76
Работа в области охраны окружающей среды и экологии на объектах
АО «Преображенскнефть» организована в соответствии с Федеральным
законодательством. Специалистами компании разработаны и утверждены
мероприятия по недопущению загрязнения территории объектов, инструкции
в области обращения с отходами. На все объекты АО
«Преображенскнефть»получены документы об утверждении нормативов
образования отходов и лимитов на их размещение, разрешения на выбросы
загрязняющих веществ в атмосферный воздух. Проведено обучение
специалистов АО «Преображенскнефть» на право работы с отходами I – IV
классов опасности. Руководствуясь приоритетными направлениями
государственной политики в области обращения с отходами специалистами
АО «Преображенскнефть» получена лицензия на утилизацию отходов III
класса опасности с целью вовлечения их в хозяйственный оборот.
Экологическая политика Общества направлена на снижение
антропогенного воздействия на окружающую среду. Это достигается за
счет следующих экологических мероприятий:
- организация движения автотранспортной техники по отведенным и
согласованным маршрутам (предотвращение нарушения почвенного
покрова);
- проведения работ по диагностированию трубопроводов с целью
своевременного предупреждения утечек нефтепродуктов из
эксплуатируемых трубопроводов;
- проведение экологического мониторинга атмосферного воздуха,
почвы, радиологические обследования на всех объектах АО
«Преображенскнефть»;
- сокращения производственных отходов;
- увеличения процента полезного использования попутного нефтяного
газа.
АО «Преображенскнефть» уделяет первостепенное внимание
превентивным мерам, направленным на минимизацию влияния деятельности
77
предприятия на окружающую природную среду и здоровье сотрудников. С
этой целью Компания активно внедряет новейшие энергосберегающие
технологии, оптимизирует использование природных ресурсов и сокращает
производственные выбросы в окружающую природную среду. Компания
также стремится к тому, чтобы каждый ее сотрудник чувствовал
ответственность за сохранение природы.
3.2 Проект организации производства переработки попутного нефтяного газа
Для большинства нефтедобывающих компаний актуальными
проблемами являются сбор, транспортировка и переработка попутного
нефтяного газа (ПНГ). Данная проблема нашла отражение в ряде
публикаций.
В настоящее время применяют различные способы его утилизации:
закачку в пласт через систему поддержания пластового давления для
повышения нефтеотдачи;
подачу в магистральный газопровод для транспортировки и
переработки на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ);
выработку электроэнергии на газотурбинных электростанциях (ГТЭС)
или на менее мощных газо- поршневых электростанциях (ГПЭС);
сжигание на факельных установках и др.
Однако с 2013 г. на основании Постановления Правительства РФ от 8
ноября 2012 г. № 1148 максимально допустимое значение объемов газа,
утилизируемого с помощью сжигания на факельных установках, не должно
превышать более 5 % от общего объема его добычи. В случаях превышения
максимально допустимых объемов сжигания ПНГ нефтегазодобывающей
компании предусмотрены штрафные санкции
31
.
В результате, по данным Минэнерго РФ, в 2014 г. добыто 73 млрд м3
ПНГ, из них 11 млрд сгорело в факелах. Уровень использования ПНГ по
31
78
данным Росстата составил 85 %, что является наилучшим показа- телем за
всю историю российской нефтедобычи.
В настоящее время наиболее распространенным способом утилизации
попутного нефтяного газа является его использование на газотурбинных
установках для выработки электрической энергии. Такие установки
позволяют вырабатывать электроэнергию для собственных нужд
нефтедобывающих предприятий, а излишки продавать сторонним
потребителям.
Из рисунка 11 видно, что в перспективе ожидается значительный рост
объемов добычи газа. Наибольшая добыча ПНГ ожидается в 2021 г. и
составит 414452 тыс. м3. С 2021 г. в исследованиях прогнозируется спад
добычи ПНГ.
Рисунок 11 Общая схема корректировки бизнес-плана
Технологическая оценка вариантов сбора, транспортировки и
переработки прогнозируемых в перспективе объемов ПНГ осуществлялась на
основании гидравлических расчетов, выполненных с применением
программного комплекса Schlumberger "OLGA".
В результате моделирования систем сбора и транспортировки
попутного нефтяного газа, а также выполненных гидравлических расчетов
были рассмотрены 4 альтернативных варианта транспортировки и
79
переработки 95 % добываемого ПНГ без превышения максимально
допустимых давлений в газо- транспортной системе.
Первый (базовый) вариант не предусматривает значительных
изменений в газотранспортной системе. Добываемый газ планируется
поставлять на ряд соседних предприятий. Избыточный объем газа
предполагается сжигать на факельных установках, что, в свою очередь, будет
сопровождаться оплатой штрафных санкций.
Альтернативные варианты 2, 3 и 4 предусматривают строительство и
ввод в эксплуатацию дополни- тельной компрессорной установки,
газотурбинной электростанции (ГТЭС) с использованием четырех
газотурбинных установок "Урал 4000" для выработки электроэнергии, а
также строительство лупинга основного магистрального газопровода.
В указанных вариантах рассматриваются различные объемы поставки
ПНГ потребителям, в связи с чем для них просчитывались различные
протяженности и типоразмеры лупинга (участка трубопровода,
прокладываемого параллельно основному трубопроводу; подключается для
увеличения пропускной способности последнего). Также для обеспечения
надежности транспортировки ПНГ в вариантах 2, 3 и 4 предусматривается
замена участка существующего газопровода протяженностью 2,3 км в связи с
его износом.
После гидравлических расчетов была проведена оценка экономической
эффективности рассматриваемых вариантов. Результаты оценки приведены в
таблице 5.
Анализируя результаты предварительной экономической оценки,
представленные в таблице 5, можно сделать вывод, что все рассматриваемые
варианты характеризуются отрицательным значением NPV. Варианты 2, 3 и
4 обеспечивают утилизацию попутного нефтяного газа в полном объеме,
позволяют обеспечивать собственной электроэнергией ряд отдаленных
объектов нефтедобычи и транспортировки газа, а излишки вырабатываемой
электроэнергии реализовывать в сеть ОАО "МРСК".
80
В связи с отрицательными значениями чистого дисконтированного
дохода для всех рассматриваемых вариантов было принято решение о
дальнейшем поиске альтернативного варианта утилизации попутного
нефтяного газа.
Альтернативный вариант предусматривает строительство
компрессорной установки, ГТЭС мощностью 16 мВт с четырьмя
газотурбинными установками "Урал 4000", а также строительство и ввод в
эксплуатацию установки переработки ПНГ.
Данная установка является инновационным решением на рынке
подготовки угле- водородных газов и предназначена для переработки
попутного нефтяного газа в сухой газ и стабильный конденсат.
Таблица 10
Предварительная оценка экономической эффективности
рассматриваемых вариантов проекта
№
п
/
п
Выручка, млн. руб.
Инвес
тиции,
млн р.
Операционные затраты, млн р.
NPV
от
продажи
излишко
в
вырабат
ываемой
электроэ
нергии
от
реали
зации
ПНГ
на
содер
жание
объект
ов
утилиз
ации
ПНГ
плат
а за
сжиг
ание
ПНГ
приобр
етение
электро
энер-
гии
комм
ерчес
кие
1
-
31632
-
-
51401
15406
7442
-242
2
1770
28544
4828
5291
2516
1634
7099
-26
3
1770
29033
5716
5485
2516
1634
7080
-30
4
1770
28756
9460
5485
2516
1634
7123
-80
Предлагаемая установка содержит блоки сепарации и сжижения
углеводородных газов, имеет производительность от 1000 до 4000 м3/ч.
Принципиальная блок-схема установки представлена на рисунке 12.
Попутный нефтяной газ поступает на установку при начальном
давлении. Поток разделяется на 2 части, одна из которых проходит через
теплообменник. Далее оба потока смешиваются и проходят через аппарат
81
воздушного охлаждения. При снижении температуры потока до 40 °С поток
переходит в двухфазное состояние.
В результате принятия альтернативного варианта весь избыточный
объем добываемого попутного нефтяного газа будет утилизироваться на
ГТЭС и на установке переработки ПНГ, в результате чего не требуется
строительство лупинга основного магистрального газопровода, так как
давление транспортировки ПНГ не будет превышать максимально
допустимое.
При реализации данного альтернативного варианта инвестиционные
затраты составят 3426,4 млн р., выручка от реализации ПНГ – 27056 млн р.,
от реализации целевых продуктов – 19397 млн р. Чистый дисконтированный
доход составит 14 млн у. е. Таким образом, для утилизации перспективных
объемов попутного нефтяного газа рекомендуется принять к реализации
рассмотренный альтернативный вариант.
Рисунок 12 Технологическая схема установки подготовки
ПНГ
Анализ литературы по рассматриваемой теме показал, что имеются
серьезные изыскания, позволяющие довольно качественно провести оценку
эффективности реализации рассматриваемого инвестиционного проекта.
Оценка коммерческой эффективности экологического проекта
утилизации попутного нефтяного газа осуществляется в соответствии с
Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных
проектов.
Результаты проведенных в соответствии с источниками методиками
расчетов представлены в таблице 6.
82
Таблица 11
Расчет основных экономических показателей проекта
Показатели
Год реализации проекта
1
2
3
5
6
7
10
Единовременные
капитальные
вложения (Kt)
2727
526
173
0
0
0
0
Ожидаемые
штрафы от сжи-
гания ПНГ (Ft)
78
40
2397
0
0
0
0
Выручка от
реализации газа
1652
1512
1578
2006
2052
2017
1461
Выручка от
реализации элек-
троэнергии
5
5
73
72
Годовые
эксплуатационные
затраты (Зt)
1070
1027
1079
750
783
785
632
Налогооблагаемая
прибыль
(Пt)
231
120
-2241
918
931
962
831
Чистая прибыль
(Рt)
185
96
-1793
734
745
770
665
Амортизация (Аt)
273
325
343
343
343
343
70
Поток реальных
денег (Dt)
458
421
-1451
965
1077
1087
735
Чистый доход (ЧД)
-31
-2
-26
16
17
16
10
Коэффициент
дисконтирова-
ния (kt)
1
0,87
0,76
0,57
0,5
0,43
0,25
Чистый
дисконтированный
доход (NPV)
-31
-1
-20
10
8
7
3
Накопленный NPV
-31
-33
-52
-42
-24
-17
-1
Основные показатели оценки коммерческой эффективности
экологического проекта представлены в таблице 7. Результаты расчетов
определены при оптимистичной Е = 0,079 (7,9 %), пессимистичной Е = 0,15
(15 %) и реалистичной Е = 0,12 (12 %) ставках дисконтирования или
стоимости заемных средств.
Таблица 12
Показатели проекта при различных значениях ставки
дисконтирования
83
Показатель
Единица
измерения
Значение
Е=0,079
Е=0,12
Е=0,15
Накопленный
NPV
Млн. руб.
19
7
-1
Срок
окупаемости
(PBP)
Лет
5,0
6,3
8,2
IRR
%
14,63
14,63
14,63
PI
ед
1,41
1,14
0,99
В результате анализа основных показателей оценки коммерческой
эффективности экологического проекта: сбора, транспортировки и
переработки попутного нефтяного газа (таблица 7) можно сказать:
- при оптимистичной ставке дисконтирования Е = 0,079, NPV = 19 млн
р. > 0, PBP = 5 лет, IRR = 14,63 % и PI = 1,41 проект является достаточно
привлекательным для бизнеса и кредиторов, однако получить заемные
средства под 7,9 % очень сложно;
- при пессимистичной ставке дисконтирования Е = 0,15, NPV = – 1 млн
р. < 0, PBP = 8,2 года, IRR = 14,63 % и PI = 0,99 проект не привлекателен для
бизнеса и кредиторов;
- при реалистичной ставке дисконтирования Е = 0,12, NPV = 7 млн р. >
0, PBP = 6,3 года, IRR = 14,63 % и PI = 1,14 проект является достаточно
привлекательным для бизнеса и кредиторов, в то же время получить заемные
средства под 12 % реально при определенных условиях.
Для реализации наиболее важных экологических проектов необходимо
создание государственных (муниципальных) внебюджетных экологических
фондов для субсидирования банкам разницы между коммерческой ставкой
по инвестиционному кредиту и процентной ставкой банка по
инвестиционным кредитам, выдаваемым на реализацию долгосрочных
экологических проектов.
Таким образом, для реализации таких сложных инвестиционных
экологических проектов, как сбор, транспортировка и переработка ПНГ,
необходим системный подход, который комплексно учитывает местные
особенности: геологию, запасы и химический состав добываемого сырья,
84
технологию, наличие инфраструктуры, экологические факторы и
коммерческую эффективность проектов.
85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проведенного исследования считаем возможным
сформулировать следующие выводы.
организация и планирование производственных процессов на
предприятиях нефтегазохимического комплекса остается актуальной
научной и практической проблемой, содержание которой можно
охарактеризовать масштабностью и многогранностью.
Российский нефтегазохимический комплекс имеет стратегическое
значение для экономики страны, так как является одним из ключевых
драйверов промышленного роста за счет мультипликативного эффекта,
оказываемого, в первую очередь, на потребляющие отрасли
32
.
Размер мирового химического рынка на сегодняшний день оценивается
примерно в 4,5 трлн. долларов США, а к 2030 году ожидается практически
двукратный его рост.
Один рубль валового внутреннего продукта в нефтегазохимии создает
дополнительно 1,9 рубля валового внутреннего продукта в экономике (за
счет развития перерабатывающих и потребляющих синтетическую
продукцию отраслей, а также смежных отраслей - инжиниринга,
машиностроения и других), что оказывает существенное влияние на рост
экономики, способствуя движению Российской Федерации в топ-5 мировых
экономик.
Развитие российской нефтегазохимической отрасли направлено на
достижение следующих основных целей:
стимулирование развития несырьевого неэнергетического экспорта;
достижение нового уровня конкурентоспособности производственной
базы нефтегазохимии (при котором отечественные предприятия имели бы
долгосрочные конкурентные преимущества как на внутреннем, так и на
внешних рынках, благодаря созданию новых эффективных мощностей);
32
Энергетическая стратегия России на период до 2030 года Утверждена распоряжением
Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р