Московский экономический журнал 11/2020

image_pdfimage_print

УДК 621.311.2

DOI 10.24411/2413-046Х-2020-10733

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВНЕДРЕНИЯ ГАЗОВЫХ ГЕНЕРАТОРОВ НА ОБЪЕКТАХ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

ECONOMIC CALCULATION OF THE IMPLEMENTATION OF GAS GENERATORS AT OIL TREATMENT FACILITIES 

Силичев Максим Алексеевич, Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Silichev Maksim Alekseevich 

Аннотация. Проблемы утилизации и переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) является актуальными для нефтегазовых компаний. Одной из перспективных технологий утилизации попутного нефтяного газа является получение электроэнергии в результате сжигания ПНГ в двигателях электрогенераторов. В работе представлен подробный технико-экономический расчет работы газопоршневого генератора. 

Summary. The problems of utilization and processing of associated petroleum gas (APG) are urgent for oil and gas companies. One of the promising technologies for the utilization of associated petroleum gas is the generation of electricity as a result of the combustion of APG in the engines of electric generators. The paper presents a detailed technical and economic calculation of the operation of a gas piston generator.

Ключевые слова: попутный нефтяной газ (ПНГ), газопоршевые электростанции, экономический расчет, утилизация ПНГ, экология.

Keywords: associated petroleum gas (APG), gas piston power plants, economic calculation, utilization of APG, ecology.

Проблемы утилизации и переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) является актуальными для нефтегазовых компаний. По разным оценкам, нефтегазовая промышленность России за год сжигает от 25 до 65 млрд м3 попутного нефтяного газа [1]. Сжигание ПНГ приносит ущерб экологии, приводит к увеличению парникового эффекта, ценное сырье для химической промышленности просто выбрасывается на ветер. Проблема усугубляется тем, что в России нет четкого общественного контроля над сжигаемым ПНГ. Благодаря общественному вниманию к проблеме сжигания ПНГ были приняты правительственные решения [2]. 8 ноября 2012 года было принято постановление правительства N 1148, регламентирующее количество сжигаемого газа и плату за сжигаемый ПНГ. Согласно данному постановлению нефтегазовым компаниям разрешается сжигать на факельных установках не более 5% объема добытого ПНГ, а за каждую тонну сгоревшего газа необходимо заплатить примерно 21 руб. А если контролирующие органы не обнаружат необходимых приборов учета выбросов, штрафные санкции будут еще выше. За счет внедрений наилучших передовых технологий процент утилизации ПНГ должен достичь среднемировых значений, то есть 95%.

К основным рациональным технологиям утилизации ПНГ относиться переработка его на нефтехимических заводах с разделением ПНГ на фракции: бутан, пропан, гексан и.д. Но для удаленных месторождений это экономически не выгодно, так как требуется строительство газопровода для ПНГ. Также попутный газ используют для поставки локальным потребителям для отопления, для обратной закачки в нефтяной пласт.    

Одной из перспективных технологий утилизации ПНГ является выработка электроэнергии. Попутный нефтяной газ может быть переработан с высокой эффективностью используя газопоршевой или турбинный генератор. Энергия попутного газа может быть использована для обеспечения электричеством и отоплением объектов производства нефтяных компаний. Данное решение особо актуально на удаленных от централизованных электросетей месторождениях. Технология утилизации ПНГ для выработки электроэнергии имеет следующие положительные   аспекты [3]:

  1. Возможность получения дешевой электрической энергии. В условиях растущих тарифов на электроэнергию выработка собственной электроэнергии для нужд предприятия является перспективным направлением.
  2. Непродолжительный срок окупаемости. Срок окупаемости составляет три – четыре года. А при условии использования тепловой энергии для отопления срок окупаемости сокращается до двух лет.
  3. Снижение вредных выбросов. Газовые генераторы тоже выделяют выхлопные газы, но содержание вредных веществ на порядок ниже, чем при сжигании газа на факелах.
  4. Нет необходимости проведения электроэнергии. Нефть, как известно, добывается на удаленных от электрических сетей районах, куда сложно доставить электричество. Газогенератор может обеспечить электроэнергией нефтепромысел.
  5. Получение бесплатной тепловой энергии. Теплота, которая выделяется при сжигании газа может использоваться для отопления объектов инфраструктуры нефтяного промысла или для подогрева нефти.

Газовые генераторы устроены следующим образом, они состоят из двигателя и электрического генератора. В двигателе происходит преобразование тепловой энергии сжигаемого газа в механическую энергию. Двигатель, в свою очередь вращает электрический генератор. В генераторе происходит преобразование механической энергии в электрическую. По типу применяемого двигателя в настоящее время более распространены турбинные и газопоршневые генераторы. Выбор типа газогенератора завит от многих факторов: состав газа, содержание сероводорода, давление газа, метановый индекс и теплотворная способность ПНГ. В таблице 1 приводится сравнительная характеристика поршневых и турбинных генераторов [4].

Свойства и состав ПНГ влияет на выбор типа электростанции, от выбора системы подготовки газа. При высоком содержании сероводорода более экономически целесообразно применение микротурбинных  электростанций, так как для газопоршневых требуется дорогостоящая система очистки газа от сероводорода.

Выполним экономический расчет внедрения газопоршневой электростанции мощностью 100 кВт. Исходные данные для расчета приведены в таблице 2

Для расчета экономической эффективности будем сравнивать вариант с потреблением электроэнергии из сети и вариант с внедрением гидропоршневой электростанции мощностью 100 кВт. Принимаем, что теплота, выделяемая при работе двигателя рассеивается в окружающую среду и не использоваться для отопления объектов инфраструктуры

При покупке электроэнергии у сетевых компаний затраты на электроэнергию сопоставимой с установкой мощности равны произведению  стоимости электроэнергии от централизованной сети на используемую эл. мощность установок = 6 руб/кВтч ·80 кВт/ч = 480 руб./час, при умножении полученного значения на время работы в году (8000 моточасов) получаем 3,8 млн.руб. (Таблица 3).

Капитальные вложения отражены в таблице 3. Приведена ориентировочная стоимость оборудования и работ.

Годовая экономия на электроэнергии заключается в разнице затрат при покупке из сети и затрат на производство электроэнергии, и составляет 1,5 млн. руб. / год. Окупаемость проекта равна отношению суммарных капвложений к годовой экономии, и равняется 2,5 лет. При этом расчеты приведены при стоимости ПНГ 5500 руб./тыс. м³, а для многих производств где излишки ПНГ и требуется его утилизация, он бесплатный. Также мы не учли что можно использовать тепловую энергию. Произведем расчет при следующих дополнительных данных: стоимость ПНГ 0 руб./тыс. м, тепловая мощность ГПУ 0,08 Гкал/ч (90 кВт) – теплота направляется для отопления жилых помещений. При этих значениях годовая экономия составляет 2,5 млн. руб /год и срок окупаемости проекта сокращается до 1,33 года.

В расчетах не учтена стоимость подготовки газа, для каждого месторождения она индивидуальна и зависит от свойств газа и расхода.

Таким образом, произведено технико-экономическое обоснование применения газопоршевой электростанции мощностью 100 кВт. Произведен расчет капитальных и операционных затрат, срок окупаемости проекта максимальном использовании тепловой энергии и бесплатном ПНГ составляет 1,33 года.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Сахабутдинов Р.З., Шаталов А.Н., Гревцов В.М., Ибрагимов Н.Г. Выбор направлений и методов утилизации нефтяного газа с учетом особенностей нефтепромысловых объектов // Нефт. хоз-во. — 2009. — № 7. — С. 70—73.
  2. . wwf.ru [Электронный ресурс] / Проблема утилизации попутного газа- Элетрон.данн. – Режим доступа: https://wwf.ru/what-we-do/green-economy/the-problem-of-associated-gas/ (дата доступа: 04.11.2020)
  3. npo-ges.ru [Электронный ресурс] / Газопоршевые и дизельные электростанции НПО ГэС- Элетрон.данн. – Режим доступа: https://npo-ges.ru/ (дата доступа: 04.06.2020)
  4. Малофеев В.В., Шаталов А.Н., Гревцов В.М., Сахабутдинов Р.З. Опыт использования электростанций для утилизации попутного нефтяного газа на нефтепромысловых объектах Татарстана // Нефтепромысловое дело — 2012. — № 8. — С. 42—47.

LIST OF THE REFERENCES

  1. Sakhabutdinov R.Z., Shatalov A.N., Grevtsov V.M., Ibragimov N.G. Choice of directions and methods of oil gas utilization taking into account the peculiarities of oilfield facilities // Neft. household. – 2009. – No. 7. – P. 70-73.
  2. wwf.ru [Electronic resource] / The problem of utilization of associated gas – Eletron.dann. – Access mode: https://wwf.ru/what-we-do/green-economy/the-problem-of-associated-gas/ (access date: 11/04/2020)
  3. npo-ges.ru [Electronic resource] / Gas piston and diesel power plants NPO GeS-Eletron.dann. – Access mode: https://npo-ges.ru/ (access date: 04.06.2020)
  4. Malofeev V.V., Shatalov A.N., Grevtsov V.M., Sakhabutdinov R.Z. Experience of using power plants for utilization of associated petroleum gas at oilfield facilities in Tatarstan // Oilfield business – 2012. – No. 8. – P. 42—47.