Отправить запрос

Отзывы

«ООО „БПЦ Инжиниринг“ в качестве генерального подрядчика ЗАО «ПермТОТИнефть» реализовал «под ключ» проект строительства микротурбинного энергоцентра 1,8 МВт для утилизации попутного нефтяного газа на УПСВ «Гарюшки» Гарюшкинского нефтяного месторождения в Пермском крае…

На сегодняшний день наработка энергоцентра превысила 8000 часов. Ежедневно он утилизирует порядка 9000 куб. м ПНГ. Запуск нового энергетического объекта позволил сократить энергопотребление от сети на 14 млн. кВт-ч в год и снизить энергозатраты компании за счет низкой себестоимости собственной электроэнергии (более чем в 2 раз ниже сетевого тарифа).

«ТОТИСА ХОЛДИНГ С.А,» выражает благодарность ООО «БПЦ Инжиниринг» и его персоналу за качественную реализацию технически сложного проекта для ЗАО «ПермТОТИнефть» в рамках строго ограниченного бюджета…»

Генеральный управляющий Хорхе Баррос
TOTISA HOLDING S.A.

Нефтегазовые месторождения

Современная нефтегазовая отрасль характеризуется растущими темпами добычи природных ресурсов. Рост нефтедобычи происходит в основном за счет ввода в эксплуатацию нефтедобывающих мощностей на новых месторождениях Европейской части страны, Восточной Сибири и Дальнего Востока, как правило, в труднодоступных районах со сложными ландшафтными и климатическими условиями, где не развита или вовсе отсутствует сетевая инфраструктура. Проведение линий электропередач в такие районы потребует немало времени и чаще всего экономически нецелесообразно, так как влечет за собой большие капитальные затраты. Уже эксплуатируемые перспективные месторождения характеризуются интенсификацией добычи, причем вследствие увеличения выработанности таких объектов, существенно возрастает энергоемкость производства. Растущие тарифы на электроэнергию также увеличивают долю энергозатрат в бюджете нефтяных компаний. В связи с этим, практически во всех компаниях нефтегазовой отрасли на протяжении ряда лет реализуются программы по энергосбережению и повышению энергоэффективности. Предприятия постоянно расширяют арсенал энергоэффективных технологий. В добыче значительные возможности энергосбережения связаны с утилизацией попутного нефтяного газа (ПНГ) для выработки собственной электроэнергии, а также с утилизацией отводимого тепла (когенерацией). Рост тарифов на электроэнергию после перехода к рынку непредсказуем и уже сегодня составляет 15-30% ежегодно. Поэтому развитие собственных источников электроэнергии и строительство газотурбинных электростанций становится все более актуальным для нефтегазового бизнеса.

Законодательная база

Постановление Правительства РФ от 8 января 2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установка» обязало нефтяников обеспечить целевой показатель сжигания ПНГ на 2012 год и последующие годы в размере не более 5%. За сверхлимитное сжигание попутного газа к нефтегазовым компаниям применяются штрафные санкции.

И, напротив, для предприятий, применяющих энергоэффективные технологии для обеспечения целевых показателей утилизации попутного газа, в соответствии с Постановлением Правительства РФ №308 от 16 апреля 2012 года (Об утверждении перечня объектов, имеющих высокую энергетическую эффективность, для которых не предусмотрено установление классов энергетической эффективности) предусмотрены налоговые льготы. Так, в соответствии со ст. 259.3. п. 4 Налогового Кодекса РФ (N 261-ФЗ от 23.11.2009) при использовании для выработки электроэнергии микротурбинных и газотурбинных установок, работающих на попутном нефтяном газе, предприятие может в 2 раза быстрее списать затраты, понесенные на приобретение оборудования, в счет уменьшения налогооблагаемой прибыли. Кроме того, в соответствии со ст. 381 п.21 Налогового Кодекса РФ (№ 132-ФЗ от 07.06.2011) предприятие освобождается от налога на имущество, составляющего 2,2% от стоимости оборудования, сроком на 3 года.

В связи с этим, применение микротурбин обеспечивает нефтегазовым предприятиям дополнительную экономию расходов при эксплуатации собственной автономной электростанции на месторождении, в отличие от газопоршневых установок, которые не подпадают под действие данного законодательства.

Материально-техническая база

Несмотря на востребованность автономных источников энергии, интенсивное развитие автономной генерации долгое время сдерживалось слабой отечественной материально-технической базой. Традиционное генерирующее оборудование — промышленные газовые турбины, газопоршневые и дизельные генераторы, к сожалению, не всегда отвечают требованиям надежности и энергоэффективности объектов нефтегазовой инфраструктуры. В частности, до сих пор существует проблема подбора генерирующего оборудования для автономных электростанций небольших нефтегазовых объектов в диапазоне мощностей до 10-20 МВт. Ранее для обеспечения потребностей таких объектов использовались большие газотурбинные электростанции. Имея большую, чем необходимо, мощность, они эксплуатировались на низкой нагрузке, что сводило на нет экономику их применения. Другим вариантом было использование авиационных или судовых двигателей, находящихся в заданном диапазоне мощностей, но имеющих низкие показатели эффективности и слабые эксплуатационные характеристики.

Использование газопоршневых установок на объектах нефтегазового комплекса также часто сопряжено с рядом сложностей, связанных с жесткими требованиями техники к составу топлива и дорогостоящим сервисным обслуживанием. Высокий риск детонации не позволяет использовать их на месторождениях с низким качеством топлива или содержанием сероводорода свыше 0,1% без строительства системы предварительной газоподготовки, что значительно увеличивает капитальные затраты на внедрение и эксплуатацию газопоршневых электростанций. Зачастую из-за высокого риска детонации газопоршневые станции эксплуатируются с нагрузкой не более 40-60% от номинальной мощности. Это приводит к повышению расходов на обслуживание оборудования и его быстрому выходу из строя.

Инновации

Трансфер ведущих мировых достижений в области теплоэнергоснабжения и приход на российский рынок нового поколения генерирующего оборудования — микротурбин Capstone сделали возможным выработку нового подхода к обеспечению качественной и недорогой электроэнергией нефтегазовых объектов. Этот подход выражается в главном принципе — «включи и работай», в основе которого лежит надежное оборудование высокой степени заводской готовности, отличающееся полностью автоматизированной системой управления, отличными техническими характеристиками и потребительскими свойствами. Микротурбины Capstone были разработаны специально для промышленного применения.

Сравнение микротурбин Capstone c промышленными газотурбинными электростанциями и газопоршневыми установками:

Сравнение микротурбин Capstone c промышленными газотурбинными и газопоршневыми установками

Уникальной особенностью микротурбин Capstone является запатентованная конструкция и компоновка основных узлов установки. Микротурбинный двигатель состоит всего из одной движущейся детали – вращающегося вала, на котором соосно расположены электрический генератор, компрессор и непосредственно турбина. В установке не используются редукторы или другие механические приводы. Главной конструктивной особенностью двигателя является применение воздушных подшипников, за счет которых достигается рекордная скорость вращения вала – 96000 оборотов в минуту. Эта инновация дает возможность отказаться от использования масла и охлаждающей жидкости, высокий расход которых составляет значительную часть эксплуатационных затрат у традиционных газопоршневых и газотурбинных электростанций.

Микротурбины Capstone имеют большой ресурс до капитального ремонта 60000 часов и длительные межсервисные интервалы (до 8000 часов), что обеспечивает высокую экономичность газовых электростанций.

Применение газовых электростанций на базе микротурбин Capstone дает возможность организовать надежное и экономичное энергоснабжение нефтегазовых месторождений. Блочно-модульная конструкция микротурбинных установок Capstone повышает надежность станции за счет внутреннего резервирования и дает возможность вводить и выводить отдельные блоки из эксплуатации, не прерывая работу всей электростанции. Например, такая конструкция блоков серии С1000 (1 МВт установленной мощности) позволяет отказаться от приобретения резервной установки большой единичной мощности, как это требовалось бы в случае с газопоршневыми электростанциями, и сэкономить на капитальных затратах. Высокий КПД микротурбин в режиме когенерации и тригенерации, который может достигать 90%, и низкие эксплуатационные затраты позволяют значительно снизить энергоемкость нефтедобычи. В результате себестоимость электроэнергии, выработанной газовой электростанцией на основе микротурбин Capstone, составляет в среднем 1,00-2,00 рубля с учетом расходов на сервисное обслуживание, что приблизительно в 1,5-2,5 раза меньше сетевого тарифа для промышленных предприятий по РФ.

МТУ Capstone в морском взрывозащищенном исполнении

МТУ Capstone в морском взрывозащищенном исполнении

Автономные электростанции на основе микротурбин Capstone успешно применяются для энергообеспечения морских буровых и добывающих платформ. При необходимости микротурбинные установки Capstone для эксплуатации на таких объектах могут поставляться в специальном взрывозащищенном исполнении корпуса.

Опыт эксплуатации газотурбинных электростанций БПЦ в сложных климатических условиях, в том числе при экстремально низких температурах от -60оС на открытой площадке без дополнительных погодных укрытий и при высоких температурах (до +50оС) в условиях высокой запыленности подтвердил устойчивую и бесперебойную работу оборудования.

Важным достоинством микротурбин Capstone является способность работать на неподготовленном попутном нефтяном газе с переменным компонентным составом, различной теплотворной способностью и содержанием сероводорода до 7%. Особенности конструкции двигателей и применение специальных антикоррозийных материалов дают возможность сжигания попутного газа в установках напрямую без предварительной газоочистки. При этом полностью исключен риск повреждения двигателя вследствие низкого качества топлива, что выгодно отличает их от газопоршневых агрегатов, способных работать только на магистральном газе или очищенном ПНГ с содержанием H2S не более 0,1%. Это позволяет сэкономить на строительстве сложной системы газоочистки и ее последующей эксплуатации, сократив затраты на обслуживание всей системы в 3-4 раза по сравнению с газопоршневыми решениями.

Высокая степень заводской готовности всех поставляемых блочно-контейнерных электростанций на базе микротурбин Capstone, их компактность и отсутствие необходимости строительства специального фундамента для установки оборудования и высоких дымовых труб, обеспечивает снижение первоначальных капитальных затрат. В результате, срок окупаемости газовых электростанций на базе микротурбин Capstone составляет в среднем 2-4 года.

Опыт применения газотурбинных электростанций БПЦ на нефтяных и газовых месторождениях

Микротурбинная установка Capstone С600 в климатическом исполнении, Сыповское нефтяное месторождение, ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»

Микротурбинная установка Capstone С600
в климатическом исполнении, Сыповское нефтяное месторождение,
ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»

БПЦ Инжиниринг более 12 лет  реализует проекты автономного энергообеспечения для предприятий нефтегазового комплекса. Следуя запросам рынка, с 2010 года компания приступила к производству комплектных электростанций на базе микротурбин Capstone с учетом индивидуальных особенностей заказчиков, состава топлива, климатических условий и региональной нормативной специфики. Которые выпускаются под собственной торговой маркой ENEX.

На сегодняшний день газотурбинные электростанции БПЦ эксплуатируются на месторождениях как крупнейших нефтяных корпорации, таких как ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Газпром», НГК «ИТЕРА», НК «Альянс», ОАО «Татнефть», ОАО НК «Башнефть», так и средних и небольших добывающих компаний — ЗАО «Печоранефтегаз», ОАО «Богородскнефть», ООО «Сладковско-Заречное», ООО «Недра-К», ООО «РНГК-Саратов» и других. Электростанции БПЦ Инжиниринг на основе современных газовых турбин отлично зарекомендовали себя в проектах утилизации попутного газа и надежного энергообеспечения нефтяных и газовых месторождений, среди которых: Южно-Русское нефтегазовое месторождение, Пырейное газоконденсатное месторождение, Вахитовское нефтяное месторождение, Пеляткинское газоконденсатное месторождение, Родниковское нефтяное месторождение, Тэдинское нефтяное месторождение, Ханчейское газоконденсатное месторождение. На Западно-Малобалыкском месторождении (ОАО НК «РуссНефть») для обеспечения собственных нужд построена промысловая газовая электростанция на 16 МВт, в основе которой 8 газовых турбин по 2МВт, способных утилизировать порядка 43 млн.      м³ попутного нефтяного газа в год. 

В октябре 2009 года на территории установки предварительного сброса воды (УПСВ) «Шемети» ООО «УралОйл» было завершено строительство первой в Прикамье микротурбинной электростанции мощностью 195 кВт, способной без специальной системы очистки перерабатывать весь попутный газ Шеметинского месторождения, а это около 600 тыс. кубических метров в год. На сгенерированной таким образом энергии работают насосы системы поддержания пластового давления, ежегодно экономя предприятию, с учетом платежей за сверхлимитные выбросы, более 2 млн. рублей. Проект, подтвердивший свою эффективность, теперь тиражируется и на других объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»: микротурбинные электростанции мощностью от 30 кВт до 1 МВт, обеспечивающие утилизацию попутного газа, строятся на Полазненском, Крутовском, Кирилловском, Кустовском, Тулвинском, Баклановском, Степановском, Сыповском, Мало-Усинском и ряде других нефтяных месторождениях.

Благодаря надежности и экономичности газовых турбин, применяемых БПЦ при строительстве мини-электростанций, развитой системе сервисного обслуживания в России, количество проектов энергообеспечения на базе микротурбин в нефтегазовом секторе ежегодно растет. Все большее число потребителей, сравнив совокупность характеристик различных технологических решений, останавливают свой выбор именно на оборудовании Capstone. Это свидетельствует об увеличении востребованности источников автономной генерации с принципиально новыми возможностями, позволяющими потребителю повысить надежность и отказоустойчивость своих объектов, а также экономить не только в краткосрочной перспективе на капитальных затратах, но и в процессе всего срока эксплуатации оборудования. В 2009 году в Россию были начаты поставки микротурбинных систем Capstone серии С1000 (единичной мощностью 600 кВт — 1 МВт), что расширяет границы применения микротурбинных установок в нефтегазовом секторе и открывает новые возможности по утилизации попутного газа.

Примеры проектов энергообеспечения нефтяных и газовых месторождений: