Pages Navigation Menu

ISSN 2227-6017 (ONLINE), ISSN 2303-9868 (PRINT), DOI: 10.18454/IRJ.2227-6017
ПИ № ФС 77 - 51217, 16+

Пред-печатная версия

DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2020.96.6.125 - Доступен после 17.06.2020

() Искать в Google Scholar
Цитировать

Цитировать

Электронная ссылка | Печатная ссылка

Скопируйте отформатированную библиографическую ссылку через буфер обмена или перейдите по одной из ссылок для импорта в Менеджер библиографий.
Гасумов Э. Р. О СТРУКТУРЕ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТАХ НА СОЗДАНИЕ ПХГ С КОМБИНИРОВАННЫМИ БУФЕРНЫМ ГАЗОМ / Э. Р. Гасумов // Международный научно-исследовательский журнал. — 2020. — №. — С. . — URL: https://research-journal.org/economical/o-strukture-kapitalnyx-vlozhenij-i-ekspluatacionnyx-zatratax-na-sozdanie-pxg-s-kombinirovannymi-bufernym-gazom/ (дата обращения: 06.07.2020. ). doi: 10.23670/IRJ.2020.96.6.125

Импортировать


О СТРУКТУРЕ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТАХ НА СОЗДАНИЕ ПХГ С КОМБИНИРОВАННЫМИ БУФЕРНЫМ ГАЗОМ

О СТРУКТУРЕ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТАХ
НА СОЗДАНИЕ ПХГ С КОМБИНИРОВАННЫМИ БУФЕРНЫМ ГАЗОМ

Научная статья

Гасумов Э.Р.*

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Азербайджан

* Корреспондирующий автор (example[at]mail.ru)

Аннотация

В статье рассмотрены структура предполагаемых капитальных вложений и варианты расчет общего объема капитальных вложений на создание подземного хранилище газа с комбинированным буферным газом, определены перечень ожидаемых эксплуатационных затрат. В статье даны капитальные вложения по двум вариантам обустройства подземного хранилища газа с комбинированным буферным газом. Рассмотрены два метода принципиальной технологической схемы наземного обустройства подземного хранилища газа, обеспечивающих сбор дымовых газов, улавливание и закачку в пласт. Изложена перечень оборудования и энергетические затраты на обслуживание оборудования необходимого для сбора, улавливание и закачку в пласт дымового газа. Даны оценочный расчет по опытному участку по варианту с получением углекислого газа методом предварительного охлаждения и последующего его компримирования и улавливания абсорбционным методом.

Ключевые слова: капитальные вложения, эксплуатационные затраты, подземное хранилище газ, буферный газ, углекислый газ, дымовой газ, закачка, пласт-коллектор, промысловые объекты, природный метановый газ, технико-экономическая оценка.

ON STRUCTURE OF CAPITAL INVESTMENTS AND OPERATIONAL COSTS FOR CREATING UGSF WITH COMBINED BUFFER GAS

Research Article

Gasumov E.R.*

Azerbaijan State Oil and Industry University, Baku, Azerbaijan

* Corresponding author (example[at]mail.ru)

Abstract

The paper discusses the structure of estimated capital investments and options for calculating the total volume of capital investments for the creation of underground gas storage with combined buffer gas and defines the list of expected operating costs. The author provides the estimation of capital investments for two options for arranging an underground gas storage with combined buffer gas. Two methods of the basic technological scheme of ground-based arrangement of an underground gas storage facility are considered in this work. They ensure the collection of flue gases, capture and injection into the reservoir. The list of equipment and energy costs for the maintenance of equipment necessary for the collection, capture and injection of flue gas into the reservoir are presented as well. The author provides the estimated calculation for the experimental plot according to the option with the production of carbon dioxide by pre-cooling and its subsequent compression and capture by the absorption method.

Keywords: capital investments, operating costs, underground gas storage, buffer gas, carbon dioxide, flue gas, injection, reservoir, field facilities, natural methane gas, feasibility study.

Введение.

Одна из приоритетных задач при создании и эксплуатации подземного хранилищ газа (ПХГ) на современном этапе, является сокращение объемов буферного газа (БГ). Одним из возможных направлений решения данной задачи может быть, замена части буферного природного метанового газа на неуглеводородный более дешевый газ, например, углекислый газ (УГ). Использование в качестве буферного газа СО2 весьма перспективно, поскольку, находясь в состоянии близком к критическому, он претерпевает большие изменения своей плотности.

При сооружении и эксплуатации ПХГ на долю БГ, входящего в структуру общих капитальных вложений, в зависимости от цены на газ может приходиться до тридцати, а в отдельных случаях и более процентов.

В связи с этим сокращение инвестиционных и эксплуатационных затрат на создание и поддержание буферного объема газа в пласте является актуальной проблемой в общей задаче повышения эффективности сооружения и циклической эксплуатации ПХГ.

Важным является для реализации данного проекта необходимость оценки капитальные вложения и эксплуатационные затраты: при опытной закачке УГ в подземный резервуар; частичной замене буферного метанового газа на углекислый газ в продуктивном горизонте.

Возможны две принципиальные технологические схемы наземного обустройства ПХГ, обеспечивающих сбор, улавливание и закачку УГ (дымового газа) в пласт: путем компримирования и путем эжектирования.

Для каждого варианта необходимо выполнить оценка необходимого технологического оборудования. Замене метанового газа на диоксид углерода рассматриваемого ПХГ подлежит 10 % буферного газа.

Замена БГ позволит решить не только проблемы ресурсосбережения, но и глобальные проблемы экологии, связанные с парниковым эффектом и потеплением на планете, с получением экономической выгоды, поскольку, по Киотскому протоколу для стран-участниц вводятся квоты и выплаты за сокращение выбросов парниковых газов. Для ПХГ экономическая выгода от сокращения выбросов СО2 в атмосферу может быть существенной. 

Основные результаты

Основной задачей является определение структуры инвестиционных затрат при выборе того или иного варианта на основании технико-экономических расчетов показателей создания и эксплуатации ПХГ с частичной заменой БГ природного метанового газа на УГ.

Однако, учитывая отсутствие достаточных промысловых данных и в связи с этим погрешность по результатам прогнозных технологических расчетов по конвективно-диффузионному смешиванию газов в пласте, а так же ограниченность информации по приемистости нагнетательных скважин по УГ целесообразно о проведении работ на пробном участке. В качестве опытного участка для пробного закачивания УГ рассмотрим техногенная залежь природного метанового газа в ПХГ.

Рассмотрим два метода принципиальной технологической схемы наземного обустройства ПХГ, обеспечивающих сбор дымовых газов (ДГ), улавливание и закачку в пласт:

  1. Сбор ДГ путем предварительного охлаждения и последующего компримирования и улавливание углекислого газа абсорбционным методом;
  2. Одновременный сбор и охлаждение ДГ путем эжектирования сжатым воздухом и улавливание углекислого газа мембранным методом.

Методика оценки капитальных вложений на стадии прединвестиционных исследованиях базируется на следующих основных принципах [1]:

– определение инвестиционной привлекательности проекта для инвестора;

– преемственность оценки экономической эффективности проектов на всех стадиях проработки;

– расчеты, производимые на последующих стадиях, должны детализировать технико-экономические показатели, определенные на предыдущих стадиях или актуализировать их с учетом изменения технических решений и других показателей проекта;

– учет фактора времени;

– отнесение на проект только тех доходов и расходов, которые вызваны реализацией данного проекта.

Капитальные вложения в рамках данной статье рассматриваются как предполагаемые инвестиции в основной капитал, том числе затраты на новое строительство, реконструкцию, дооборудование и техническое перевооружение основных фондов ПХГ. Затраты на капитальные вложения были рассчитаны укрупнено на основании данных опубликованных в открытой печати и на сайтах.

Капитальные вложения предусматривает: на бурение новой скважины и на прокладку внутрипромыслового коллектора.

Все нагнетательные скважины и дожимные компрессорные станции (ДКС) соединяется общим коллектором. В связи с коррозионной активностью углекислого газа все рассматриваемое оборудование должно иметь повышенную коррозионную стойкость. В рассматриваемом варианте подключается только одна ДКС с приемистость скважины 50 тыс. м3/сутки. В свою очередь вариант может имеет несколько подвариантов, основным отличием которых является место расположения нагнетательных скважин на площади и интервалы вскрытия пласта. В зависимости от расхода углекислого газа изменяется комплектация необходимого оборудования, а процесс осуществления сбора дымовых газов путем предварительного охлаждения, последующего компримирования и улавливания УГ абсорбционным методом подробно освещено в литературе [2], [3].

Оборудование необходимое для выработки и закачки УГ в продуктивные отложения в объеме 50 тыс. м3/сутки на одну скважину необходимо: абсорберы, десорберы, сепараторы, АВО (охлаждение ДГ после ГПА и охлаждения СО2 перед закачкой в пласт, ступени МК), вентилятор подачи (ДГ в абсорбер, СО2 на осушку), насосы подачи (регенерированного абсорбента, регенерированного ДЭГ, насыщенного абсорбента, насыщенного ДЭГ, флегмы, холодной воды в холодильники), ребойлер, теплообменник, водяной холодильник (АВО охлаждения СО2 перед закачкой в пласт), конденсатор-холодильник, емкость, печь-регенератор, компрессор для сжатия СО2 перед закачкой в пласт с 4 ступенями сжатия (МК).

Перечень оборудования и энергозатраты на обслуживание оборудования необходимого для сбора дымового газа с одного ГПА с двигателем НК-14СТ, улавливания и закачки СО2 включает в себе: вентиляторы на АВО (охлаждение ДГ после ГПА; подачи ДГ в абсорбер, подачи СО2 на осушку); насосы (подачи регенерированного абсорбента, подачи насыщенного абсорбента; подачи флегмы; подачи охлаждающей воды); компрессоры (для сжатия СО2 перед закачкой в пласт, на промежуточное охлаждение СО2 при компримировании); вентиляторы (АВО охлаждения СО2 перед закачкой в пласт); топливный газ (на получение электроэнергии; на нагрев раствора ДЭА в ребойлере; на получение пара; на регенерацию ДЭГ).

Таким образом, для реализации с производством УГ для рассматриваемого варианта его последующей закачки в техногенную залежь абсорбционным методом структура капитальных вложений при реализации рассматриваемого варианта, при приемистость одной скважины 50 тыс. м3/сут, включает в себе: бурение нагнетательных скважин; бурение эксплуатационных скважин; строительство нагнетательного коллектора; строительство сборного коллектора; технологическое оборудование.

Процесс одновременного сбора, охлаждение ДГ путем эжектирования сжатым воздухом и улавливание УГ мембранным методом подробно описан в литературе [2], [3].

Перечень оборудования и энергозатраты (материалоемкость) на его обслуживание для сбора ДГ мембранным методом с одного ГПА с двигателем НК-14СТ, улавливания и закачки СО2: эжекторная установка – состоящая из двух идентичных эжекторов с общей массой; воздушный компрессор для подачи сжатого газа с мощностью; мембранная установка для управления и осушки УГ с площадью поверхности мембраны; компрессор для сжатия СО2 перед закачкой в пласт; на промежуточное охлаждение СО2 при компримировании; ентилятор АВО охлаждения СО2 перед закачкой в пласт.

Инвестиции в форме капитальных вложений не рассматривается в связи с тем, что эксплуатация участка является опытной и в первую очередь преследует цели решения технологических задач [4], [5].

Следует отметить, что выхлопные газы с ДКС могут быть получены только в период закачки (время работы ГПА), поэтому необходима дополнительная эмиссия СО2 со другого источника (объект владеющий выбросами ДГ). Для этого нужны инвестиции в строительство промыслового коллектора и строительство ДКС, расположенной вблизи источников дополнительной эмиссии УГ.

Вариант рассматривает нагнетание СО2 в существующих скважин. Закачка производится в подкровельную часть коллектора, где темп закачки составляет 1 млн м3/сутки, а расчетный период 5,5 лет. К концу рассматриваемого периода закачивается более 2 млрд м3 СО2. Капитальные вложения предусматриваются только в оборудование по производству и поставке СО2, расположенное в районе ДКС, строительство новой ДКС и промыслового коллектора, соединяющего данную ДКС с действующим ДКС.

При темпе закачки СО2 1 млн м3/сутки необходима работа ДКС и дополнительная эмиссия углекислого газа. Оценка капитальных вложений для осуществления данного варианта была выполнена, укрупнена.

Процесс предполагается осуществлять следующим образом. Сжатый воздух из воздушного компрессора с давлением 0,09 МПа (10 атм) и температурой 60 °С поступает на эжекторный блок в качестве активного потока. Дымовой газ с температурой 497 °С при атмосферном давлении подается на эжекторный блок в качестве пассивного потока. Охлажденная в эжекторном блоке воздушная смесь с давлением 0,39 МПа (4 атм) подается на установку мембранного газоразделения, где происходит осушка и улавливание углекислого газа. Отработавший пермеат (очищенный от углекислого газа воздух) выбрасывается в атмосферу. Готовый к применению углекислый газ компримируется и подается на ГРП.

Можно предположить, что при увеличении объема закачиваемого СО2 в два раза затраты на переоборудование ДКС увеличатся как минимум на 50 %. Так же потребуются инвестиции в оборудование и прокладку промысловых коллекторов для дополнительной эмиссии необходимого объема СО2.

Текущие издержки, связанные с процессом закачки/отбора и хранения газа, рассчитаны в соответствии с Методикой оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений [4], [6] и включает в себя следующие элементы затрат: материалы на производственные нужды (сырье и основные материалы, вспомогательные материалы); газ на собственные нужды; энергия на технологические нужды (электроэнергия, теплоэнергия, прочая энергия); затраты на оплату труда персонала основного производства; страховые взносы во внебюджетные фонды; амортизация внеоборотных активов производственного назначения; налоги и иные обязательные платежи, связанные с производством; затраты по договорам страхования (за исключением пенсионного и добровольного медицинского страхования); капитальный ремонт основных средств производственного назначения; прочие услуги производственного назначения (услуги транспорта, диагностика, пусконаладочные работы, услуги связи, обеспечение пожарной безопасности, охрана труда и техника безопасности, подготовка кадров, услуги по программному обеспечению, расходы на командировки, коммунальные услуги и т.д.).

Материальные расходы на производство СО2 приведены в расчете на 1000 м3. Затраты на закачку и отбор газа были приняты как удельный показатель в расчете на 1000 м3 газа.

Расходы на оплату труда производственного персонала включают все начисления работникам в денежной или натуральной формах, стимулирующие выплаты и надбавки, связанные с режимом работы или условиями труда, премии и единовременные поощрения, расходы, связанные с содержанием работников, предусмотренные нормами законодательства Российской Федерации, трудовым или коллективным договорами.

Величина взносов во внебюджетные фонды, начисляемых на фонд оплаты труда, выплаты социального характера и прочие выплаты в пользу работников определяется в соответствии действующими законодательными актами.

Расчет амортизационных отчислений осуществлялся исходя из стоимости капитальных вложений и срока полезного использования основных фондов. Амортизируемое имущество распределяется по амортизационным группам согласно срокам его полезного использования. Срок полезного использования определяется в соответствии с Классификацией основных фондов.

Амортизация начислялась отдельно по каждому объекту амортизируемого имущества. Применен линейный метод начисления амортизации.

К налогам и выплатам, включаемым в себестоимость услуг по закачке/отбору и хранению газа, относятся страховые взносы во внебюджетные фонды, регулярные платежи за пользование недрами, плата за загрязнение окружающей среды, налог на имущество и другие налоги.

К налогам, не относящимся на себестоимость услуг, относятся налог на добавленную стоимость, налог на прибыль. Расчет и взимание конкретных налогов выполнен в соответствии с Налоговым Кодексом Российской Федерации, другими действующими федеральными региональными законами.

Налоговые платежи и отчисления, которые учитываются как в себестоимости услуг, так и в финансовых результатах.

Затраты на капитальный ремонт объектов производства и производственной инфраструктуры рассчитаны в процентном выражении от их начальной стоимости.

В структуру прочих производственных затрат включены затраты на техническое обслуживание, текущий ремонт, диагностику, страхование, транспорт, пожарную безопасность, связь и т.д. Затраты планировались в процентном выражении от суммы производственных расходов.

Стоимостная оценка затрат проводилась в текущих ценах и остается неизменной весь расчетный период.

Действующие в настоящий момент факторы социально-политической и макроэкономической нестабильности негативно влияют на инвестиционный климат. В связи с этим при проведении расчетов сделаны следующие допущения: сохраняется налоговый режим на весь расчетный период; все расчеты выполнены в постоянных ценах, т.е. не учитываются инфляционные колебания.

Был выполнен оценочный расчет по опытному участку по варианту с получением углекислого газа методом предварительного охлаждения и последующего компримирования и улавливания углекислого газа абсорбционным методом (при условии, что объем закачки СО2 будет составлять 50 тыс. м3/сут на одну скважину).

Структура текущих расход в разрезе основных статей затрат: затраты на закачку газа; затраты на отбор газа; материальные затраты на производство СО2; расходы на оплату труда производственному персоналу; амортизационные отчисления начисления на заработную плату; капитальный ремонт; прочие затраты по производству СО2; налог на имущество.

Заключение

  1. Замена природного метанового газа в техногенной залежи углекислым газом позволит обезопасить эксплуатацию ПХГ от негативных явлений и обеспечить его более надежную эксплуатацию.
  2. Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат при закачке СО2 в техногенную залежь показал, что при изменение закачки СО2 с минимального (приемистость одной скважины 50 тыс. м3/сут) до максимального (приемистость одной скважины 100 тыс. м3/сут) если капитальные вложения ориентировочно увеличивается на 1,32 раза, то рост эксплуатационных затрат составляет 1,45 раз.
  3. Для оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений рекомендуется:

– рассмотреть период коммерческой эксплуатации проекта равный сроку полезного использования наиболее капиталоемкого объекта;

– в случае, когда горизонт планирования меньше срока полезного использования капитальных вложений отнести суммы не самортизированного имущества к оттокам денежных средств;

– так как при оценке экономической эффективности отсутствует возможность точно определить будущие параметры реализации проекта для снижения неопределенностей и рисков, которые могут возникнуть в процессе реализации проекта рекомендуется выполнить анализ чувствительности. 

Конфликт интересов

Не указан.

Conflict of Interest

None declared

Список литературы / References

  1. Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений. – М.: ОАО «Газпром», 2009.
  2. Проведение теоретических и экспериментальных исследований по возможности использования углекислого газа для частичной замены буферного природного метанового газа на ПХГ: – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011.
  3. Проведение теоретических и экспериментальных исследований по возможности использования углекислого газа для частичной замены буферного природного метанового газа на ПХГ: – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011.
  4. Методические рекомендации по планированию и калькулированию себестоимости подземного хранения газа (с учетом изменений и дополнений): – М.: ОАО «Газпром», 2008.
  5. Оценка и анализ риска инвестиционных вложений при разработке газовых месторождений. /Гасумов Э.Р. //Ежемесячный научный журнал. Евразийский союз ученых (ЕСУ). М.: № 2(71) / 2020. 5 часть. С. 30-34. DOI: 10.31618/ESU.2413-9335.2020.5.71.
  6. Управления и оценки рисков внедрения инноваций при проведении ГТМ по фонду газовых скважин. / Гасумов Э.Р. // Булатовские чтения: материалы II Международной научно-практической конференции (31 марта 2019 г.) в 7 т. – Краснодар: Издательский Дом – Юг. -2019. Т. 2. Ч. 1. С.163-171.

Список литературы на английском языке / References in English

  1. Metodika ocenki jekonomicheskoj jeffektivnosti investicionnyh proektov v forme kapital’nyh vlozhenij. [Methodology for assessing the economic efficiency of investment projects in the form of capital investments]. – M.: OAO Gazprom, 2009.
  2. Provedenie teoreticheskih i jeksperimental’nyh issledovanij po vozmozhnosti ispol’zovanija uglekislogo gaza dlja chastichnoj zameny bufernogo prirodnogo metanovogo gaza na PHG [Conducting theoretical and experimental studies on the possibility of using carbonic acid gas for the partial replacement of buffer natural methane gas with underground gas storage facilities]: – M.: OOO Gazprom VNI-IGAZ, 2011.
  3. Provedenie teoreticheskih i jeksperimental’nyh issledovanij po vozmozhnosti ispol’zovanija uglekislogo gaza dlja chastichnoj zameny bufernogo prirodnogo metanovogo gaza na PHG [Conducting theoretical and experimental studies on the possibility of using carbonic acid gas for the partial replacement of buffer natural methane gas with underground gas storage facilities]: – M .: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2011.
  4. Metodicheskie rekomendacii po planirovaniju i kal’kulirovaniju sebestoimosti podzemnogo hranenija gaza (s uchetom izmenenij i dopolnenij) [Methodological recommendations for planning and calculating the cost of underground gas storage (subject to changes and additions)]: – M .: OAO Gazprom, 2008.
  5. Ocenka i analiz riska investicionnyh vlozhenij pri razrabotke gazovyh mestorozhdenij [Evaluation and analysis of risks when investing in the development of gas fields]. / Gasumov E. // Ezhemesjachnyj nauchnyj zhurnal. Evrazijskij sojuz uchenyh (ESU). [Monthly scientific journal. Eurasian Union of Scientists (ESU)]. M .: No. 2 (71) / 2020. 5 part. P. 30-34. DOI: 10.31618 / ESU.2413-9335.2020.5.71.
  6. Upravlenija i ocenki riskov vnedrenija innovacij pri provedenii GTM po fondu gazovyh skvazhin. [Managing and assessment of innovative risks during geological and technical measures for the stock of gas wells] / Gasumov E.// Readings of A.I. Bulatov : Bulatovskie chtenija: materialy II Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2019 g.) [Materials of III International scientific and practical conference (On March 31, 2019)] : in 5v.: Conference bulletin: Publishing House – South. ECONOMIC SCIENCES. Vol. 5: Technical and technological developments. Electric equipment in oil and gas branch. -Р.163-171. -Humanity. – 2019. – 200 p.

Оставить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Лимит времени истёк. Пожалуйста, перезагрузите CAPTCHA.