-destruction/on 2/20/12. 53. The subject of methane mono-oxygenase (MMO) as biocatalysts and the operation of cytochrome P450 oxidation cycle is a very large field of research. General overviews are available on Wikipedia with more detailed discussion in reviews such as R.J.P. Williams “A comparison of types of catalyst: The quality of metallo-enzymes”, J. Inorg. Biochem., 102, 1 (2008). 54. L.I. Sly, L.J. Bryane, J.M. Cox and J.M. Anderson, “Application of methaneutilising bacteria for the reduction of methane in Australian coal mines”, NERDDC Project C1182, March 1993. 55. http://www.epa.gov/cmop/docs/vam_technology.pdf. 56. http://www.csiro.au/news/newsletters/Energy/Spark/1203/html/vamcat.html 57. Luedde, B. «Powerful Solutions for Eliminating Greenhouse Gases. Generating Energy for Generations to Come » August, 2010. 58 . GMI «Coal Mine Methane Mitigation and Utilization Technologies and Project Profiles», http://www.globalmethane.org/documents/partners_cmm_tech_database.pdf . 59. California Oil Producers Electric Cooperative (COPE), for California Energy Commission Public Interest Energy Research Program, CEC-500-2008-084, December 2008. http://www.energy.ca.gov/2008publications/CEC-500-2008- 084/CEC-500-2008-084.PDF. 60. Daisuke, U. «Utilization and Mitigation of VAM/CMM Emissions by Catalytic Combustion Gas Turbine», The 10th International Symposium on CBM/CMM and Carbon Trading in China, October 20, 2010. 61. Ismagilov, Z. R., Shikina, N. V., Zagoruiko, A. N., Kerzhentsev, M. A., Ushakov, V. A., Khairulin, S. R., Sasonov, V. A., and Parmon, V. N. (BIC – Novosibirsk, Russia); Zhakarov, V. M., Braynin, B. I., Vedeshkin, G. K., Sverdlov, E.D., and Favorski, O. N. (CIAM – Moscow, Russia), «Development of Technology of Methane Combustion on Granulated Catalysts for Environmentally Friendly Gas Turbine Power Plant», http://www.en.catalysis.ru/resources/institute 221 - en/Structure%20of%20Institute/Ismagilov/presentation/turbine.pdf. 62. Кокорин А., Корппоо А. Цель России по парниковым газам на 2020 год. Прогнозы, тренды, риски. Апрель 2014 г. Фонд имени Фридриха Эберта Отдел стран Центральной и Восточной Европы Хирошимаштрассе 28 | 10785 Берлин | Германия 63. Гурвич В.И., Лифшиц А.Б. Добыча и утилизация свалочного газа (СГ) самостоятельная отрасль мировой индустрии // [Электронный ресурс] http://www.methanetomarkets.ru/goods/mater7/ (Дата обращения 05.02.2015 г.) 64. Кабалян Ю. Бытовой мусор: богатство или зло? – еженедельник «Деловой экспресс» выпуск № 20 (628), 2005 г. // [Электронный ресурс] http://old.express.am/20_05/index.html (Дата обращения 09.02.2015 г.) 65. Доклад Руководителя Росприроднадзора В.В. Кирилова «О региональных аспектах обращения с отходами потребления в Российской Федерации» // [Электронный ресурс] http://rpn.gov.ru/node/686 (Дата обращения 24.02.2015 г.) 66. Управление по охране окружающей среды США (U.S. EPA), 2011 г. ПРОЕКТ: Глобальные антропогенные выбросы парниковых газов (кроме CO2): 1990–2030 (отчет EPA 430-D-11–003) 67. Сырьё для биогаза. Сырье для биогазовых установок // [Электронный ресурс] http://biogaz-russia.ru/syrje-dlya-biogaza/ (Дата обращения 24.02.2015 г.) 68. Васильев С.Д., Гусева Л.Н., Ойечоке А., Шафоростова М.Н. Биогаз: направления и преимущества использования. Сборник докладов IV региональной конференции «Комплексное использование природных ресурсов» (12.12.2011 г.) – Донецк: ДонНТУ, – 2011. – 119 с. 69. Садчиков А.П. Получение метана из отходов // [Электронный ресурс] http://www.moip.msu.ru/?p=3795 (дата обращения 20.02.2015 г.) 70. Боравская Т.В. «Перспективы совершенствования российского законодательства в части использования концепции НДТ», Тезисы выступления на «круглом столе» Комитета ТПП РФ по природопользованию и экологии «Формирование программы действий по переходу на систему технологического нормирования воздействия на окружающую 222 среду, соответствующего воздействию при использовании наилучших доступных технологий и методов», 25 ноября 2008, ТПП РФ 71. Директива Совета Европейского Союза 96/61/EC от 24 сентября 1996 г. (в последней редакции 2008/1/ЕС от 15.01.2008 г.) «О комплексном предотвращении и контроле загрязнений» 72. ГОСТ Р 54097-2010 Наилучшие доступные технологии. Методология идентификации 73. Федеральный закон «О внесении изменений в Федеральный закон "О науке и государственной научно-технической политике“» N 254-ФЗ от 21 июля 2011 года. 74. Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 (в ред. ФЗ от 14 марта 2009 года N 32-ФЗ и с изменениями на 29 декабря 2014 года) 75. Указ Президента Российской Федерации от 4 июня 2008 года № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики» 76. Р Газпром 12-1-004-2014 «Формирование и ведение реестра наилучших доступных технологий, обеспечивающих экологически безопасное освоение, подготовку, транспортировку, хранение и переработку углеводородного сырья» 77. ГОСТ Р 51383-99 «Горелки газовые автоматические с принудительной подачей воздуха» 78. Безкоровайный В.П.. Автоматизированное проектирование. – М.: Издательский центр «Академия», 1990. – 286 с. 79. СНиП 2.04.08-87 Газоснабжение. 80. Р Газпром 2-1.20-742-2013 «Методика определения потенциала энергосбережения технологических объектов». 81. ГОСТ Р 54097-2010. Ресурсосбережение. Наилучшие доступные технологии. Методология идентификации 82. Программа инновационного развития ОАО «Газпром» до 2020 года: утв. Распоряжением ОАО «Газпром». 223 83. Реестр наилучших доступных технологий, обеспечивающих экологически безопасное освоение, подготовку, транспортировку, хранение и переработку углеводородного сырья ОАО «Газпром», Утвержден Членом Правления ОАО «Газпром», начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа Аксютиным О.Е. от 17.11.201449 84. Распоряжение Правительства Российской Федерации «О комплексе мер, направленных на отказ от использования устаревших и неэффективных технологий, переход на принципы наилучших доступных технологий и внедрение современных технологий» от 19.03.2014 №398-р. 85. СТО Газпром 2-1.20-601-2011 Методика расчета эффекта энергосбережения топливно-энергетических ресурсов, расходуемых на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа 86. Методические рекомендации по оценке эффективности инноваций в строительстве, Москва 2011. 87. СТО Газпром 077-2010 Методика оценки эффективности природоохранных мероприятий. 224 ПРИЛОЖЕНИЕ А. Примеры расчета эффективности финансовых затрат при реализации инновационных технологий по утилизации выбросов, содержащих метан А.1 Оценка эффективности технологии группового финансовых затрат при реализации проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации В настоящее время для ведущих газодобывающих компаний остается крайне актуальной проблема выпусков газа в атмосферу при проведении газодинамических и геофизических исследований газовых и газоконденсатных скважин. Основным недостатком традиционного способа газодинамических исследований (ГДИ) проведения является, безусловно, выпуск газа в атмосферу, связанный с необходимостью достижения условий критического истечения, при которых давление после шайбы должно быть в два и более раз ниже, чем перед шайбой. Для кустовой скважины, работающей в шлейф, данное условие не обеспечивается. Проектными документами предписывается проведение ГДИ на всем эксплуатационном фонде не реже одного раза в год, а основной метод проведения исследований базируется на использовании диафрагменных измерителей критического истечения газа. При этом объем выпуска газа в атмосферу только по сеноманской залежи Заполярного месторождения ориентировочно может составить не менее 33 млн. м3 в год, что в ценах 2014 года составляет порядка 43,8 млн. руб. с учетом цены на газ, равной 1326 руб.51 коп. за 1000 м3 газа по Газпром добыча Ямбург [Прейскурант №04-03-282015 «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций ОАО «Газпром», Москва, 2015]. Одним из возможных вариантов снижения технологических потерь является использование метода, в основе которого лежит предположение о том, 225 что продуктивные характеристики скважин являются функцией времени и зависят не только от фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта, но и от продолжительности работы скважины. Технология газодинамических исследований заключается в проведении замеров на двухтрех режимах работы скважины продолжительностью 15-20 мин. При этом не требуется стабилизации параметров работы скважины на режимах и между режимами. Время проведения исследований сокращается в 3-5 раз, а выпуск газа в атмосферу в 5-7 раз. Известна технология проведения стационарных газодинамических исследований скважин полностью исключающая выпуск газа в атмосферу, которая обеспечивает поддержание дебитов постоянными с заданной точностью и выполнение условий, при которых газ с испытываемых скважин может подаваться в шлейф и использоваться для поставок потребителям, а также сохранять постоянную нагрузку на пласт. В основе метода лежит использование данных телеметрических систем, позволяющих фиксировать дебит и давление на устье скважины, что в совокупности с непосредственным замером забойного давления при помощи глубинных приборов дает возможность определения ее продуктивности, не прерывая эксплуатации. Режимы исследований устанавливаются регулировкой расхода газа элементами устьевого оборудования, например, угловым штуцером. Такая технология успешно опробована и используется на Заполярном месторождении. В ходе проведения исследований проводят снятие кривой стабилизации давления и кривой восстановления давления, замер температуры газа на забое и устье скважины на каждом режиме и определение коэффициентов фильтрационного сопротивления. Контролируют суммарный дебит каждой пары скважин и общий дебит куста, удерживая их значения, близкими к постоянным для каждой пары скважин с точностью до 30 %, а для шлейфа с точностью 10 %. 226 Расчет эффективности финансовых затрат для условий Заполярного ГНКМ. Эксплуатационные скважины многопараметрическими датчиками Заполярного ГНКМ оборудованы Teletrans (в 3508-30C дальнейшем телеметрические датчики) производства «Bristol Babcock», которые позволяют регистрировать непосредственно на устье скважины следующие параметры ее работы: давление, температуру, расход с использованием показаний телеметрических датчиков по скважине при проведении газодинамических исследований. Это позволит осуществлять проведение стандартных газодинамических исследований скважин (в целях определения продуктивной характеристики) и геофизических исследований (по определению профиля притока и характера отработки скважины) без выпуска газа в атмосферу. Реализация технологии позволит получить эффект за счёт экономии газа, подлежащего выпуску в атмосферу при использовании стандартной технологии проведения газодинамических и геофизических исследований скважин. Преимущество предлагаемой технологии исследований скважин, по сравнению с использованием ДИКТов, является то, что полученные продуктивные характеристики учитывают реальное взаимовлияние скважин куста работающих в один шлейф. При смене режима эксплуатации одной скважины происходит взаиморегуляция работы всех скважин куста по устьевым параметрам, что определяет условия притока газа к забою и ведет к изменению динамического пластового давления на контуре питания исследуемой скважины. Таким образом, в реальности, при кустовом размещении скважин, каждому режиму (дебиту) исследуемой скважины соответствует собственное значение динамического пластового давления, что нельзя учесть при использовании ДИКТа. Предлагаемый метод проведения стандартных газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин позволяет повысить точность замеров за счет учета совместной работы скважин в шлейф при проведении исследований. Эффективность финансовых затрат достигается за счет: 227 ликвидации потерь газа при проведении исследовательских работ; исключения выпуска газа в атмосферу при проведении исследований (оплата в надзорные органы по охране окружающей среды); исключения проведение газоопасных работ; снижения трудоемкости (монтаж дополнительного оборудования) и количество персонала необходимого для проведения исследовательских работ. Направлением совершенствования технологии является использование телеметрических систем, позволяющих регистрировать забойные параметры. Это обеспечивает прогноз и контроль работы кустов эксплуатационных скважин, в режиме «on-line», на различных уровнях отборов, с остановкой и (или) пуском части скважин эксплуатационного фонда, с целью выбора оптимальных режимов разработки, а также учет сезонных колебаний добычи из-за изменения потребительского спроса на природный газ. В таблице А.1 приведены исходные данные для расчета и результаты расчета эффективности финансовых затрат при реализации технологии. Таблица А.1 – Исходные данные для расчёта и результаты расчета эффективности финансовых затрат № Ед. Без п/ Показатели измерения проекта п 1 2 3 4 Исходные данные 1. Количество шт. исследований 2. Количество природного тыс. м 3 газа без выпуска при проведении газодинамических и геофизических исследований 3. Средняя цена на руб/тыс. м 3 поставленный газ Результаты расчета эффективности финансовых затрат 1. Величина экономии газа тыс. м за год 2. Экономический эффект руб. 228 С проектом Обоснование 5 6 404 35 484 518 35 484 18 380 712,0 Данные приведены в соответствии с отчетами, ООО «Газпром добыча Ямбург» 1 3. 2 Экономический эффект с учетом налога на прибыль 3 4 руб. 5 6 14 704 569,6 А.2 Расчет эффективности финансовых затрат при реализации технологии по перекачке газа из отключенного участка магистрального газопровода с использованием МКС МКС позволяет экономить значительные объемы природного газа и сокращать выбросы метана, который относится к загрязняющим веществам. Поэтому возможность использования МКС при планово предупредительном ремонте представляет большой интерес. На территории России в ноябре 2010 года прошли опытные испытания МКС на 13-ти километровом участке магистрального газопровода (МГ) «Средняя Азия – Центр III». На территории Германии в сентябре 2010 года прошли опытные испытания МКС на 13-ти километровом участке газопровода компрессорной станции (КС) Верне и 114-ти километровом участке газопровода TENP между КС Шварц и КС Хюгельхайм. Экономия природного газа в процессе выполнения работ по перекачке газа с использованием МКС производства OGE/LMF на двух участках в Германии в 2010 году составила около 1,5 млн. м3 газа. В 2011 году МКС позволила сэкономить 10 млн. м3 природного газа (в зависимости от закупочной цены на МКС, но при некоторых подсчетах цена МКС и стоимость сэкономленного газа соизмеримы). В 2012 году специалисты Open Grid Europe разработали проекты, которые сэкономят как минимум 5 млн. м3 природного газа, однако за год планируется значительно больше: на уровне 8-10 млн. м3 природного газа. Для сравнения МКС производства ООО «Газаг» и OGE/LMF E.ON Ruhrgas AG в таблице А.2 представлены расчетные данные по МКС OGE/LMF для условий перекачки газа, соответствующих условиям перекачки газа на участке Усть-Бузулукского ЛПУ МГ. 229 Расчетная ставка стоимости перекачки 1000 м3 газа указывает на экономическую целесообразность/нецелесообразность использования МКС ООО «Газаг» в организациях ОАО «Газпром» по транспортировке газа (зависит от внутренних расчетных (оптовых) цен на газ, используемый на собственные технологические нужды газотранспортных организаций ОАО «Газпром»). Наиболее предпочтительнее и эффективнее использование МКС OGE/LMF за счет компактного размещения компрессорной установки (модуля) на базе седельного тягача Mercedes Benz 1848 ACTROS. Расчетное время перекачки газа для МКС OGE/LMF составило 38 часов, (в 2,5 раза меньше по сравнению фактическим временем перекачки газа МКС ООО «Газаг»), что свидетельствует о большей эффективности МКС OGE/LMF по производительности. Тем не менее, услуги по перекачке газа силами OGE/LMF в России достаточно велики и для участка Усть-Бузулукского ЛПУ МГ составила порядка 90,0 тыс. € – это в 2 раза выше стоимости стравленного (потерянного) газа при производстве ремонтных работ без использования МКС (таблица А.2). Таблица А.2 – Результаты сравнения МКС ООО «Газаг» и OGE/LMF для условий перекачки газа на участке Усть-Бузулукского ЛПУ МГ Условия перекачки газа (Усть-Бузулукское ЛПУ МГ) 1 Начальное давление в отключенном участке МГ, МПа Конечное давление в отключенном участке МГ, МПа Среднее давление в принимающем участке МГ, МПа Диаметр отключенного участка МГ, мм Протяженность отключенного участка МГ, м Количество сэкономленного газа, тыс. м3 Количество газа, оставшегося в МГ, тыс. м3/т Стоимость сэкономленного газа, тыс. € 230 2 4,37 1,00 4,5 1200 13000 573,67 166,90 35,6* 1 2 Выручка от снижения платы за выброс 1,5 метана, тыс. € Сравнение показателей перекачки газа Изготовитель МКС ООО «Газаг» OGE/LMF Данные опытные расчетные Количество МКС данной комплектации, 1 1 шт Количество модулей в составе МКС, шт 2 1 Количество автопоездов для доставки 2 1 МКС, шт Время перекачки газа, ч 99,25 38,00 Стоимость услуг по перекачке газа, тыс. € ---** 90,0 Стоимость МКС данной комплектации, 1298,3 2000,0 тыс. € Примечание: стоимость определена по курсу ЦБ на 20.06.11: 1€ = 39,8913 руб.; 1$ = 28,1778 руб. * Согласно внутренней расчетной (оптовой) цене на газ, используемый ООО «Газпром трансгаз Волгоград» на собственные технологические нужды – 2475,00 руб./1000 м3, 2010 г. ** Нет достоверных данных от производителя. А.3 Расчет эффективности финансовых затрат при внедрении установки воздушного запуска ГПА Реализация технологии воздушного запуска позволяет исключить поступление природного газа в атмосферу при запуске и сократить выбросы метана. Объем сокращения выбросов природного газа (метана) равен объему газа, затраченного на проведение запуска ГПА. Использование технологии воздушного запуска ГПА приведет к следующим результатам. В таблице А.3 приведены исходные данные для расчета и результаты расчета эффективности финансовых затрат при реализации технологии. Расчет выполнен при реализации технологии в «Газпром трансгаз Югорск». 231 Таблица А.3 - Исходные данные для расчета эффективности финансовых затрат от технологии внедрения установки воздушного запуска ГПА № п/ Показатель п Исходные данные для расчета 1 Количество установок 2 Капитальные вложения Ед. изм Значение шт. млн. руб. 1 7,0 3 Эксплуатационные затраты млн. руб. 1,4 3 Расход газа на запуск и останов ГПА Объем газа, стравливаемый при пусках ГПА Цена газа на собственные нужды млн. м3/год млн. м3/год руб. /1000 м3 3,292 Примечание Принято Данные фирмы производителя Принято 20% от капитальных затрат Принято Принято 50% от расхода газа на пуски, остановки 5 2623,0 Прейскурант №04-0328-2015 «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций ОАО «Газпром», Москва, 2015. - Результаты расчета эффективности финансовых затрат при внедрении технологии 1 Экономия газа при млн. м3 1,646 использовании установки млн. Выручка от реализации газа 4,32 2 руб./год млн. Чистая прибыль 0,886 3 руб./год Дополнительная прибыль от млн. 0,058 4 экономии за платежи руб./год 5 Срок окупаемости лет 7 4 1,646 Использование установки воздушного запуска ГПА приведет к ежегодной экономии более 1 млн. м3 природного газа, снижению платы за выбросы метана в размере 58 тыс. руб./год и получению прибыли более 800 тыс. руб./год. 232 А.4 Использование газотурбинных ГПА нового поколения К газотурбинным ГПА нового поколения относятся агрегаты типа «Урал», «Нева», «Волга», «Ладога». Использование этих ГПА имеем ряд преимуществ: КПД двигателей этих агрегатов достигает 32–39 %, что соответствует лучшим мировым стандартам; выбросы ЗВ соответствуют допустимым нормам; цена этих газоперекачивающих агрегатов в среднем на 25–30 % ниже, чем на зарубежные аналоги. ГПА «Ладога-32» является высокотехнологичным агрегатом российского производства, который отличает высокий для российских агрегатов промышленного типа КПД (36 %), низкий уровень выбросов и значительный ресурс работы (таблица А.4). ГПА-32 "Ладога" включает в себя элементы для эксплуатации в сложных условиях Российского рынка: раздельные отсеки вспомогательного оборудования и газовой турбины (для решения проблемы очень низких температур вентиляционного воздуха), применение специальных низкотемпературных сталей для изготовления рам, а также применение стандартов ГОСТ и Российской сертификации. Таблица А.4 – Рабочие характеристики (в условиях ISO) ГПА «Ладога-32» Наименование параметра Выходная мощность КПД простого цикла Коэффициент сжатия Тепловая мощность Ед. измер. кВт % Привод генератора кДж/кВт *ч NOx ppm Расход газа на выхлопе кг/с Температура выхлопных °C газов Номинальная частота об/мин вращения 233 31100 электр. 35,0 17:1 10285 Механическ ий привод 32000 36,0 17:1 10000 18 101 510 18 101 510 3000/3600 (в обоих случаях через редуктор) 5714 ОАО «Газпром» планирует использовать ГПА «Ладога-32» при сооружении системы магистральных газопроводов «Бованенково – Ухта» и наращивании мощностей КС «Грязовецкая». ГПА-16 "Авиадвигатель" «Урал» на базе включает ГТУ-16П, авиационного разработанную двигателя ПС-90А, ОАО который устанавливается на лучшие отечественные магистральные самолеты. ГТУ-16П имеет следующие характеристики: высокий КПД, низкий расход масла, высокие ресурсные показатели, надежная система запуска, низкая стоимость обслуживания и ремонта в течение всего жизненного цикла, полная автоматизация технологических процессов, простота управления и обслуживания, полная заводская готовность, обеспечивающая быстрый ввод в эксплуатацию при минимальных затратах, хорошие экологические показатели (таблица А.5). Таблица А.5- Технические характеристики ГПА-16 «Урал» Наименование показателя Ед.измер Номинальная мощность на выходном валу МВт силовой турбины Эффективный КПД % Коммерческая производительность млн.н.м.3/сут Давление на выходе компрессора МПа Степень сжатия Политропный к.п.д. компрессора Частота вращения силовой турбины Эффективный к.п.д. ГТУ (в станционных условиях) Удельный расход топливного газа ГТУ Давление топливного газа (max) Мощность потребления электростартером Тип масла двигателя Тип масла компрессора Температурный диапазон эксплуатации Теплопроизводительность утилизационных теплообменников, Общий ресурс Межремонтный ресурс 234 об/мин кг/кВтч МПа кВт Значение 16 36 38-24 5.49;7.45;9,9;11, 9 1.35-1.7 0.85 5300 38 оС МВт 0.192 3.2 220 МС-8П ТП-22С - 60…..+ 45 3….15 тыс. час тыс. час 100 25 Введение в эксплуатацию при новом строительстве ГПА «Ладога-32» вместо 2-х агрегатов ГПА-16 «Урал» приведет к следующим результатам. В таблице А.6 приведены исходные данные для расчета эффективности финансовых затрат при использовании ГПА «Ладога -32». Таблица А.6 – Исходные данные для расчета эффективности использования ГПА «Ладога-32» Тип ГПА Наименование параметра вариант 1 Количество ГПА на КС вариант 2 ГПА-16 «Урал» Ладога-32 ГПА-16 «Урал» Ладога-32 ГПА-16 «Урал» Ладога-32 ГПА-16 «Урал» Ладога-32 ГПА-16 «Урал» Ладога-32 Мощность выбросов NOx при номинальном режиме Мощность выбросов СО при номинальном режиме Капитальные вложения (стоимость оборудования) ] Капитальные вложения (стоимость установки оборудования) Доля времени работы ГПА в течение года Низшая теплота сгорания топлива Номинальная мощность ГПА ГПА-16 «Урал» Ладога-32 Время работы ГПА в год Статистический коэффициент, учитывающий влияние загрузки, технического состояния ГТУ эксплуатационных факторов на расход топливного газа Цена газа на внутреннем рынке в соответствии с разделом 6 Прейскурант №04-03-28-2015 «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций ОАО «Газпром», Москва, 2015). Цена газа на собственные технологические нужды в соответствии с разделом 3 Прейскурант №04-0328-2015 «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций ОАО «Газпром», Москва, 2015). 235 Ед. измерения шт шт г/с г/с г/с г/с млн. руб./агр млн. руб./агр млн. руб./агр млн. руб./агр Значение ГПА-16 «Урал» Ладога-32 2 1 5,5 8,0 3,7 5,6 300 470 30 47 % ккал/м3 кВт кВт час б/р 80 8050 16000 32000 8760*0,8 0,85 руб. за 1000 м3 4171,0 руб. за 1000 м3 2623,0 Расчетная оценка эффективности финансовых затрат: А.4.1 Эффект за счет экономии топливного газа Экономия природного газа (Qэк) определена по «Методике расчета экономии топливного газа при реконструкции (переоснащении) газотурбинных компрессорных станций», ВНИИГАЗ, М., 1998 г. по формуле: Эг = 860/Qн N (1/1 – 1/2) Тф Ктг∙n 10-3, тыс. м3 где Qн – низшая теплота сгорания топлива, Qн = 8050 ккал/м3; N – номинальная мощность замещающего ГПА, кВт; 1,2 - к.п.д. замещающего и замещаемых ГПА; Тф - время работы т/агрегатов в отчетном периоде, ч; Ктг – статистический коэффициент, учитывающий влияние загрузки, технического состояния ГТУ и эксплуатационных факторов на расход топливного газа (Ктг = 0,85); n - количество замещающих агрегатов. Результаты расчета экономии природного газа приведены в таблице А.7. Таблица А.7 - Расчет экономии природного газа Тип ГПА n N, кВт Тф, ч Ктг Q, тыс. м³ ГПА 16 «Урал», ГПА 1 «Ладога 32» 32000 8760 0,85 827,3 Стоимость сэкономленного количества природного газа (тыс. руб.) вычисляют по формуле: Сг = Рг ∙ Цг ∙ 10-3 где Рг – ресурсосберегающий эффект при реализации ГПА «Ладога 32» вместо 2-х агрегатов ГПА 16 «Урал», тыс. м3; Цг – цена газа, руб. за 1000 м3, (принята по Газпром трансгаз Югорск = 2.623,0 руб за 1000 м3, в соответствии с разделом 3 Прейскурант №04-03-282015 «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций ОАО «Газпром», Москва, 2015). 236 Стоимость сэкономленного количества природного газа, который можно реализовать на внутреннем рынке, составила: С = Эг ∙ Цг = 827,3 х 4 171,0 ∙ 10-3 = 3450,7 тыс. руб. Стоимость сэкономленного количества природного газа, использованного на СТН, составила: С = Эг ∙ Цг = 827,3 х∙ 2 623,0 ∙ 10-3 = 2170,1 тыс. руб. А.4.2 Эффект за счет сокращения затрат на покупку и размещение ГПА Снижение капитальных затрат в результате реализации проекта составит 143 млн. руб. (таблица А.8). Таблица А.8 – Расчет снижения капитальных затрат, млн. руб Капитальные затраты Покупка ГПА Установка ГПА Снижение Значение ГПА 16 «Урал» ГПА «Ладога 32» 600 470 60 47 143 Таким образом, введение в эксплуатацию при новом строительстве ГПА «Ладога-32» вместо 2-х агрегатов ГПА-16 «Урал» при сохранении объема транспорта газа и давления на выходе КС приведет к экономии более 148,5 млн. руб. (143+3,4+2,1). А.5 Оснащение электроприводами дистанционно управляемых кранов Технология обеспечит сокращение выбросов метана в атмосферу при перестановках запорной арматуры КС при оснащении дистанционно управляемыми электрогидравлическими приводами. В этом случае запорная арматура работает от энергии давления масла, создаваемого электрическим насосом, т. е. исключаются выбросы импульсного газа. Вся запорная арматура, устанавливаемая на газопроводах, принимается по классу герметичности «А» по ГОСТ 9544-93, предохранительная арматура – по классу «А» ГОСТ 12532- 237 88. Приводная арматура диаметром от Ду 300 до Ду 1400 принята с электрогидроприводами, менее Ду 300 с пневмоприводами. Расход газа при срабатывании пневматических или пневмогидравлических приводов кранов для диаметров 50 - 1420 мм находится в интервале 0,034 – 15500 м3. Величина расхода импульсного газа зависит от конструкции крана различных фирм-изготовителей. В таблице А.9 приведены данные о расходах газа при срабатывании пневматических или пневмогидравлических приводов кранов в зависимости от диаметра шарового крана. Таблица А.9 – Расход газа при срабатывании пневматических или пневмогидравлических приводов кранов различного диаметра Расход газа на одно срабатывание пневмокрана, м3 0,034 0,067 0,160 0,500 1,000 1,120 2,800÷5,500* 5,000 10,500 8,000÷15,500* газа зависит от конструкции крана различных фирм- Диаметр шарового крана Ду, мм 50 80 100 150 300 400 700 1000 1200 1400 * величина расхода изготовителей Объемы предотвращенных выбросов метана в результате оснащения на КС электрическими приводами дистанционно управляемых кранов Ду ≥ 300 мм К рассчитывают по с формуле: где qi Q ПП q i ni i 1 , - объем газа, стравливаемого в атмосферу из пневмопривода при одном срабатывании крана м3; ni – количество срабатываний привода крана за расчетный период времени, не менее 2 раз в год; 238 i =1÷К, К – количество типов пневмоприводов данного диаметра. В таблице А.10 приведены расчетные данные по объемам сокращения выбросов метана в результате использования электропривода запорной арматуры КС для различных диаметров. Объемы конкретном организации. сокращения природного случае учетом с Реализация газа рассчитываются в планово-предупредительного технологии целесообразно каждом ремонта предусмотреть практически повсеместно. Таблица А.10 – Результаты оценки объемов сокращения выбросов при перестановке кранов КС участка МГ на один кран. Ду кранов, мм Ду1400 Ду 1200 Ду 1000 Ду 700 Объем сокращения Годовой объем Годовой объем природного газа, сокращения метана, сокращения метана, расходуемого на расходуемого на расходуемого на перестановку перестановку перестановку 3 3 кранов, м /год кранов, м кранов1, т 16 15,52 0,011 21 61,11 0,044 10 126,10 0,090 5-11 5,4-10,67 0,004-0,007 3 Примечания: Плотность метана – 0,717 кг/м 239
