Проектирование установки подготовки газа на месторождении Петропавловское

3. Проектно - расчетная часть

3.1 Общие сведения по проекту

Расположение

Согласно СНиП II-7-81 «Строительство в сейсмических районах», по схеме сейсмического районирования проектируемая площадка УПГ относится к 8-ми бальной зоне.

УПГ расположен в южной части о. Сахалин на побережье Анивского залива на территории месторождения Петропавловское в 8-ми км от пос. Анива. Под обустройство скважин и УПГ осуществляется на землях ГП «Облжилкомхоз».

Планировка территории

Площадку под УПГ планируется расположить с учетом ветров преобладающего направления.

Планировка территории обеспечивает наиболее благоприятные условия для производственного процесса и труда, рациональное и экономичное использование земельных участков.

Размещение зданий и сооружений на площадке обусловлено их технологической взаимосвязью, нормативными, санитарными и противопожарными разрывами.

В производственной зоне располагаются следующие сооружения:

площадка блоков входных ниток;

площадка дозаторных насосов;

площадки блоков сепарации;

площадка редуцирования газа;

площадка узла учета газа;

площадка ГРС.

Во вспомогательной зоне располагаются:

операторная;

здания бытовых и подсобных помещений;

площадка газовой электростанции;

площадка блок - бокса мотопомпы и противопожарных резервуаров.

Вне проектируемой площадки, в ста метрах к югу от ограждения располагается установка ГФУ с амбаром.

Водоотвод с площадки решен открытым способом, по рельефу, со сбросом в пониженные места за пределы площадки.

С нагорной стороны, по всей длине подъездной автодороги и вдоль ограждения, запроектирована водоотводная канава.

Благоустройство

Для создания нормальных санитарно - гигиенических условий работы на площадке УПГ проектом предусмотрены мероприятия по благоустройству территории.

Благоустройство территории сводится к устройству покрытий по проездам и площадкам и озеленению.

Озеленение решается, в основном, устройством устойчивого газонного покрытия и посадкой кустарниковых растений местных видов.

Охрана предприятия обеспечивается устройством металлического ограждения по периметру проектируемой площадки.

Размещение инженерных сетей

Инженерные сети запроектированы с учетом расположения технологических площадок, по кратчайшим расстояниям с максимальным приближением друг к другу.

Технико-экономические показатели:

площадь участка (в границах ограждения) - 0,76 га;

площадь застройки - 1215 м;

площадь проездов - 2868 м2;

Площадь озеленения - 3850 м2;

Общие данные по узлу подготовки газа

Проектирование установки подготовки газа (УПГ) выполняется в соответствии с требованиями нормативных документов (Приложение В «Перечень нормативных документов»).

На УПГ Петропавловского месторождения планируется производить подготовку газа высокого давления. После сепарации II ступени газ будет направляться на коммерческий узел учета, после чего газ высокого давления (4,5 МПа) по магистральному газопроводу поступает на газораспределительную станцию села Троицкое.

Газ для районов с умеренным климатом, в соответствии с техническими условиями ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы», должен быть подготовлен по следующим параметрам:

Точка росы газа по влаге летом 0° С;

Точка росы газа по влаге зимой -5° С;

Точка росы газа по углеводородам летом 0° C;

Точка росы газа по углеводородам зимой 0° С;

Масса механических примесей в 1 м3, не более 0,003 г.;

Масса сероводорода в 1 м3, не более 0,02 г.;

Масса меркаптановой серы в 1 м3, не более 0,036 г.;

Объемная доля кислорода, не более 1,0 %.

Газом низкого давления (0,6 МПа) соответствующий ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения», планируется обеспечить находящиеся рядом населенные пункты.

Для подготовки газа Анивских месторождений на УПГ Петропавловское принята технология низкотемпературной сепарации (НТС) с использованием дроссель - эффекта. Данная технология для газовых и газоконденсатных месторождений является самой простой и наиболее экономичной.

3.2 Разработка технологии подготовки газа

Описание технологической схемы

Схема установки подготовки газа представлена на рисунке В 1 (Приложение В).

На месторождении Петропавловское планируется разработка 7 скважин. Газ по газопроводам-шлейфам будет поступать на блоки редуцирования. Для этого схемой предусматривается 5 блоков редуцирования. Каждый блок рассчитан на подключение двух скважин. На начальной стадии разработки в рабочем процессе будут задействованы 3 блока редуцирования газа, оставшиеся 2 на первой стадии будут являться резервными. В дальнейшем при полном развитии месторождения планируется задействовать все 5 блоков редуцирования с подключением к ним 10 наиболее перспективных скважин.

Давление в шлейфах на входе в блоки редуцирования в среднем на 5 % ниже устьевых. Статические давления на устье скважин не превышает 12,9 МПа.

Температура газа на входе в блоки редуцирования практически равна сезонным температурам грунта и изменяются в пределах от 0° С до плюс 8° С.

При редуцировании газа на блоках до давления первичной сепарации (8,0 МПа) происходит адиабатическое расширение с поглощением тепла, в результате чего температура на каждой нитке снижается в среднем на 3° С, при снижении давления на 1 МПа.

В результате снижения температуры снижается точка росы газа по влаге и углеводородам с последующей их конденсацией в трубопроводах после блоков редуцирования.

Для предотвращения образования гидратов на узлах редуцирования предусматривается дозированная подача метанола.

С блоков редуцирования продукция скважин, состоящая из газа, конденсата и метанольной воды, направляется на сепараторы первой ступени.

В схеме принято два сепаратора первой ступени: С _ 1 и С _ 2. Один рабочий и один резервный.

В сепараторах первой ступени газ освобождается от жидкости и направляется на узел редуцирования второй ступени, где осуществляется сброс давления до 4,5 МПа.

Газ, с выделившимися в результате повторного редуцирования жидкими углеводородами, направляется далее на сепаратор второй ступени С-4. Максимальное допустимое рабочее давление на сепараторе второй ступени 4,5 МПа. После сепарации второй ступени газ проходит коммерческий узел учета, после чего, по магистральному газопроводу направляется на ГРС «Троицкое».

Замер дебитов скважин осуществляется в трехфазовом сепараторе С-3. Отдельно замеряется добыча газа и пластовой воды. Измерение расхода газа осуществляется с помощью диафрагмы камерной ДКС 10-50 установленной во фланцевом соединении на трубопроводе сепаратора С-3. Жидкость с замерного сепаратора С-3 направляется в надземную замерную емкость Р-4 объемом 3 м3, где осуществляется замер жидкости. Переток жидкости с емкости Р_4 в емкость Р_3 происходит самотеком после снижения давления в замерном сепараторе. С сепараторов С_1, С_2 и С_4 конденсат углеводородов с водой направляются в подземную дренажную емкость Р_3 объемом 40 м3, где осуществляется сбор жидкости. Из емкости Р_3 жидкость откачивается насосом и направляется на специальную установку ГФУ, где распыляется и выжигается в котловане в потоке газа. Для предотвращения образования гидратов на узлах редуцирования предусматривается дозированная подача метанола с помощью дозировочных насосов, расположенных на 2 блоках БДН заводского изготовления. Метанол подается на узлы редуцирования блоков БР1 и БР2. Удельная расчетная норма расхода метанола составляет 0,677 м3/сутки. В год расход метанола составит не более 237 м3. Для хранения метанола предусматривается горизонтальный надземный резервуар Р_1 объемом 25 м3. Для аварийного слива метанола из резервуаров Р_1 предусматривается подземная емкость Р_2 объемом 25 м3 со встроенным насосом. Возврат метанола осуществляется в резервуар Р_1.

Основные технологические сооружения УПГ

Подготовка продукции скважин к магистральному транспорту осуществляется на отдельной технологической площадке. На площадке, именуемой в последующем УПГ, предусмотрен набор следующих технологических сооружений:

площадка блоков входных ниток;

площадка блоков дозаторных насосов;

площадка блока сепарации I ступени;

площадка блока редуцирования;

площадка блока сепарации II ступени;

площадка расходной емкости метанола;

площадка стационарной дренажной емкости;

узел учета газа;

ГРС-5000;

установка распыления и сжигания метанольных стоков с амбаром;

свеча продувочная;

емкость замерная.

Площадка блоков входных ниток

5 блоков редуцирования монтируются на площадке входных ниток. Каждый блок рассчитан на подключение двух скважин.

Функциональные назначения блоков редуцирования:

редуцирование давление газа, поступающего со скважин до рабочего давления I ступени сепарации;

ввод в поток газа дополнительной дозы метанола;

сбор продукции скважин после редуцирования и направление ее на установку первичной сепарации;

продувка шлейфа любой скважины;

переключение любой скважины на замерный сепаратор.

Блок дозаторных насосов (БДН)

На площадке монтируется два блока дозаторных насосов. В каждом блоке установлено по 4 насоса (3 раб. + 1 рез.) типа НД 2,5-16/250К14В.

Функциональное назначение блоков дозаторных насосов:

подача метанола на блоки входных ниток;

подача метанола на блок редуцирования;

фильтрацию метанола.

Площадка блока сепарации I ступени

На площадке осуществляется монтаж следующего технологического оборудования:

сепараторы I ступени (С-1, С-2);

замерный сепаратор (С-3);

узлы предохранительных клапанов;

узлы сбора жидкости с сепараторов.

Функциональное назначение площадки блока сепарации I ступени:

отделение газа от влаги (конденсата) и механических примесей после первой ступени редуцирования;

автоматический сброс конденсата с сепараторов С-1, С-2 в подземную дренажную емкость через электромагнитный клапан КРТ 0109;

сброс избыточного давления газа через блок предохранительных клапанов;

замер количества газа поступающего из скважин;

автоматический сброс жидкости с замерного сепаратора С-3 в емкость для замера жидкости через автоматический клапан КРТ 0109.

Площадка блока редуцирования

На площадке блока редуцирования монтируется 1 блок редуцирования. На вход блока подключается трубопровод подачи газа с площадки блока сепарации I ступени. В блоке предусмотрены две редуцирующие нитки, рабочая и резервная.

Функциональное назначение блока редуцирования:

редуцирование давления газа, поступающего с площадки блока сепарации I ступени до рабочего давления II ступени сепарации;

ввод в поток газа дополнительной дозы метанола;

направление газа после редуцирования на установку вторичной сепарации;

продувка ниток редуцирования на свечу.

Площадка блока сепарации II ступени

На площадке осуществляется монтаж следующего технологического оборудования:

сепаратор II ступени (С-4);

узел предохранительных клапанов;

узел сбора жидкости с сепаратора.

Функциональное назначение площадки блока сепарации II ступени:

отделение газа от влаги (конденсата) и механических примесей после второй ступени редуцирования;

автоматический сброс конденсата с сепаратора С-4 в подземную дренажную емкость через электромагнитный клапан КРТ 0109;

сброс избыточного давления газа через блок предохранительных клапанов.

Площадка расходной емкости метанола

На площадке расходной емкости метанола расположены две емкости объемом по 25 м3. Расходная емкость метанола (Р-1) размещается надземно, а дренажная емкость (Р-2) - подземно.

Площадка расходной емкости метанола предназначена:

для подачи метанола к дозаторным насосам;

для аварийного слива метанола.

Площадка стационарной дренажной емкости

На площадке расположена емкость подземная дренажная (Р-3) объемом V = 40 м3.

Функциональное назначение дренажной емкости:

сбор конденсата в смеси с водой с технологических аппаратов и трубопроводов;

прием конденсата в смеси с водой с автоцистерн (вывоз продуктов сепарации и жидкой фазы при продувках с амбаров скважин);

подача собранной жидкости на факел (ГФУ).

Коммерческий узел учета газа

Коммерческий узел учета газа предназначен для измерения и учета расхода газа на площадке УПГ до подачи его на ГРС «Троицкое».

ГРС - 5000

Станция газораспределительная производительностью 5 тыс. м3/ч предназначена:

для снижения высокого давления 4,5 МПа (45 кгс/см2) природного газа до низкого давления 0,6 МПа (6 кгс/см2) и поддержания его с заданной точностью;

очистки газа от механических примесей и от жидкой фазы;

для измерения расхода газа;

одоризации газа перед подачей потребителю.

К монтажу принята блочно-комплектная газораспределительная станция ГРС-5 конструкции «ТюменНИИгипрогаза». ГРС располагается в блоке размерами 3х9 м и разделена герметичной перегородкой на два помещения: блок редуцирования и котельную.

В комплект ГРС-5000 входит:

блок станции газораспределительной, который включает в себя узел отключающей арматуры, узел редуцирования газа, узел фильтрации газа, узел расхода газа, котельную и щитовую;

сепаратор-емкость конденсата;

одоризатор.

Установка ГФУ

Установка для сжигания промышленных стоков ГФУ-2М предназначена для распыления и сжигания метанолосодержащей воды.

ГФУ-2 включает в себя трубопровод подачи газа, трубопровод подачи метанолосодержащей воды, две пневматические форсунки, тело Коанда и дежурную горелку. Дежурная горелка работает постоянно.

Установка ГФУ-2М работает следующим образом: при подаче газа на установку газ разделяется на два потока, один из которых проходит на корпуса пневматических форсунок, второй на тело Коанда. Этот поток, обтекая криволинейную поверхность, создает с наружной стороны разряжение, что способствует вовлечению в факел дополнительного воздуха для бездымного сгорания.

Основной факел образуется при прохождении газа раструбов пневматических форсунок, где скорость газа достигает 60-80 м/с, что способствует мелкодисперсному раздроблению промстоков и обеспечению эффективной их термической нейтрализации в основном факеле.

Свеча продувочная

Свеча продувочная предназначена для отвода в атмосферу газа с предохранительных клапанов и с продувочных линий.

Емкость замерная

Емкость замерная Р-4 предназначена для сбора конденсата, поступающего с замерного сепаратора C-3.

Жидкость с замерного сепаратора С-3 направляется после снижения давления в надземную замерную емкость Р-4 объемом 3 м3, где осуществляется замер жидкости. Переток жидкости после замера с емкости Р-4 в емкость Р-3 происходит самотеком.

С сепараторов С-1, С-2 и С-4 конденсат углеводородов с водой направляются в подземную дренажную емкость Р-3 объемом 40 м3, где осуществляется сбор жидкости.

Из емкости Р-3, объемом 40 м3, жидкость откачивается насосом и направляется на специальную установку ГФУ, где распыляется и выжигается в котловане в потоке газа.

3.3 Сравнение эффективности процессов расширения газа дросселированием и в детандере

месторождение газ сепарация дросселирование

Низкотемпературная сепарация (НТС) основана на принципе ретроградной конденсации: давление снижается до давления, близкого к давлению максимальной конденсации, с последующей сепарацией выделившегося конденсата.

Для обеспечения требуемой степени извлечения конденсата процесс НТС необходимо проводить при низких температурах -10° С - -20° С. Получение низких температур достигается в результате расширения газа высокого давления или с помощью установок искусственного холода. Процесс расширения газа высокого давления может происходить путем необратимого адиабатного расширения без совершения полезной работы (дросселирование) и путем обратимого адиабатного расширения (с совершением полезной работы в поршневой машине - детандере или в турбомашине - турбодетандере).

Дросселированием называется эффект снижения давления газа в процессе протекания через штуцер. В случае адиабатного потока, скорость которого до и после штуцера мало отличается, энтальпия газа до и после дросселирования имеет одно и тоже значение, т. е. дросселирование является изоэнтальпийным процессом. В реальных условиях из-за различия скоростей течения газа до и после дросселирования и наличия теплообмена с окружающей средой происходит некоторое изменение энтальпии газа, однако для анализа процесса дросселирования можно считать .

Изменение температуры при дросселировании характеризуется дифференциальным эффектом Джоуля-Томсона:

 (2)

или интегральным эффектом Джоуля-Томсона:

(3)

где - температуры газа соответственно перед дросселем и после дросселя.

Рисунок 1 - Зависимость интегрального дроссель - эффекта природного газа от перепада давления и начального давления

На практике обычно пользуются интегральным дроссель - эффектом. Интегральный дроссель - эффект может достигать большой величины. На рисунке приведена зависимость интегрального дроссель - эффекта природного газа от перепада давления и начального давления.

Получение низких температур с помощью дросселирования газа отличается простотой и весьма малыми капитальными затратами, однако эффективность этого способа охлаждения газа существенно ниже, чем получение низких температур при расширении газа с совершением работы. Если расширение газа осуществляется с совершением работы, то энтропия газа остается неизменной, т. е. для расширения газа в детандере можно считать .

Для сравнения эффективность процессов расширения газов дросселированием и в детандере воспользуемся известным из математического анализа соотношением частных производных трех переменных величин:

(4)

Согласно этому уравнению для изоэнтальпийного дросселирования можно записать:

(5)

и соответственно для изоэнтропийного процесса расширения в детандере:

(6)

Величины и характеризуют эффект снижения температуры при снижении давления газа соответственно при дросселировании и расширении в детандере.

Согласно уравнениям Максвелла:

(7)

И

(8)

где - удельный объем.

Поскольку для изобарного процесса:

(9)

то (10)

и (11)

Подставляя 7 и 8 в 5, а 11 в 6, получим:

(12)

и (13)

Поскольку и всегда положительны, то . Таким образом, процесс расширения газа в детандере обеспечивает более эффективное с термодинамической точки зрения охлаждение газа или жидкости, чем процесс адиабатного дросселирования.

На первой стадии эксплуатации газовые месторождения характеризуются высокими пластовыми давлениями, позволяющими при дросселировании обеспечивать достаточно высокий перепад давления на штуцере, чем достигается необходимое снижение температуры газа. В дальнейшем, по мере разработки месторождения, пластовое давление снижается, и дросселирование газа перестает обеспечивать требуемое снижение температуры газа. В этот период НТС может осуществляться при условии использования холодильных машин. Применение адиабатного или политропного расширения газа в детандерах (поршневых или турбинных) позволяет продлить срок службы установок НТС без ввода источников искусственного холода.

3.4 Расчет газовых сепараторов

Целью данного расчёта является определение геометрических размеров сепараторов способных осуществлять технологический процесс с заданными условиями разработки. Расчёт геометрических размеров необходим для определения стоимости сепараторов выпускаемых заводом производителем.

Цели и задачи технологического расчёта газовых сетчатых, жалюзийных и центробежных регулируемых сепараторов.

Технологический расчёт газовых сепараторов включает в себя две части выполнения работ:

сбор и обоснование исходных данных для технологического расчёта;

проектный или поверочный расчёт.

Проектный расчёт, как правило, выполняется при разработке нового типоразмера газового сепаратора и включает следующие разделы:

выбор, условий расчёта;

расчёт элементов сепаратора (диаметра сепаратора, количества прямоточно-центробежных элементов, размеров штуцеров, сливных труб и т.д.);

построение зависимостей, определяющих технологические возможностей газового сепаратора;

расчёт размеров технологических зон;

гидравлический расчёт.

Поверочный расчёт выполняется при определении возможного применения существующего типоразмера сепаратора на конкретные заданные условия работы и состоит из разделов:

выбор условий расчёта;

проверки диапазона границ эффективной работы сепаратора заданному режиму;

гидравлический расчёт.

Следует отметить, что разделы "выбор условий расчёта", "гидравлический расчёт" проектного и поверочного расчёта в проектном и поверочном расчетах идентичны.

Порядок и методика технологического расчёта сепарационного оборудования.

Исходные данные для расчёта:

а) производительность и её колебания - Qnom, Qmax, Qmin;

б) рабочее давление, т.е. избыточное давление сепарации и его колебания. В системах, где возможно изменение рабочего давления в процесс эксплуатации (например промысловая подготовка газ), необходимо знать величину давления как на начальный, так и на конечный периоды эксплуатации - Рmax, Рmin;

в) температура сепарации и её колебания - Тmax, Тmin;

г) начальное содержание жидкости в газе - е0;

д) свойства газа и жидкости в граничных условиях, т.е. при Рmax, Рmin и Тmax, Тmin;

е) физические свойства газа и жидкости (для несмешивающихся жидкостей по каждому компоненту) в диапазоне изменения рабочих параметров (давление и температура). В случае, когда физические свойства газа и жидкости не заданы, они определяются расчётным путём по заданному составу:

плотность газа определяется по формуле следующего вида:

(14)

плотность газа в расчётных условиях определяется из выражения следующего вида:

(15)

Коэффициент сжимаемости газа определяется в следующей последовательности:

приведенное давление:

(16)

приведенная температура:

(17)

плотность жидкости, с Ж;

коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела фаз, у.

ж) допускаемое гидравлическое сопротивление - ;

Выбор условий расчёта сепарационного оборудования.

Сепарационное оборудование работает в системах, где возможно изменение технологических параметров в широких пределах.

При выборе условий для осуществления проектного и поверочного расчётов необходимо руководствоваться следующими положениями:

а) при изменении давления и температуры, расчёт сепаратора производится при давлениях на условия, при которых соотношение имеет минимальную величину. При расчёт сепаратора производится на условия, при которых расчётная площадь сепарационного элемента имеет максимальную величину.;

б) при изменении объёмного расхода газа или жидкости за расчётную величину принимают максимальное значение расхода газа или жидкости;

в) при работе оборудования на несмешивающихся жидкостях расчёт производится с учётом свойств жидкости, для которых произведение имеет меньшую величину.

Газовые сепараторы сетчатые, жалюзийные, центробежные (проектный расчёт).

Расчёт сепарационного элемента.

Расчёт сепарационного элемента заключается в определении его расчётной площади и конструктивных размеров.

Расчётная площадь.

Для сетчатой насадки расчетная площадь это её площадь в сечении перпендикулярном направлению движущегося потока.

Для жалюзийной насадки расчётная площадь, это суммарная площадь каналов в сечении а - а (рисунок В2 Приложения В).

Для центробежного регулируемого сепаратора (ЦРС) расчётная площадь, это площадь корпуса сепаратора.

Расчётная площадь определяется из выражения следующего вида:

(18)

Объёмный расход газа определяется из выражения следующего вида:

(19)

Критическая скорость движения потока определяется из выражения следующего вида:

(20)

Для сетчатых и жалюзийных сепараторов коэффициент, учитывающий высокую температуру . Значение коэффициент для центробежного регулируемого сепаратора в зависимости от значения рабочей температуры приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Значения коэффициента учитывающего высокую температуру

Температура потока, К (° С)	Коэффициент
до 323 (50)	1,0
348 (75)	1,1
373 (100)	1,2

Коэффициент для сетчатого и жалюзийного сепараторов при вычисляется из выражения следующего вида:

(21)

При значении коэффициент определяется по графической зависимости приведенной на рисунке В 3 (Приложение В).

Для центробежного регулируемого сепаратора коэффициент в пределах допустимого содержания .

Значения коэффициента К для сетчатого, жалюзийного и центробежного регулируемого сепараторов определяются по рисункам В 4, В 5, В 6 (Приложение В). Расчётная площадь вертикальной сетчатой насадки центробежного регулируемого сепаратора вычисляется по формуле (18). В этом случае объёмный расход газа принимается равным 10 % от максимального объёмного расхода газа через сепаратор. Графическая зависимость коэффициента К от давления для вертикальной сетчатой насадки представлена на рисунке В 7 (Приложение В).

Конструктивные размеры сепарационного элемента (насадки)

Расчёты конструктивных размеров сепарационных элементов газового сепаратора производятся в следующей последовательности:

а) диаметр сетчатой насадки и центробежного регулируемого сепаратора определяется из выражения следующего вида:

(22)

Полученный расчётный диаметр округляется до ближайшего большего значения из ряда в соответствии с ГОСТ 9617 - 76, значения которых приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Значения диаметров

Показатель	Диаметры по ГОСТ 9617 - 76, м
Центробежный регулируемый сепаратор	0,179	0,245	0,374
Сетчатая насадка	-	0,550	0,800

б) диаметр кольцевой жалюзийной насадки в расчётном сечении (для двухъярусной насадки - по сечению нижнего яруса) определяется из выражения следующего вида:

(23)

где - число ярусов насадки;

= 0,42; 0,52 - рабочая высота жалюзийного листа.

Наружный диаметр насадки (для двухъярусной насадки - по сечению нижнего яруса) определяется из выражения следующего вида:

(24)

Расчётный наружный диаметр насадки округляется до ближайшего большего значения из параметрического ряда - 0,8; 1,1; 1,2; 1,4; 1,6.

Сепараторы с наружным диаметром менее 0,8 и более 1,6 относятся к серии опытных разработок с целью обоснования нового профиля жалюзийного листа.

в) вертикальная сетчатая насадка для центробежного регулируемого сепаратора.

Конструктивные размеры вертикальной сетчатой насадка для центробежного регулируемого сепаратора вычисляются одновременно с определением диаметра сборника жидкости.

Расчёт конструктивных размеров сборника жидкости для всех типов газовых сепараторов.

Расчёт сборника жидкости для всех типов газовых сепараторов заключается в определении его расчётного объёма и конструктивных размеров. За расчётный объём сборника принимают его объём до верхнего предельного уровня без учёта объёма днищ.

Расчётный объём сборника жидкости вычисляется по выражению следующего вида:

(25)

Объёмный расход жидкости в этом случае вычисляется по выражению вида:

(26)

Время пребывания жидкости в сборнике газового сепаратора принимается:

для непенистых жидкостей - мин;

для пенистых жидкостей - в каждом конкретном случае определяется опытным путём с учётом требований технологического процесса подготовки скважинной продукции.

Расчётная высота (либо длина) сборника, то есть длина его цилиндрической части вычисляется по выражения вида:

(27)

где F - площадь смоченного периметра сборника жидкости в сечении перпендикулярном его оси, м2.

Для вертикального сборника жидкости, представленного на рисунке В 8 (Приложение В), площадь смоченного периметра сборника жидкости в сечении перпендикулярном его оси вычисляется по выражению следующего вида:

(28)

Для горизонтального сборника жидкости представленного на рисунке В 9 (Приложение В) площадь смоченного периметра сборника жидкости в сечении перпендикулярном его оси вычисляется по выражению следующего вида

(29)

где - внутренний диаметр сборника жидкости, м.

Для выносного сборника жидкости его внутренний диаметр выбирается из конструктивных соображений.

Предпочтительная степень заполнения сборника жидкостью составляет порядка .

Для центробежного регулируемого сепаратора площадь смоченного периметра F и внутренний диаметр сборника определяются с учётом следующих обстоятельств:

размещения в сборнике вертикальной сетчатой насадки;

соблюдения зазора между корпусом газового сепаратора и верхним предельным уровнем (рисунок В 10 Приложение В).

(30)

Расчётная длина совмещенного сборника жидкости сетчатого жалюзийного сепаратора округляется до ближайшей большей величины кратной 100 мм.

Расчёт технологических штуцеров входа и выхода газа, выхода жидкости.

Определение диаметра штуцера входа и выхода природного газа осуществляется по формуле следующего вида:

(31)

где qг - объёмный расход газа, м3/сут.;

Wг - скорость движения газа в штуцере, определяемая по графической зависимости представленной на рисунке В 11 (Приложение В), м/с.

Внутренний диаметр штуцера выхода жидкости рассчитывается по выражению следующего вида

(32)

где qж - объёмный расход жидкости, м3/сут;

Wж - скорость жидкости в штуцере (Wж = 1 - 2), м/с.

Расчётный диаметр штуцера округляют до ближайшего большего из ряда условных диаметров, при этом следует отметить, что диаметр штуцера выхода жидкости рекомендуется принимать не менее dу = 50 мм.

Расчёт сливных труб

При проведении расчётов необходимой площади сливных труб количество жидкости поступающей в сборник жидкости сепаратор по сливным трубам, следует принимать равным .

В двухъярусных жалюзийных сепараторах количество жидкости по ярусам распределяется в соответствии с выражением следующего вида:

 (33)

Диаметр сливной трубы рассчитывается по выражению следующего вида:

(34)

где Wсл ? 0,25 м/с - скорость слива жидкости;

n ? 2 - число труб слива жидкости.

Расчётный внутренний диаметр трубы слива округляется до ближайшего большего значения из ряда стандартных диаметров труб, но не менее мене dу = 40 мм.

Конструктивные требования к отдельным элементам сепараторов и расчёт размеров технологических зон.

Газовые сепараторы сетчатые

Для изготовления сепарационной и коагулирующей насадок используется сетка-рукав, изготовляемая по ТУ-14-4-681-76 и ТУ 26-02-354-76.

Объёмная масса сепарационной и коагулирующей насадки составляет 200 - 250 кг/м3. Насадки изготавливаются в двух вариантах - цельной или секционной.

В цельной насадке, сетка-рукав сворачивается в спираль, и её высота составляет 100 мм.

В секционной насадке, сетка-рукав укладывается слоями (70 слоев) поочерёдно вдоль и поперёк, и её высота составляет 150 мм.

Площадь элементов решетки сетчатой насадки должна не превышать 5 % от её общей площади.

Газовый сепаратор с горизонтальным коагулятором (рисунок В 12 Приложения В) характеризуется следующими параметрами:

диаметр коагулятора определяется из выражения следующего вида:

(35)

расстояние от штуцера выхода газа до насадки определяется из выражения вида:

(36)

расстояние от сетчатой насадки до верхней кромки обечайки коагулятора определяется из выражения вида:

(37)

расстояние от нижней кромки обечайки коагулятора до защитного листа сборника жидкости определяется из выражения вида:

(38)

высота обечайки коагулятора определяется из выражения вида:

(39)

смещение штуцера входа газа от радиального положения определяется из выражения вида:

(40)

Газовый сепаратор с вертикальным коагулятором (рисунок В 13 Приложения В) характеризуется следующими параметрами:

расстояние от штуцера выхода газа до насадки определяется из выражения (36);

расстояние от насадки до оси штуцера входа газ вычисляют по выражению следующего вида:

(41)

расстояние от штуцера входа газа до защитного листа определяется из выражения вида:

(42)

размеры коагулятора вычисляют по выражению следующего вида:

(43)

расстояние от коагулятора до штуцера газа определяется из выражения вида:

(44)

Газовые сепараторы жалюзийные

Основные размеры, форма жалюзийного листа насадки приведены на рисунке В 14 (Приложение В).

Газовый сепаратор жалюзийный характеризуется следующими параметрами:

наружный диаметр верхнего яруса насадки вычисляют по выражению следующего вида

(45)

наружный диаметр обечайки на входе газа в насадку вычисляют по выражению следующего вида:

(46)

диаметр обечайки на входе газа в верхний ярус насадки вычисляют по выражению следующего вида:

(47)

Расстояние от штуцера выхода до насадки Н1 рассчитывается по формуле (36).

Высота первой обечайки определяется из выражения следующего вида:

(48)

Расстояние от нижней кромки обечайки на входе газа до защитного листа определяется из выражения:

(49)

Смещение штуцера выхода газа от радиального положения определяется из выражения:

(50)

Газовые сепараторы центробежные регулируемые

Конструкция и размеры завихрителя центробежного регулируемого газового сепаратора принимаются в соответствии с ОСТ 26 - 02 - 2057 - 79 "Газосепараторы центробежные регулируемые. Технические условия".

Диаметр кольцевой перегородки:

(51)

Внутренний диаметр уголковой насадки:

(52)

Средний диаметр уголковой:

(53)

Наружный диаметр уголковой насадки:

(54)

Диаметр трубы отсоса вычисляется по выражению следующего вида:

(55)

Расстояние от нижней кромки корпуса центробежного регулируемого газового сепаратора до верхнего предельного уровня жидкости определяется из выражения:

(56)

Расстояние до нижней кромки корпуса центробежного регулируемого газового сепаратора до верхнего предельного уровня жидкости определяется из выражения:

(57)

Высота угловой насадки:

(58)

Высота цилиндрической вставки:

(59)

Расстояние между завихрителем в раскрытом положении и цилиндрической вставкой вычисляется по выражению:

(60)

Длина сепарационной зоны вычисляется из выражения:

(61)

Расстояние от нижней кромки угловой насадки корпуса центробежного регулируемого газового сепаратора до кольцевой перегородки вычисляется

из выражения:

(62)

Расстояние от обреза трубы отсоса до верхней образующей сборника жидкости определяется из выражения следующего вида:

(63)

Расстояние от верхнего предельного уровня до верхней образующей сборника h8 определяется с учётом соблюдения расстояния h1 и размещения в сборнике вертикальной сетчатой насадки.

Расстояние от оси центробежного регулируемого газового сепаратора до сетчатой насадки определяется из выражения:

(64)

Расстояние от сетчатой насадки до оси входа потока газа отсоса:

(65)

Построение зависимостей, определяющих технологические возможности аппаратов.

Для сетчатых, жалюзийных и центробежных регулируемых газовых сепараторов необходимо произвести построение графической зависимости вида Q =f (P). При построении графической зависимости вида Q =f (P) необходимо определить действительные максимальную Qmax.д и минимальную Qmin.д производительности для необходимого и достаточного числа значений давления в интервале от Рmax до Рmin при расчётной температуре.

Действительная максимальная производительность аппарата вычисляется по формуле:

 (66)

Таким образом, максимальной производительности Qmax.д соответствует критическая скорость Wкр, а минимальной производительности Qmin.д для сетчатых и жалюзийных сепараторов соответствует минимальная скорость равная Wmin = 0,5 Wкр. В отдельных технически обоснованных случаях величина минимальной производительности Qmin.д для сетчатых газовых сепараторов она не регламентируется.

Величина минимальной производительности Qmin.д для центробежных регулируемых газовых сепараторов определяется минимальным зазором между конусами, значение которого составляет hmin = 5 мм и она определяется из выражения:

(67)

Значение величины коэффициента е в зависимости от диаметра сепаратора DВ представлено в таблице 4.

Таблица 4 - Зависимость коэффициента е от диаметра сепаратора DВ

Коэффициент е	Диаметр сепаратора DВ, м
0,0322	0,179
0,0392	0,245
0,0997	0,374
0,1164	0,550
0,1730	0,800

Действительная площадь сепарационного элемента в соответствии с принятыми конструктивными размерами вычисляется следующим образом:

а) для сетчатой насадки:

(68)

б) для жалюзийной насадки в расчётном сечении:

одноярусная насадка

(69)

двухъярусная насадка

(70)

где:

- площадь нижнего яруса; (71)

- площадь верхнего яруса; (72)

- площадь жалюзийных листов яруса; (73)

- количество жалюзийных листов i-ого яруса; (74)

д = 0,010 - шаг между жалюзийными листами на входе в насадку;

- наружный диаметр листов i-ого яруса насадки, м;

S - толщина жалюзийного листа, м;

- рабочая высота жалюзийного листа, м.

в) для центробежного регулируемого сепаратора:

(75)

DВ - внутренний диаметр газового сепаратора в формулах (68, 69, 70, 73), м.

Общий вид графической зависимости вида Q = f (P) представлен на рисунке В 15 (Приложение В).

Для центробежных регулируемых газовых сепараторов дополнительно производится построение графической зависимости высоты подъёма штока от относительной производительности. Значение высоты подъёма штока от относительной производительности определяется из следующего выражения:

(76)

Гидравлический расчёт газового сепаратора

Цель гидравлического расчёта - определение гидравлического сопротивления газового сепаратора и высоты гидравлического затвора сливных труб.

Определение гидравлических потерь

При определении гидравлических потерь должно выполняться следующее условие:

(77)

Величина гидравлического сопротивления для сетчатых и жалюзийных сепараторов определяется из выражения следующего вида:

(78)

где б = 1,1 - коэффициент неучтённых потерь.

Сопротивление рассчитываемого элемента определяется из выражения:

(79)

где Wi - скорость потока газа в рассматриваемом элементе, м/с.

Значения величин коэффициентов гидравлического сопротивления представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Коэффициенты гидравлического сопротивления отдельных элементов сепаратора

Показатель	Коэффициент гидравлического сопротивления
	Вход газа	Горизонтальный коагулятор	Сетчатая насадка	Жалюзийная насадка	Выход газа
Значение	1,0	рисунок В 16 Приложения В	50,0	400,0	0,5

Гидравлическое сопротивление для центробежных регулируемых газовых сепараторов рассчитывается путём суммирования сопротивлений входного и выходного участков по следующей формуле:

(80)

где - скорость потока газа в завихрителе, м/с;

- рабочая скорость потока газа в корпусе сепаратора определяемая из выражения:

(81)

- коэффициент гидравлического сопротивления входа потока газа;

- коэффициент гидравлического сопротивления выхода потока газа определяемый по графической зависимости приведенной на рисунке В 17 (Приложение В).

Определение высоты гидрозатвора сливных труб

Определение высоты гидрозатвора сливных труб осуществляется из следующего выражения:

(82)

где = 1,3…1,5 - коэффициент пульсации (задается);

- сопротивление газохода на участке слива жидкости.

При расчёте высоты гидрозатвора сливных труб должно соблюдаться следующее условие:

(83)

где Н - расстояние от верхнего обреза сливной трубы до верхнего предельного уровня жидкости в газовом сепараторе.

Газовые сепараторы сетчатые, жалюзийные, центробежные регулируемые (поверочный расчёт)

Соответствие действительного диапазона работы газового сепаратора по газу и жидкости заданному диапазону.

а) условия соответствия работы газового сепаратора по производительности можно представить следующими выражениями:

(84)

Действительные максимальная производительность Qmaxд при минимальном давлении Pmin и минимальная производительность Qminд при максимальном давлении Рmax определяется по формуле (66).

б) условия соответствия штуцеров входа и выхода потока газа. Величина действительной скорости потока газа в штуцерах входа и выхода потока газа должна находиться в области допускаемых скоростей ограниченных ломаными линиями 2 и 3 приведенных на рисунке В 11 (Приложение В), то есть:

(85)

где qг - объемный расход природного газа в рабочих условиях, м3/сут

в) соответствие действительного диапазона работы газового сепаратора по жидкости определяется из следующего выражения:

(86)

Таким образом, рабочий объём сборника жидкости можно рассчитать по следующему выражению:

(87)

где F - площадь смоченного периметра сборника жидкости в сечении перпендикулярном его оси, м2;

Lсб - длина цилиндрической части сборника жидкости.

Объём жидкости Vж поступающий в газовый сепаратор за время мин определяется из выражения (25).

Скорость потока жидкости в сливных трубах должна составлять: .

Действительная скорость слива потока жидкости в этом случае определяется из следующего выражения:

(88)

По результатам расчета, автором определены габаритные размеры двух сетчатых, двух жалюзийных и одного центробежного сепаратора. Подходящими сепараторами являются:

а) для первой ступени:

ГЦ - 8,8 - 179,

ГС - 8,8 - 600,

ГЖ - 8,8 - 800.

б) для второй ступени:

ГС - 6,3 - 600,

ГЖ - 6,3 - 800.

Расчёты приведёны в таблицах В 1 - В 8 (Приложение В).

3.5 Расчет норм расхода ингибитора гидратообразования для технологического оборудования УПГ.

Газ, поступающий из скважин, содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Жидкая фаза извлекается сепараторами различной конструкции. С помощью установок осушки газа на головных сооружениях снижается содержание паров воды.

При низком качестве осушки газа в газопроводе конденсируется влага, в результате чего снижается его пропускная способность и образуются кристаллогидраты.

Расчет составляющей нормы расхода реагентов жидкой фазы.

Составляющая норма расхода реагента, распределяющегося в жидкую фазу, рассчитывается по уравнению:

 (89)

где: Нж - составляющая нормы расхода реагента, распределяющегося в жидкую фазу, кг/1000 м3 газа;

- количество влаги, обрабатываемой реагентом, кг/1000 м3;

C1 - концентрация свежего (регенерированного) реагента, % маc;

C2 - концентрация отработанного (насыщенного) реагента, % маc.

Количество воды, выделяющееся из газа при его движении, т. е. то количество воды, которое должно быть обработано реагентом рассчитывают по уравнению:

(90)

где:

W1 - влагосодержание газа в начальной точке защищаемого участка, кг/1000 м3;

W2 - влагосодержание газа в конечной точке защищаемого участка, соответствующее температуре точки росы по влаге, необходимой для безгидратного режима обработки газа, кг/1000 м3;

Равновесное влагосодержание газа (Wi) определяется по следующей зависимости:

(91)

где:

W - влагосодержание газа, г/м3;

А - коэффициент, равный влагосодержаиию идеального газа;

В - поправка на неидеальность природного газа;

р - давление, МПа.

Коэффициенты А и В в зависимости от температуры даны таблице В 9 (Приложение В), для газа с =0,6, находящегося в контакте с пресной водой.

Если на месторождении наблюдается вынос пластовой воды, то значение начального влагосодержаиия Wi должно складываться из равновесного количества влаги и экспериментально определенного количества выносимой пластовой воды.

Концентрации отработанного ингибитора С2, является минимально необходимой концентрацией, достаточной для поддержания величины , обеспечивающей безгидратный режим обработки газа. Промежуточная (в расчетах) величина - степень необходимого понижения температуры - есть разность между равновесной температурой гидратообразования и температурой газа в конце защищаемого участка Т2.

Равновесная температура гидратообразования Травн. для газов с различным относительным (по воздуху) удельным весом определяется по таблице В 10 (Приложение В).

Поскольку одинаковый относительный удельный вес может быть у газов различного состава, то наиболее точно для каждого конкретного месторождения условия гидратообразования выражается экспериментальными данными, полученными в лабораторных или промысловых условиях. Особенно необходимо располагать экспериментальными, а не расчетными условиями гидратообразования для газоконденсатных месторождений, тем более для газоконденсатных сернистых месторождений.

Затем вычисляется величина:

(92)

После этого находят С2:

(93)

где:

М - молекулярный вес ингибитора, для метанола принимаем 32;

К - константа, определяемая экспериментально, для метанола принимаем 1295.

Начальную концентрацию применяемых ингибиторов C1 определяют либо по паспортным данным (или ГОСТам) на реагент, либо по данным с установок регенерации на местах. Ориентировочные значения C1 для метанола 96 - 98 % масс., для гликолей, вводимых в шлейфы и на установках НТС 75 - 85 % масс., для гликолей, применяемых на установках осушки 97 - 99 % масс., для растворов хлористого кальция - 30 - 35 % масс.

Таким образом, известно как определять все величины, входящие в уравнение (89).

Расчет количества реагентов в газовой фазе

Из рассматриваемых в настоящей работе реагентов в газовую фазу распределяется практически только метанол ввиду своей большой летучести. Составляющая нормы расхода метанола, переходящего в газовую фазу, зависит в первом приближении только от температуры и давления, определяется по уравнению:

(94)

где:

Нг - составляющая нормы расхода метанола, распределяющегося в газовую фазу, кг/1000 м3 газа;

- коэффициент распределения метанола, т. е. отношение содержания метанола в газе, необходимое для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости г/1000 м3, % мас.

Численные значения коэффициента распределения при высоких давлениях и температурах от -5 до +40° С даны в на рисунке В 18 (Приложение В).

При содержании отработанного (насыщенного) метанола в жидкой фазе более 30 % следует вводить поправку на содержание метанола в жидкости:

(95)

где:

- поправка на содержание метанола в жидкости, кг/1000м3.

Значения для концентраций даны на рисунке В 19 (Приложение В).

Как говорилось выше, свободный газ рассматриваемого месторождения однотипен по своему составу и физическим параметрам, с газом, добываемым на месторождениях Анивской группы: Восточно - Луговское, Южно - Луговское, Заречное и Благовещенское, поэтому расчет норм расхода ингибитора гидратообразования для Петропавловкого месторождения рассчитаем и примем, исходя из норм расхода для выше перечисленных месторождений.

Расчет норм расхода количества ингибитора на входных нитках и блоке редуцирования перед второй ступенью сепарации произведен по выше изложенной методике и приводятся в таблицах В 11 и В 12 (Приложение В).

4. Экономическая часть

4.1 Существующие утвержденные запасы газа и план прироста запасов

Проектом предусмотрено строительство и обустройство 3-х поисково-оценочных скважин, 5-ти эксплуатационных газовых скважин, строительство узла подготовки газа (УПГ), строительство магистрального газопровода от УПГ Петропавловское до ГРС с. Троицкое, реконструкция газораспределительной (ГРС) с. Троицкое.

Реализация проекта дает увеличение запасов газа на 2,2 млрд. м3. Поставки газа возрастут до 210 млн. м3 газа в год. В результате, помимо существующих потребителей, возможна газификация новых жилых районов г. Южно-Сахалинска и г. Анива (50-100 тыс. жителей), промышленных предприятий, сельскохозяйственных предприятий, производителей продуктов питания, торговых и спортивных комплексов региона, туристическо-рекреационных зон.

Реализация проекта позволит увеличить выручку от продажи газа до 450 млн. рублей в год, что в 9 раз превышает годовую выручку на сегодняшний день.

Налоговые поступления в бюджеты всех уровней также увеличатся в 9 раз, по сравнению с поступлениями 2006 г. и ранее, что составит ориентировочно 140 млн. в год (налог на добычу полезных ископаемых за счет увеличения объема добычи газа - 147 руб. м3, налог на имущество за счет ввода трех скважин, НДС, налог на прибыль за счет увеличения выручки от реализации газа).

Обслуживание и техническую эксплуатацию вновь введенных объектов ОГУП "Сахалинская нефтяная компания" планирует осуществлять за счет создания дополнительных рабочих мест в количестве 44 рабочих мест, также в сопутствующих отраслях до 150 рабочих мест.

Реализация данного проекта даст возможность обеспечения Южно-Сахалинска и других районов области в растущей потребности электроэнергией, что будет способствовать реализации проектов жилищного строительства Анивского района и г. Южно-Сахалинска, развитию промышленности, сельского хозяйства, пищевой промышленности в Сахалинской области, а также прочим социально значимым проектам региона.

Окупаемость проекта составит порядка 14 лет после начала промышленной эксплуатации месторождения.

Существующие утвержденные запасы газа на сегодняшний день составляют 2,3 млрд. м3 (Восточно-Луговское, Южно-Луговское, Благовещенское и Заречное месторождения).

По результатам сейсморазведочных работ выявлены достаточно надежные показатели запаса газа на Южно-Анивской площади. Примерные ресурсы этой площади оцениваются в 2,2 млрд. м3 газа.

При условии освоения Петропавловской площади суммарный объем запасов природного газа составит порядка 4,5 млрд. м3.

Следует учитывать, что по результатам разведочного бурения запасы могут снизиться на 30 - 70 %. Однако существующая практика разработки месторождения Южно-Луговского и Золоторыбного показывает, что в результате геологоразведочного бурения и эксплуатации скважин этих месторождений от момента выдачи лицензии (сейсмических работ и оценки газоносности) до утверждения промышленных объемов возросли на 35 %. Имея данные показатели, вероятность подтверждения запасов примем с коэффициентом 0,85. То есть расчетный объем запасов составит 4,17 млрд. м3 газа.

При условии добычи 5 % от утвержденного запаса газа годовой объем поставок газа принимаем в размере 208 млн. м3 в год. При оптимистичном развитии событий возможно добывать до 264 млн. м3 в год.

4.2 Потребности в природном газе

Согласно представленной таблице Г 1 Приложения Г, на сегодняшний день потребителями природного газа являются установки ГТУ для выработки электроэнергии, газификация новых жилых районов города Южно-Сахалинска и города Анива, промышленные предприятия, сельскохозяйственные предприятия, производители продуктов питания, торговые и спортивные комплексы региона. Разработка и освоение Петропавловского месторождения даст возможность покрыть более 50% этих потребностей.

Капитальные затраты

Строительство (Таблица Г 2 Приложение Г «План капитальных вложений”)

Капитальный ремонт

Ежегодно необходимо проводить капитальный ремонт газовых скважин в объеме, не менее 10 % от существующего фонда скважин. В таблице Г 3 Приложения Г приведен расчет амортизации основных средств.

Таблица 6 - Затраты на капитальный ремонт.

Кол-во эксплуатационных скважин, в т.ч. по годам	Затраты на капитальный ремонт, млн. руб.
	2007 г.	2008 г.	2009-2011 г.	с 2012 г.
2007 - 14	5
2008 - 17		10
2009-2011 - 17			15
С 2012 - 22				20

Тариф на газ

Потребителям газа устанавливается цена, которая складывается из цены добычи газа и тарифа на услуги по транспортировке газа. Цена добычи устанавливается предприятием самостоятельно по согласованию с РЭК Сахалинской области за 1 тыс. м3 газа. Тариф на услуги по транспортировке газа дифференцирован по видам газопроводов и по группам потребителей. Цены на услуги по транспортировке подлежат регулированию в Федеральной службе по тарифам.

Для тех потребителей, которым транспортировка газа осуществляется и по магистральному, и по распределительному газопроводам цена услуг по транспортировке суммируется.

Учитывая сложный процесс формирования конечного тарифа, для дальнейших расчетов будем применять усредненный тариф на газ, рассчитываемый по следующей формуле:

Тариф на газ = (Сумма затрат на добычу и транспортировку газа + Прибыль)/объем реализации газа. Расчет тарифа на газ приведен в таблице Г 4 Приложения Г.

4.3 Показатель эффективности реализации проекта

Расчет основных показателей финансовой эффективности проекта приведен в таблице Г 5 Приложения Г. В таблице приведены основные показатели для расчета срока окупаемости проекта.

Срок окупаемости относится к числу наиболее часто используемых показателей эффективности инвестиций.

Цель данного метода состоит в определении продолжительности периода, в течении которого проект будет работать, что называется, «на себя». При этом весь объем генерируемых проектом денежных средств, главным составляющим которого является чистая прибыль и сумма амортизационных отчислений (то есть чистый денежный поток), зачитывается как возврат на первоначально инвестированный капитал.