Отправить запрос

Отзывы

«На сегодняшний день решение по утилизации попутного нефтяного газа на территории УПСВ „Шемети“ на основе микротурбин признано эффективным и тиражируется на других месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» с учетом опыта пилотного проекта. За время совместной работы БПЦ зарекомендовал себя надежным подрядчиком, осуществляющим работы качественно и с соблюдением установленных сроков. ОАО «УралОйл» благодарит руководство и специалистов ООО «БПЦ Инжиниринг» за эффективное взаимодействие, внимание к потребностям заказчика и планирует продолжить сотрудничество.»

Заместитель генерального директора по производству —
Главный инженер С.Н. Лысенков

ОАО «УралОйл» (Дочернее предприятие ОАО «РИТЭК»)

Утилизация ПНГ

Ключевые задачи предприятий нефтегазового комплекса на ближайшие годы определены необходимостью утилизации и переработки попутного нефтяного газа. На протяжении многих лет нефтегазовый комплекс оставался основным загрязнителем воздуха и окружающей среды за счет повсеместного сжигания больших объемов попутного нефтяного газа. На его долю приходилось до 30% вредных выбросов всего промышленного комплекса страны. В то же время специфика добычи ПНГ заключается в том, что он является побочным продуктом добычи нефти. Отсутствие инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки долгое время были основной причиной нерационального использования ПНГ.

Проблемы отрасли

  • Высокая энергоемкость добычи нефти и газа
  • Низкий уровень рационального использования попутного газа
  • Высокий уровень загрязнения окружающей среды
  • Ежегодно увеличивающиеся штрафы за нерациональное использование более 5% ПНГ
  • Необходимость долгосрочных инвестиций в программы утилизации ПНГ
  • Потребность в энергоэффективных решениях утилизации попутного газа

Программы утилизации ПНГ

При сложившихся ценах на ПНГ создавать инфраструктуру для транспортировки его на ГПЗ с целью дальнейшей переработки часто становится невыгодно. Между тем, сжигание газа в факелах приводит к существенным экономическим потерям. По расчетам института энергетической стратегии, сжигание 1 млрд.              м³ попутного газа эквивалентно потере товарной массы на сумму более 300 млн. долларов. После ратификации Россией Киотского протокола, с учетом его требований по ограничению выбросов парниковых газов, сжигание ПНГ в факелах приводит к дополнительным убыткам в объеме от 3 до 5 млрд. долларов. В связи с этим проблема утилизации попутного газа приобрела актуальность для многих предприятий нефтегазового комплекса.

Практически во всех компаниях нефтегазовой отрасли уже 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 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% в год от стоимости оборудования, сроком на 3 года.

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

Энергетическое оборудование и инновации

Несмотря на востребованность автономных источников энергии, интенсивное развитие автономной генерации долгое время сдерживалось слабой отечественной материально-технической базой. Традиционное генерирующее оборудование — промышленные газотурбинные электростанции, 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 газовые турбины. 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.

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

Решение по утилизации ПНГ

Одним из эффективных путей использования попутного газа и минимизации вредных выбросов в атмосферу является выработка электроэнергии и тепла для обеспечения собственных нужд нефтегазовых месторождений. Сегодня подобные проекты реализует большинство крупных представителей нефтегазового комплекса, среди которых: ЛУКОЙЛ, ГАЗПРОМ, ТАТНЕФТЬ, ИТЕРА, ТATEX и другие. Наибольшую актуальность эти проекты приобрели в свете обязательств нефтяников перед государством обеспечить утилизацию ПНГ в объеме не менее 95% к 2012 году.

Применение микротурбин Capstone открывает широкие возможности для эффективной утилизации попутного газа. Производство электричества из практически бросового сырья позволяет снизить себестоимость собственной электроэнергии месторождений в 2-3 раза по сравнению с сетевыми тарифами, что ведет к значительному снижению энергоемкости нефтедобычи в целом и позволяет избежать экологических штрафов. Автономные электростанции на основе микротурбинных установок отвечают самым жестким требованиям по энергобезопасности и экологичности.

Сравнение экологических показателей различных видов энергетического оборудования:

Сравнение экологических показателей различных видов энергетического оборудования

Допустимое содержание сероводорода в топливе для микротурбин Capstone – до 7%

Главным достоинством микротурбин Capstone при реализации проектов утилизации ПНГ является способность работать на неподготовленном попутном газе с переменным компонентным составом, различной теплотворной способностью и содержанием сероводорода до 4-7%. Особенности конструкции двигателей и применение специальных антикоррозийных материалов обеспечивают 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. В результате срок окупаемости газовых электростанций на базе микротурбинных установок составляет в среднем 2-4 года.

Преимущества автономных электростанций на попутном нефтяном газе

  • Низкая себестоимость электрической и тепловой энергии
  • Повышение экологичности производства
  • Быстрая окупаемость
  • Оптимизация энергозатрат
  • Снижение издержек нефтедобычи
  • Повышение энергоэффективности в нефтегазовой отрасли

Опыт применения газовых электростанций БПЦ в российских проектах утилизации ПНГ

Теплоэлектростанция на базе 4-х ГТУ OPRA, Родниковское нефтяное месторождение

Микротурбинная электростанция 600 кВт УПСВ «Шигаево», НК «Альянс», Республика Татарстан

Более 12 лет БПЦ Инжиниринг реализует проекты по утилизации попутного газа. Энергоцентры на базе микротурбин уже функционируют на месторождениях крупнейших нефтяных компаний, таких как ОАО  «ЛУКОЙЛ», ОАО «Татнефть», ЗАО  «ТАTEX», НГК «ИТЕРА», НК «Альянс» и других. Сегодня примерами решения проблемы утилизации попутного газа с помощью применения инновационных технологий и оборудования могут служить целый ряд построенных газовых электростанций, среди которых энергоцентр на Родниковском месторождении ТНК-ВР, на Вахитовском месторождении ОАО «Оренбургнефть», на котором установлены 6 газовых турбин общей мощностью 12 МВт. В 2010 году завершено строительство газотурбинной электростанции 16 МВт на Западно-Малобалыкском месторождении (ОАО НК «РуссНефть»), в основе которой 8 современных газовых турбин. Микротурбины Capstone хорошо зарекомендовали себя на Онбийском и Погромненском нефтяных месторождениях, эксплуатирующихся уже более 7 лет. На территории установки предварительного сброса воды  (УПСВ)  «Шемети» ООО  «УралОйл» в октябре 2009 года введена в эксплуатацию первая в Прикамье микротурбинная электростанция мощностью 195 кВт, способная 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. Автономная электростанция на основе микротурбин Восточно-Сотчемью-Талыйюского нефтяного месторождения ЗАО «Печоранефтегаз» использует в качестве топлива попутный нефтяной газ с содержанием сероводорода 1,15% напрямую с сепаратора. Исключительные эксплуатационные характеристики микротурбин оценили многие нефтегазодобывающие компании, и сегодня они внедряются на целом ряде нефтепромыслов: Никольском нефтяном месторождении ОАО  «Богородскнефть», Полазненском, Мало-Усинском, Кустовском и других нефтяных месторождениях ООО  «ЛУКОЙЛ-Пермь» в Пермской области, Гарюшкинском нефтяном месторождении ЗАО  «ПермьТОТИнефть» и других. На сегодняшний день для реализации проектов утилизации ПНГ на территории России компанией БПЦ Инжиниринг поставлены более 100 газовых турбин нового поколения совокупной электрической мощностью порядка 63 МВт, способных в общей сложности утилизировать более 190 млн. куб. м попутного нефтяного газа ежегодно.