Файл: Магистерская диссертация тема работы Потенциал закачки со 2 в истощенные месторождения васюганской свиты Томской.pdf

82
В данной работе расчет стоимости улавливания углекислого газа был произведен для теплоэлектроцентрали №5 (ТЭЦ-5) – самой крупной электростанции Омской области и, одновременно, наикрупнейшего эмитента
СО
2
в регионе. Расчет капитальных затрат производился в согласии со следующими факторами:
– ТЭЦ-5 в качестве топлива использует каменный уголь;
– установленная мощность станции – 750 МВт;
– улавливать СО
2
планируется способом аминовой очистки после сжигания топлива, т.к. на сегодняшний день данный способ является наиболее отработанным и позволяет за минимальный срок модернизировать электростанцию под цели улавливания без кардинальных изменений в технологическом цикле.
Расчет капитальных затрат производился в соответствии с полученными при расчете ГДМ данным о совокупной потребности месторождения в СО
2
(0,595 млн. т) и удельными затратами по эмпирической формуле [29]:
УЗ
ул
= 0,703 ·
(6,5526 · ???????? + 495,02)
0,091 · ????????
(6.1) где N - установленная мощность станции, МВт;
Q = 5,28 млн. т – количество СО
2 от данной станции, используемое в рамках проекта за весь срок дисконтирования.
Так, удельные затраты на улавливание (УЗ
ул
) составили 6954,71 руб./т
СО
2
, в связи с чем капитальные затраты на улавливание оцениваются в 4139,3 млн. руб.
Оценка операционных затрат на улавливание оценивалась исходя из данных [22, 23, 35]. Условный тариф для поддержания работоспособности установки по улавливанию был принят равным 543,79 руб./т СО
2

83
6.2.2 Оценка стоимости транспортировки
В виду отсутствия развитой дорожной инфраструктуры между предприятием-эмитентом и месторождением, единственным обоснованным способом транспортировки диоксида углерода до месторождения является трубопровод. Капитальные затраты на транспортировку углекислого газа напрямую зависят от длины и диаметра трубопровода.
СО
2
транспортируется в жидком состоянии при рабочем давлении от 7,38
МПа, т.к. при меньшем давлении существует вероятность образования в потоке газовой фазы в результате флуктуации температуры на разных участках газопровода. Если в потоке СО
2
присутствуют примеси других веществ (СН
4
,
H
2
S), транспортировка осуществляется при давлениях от 8,6 МПа.
Согласно полученным при расчете ГДМ данным о максимальной годовой потребности месторождения в СО
2
(0,595 млн. т) и среднестатистическим данным [45, 53] о диаметрах трубопроводов со схожей годовой пропускной способностью, условный диаметр трубопровода был принят равным 159 мм.
Оценка длины планируемого трубопровода производилась с помощью спутниковых снимков учитывая рельеф местности. Прогнозируемая траектория трубопровода приведена в Приложении Б. Длина трубопровода составила порядка 324 км.
При учете капитальных затрат в обязательном порядке закладывалась стоимость компрессорной станции, мощность которой при максимальном массовом расходе 0,595 млн. т СО
2
/год составит порядка 0,15 МВт.
Примечательно, что для транспортировки СО
2
расходы на компрессорные станции оказываются ниже, чем для природного газа, т.к. среднее расстояние между компрессорными станциями составляет 300 – 400 км для СО
2
и 150-170 км для природного газа [22, 53]. Основываясь на данном факте, для данного трубопровода длиной 324 км понадобится 1 компрессорная станция.
Таким образом, капитальные затраты по строительству СО
2
- трубопровода рассчитывались следующим образом:

84
КЗ = КЗ
лин
+ КЗ
кс
(6.2) где КЗ
лин
– капитальные затраты линейной части;
КЗ
кс
– капитальные затраты компрессорной станции.
КЗ
лин
= УЗ
· L
(6.3) где УЗ
– удельные затраты на сооружение 1 км трубопровода, руб./км.
Удельные затраты на транспортировку оценивались исходя из эмпирической формулы [48]:
УЗ =
0,156 · ????????
1,0198
+ 20,491 · ????????
0,0298 0,135 · ????????
(6.4) где Q = 5,3 млн. т – количество СО
2
, транспортируемое в рамках проекта за весь срок дисконтирования.
Таким образом, удельные затраты (УЗ) на транспортировку СО
2
для данного трубопровода составили 3098,57 руб./т СО
2
, а капитальные затраты на строительство трубопровода (КЗ
лин
) длиной 324 км, диаметром 159 мм и максимальной пропускной способностью 0,595 млн. т СО
2
/год составили 1844,2 млн. руб.
Для расчёта капитальных затрат на строительство компрессорной станции использовалась эмпирическая формула [42], приведённая к ценам 2022 года:
КЗ
кс
= 766,545 + 69,72N − 0,96N
2
(6.5) где N
– мощность компрессорной станции, при максимальном массовом расходе 0,6 млн. т СО
2
/год равная 0,15 МВт.
Таким образом, капитальные затраты на постройку компрессорной станции (КЗ
кс
) оцениваются в 774,70 млн. руб. Итого, капитальные затраты предприятия-эмитента связанные с транспортировкой диоксида углерода до месторождения (КЗ) оцениваются в 2618,9 млн. руб.

85
Оценка операционных затрат на транспортировку оценивалась исходя из данных [22, 23, 25]. Условный тариф для поддержания работоспособности трубопровода и компрессорной станции был принят равным 562,5 руб./т СО
2
Все участвующие в дальнейших расчетах затраты эмитента представлены в Таблице 6.2.
Таблица 6.2 – Структура затрат предприятия эмитента
Капитальные затраты
Установки улавливания СО
2
(аминовые скрубберы)
4139,30 млн. руб.
Строительство трубопровода
2618,90 млн. руб.
Операционные затраты
Совокупные текущие затраты установок улавливания
543,79 руб./ т СО
2
Затраты связанные с мониторингом трубопровода
562,50 руб./ т СО
2
6.3 Оценка коммерческого потенциала проекта
Анализ экономической эффективности проекта по закачке СО
2
производился в сравнении с базовым вариантом – традиционным заводнением.
Период строительства скважин и подготовки к разработке сектора месторождения способом предполагался равным двум годам, т.е. добыча нефти начинается с начала 2024 года. В варианте закачки СО
2
период создания инфраструктуры по улавливанию на ТЭЦ и прокладки трубопровода до месторождения предполагался равным семи годам, т.е. закачка СО
2
начинается с начала 2029 года. С учетом отсутствия российского опыта внедрения проектов
CCUS семилетний срок строительства представляется наиболее реальным, не только с технологической точки зрения, но и с макроэкономической (в связи с высокой прогнозной стоимостью платежей ТУР). Расчетные параметры представлены в Таблице 6.3. Результаты расчета приведены на Рисунке 6.2.

86
Таблица 6.3 – Расчетные параметры
Цена реализации нефти на внешнем рынке
70 долл./баррель
Цена реализации нефти на внутреннем рынке
35307 руб./т
Доля экспорта нефти
30
%
Ставка НДПИ
15366 руб./т
Ставка НДС
20
%
Ставка налога на прибыль
20
%
Валютный курс
75 руб./долл.
Ставка дисконтирования
15
%
Срок дисконтирования
24 года
Исходя из Рисунка 6.2 экономический эффект от применения СО
2
-МУН выше, чем при традиционном заводнении. На горизонте планирования 24 лет чистая приведенная стоимость проекта закачки СО
2
составит 11,14 млрд. руб, что превосходит ЧПС варианта «заводнение» на 951,77 млн. руб. или 9,34%.
Примечательно, что закачка СО
2
становится более предпочтительным вариантом только к середине 2032 года, т.е. только спустя 10 лет. Это связано с высокими капитальными затратами на сооружение газоперерабатывающей инфраструктуры на месторождении.
Рисунок 6.2 – Профиль ЧПС двух вариантов разработки
Основываясь на предположении, что все капитальные и операционные затраты по улавливанию и строительству транспортной инфраструктуры
-1000 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000
Чи ста я при ве де нн ая сто им ость
, м лн
. руб
Заводнение
Закачка СО2

87 эмитент берет на себя, его экономическая модель денежных потоков будет всегда отрицательной, т.к. на сегодняшний день прогнозировать потенциальные денежные притоки (возникающие за счет декарбонизации производства и влекущие избавление эмитента от необходимости совершать налоговые платежи по ТУР) является весьма трудной задачей; поэтому в данной экономической модели их учет не производился. В связи с этим, на горизонте планирования 24 лет предприятие эмитент несет сплошные убытки (Рисунок 6.3) и его ЧПС составляет минус 6,99 млрд. руб.
Тем не менее, с целью стимулирования запуска проектов CCUS и повышения их конкурентоспособности возможно перераспределение денежного дохода государства от реализации дополнительно добытой за счет CO
2
-МУН нефти в пользу эмитента. Так, начиная с 2029 года (с момента начала закачки диоксида углерода) государство перечисляет все налоговые поступления
(полученные за счет дополнительной добычи нефти) на покрытие затрат эмитента. Однако, субсидирования эмитента даже за счет дополнительных налоговых поступлений недостаточно. Расчеты показали, что необходима дополнительная поддержка государства, составляющая 65,161% от суммы ежегодных налогов, получаемых за счет дополнительной нефтедобычи. Другими словами, для покрытия всех затрат эмитента дополнительно требуется 2758,78 млн. руб. (дисконтированная стоимость дополнительных субсидий в ценах 2022 года).
Рисунок 6.3 – Профиль ЧПС эмитента
-8000
-7000
-6000
-5000
-4000
-3000
-2000
-1000 0
Чи ст ая пр иве де нн ая ст ои м
ос ть
, м лн руб
Без поддержки государства
С дополнительной поддержкой государства
С налогами от дополнительной нефти
ЧПС = -6.99 млрд. руб.
Начало закачки СО
2
ЧПС = -2.76 млрд. руб.
ЧПС = 0 млрд. руб.

88
С целью анализа экономического эффекта по проекту в целом была рассчитана интегрированная экономическая модель, являющаяся совокупностью экономических моделей эмитента и нефтедобывающего предприятия (оператора месторождения). Данный подход наиболее точно отражает реальные экономические показатели закачки СО
2
и представляет больший интерес, т.к. источник эмиссии СО
2
(например НПЗ) и месторождения для его закачки могут принадлежать одной вертикально-интегрированной нефтяной компании
(ВИНК). Полученные результаты расчетов представлены на Рисунке 6.4.
Рисунок 6.4 – График ЧПС интегрированного проекта по улавливанию и закачке СО
2
Как видно из Рисунка 6.4, выход проекта на окупаемость за счет дополнительно добытой нефти теоретически возможен. В рассматриваемых условиях данной работы ЧПС проекта по улавливанию и закачке СО
2
реализуемого за счет только нефтедобывающего предприятия составляет 6,48 млрд. руб. с дисконтированным сроком окупаемости 4 года и внутренней нормой рентабельности 28,5%. Однако, данный вариант менее выгоден по сравнению с традиционным заводнением, ЧПС которого составляет 10,18 млрд. руб.
Перенаправление налоговых выплат от дополнительной нефтедобычи за счет применения СО
2
-МУН от государства в пользу эмитента значительно повышает
-6000
-4000
-2000 0
2000 4000 6000 8000 10000 12000
Чи ст ый ден еж ныый п
от ок
, м лн
. р уб
CCUS силами нефтяников
CCUS c перенаправлением налоговых доходов эмитенту
CCUS с дополнительным гос. субсидированием эмитента
Заводнение
Начало закачки СО
2

89
ЧПС проекта до 9,19 млрд. руб. с дисконтированным сроком окупаемости 4 года и внутренней нормой рентабельности 30,7%. Тем не менее, суммы налоговых поступлений, возникающих за счет дополнительной нефтедобычи, недостаточно для полного покрытия всех расходов эмитента на улавливание и транспортировку СО
2
до месторождения. Дополнительное субсидирование от государства поможет полностью компенсировать затраты эмитента, и тем самым дополнительно увеличить ЧПС проекта до 10,96 млрд. руб. с дисконтированным сроком окупаемости 4 года и внутренней нормой рентабельности 32,9 %.
Так как расчеты производились на секторной модели месторождения, для ремасштабирования полученных результатов на все месторождение весьма полезным инструментом могут служить удельные стоимости. Так, была определена удельная структура стоимости дополнительно добываемой нефти (Рисунок 6.5).
Рисунок 6.5 – Структура стоимости дополнительно добываемого барреля нефти и полная стоимость улавливания и транспортировки для эмитента
Таким образом, именно благодаря стадии утилизации диоксида углерода как агента для МУН технология захоронения СО
2 принципиально обладает возможностью выхода на экономическую окупаемость. За счёт того, что СО
2
выполняет полезную работу, повышая коэффициент извлечения нефти на выработанных месторождениях, он приобретает рыночную стоимость и оправдывает инвестиции в его улавливание.

90
7. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ
В данной магистерской диссертации на примере месторождения Х васюганской свиты Томской области исследуется потенциал закачки углекислого газа. Основной процесс, рассматриваемый в данной выпускной квалификационной работе это анализ способов закачки и механизмов воздействия углекислого газа на пласт с целью утилизации СО
2
с его одновременным и частичным захоронением. Таким образом, цель данного раздела – анализ опасных и вредных факторов, возникающих при данном виде производственной деятельности, а также решение вопросов обеспечения защиты от них на основе требований действующих нормативно-технических документов.
7.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности
7.1.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства
Закачка углекислого газа с целью повышения нефтеотдачи и частичного захоронения CO
2 осуществляется в истощенное месторождение, расположенное в Каргасокском муниципальном районе Томской области. Данный регион деятельности является местностью, приравненной к районам Крайнего Севера
[8]. Поэтому, осуществление правового регулирования труда рабочих данной отрасли в данном субъекте Российской Федерации, соблюдается с учетом норм, установленных в статьях 297-302 Трудового кодекса Российской Федерации: глава 47 «Особенности регулирования труда лиц, работающих вахтовым методом» [12]. Помимо этого, учитываются нормы, установленные главой 50 ТК
РФ: «Особенности регулирования труда лиц, работающих в районах Крайнего
Севера и приравненных к ним местностям» (статьи 313-327) [13].
Правовое регулирование труда работников данной отрасли включает в себя следующие характерные особенности: