В течение ближайших десяти лет основными ремонтными работами на месторождении останутся ликвидация негерметичности колонн, изоляция водопритоков пластовых вод с помощью колтюбинговой техники, а также вывод скважин из бездействующего фонда методом гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией притока пластовых вод и закреплением скелета горных пород. В последующие годы начнутся работы и по ликвидации скважин, выполнивших свое назначение.

Ликвидацию межколонных газопроявлений рекомендуется производить путем закачивания в межколонное пространство герметизирующих композиций или вязко-упругих систем (ВУС-1, ВУС-2 или ВУС-3).

Для промывки песчаных пробок необходимо использовать колтюбинговую технику. В качестве промывочной жидкости рекомендуется использовать двухфазные пенные системы на основе чистой технической воды с добавками ПАВ - пенообразователей.

При ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн возможна установка дополнительной колонны меньшего диаметра или ДОРНа, закачка в интервал негерметичности облегченного тампонажного материала или герметизирующей композиции на основе смол.

Для предотвращения обводнения скважин и абразивного износа оборудования, связанных с появлением в обозримом будущем в продукции скважин воды и песка, следует предусмотреть проведение ремонтных работ по изоляции притока пластовой воды и закреплению призабойной зоны. Ремонтно-изоляционные работы рекомендуется проводить с помощью колтюбинговой техники в соответствии с действующим на месторождении технологическим регламентом.

Для изоляции пластовых вод рекомендуется использовать различные селективные изоляционные материалы, например, композицию из ацетона, стиромали и кремнийорганической жидкости АКОР-Г. Вместо АКОР-Г можно использовать водоизолирующие композиции на основе поливинилового спирта ПВС-1В и гидрофобной кремнийорганической жидкости ГЮК-11Н, а также водоизолирующие составы ВИС-1, ВИС-2 или ВИС-3. Для повышения надежности изоляции водопритока рекомендуется в скважинах устанавливать водоизоляционные экраны путем закачки в пласт селективной изоляционной композиции на основе модификатора с гидрофобной кремнийорганической жидкостью или на основе этилсиликатов с гидрофобной кремнийорганической жидкостью.

Для предотвращения выноса песка и закрепления скелета горных пород в конструкции газоконденсатных скважин заложен фильтр ФС-127. Кроме того, для закрепления скелета пород рекомендуется использовать различные закрепляющие материалы, например, композицию из раствора хлористого кальция, кубовых остатков фурилового спирта (КОФС) и конденсата или состав из алкилрезорциноформальдегидной смолы (ФР-100), параформа (механической смеси параформальдегида и древесной муки) и бикарбоната натрия (наполнителя).

Консервацию скважин рекомендуется производить путем заполнения интервала перфорации специальной жидкостью, обеспечивающей сохранение коллекторских характеристик продуктивного пласта, а остальной части ствола, включая и верхнюю часть скважины, - незамерзающей жидкостью. Цементные мосты над интервалом перфорации не устанавливаются.

Устьевое оборудование следует защищать от коррозии, с устьевой арматуры снимаются штурвалы и манометры, на отводах установливаются заглушки.

Ликвидацию скважин рекомендуется производить путем установки цементных мостов в интервале продуктивного пласта и в башмаке кондуктора. Устье ликвидированных скважин необходимо оборудовать бетонной тумбой или герметизировать цементным раствором путем закачивания его во внутренние полости колонной и трубной головок в соответствии с действующими на месторождении технологическими регламентами.

5. Анализ технологии подготовки валанжинского газа на уКпг-1В Ямбургского месторождения

5.1 Схема сбора продукции газоконденсатных скважин

Газоконденсатный комплекс Ямбургского месторождения представляет из себя централизованную схему сбора газа от кустов газоконденсатных скважин на установки первичной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В и центральную установку комплексной подготовки газа УКПГ-1В. На УППГ осуществляется ввод в межпромысловые коллектора метанола и подогрев части газа первичной сепарации, с целью обеспечения безгидратного транспорта пластовой газоконденсатной смеси до пункта окончательной подготовки - УКПГ-1В (Рис. 5.1.).

К настоящему времени на всех трех пунктах сбора газа обустроено и находится в эксплуатации 53 куста газоконденсатных скважин с количеством скважин в кусте от 3 до 14. В среднем на кусте размещается по 6 - 7 скважин. Минимальные устьевые давления на 2006 г. составляли по району УКПГ-1В - 9,0 МПа, УППГ-2В - 9,58 МПа, УППГ-3В - 9,37 МПа.

Существующая схема газосбора - преимущественно лучевая, от каждого куста скважин к входной гребенке пункта сбора проложен единый трубопровод. В нескольких случаях трубопроводы от двух-трех кустов (не более 18 скважин) объединены в общий коллектор. Диаметры газосборных трубопроводов от 168 мм до 325 мм. Максимальные длины от куста до сборного пункта составляют менее 13 км.

Для доразработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения на полное развитие предлагается бурение 108-ми наклонно-направленных скважин. Исходя из размещения забоев скважин, топографии местности и расположения существующих объектов инфраструктуры, скважины объединены в кусты по три - шесть скважин, в основном по пять скважин.

Количество кустовых площадок - 25 шт. Все площадки вынесены за пределы водоохранных зон. Максимальные расстояния от кустов до сборных пунктов в некоторых случаях достигают 22 км. Размещение перспективных кустов скважин на газоконденсатном промысле приведено на Рис. 5.2.

Рисунок 5.1 - Структурно-технологическая схема подготовки валанжинского газа Ямбургского ГКМ

В соответствие с ВНТП 01-81 («Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа») обвязка эксплуатационных скважин куста должна предусматривать:

- возможность работы как по насосно-компрессорным трубам (НКТ), так и по затрубному пространству;

- автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа или увеличения давления выше рабочего с установкой клапана-отсекателя;

- термокарманы для замера температуры газа на устье, до и после регулятора давления;

- установку предохранительных клапанов для защиты шлейфа от превышения давления;

- возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке и т.п., а также по исследованию скважин;

- отвод газа на факел при продувке скважин и при срабатывании предохранительных клапанов.

Система промыслового сбора газа предназначена для сбора и транспорта добываемого газа от кустов скважин до установки комплексной подготовки газа УКПГ-1В и установок предварительной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В.

На большинстве газоконденсатных месторождений Западной Сибири принята лучевая схема сбора газа, обеспечивающая более высокую надежность системы и эффективный контроль над работой кустов и скважин по сравнению с коллекторной схемой сбора. Однако из-за больших расстояний от добывающих кустов скважин до установок подготовки газа и, соответственно, большой металлоемкости газосборных сетей, рассчитаны параметры шлейфов для коллекторно-лучевой и лучевой систем сбора продукции скважин с целью проведения сравнительного экономического анализа.

Подбор диаметров шлейфов выполнен из условия допустимой скорости газа в трубе равной 25 м/с и обеспечения давления на входе в УКПГ, УППГ не ниже давления газа в подходящих к ним существующих шлейфах. Расчеты вновь вводимых шлейфов выполнены для двух вариантов отбора газа: для поддержания добычи газа по месторождению на уровне 15 и 18 млрд. м³/год, соответственно.



Рисунок 5.2 - Параметры коллекторно-лучевой системы газосбора для поддержания добычи 15 млрд. м³/год

Расчет необходимых диаметров шлейфов проводился с ограничением максимального диаметра до величины не более Ду=500 мм. При необходимости прокладки трубопровода большего диаметра принято решение о строительстве параллельного трубопровода и определен год его ввода в эксплуатацию.

Режим работы большинства теплоизолированных шлейфов надземной прокладки от кустов и скважин в зимний период гидратный, поэтому предусмотрена подача метанола на кусты скважин от УКПГ и УППГ.

В соответствие с ВНТП 01-81 («Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа») обвязка эксплуатационных скважин куста должна предусматривать:

- возможность работы как по насосно-компрессорным трубам (НКТ), так и по затрубному пространству;

- автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа или увеличения давления выше рабочего с установкой клапана отсекателя;

- термокарманы для замера температуры газа на устье, до и после регулятора давления;

- установку предохранительных клапанов для защиты шлейфа от превышения давления;

- возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке и т.п., а также по исследованию скважин;

- отвод газа на факел при продувке скважин и при срабатывании предохранительных клапанов.

Для обеспечения надежности работы клапанов-отсекателей и предохранительных клапанов рекомендуется предусмотреть электрообогрев корпусов этих клапанов греющим кабелем. Кроме этого рекомендуется предусмотреть подачу метанола на седла клапанов, где возможно гид-ратообразование при их срабатывании, а также после регулятора давления на трубопроводе подачи газа на факел для предотвращения гидратообразования при снижении температуры газа после регулятора.

Система промыслового сбора газа предназначена для сбора и транспорта добываемого газа от кустов скважин до установок комплексной подготовки газа УКПГ-1В и установок предварительной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В.

На большинстве газоконденсатных месторождений Западной Сибири принята лучевая схема сбора газа, обеспечивающая более высокую надежность системы и эффективный контроль над работой кустов и скважин по сравнению с коллекторной схемой сбора. Однако из-за больших расстояний от добывающих кустов скважин до установок подготовки газа и, соответственно, большой металлоемкости газосборных сетей, рассчитаны параметры шлейфов для коллекторно-лучевой и лучевой систем сбора продукции скважин с целью проведения сравнительного экономического анализа.

Расчет необходимых диаметров шлейфов проводился с ограничением максимального диаметра шлейфа: не более Ду=500 мм. При необходимости прокладки трубопровода большего диаметра принято решение о строительстве параллельного трубопровода и определен год его ввода в эксплуатацию.

Режим работы большинства теплоизолированных шлейфов надземной прокладки от кустов и скважин в зимний период гидратный, поэтому предусмотрена подача метанола на кусты скважин от УКПГ.

Расчеты газосборных сетей на прочность выполнены в соответствии с требованиями СП 34-116-97 с использованием ЭВМ по программе «Excel» на давление газа 16 МПа. Газосборные сети отнесены ко II категории.

Анализ результатов гидравлического и теплового расчетов системы внутрипромыслового транспорта газа и расхода метанола в динамике с начала ввода кустов в эксплуатацию. показывает, что металлоемкость принятых к расчету систем газосбора примерно одинакова, однако общая длина газосборных сетей при лучевой схеме возрастает более чем на 30%.

Экономические показатели вариантов при применении лучевой и коллекторно-лучевой схем незначительно свидетельствует о приемуществах последней, которая и рекомендована для практической реализации.

Для выхода на предлагаемые к размещению кусты скважин необходимо с 2006 по 2015 годы построить 87,5 км подъездных автодорог V категории с грунтовым покрытием. Для бурения скважин и обеспечения кустов электроэнергией в период эксплуатации необходимо за тот же период протянуть около 80-ти км ВЛ-6 кВ или 10 кВ отпайками от существующих линий электропередач. В капитальных вложениях учтены также затраты на сооружение метанолопроводов, разработки карьеров грунта, отсыпки кустовых площадок.

Для подключения вновь вводимых кустов скважин необходимо предусмотреть расширение входной гребенки на УКПГ-1В сооружением отдельного блока с подключением его к общему коллектору. На остальных пунктах сбора газа имеются резервы для подключения дополнительных шлейфов.

5.2 Технологическая схема подготовки газа и конденсата

Товарной продукцией УКПГ-1В являются:

· природный газ, соответствующий ОСТ 51.40-93, подаваемый в межпромысловый коллектор с температурой минус 2-5°С и давлением до 6,0 МПа;

· нестабильный газовый конденсат, соответствующий ТУ 05751745-02-88, подаваемый в магистральный конденсатопровод с температурой минус 4-5°С и давлением до 7,5 МПа.

В процессе подготовки газа используется:

- ингибитор гидратообразования - метанол;

- абсорбент углеводородов - охлажденный конденсат 1-ой ступени сепарации.

Таблица 4 - Характеристики пластовой газоконденсатной смеси

Компоненты	Молекулярная масса, кг/моль	% мольные
N2	28	0,68
СО2	44	0,3
СН4	16	89,64
С2Н6	30	4,54
С3Н8	44	1,99
i-С4Н10	58	0,48
n-С4Н10	58	0,47
С5+	115	1,9

Исходным сырьем для получения товарного газа и конденсата на УКПГ-1в служит пластовый газ валанжинских залежей ЯГКМ.

Удельный выход нестабильного газового конденсата при применении процесса НТА, давлении 6,0 МПа и температуре минус 25°С ~ 120 г./м³.

В качестве ингибитора гидратообразования принят метанол (ГОСТ 2222-78).

Физико-химическая характеристика:

Химическая формула - СНзОН

Молекулярный вес - 32,04

Плотность при 20°С - 0,79

Температура кипения,°С - 64,7

Температура замерзания,°С - минус 97,1

Температура плавления,°С - минус 93,9

Пластовый газ с давлением до 11 МПа и температурой 15-30°С от кустов скважин поступает на узлы входа шлейфов. Схема узлов входа шлейфов обеспечивает продувку шлейфов на ГФУ и вывод на режим, снижение давления газа до требуемого на входе в УКПГ, защиту от превышения давления.

С узлов входа шлейфов сырой пластовый газ по 2 коллекторам с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С поступает в сепараторы С-1 пункта сепарации I очереди.

Пункт сепарации пластового газа предназначен для отделения газа от конденсата, пластовой или метанольной воды и механических примесей.

Сырой пластовый газ от ППА по коллекторам с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С поступает в сепараторы С-1/1-3, в которых происходит отделение от газа конденсата, пластовой воды и механических примесей.

Из сепараторов С-1 сырой газ, частично освобожденный от конденсата, пластовой воды и механических примесей, поступает на установку подготовки газа и извлечения конденсата в абсорберы А-1/1-3.

Конденсат с пластовой водой из сепараторов С-1/1-3 поступает на установку подготовки газа и извлечения конденсата в разделители Р-1/1-4.

В продувочном сепараторе С-2 дегазируются поступившие из пробкоуловителя конденсат, пластовая вода, которые из сепаратора С-2 поступают в трубопровод подачи конденсата из сепараторов С-1/1-3 в разделители Р-1/1-4.

Газ из сепаратора С-2 поступает в трубопровод подачи сырого газа из сепараторов С-1/1-3 в абсорберы А-1/1-3.

Для сокращения потерь метанола схемой предусматривается подача части водометанольного раствора (ВМР), отбираемого с «полуглухой» тарелки абсорбера А-1/1-3, в разделители Р-2 для разбавления водометанольной фазы, что снижает растворимость метанола в углеводородном конденсате. В низкотемпературных абсорберах А-2/1-3, состоящих из кубовой, абсорбционной и сепарационной секций производится извлечение углеводородов абсорбентом - охлажденным конденсатом, подаваемым из разделителей Р-1/1-4.

Для охлаждения газа применяются воздушные холодильники ВХ-1/1-8, турбодетандерные агрегаты БТД-1/1-6, работающие по схеме «компрессор-турбина». Для рекуперации холода газовых и конденсатных потоков используются кожухотрубчатые теплообменники Т-1/1-3 (газ-газ), Т-2/1-6 (газ-конденсат) и Т-3/1-6 (конденсат-конденсат). Теплообменники Т-1/1-3 обвязаны параллельно по трубному и межтрубному пространству. Теплообменники Т-2/1-6 и Т-3/1-6 смонтированы попарно в 3-й группы теплообменников. Теплообменники Т-2/1-6 и Т-3/1-6 по межтрубному пространству обвязаны последовательно - параллельно.

Для предотвращения гидратообразования производится подача метанола через панели ИНГ-2 и систему трубопроводов индивидуальной подачи в следующие точки:

на вход газа в турбины турбодетандерных агрегатов БТД-1/1-6;

на вход газа в воздушные холодильники ВХ-1/1-8;

на вход газа в трубное пространство теплообменников Т-1/1-3;

на вход газа в трубное пространство теплообменников Т-2/1-6;

на вход конденсата в трубное пространство теплообменников Т-3/1-6.

В низкотемпературных сепараторах С-3/1-3 отделяется конденсат и ВМР, выделившиеся при охлаждении газа в воздушных холодильниках ВХ-1/1-8 и теплообменниках Т-1/1-3.

В разделителях Р-1/1-4 разделяются конденсат и метанольная вода, выделившейся в сепараторах С-1/1-3 и сепарационной секции абсорберов А-1/1-3.

Сырой газ, с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С, из пункта сепарации пластового газа по коллектору через входные пневмокраны Г-201/1-3 поступает в абсорберы А-1/1-3, в которых последовательно проходят секции:

- сепарационную, где происходит отделение газа от конденсата и пластовой воды, которые через клапан-регулятор уровня поз. КРУ-2, дроссельную шайбу поступают в разделители Р-1/1-4;

- отдувочную, где происходит отдувка газом метанола из ВМР с концентрацией 80-85% масс., подаваемого на верхнюю тарелку секции насосами И-10/3-13 из емкости Е-4 установки регенерации метанола;

- фильтрующую, где капельный ВМР, выносимый потоком газа, коагулируется на сетке фильтра, стекает в коллектор насыщенного ВМР и поступает в разделители Р-3/1-2.

С полуглухой тарелки отдувочной секции, ВМР с концентрацией метанола 40-65% масс., поступает в разделители насыщенного ВМР Р-3/1-2 установки регенерации метанола и далее в разделители II ступени Р-2.

Газ из абсорберов А-1/1-3 поступает по коллектору на компрессоры турбодетандерных агрегатов БТДА-1/1-6.

Газ после компрессоров БТДА-1/1-6 поступает в воздушные холодильники ВХ-1/1-8, где охлаждается до температуры 4-18°С.

В холодный период года при давлении газа на входе в С-1 >8,7 МПа достижение температуры НТА минус 29-30°С возможно без применения турбодетандерных агрегатов БТДА-1/1-6 за счет дроссель-эффекта, получаемого на клапане-регуляторе давления КРД-2, при этом газ проходит по байпасам компрессора и турбины БТДА.

Недостатком технологической схемы является то, что входные и выходные коллекторы АВО газа изготовлены из нехладостойкой стали. Для предотвращения разрушения коллекторов при температурах ниже минус 20°С предусмотрен электрообогрев коллекторов, осуществляемый греющим кабелем типа КМЖ, который обеспечивает плюсовую температуру стенок коллекторов и патрубков при температуре окружающего воздуха до минус 54°С.

Из воздушных холодильников ВХ-1/1-8 газ поступает в трубное пространство обвязанных параллельно теплообменников Т-1/1-3 (газ-газ) и Т-2/1-6 (газ-конденсат), при этом количество газа, поступающего в Т-2/1-6 регулируется клапаном-регулятором поз. КРТ-2 по температуре конденсата, направляемого в выветриватель В-2 (в насосную конденсата).

В теплообменниках газ охлаждается поступающими в межтрубное пространство потоками:

газа в Т-1 /1 -3 - из абсорберов А-2/1 -3 с температурой минус 25-30°С;

конденсата в Т-2/1-6 - из теплообменников Т-3 или разделителей Р-2 с температурой минус 15-11°С.

Из теплообменников Т-1/1-3 и Т-2/1-6 охлажденный газ под давлением 8,5-10,5 МПа, с температурой 4-+15°С поступает в низкотемпературные сепараторы С-3/1-3, где от газа отделяется жидкая фаза, которая поступает в трубопровод подачи конденсата в выветриватель В-2.

Из сепараторов С-3/1-3 большая часть газа (80%) направляется в турбины ТДА-1/1-6, где за счет расширения до давления 5,5-6,4 МПа, охлаждается до температуры минус 23-28°С, и далее - в абсорберы извлечения тяжелых углеводородов А-2/1-3.

Остальной газ (20%) поступает в качестве активного в эжекторы ЭГ-1/1-3. Пассивным являются газы выветривания из разделителей Р-2, выветривателя В-2 и емкостей Е-101.

В зимний период при работе I очереди по дроссельной схеме, а II - с включением ТДА, количество активного газа не регламентируется и поэтому эжекторы I очереди могут принять также газы выветривания из разделителей Р-2 р II очереди, обеспечивая более устойчивый режим работы ТДА II очереди.

Смесь газов с давлением 5,5-6,4 МПа направляется в общий коллектор входа в абсорберы А-2/1-3.

Остаток потока газа после С-3/1-3, не используемый в эжекторах, дросселируется, проходя клапаны-регуляторы КРД-2 и также поступает в абсорберы А-2/1-3.

Генпроектировщиком Ямбурга - институтом «Южниигипрогаз» проведение процесса низкотемпературной абсорбции разрешено при температуре не ниже минус 30°С.

В абсорберах извлечения тяжелых углеводородов А-2/1-3 газ последовательно проходит секции:

- абсорбционную, в которую поступает на нижнюю тарелку. В абсорбционной секции происходит извлечение (абсорбция) из газа углеводородов С₃₊ охлажденным конденсатом из разделителей Р-1/1-4, подаваемым на орошение на верхнюю тарелку;

- сепарационную, где происходит отделение газа от капельного конденсата, выносимого потоком газа.

При неработающих БТДА-1/1-6 газ из сепараторов С-3/1-3 поступает в качестве активного газа в эжекторы ЭГ-1/1-3, смонтированные параллельно, эжектируя газы выветривания из выветривателя В-2 и разделителей Р-2/1-3. Производительность эжекторов определяется применением соответствующих вставок-сопел. Из эжекторов ЭГ-1/1-3 смесь газов поступает в трубопровод подачи газа в абсорберы А-2/1-3, после клапана-регулятора давления КРД-2.

Схемой предусмотрена подача активного газа на эжекторы ЭГ-1/1-3 после абсорберов А-1/1-3 при возникновении избытка холода в зимний период.

Из абсорберов А-2/1-3 осушенный газ под давлением до 6,0 МПа с температурой минус 25-30°С поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-1/1-3.

Из межтрубного пространства теплообменников Т-1/1-3 газ с температурой минус 2-5°С поступает на узел хозрасчетного замера, состоящий из трех параллельных ниток с замерными диафрагмами.

Из замерного узла товарный газ по коллектору Ду 1000 направляется в межпромысловый коллектор.

В разделителях Р-1/1-4 происходит разделение конденсата от пластовой воды и метанола и дегазация жидкой фазы. Газ из разделителей Р-1/1-4 поступает в кубовую секцию абсорберов А-2/1-3.

Водометанольный раствор из разделителей Р-1/1-4 через клапан-отсекатель поз. КРУ-4 поступает на установку регенерации метанола.

Конденсат из разделителей Р-1/1-4 через клапан-регулятор уровня КРУ-5 направляется в трубное пространство теплообменников Т-3/1-6, где охлаждается до температуры минус 22-25°С конденсатом, поступающим в межтрубное пространство из кубовой части абсорберов А-2/1-3, и направляется на орошение верхней тарелки абсорбционной секции абсорберов А-2/1-3.

В абсорберах А-2/1-3 конденсат с полуглухих тарелок абсорбционной и сепарационной секций поступает в кубовую секцию. Из кубовой секции абсорберов А-2/1,3 конденсат подается в межтрубное пространство теплообменников Т-3/1-6 (конденсат-конденсат), а затем Т-2/1-6 (газ-конденсат), где газом, подаваемым в трубное пространство, регулируется температура конденсата, поступающего из Т-2 в выветриватель В-2.

Особенностью обвязки вывода конденсата из кубовой секции абсорбера А-2/2 является то, что клапан-регулятор уровня КРУ-6 установлен на трубопроводе после теплообменников Т-2/1-6, Т-3/1-6.

После теплообменников Т-2/1-6, Т-3/1-6 конденсат с температурой 2-7°С поступает в выветриватель В-2. Для снижения потерь метанола с углеводородным конденсатом после монтажа дополнительных трубопроводов конденсат после теплообменников Т-3 подается на разгазирование в выветриватель В-2, разделители Р -2 и емкости Е-101, а затем насосами Н-20 возвращается на нагрев в теплообменники Т-2 и далее - на хозрасчетный замер и в магистральный конденсатопровод.

Рисунок 5.3 - Принципиальная схема технологической линии УКПГ-1В Ямбургского месторождения

Описанная выше схема ПНТА в реализованном на УКПГ-1В варианте имеет два основных отличия от широко распространенной на газоконденсатаых промыслах Западной Сибири схемы НТС.

Первое заключается в том, что осушка газа по воде перенесена из низкотемпературного сепаратора в абсорбер первой ступени А-1. Однако достижение требуемой степени осушки газа по воде непосредственно в абсорбере А-1 проблематично - окончательная осушка происходит в сепараторе С-3 и низкотемпературном абсорбере А-2. При этом газ в А-1 насыщается метанолом в весьма значительной степени, а в С-3 и А-2 метанол из газового потока растворяется в конденсате, в результате чего содержание метанола в товарном конденсате УКПГ-1В Ямбургского месторождения значительно выше, чем в товарном конденсате промыслов северных месторождений, работающих по технологии НТС.

Второе принципиальное отличие технологии ПНТА от технологии НТС заключается в том, что осушке газа по углеводородам происходит не в низкотемпературном сепараторе, а в низкотемпературном абсорбере, в который противотоком подается абсорбент - конденсат с первой ступени сепарации. Сделано это с целью дополнительного извлечения углеводородов (пропана и более тяжелых) из потока газа и перевода их в конденсат. Однако, выполненный по результатам комплексных обследований сравнительный анализ распределения углеводородов газоконденсатных флюидов различных месторождений по продуктам промысловой подготовки показал, что дополнительное извлечение по схеме ПНТА достигается лишь для легких углеводородов от пропана до пентанов, а для более тяжелых (которые прежде всего и нужны для переработки) такого эффекта не наблюдается. Негативно характеризует технологию ПНТА также тот факт, что при контакте в абсорбере А-2 тяжелого конденсата с газом, насыщенным метанолом, происходит интенсивное растворение метанола в конденсате. В результате этого технология ПНТА характеризуется повышенным расходом метанола. Наконец, подача тяжелого конденсата в низкотемпературный абсорбер может привести к выпадению парафинов, что и реально происходило в начальный период разработки и при подключении новых объектов разработки с начальным пластовым флюидом, в частности, УППГ-2В.

Таким образом, на основе анализа схемы УКПГ-1В Ямбургского месторождения можно заключить, что технология ПНТА не только не имеет явных преимуществ по сравнению с широко распространенной на севере Тюменской области технологией НТС, но и уступает ей по расходу метанола и по степени защиты от парафинизации оборудования. В частности, по данным ООО ВНИИГАЗ в настоящее время УКПГ-1В работает с пониженной эффективностью относительно потенциальной. Одна из главных причин такого положения заключается в наличии тугоплавких парафинов в газоконденсатном флюиде со скважин УППГ-2В, вследствие чего снижаются коэффициенты теплопередачи в теплообменном оборудовании в результате выпадения парафинов, а также возникают серьёзные осложнения в работе абсорберов А-2. Это вынуждает эксплуатировать А-2 при более высоких температурах (минус 27 - 29°С) - на 5 градусов выше достигнутого ранее уровня, это сопровождается снижением выхода товарного НК приблизительно на 5%.

Проанализируем состояние и эффективность промысловой технологии газоконденсатных залежей Ямбургского месторождения. УКПГ-1В работает с 1991 года. За истекший период проведен ряд реконструкций, которые исправили ошибки проекта и повысили её эффективность технологии как по выходу целевого продукта (нестабильного конденсата), так и в части предупреждения гидратообразования. В частности, реконструирована схема осушки газа по воде в абсорбере А-1. По проекту осушка газа производилась раствором диэтиленгликоля. В результате реконструкции по соображениям технологической и экономической эффективности ДЭГ заменили на концентрированный ВМР. Таким образом, два реагента были заменены на один, что значительно упростило эксплуатацию технологии. При этом практически в абсорбере А-1 реализована схема отдувки метанола, подобная реализованной на промыслах Уренгойского месторождения и показавшая весьма высокую эффективность.

Кроме реконструкции схемы осушки газа на УКПГ-1В завершена полная реновация турбохолодильной техники с заменой СПЧ на изделия АО «Турбохолод». Также построена дожимная компрессорная станция ДКС-1 В-в настоящее время на ней проводятся пуско-наладочные работы.

По предоставленной ООО ВНИИГАЗ информации показатели работы основных аппаратов УКПГ-1 В характеризуются следующим образом.

Первичные сепараторы С-1. Работают под давлением 8.7… 8.5 МПа в диапазоне нагрузок по газу от 240 тыс. м³/ч (5.8 млн. м³/сут) до 330 тыс. м³/ч (7.9 млн. м³/сут) и все без исключения характеризуются низкой эффективностью: уносы жидкости с газом достигают 10 г./м³, что значительно превышает паспортное значение (0.02 г./м³). Экспертный анализ поведения аппарата в условиях переменной загрузки позволил сделать предположение о том, что в аппаратах произошло механическое нарушение целостности сепарирующих устройств. Необходима ревизия и замена конструктивных элементов.

Сепараторы ГС-1 ДКС-1В. В процессе пробного пуска ДКС (апрель 2004 г.) из шести сепараторов ГС-1 в работе находились четыре. ГС-1 работали под давлением 7.9 МПа в диапазоне нагрузок по газу от 190 тыс. м³/ч (4.5 млн. м³/сут) до 235 тыс. м³/ч (5.6 млн. м³/сут) и все без исключения характеризовались уносами от 0.14 до 2 г/м³, что превышает технические требования качества газа для нагнетателя 108-41-1 Л ГПА-10ДКС-02 «Урал» (0.010 - 0.015 г./м³). Необходима ревизия сепараторов и замена конструктивных элементов.

Промежуточные сепараторы С-3. Работают под давлением 8.1 - 8,3 МПа (зимой) и 9.3 -9.5 МПа (летом) в диапазоне нагрузок по газу от 240 тыс. м³/ч (5.8 млн. м³/сут) до 315 тыс. м³/ч (7.6 млн. м³/сут). Аппараты характеризуются уносами: от категории «следы» до 0.5 г./м³, что нежелательно по условиям работы турбодетандера.

Трёхфазные разделители Р-1. Работают под давлением 5.2 - 6.0 МПа и температуре 15 -20°С. Данные аппараты разделяют газ дегазации конденсата, водометанольный раствор (ВМР) и углеводородный конденсат, который далее охлаждается в Т-3 и поступает на орошение абсорбера А-2. Содержание метанола в ВМР составляет от 1 - 2% масс. летом до 10% масс. зимой, что является следствием более жестких гидратных условий работы систем сбора газа.

Трёхфазные разделители Р-2. Работают под давлением 3.3 МПа и температуре минус 4-6°С. Данные аппараты разделяют газ дегазации конденсата, ВМР и углеводородный конденсат, обеспечивая требования к товарному нестабильному конденсату по содержанию лёгких углеводородов и давлению насыщенных паров. Содержание метанола в ВМР составляет от 79 до 83% масс.

Абсорберы А-1. Эксплуатируются в режиме отдувки метанола, работают под давлением 8.6 - 8.4МПа. Аппараты характеризуются низкой степенью отдувки метанола в зимнем периоде года, что объясняется довольно большим его содержанием в поступающем газе.

Рекуперативные теплообменники Т-1 (газ-газ). Важная ступень в системе охлаждения газа. Расчётные коэффициенты теплопередачи составили в среднем 140 - 240 Вт/м² К, что следует признать недостаточно высокими.

Рекуперативные теплообменники Т-2 (газ-конденсат). Характеризуются значительным запасом по теплообменной поверхности, поэтому без проблем справляются со своей задачей, несмотря на невысокое значение расчётного коэффициента теплопередачи (50 - 70 Вт/м²К),

Рекуперативные теплообменники Т-3 (конденсат-конденсат). Характеризуются недостаточно полным охлаждением конденсата - орошения А-2: средние значения температуры конденсата на выходе из трубного пучка составили от минус 8 до минус 12°С. По технологическим показаниям (стремление достичь максимально возможного извлечения товарного конденсата) желательно, чтобы температура орошения абсорбера А-2 была ниже минус 20°С. Расчётные значения коэффициента теплопередачи, полученные в результате математического моделирования соответствующих режимов работы УКПГ-1В, составили очень низкие значения: 15-30 Вт/м²/К. Необходимо разработать мероприятия по повышению эффективности теплообмена в Т-3.

Углеводородные абсорберы А-2. Работают под давлением 4.1 - 4.2 МПа зимой и 5.2 -5.4 МПа летом в диапазоне нагрузок по газу от 210 тыс. м³/ч (5.0 млн. м³/сут) до 300 тыс. м³/ч (7.2 млн. м³/сут). Регламентный температурный режим аппаратов составляет минус 30°С на линии входного газа и минус 28°С на линии выходного газа. Аппараты характеризуются отсутствием или небольшими уносами конденсата. Для аппаратов характерна неравномерная нагрузка по орошению, что является следствием нерациональной обвязки первичных сепараторов С-1 и разделителей Р-1: конденсат, поступающий на орошение, привязан к конкретному С-1, нагрузка на который по жидкости может значительно отличаться от соседнего аппарата. В целом серьёзных нареканий к работе А-2 нет.

Эжекторы Э-1. При работе в зимний период года (т.е. без ТДА) характеризуются значениями коэффициента эжекции равными 0.09 - 0.10 при расчётном максимально допустимом значении равном 0.17. Указанному максимально допустимому значению коэффициента эжекции соответствует минимальный расход активного газа (30 - 40 тыс. м³/ч), что важно обеспечить в летний период при одновременной работе с турбодетандерным агрегатом. В зимний период расход активного газа может быть несколько выше, поэтому эжекторы справляются со своей задачей без проблем.

ДКС УКПГ-1В. Работает в режиме низких значений степени сжатия (1.18), оборотов ротора (6850 об/мин) и мощности привода (около 5 МВт). Соответствующие значения на номинальном проектном режиме составляют 1.7 единиц, 9000 об/мин, и 9.95 МВт. В таких условиях работы агрегатов КПД компримирования составляет не выше 0.6. Столь неэффективная эксплуатация ДКС будет продолжаться ещё длительное время, пока давление входного газа (в С-1) не понизится до значений ниже примерно 7 МПа. Предварительные расчёты ВНИИГАЗа показали, что летом 2004 года можно эффективно эксплуатировать УКПГ-1В без ДКС.

Турбодетандерный агрегат ТДА-1 (ОАО «Турбохолод»). Значения КПД турбодетандера и турбокомпрессора составляют: по турбине - от 0.81 до 0.85, а по компрессору - от 0.71 до 0.78. Эти значения определяют высокую термодинамическую эффективность машины. Дифференциальный эффект охлаждения газа в турбодетандере составляет 0.71 градуса на каждую атмосферу перепада давления, а интегральный эффект охлаждения - от 27 до 31 градусов. Степень расширения газа на турбодетандере - от 1.35 до 1.69, а степень сжатия газа в компрессоре - от 1.15 до 1.29.

Рисунок 5.4 - Продольный разрез турбодетандерного агрегата Т-3

1 - 11 - входные фланцы, 2 - корпус, 3 - 12 - поворотные механизмы лопаток, 4 - колесо компрессора, 5 - трубопровод, соединяющий полости колеса и корпуса, 6 - 7 - лабиринтные уплотнения, 8 - колесо турбины, 9 - рабочие лопатки турбины, 10 - обойма статорных лопаток турбины, 13 - статорные (направляющие) лопатки турбины, 14 - внутренний корпус соплового аппарата, 15 - трубопровод форсунки, 16 - 18 - диафрагмы.

Полученные экспериментальные данные показали устойчивую и высокоэффективную работу агрегата на всех режимах эксплуатации УКПГ-1В. Вибрационные характеристики соответствовали требованиям для данного класса машин. Турбодетандерный агрегат сохранял устойчивую и высокоэффективную работу на технологических режимах с параллельно работающим эжектором, в который поступал газ в количестве до 60 тыс. м³/ч (20% от исходного потока).

Положительные результаты испытания нового образца ТДА подтвердила его эффективная работа в течение последующих нескольких месяцев. Промышленной эксплуатации подверглись два агрегата с СПЧ ОАО «Турбохолод», которые проработали весь тёплый сезон 2003 года. Наработка на одном из агрегатов составила 2760 часов и на другом 2405 часов без каких-либо замечаний по режимам эксплуатации установки и газодинамическим параметрам. Анализ состояния всех элементов проточной части турбодетандера и компрессора, а также механической части турбодетандера показал практическое отсутствие какого-либо износа лопаточных аппаратов, подшипников и уплотнений. Эффективная эксплуатация ТДА продолжается и в 2004 году.

5.3 Повышение эффективности технологии подготовки валанжинского газа на УКПГ - 1В

В плане оценки эффективности промысловой технологии дополнительно предложен новый, весьма интересный обобщенный показатель - коэффициенты распределения компонентов и узких фракций добываемых флюидов по продуктам его промысловой подготовки - осушенному газу и нестабильному конденсату (доля отбора компонентов и фракций добываемого флюида в конденсат или газ). Этот показатель легко рассчитывается по технологической модели УКПГ, адаптированной на основе результатов ее обследования по вышеизложенной методологии. Коэффициенты распределения (или отборы) представляются как отношение в (абсолютных процентах) количества компонента (или узкой фракции) в одном из потоков (газе или конденсате) к количеству этого же компонента (или фракции) в добываемом флюиде. Информация по коэффициентам распределения углеводородов, полученная по результатам комплексных обследований УКПГ-1В в 1997, 2000 и 2004 гг. представлена в таблице 5.1.

Указанные коэффициенты распределения не следует путать с абсолютным остаточным содержанием жидких углеводородов (С₅₊) в товарном газе. Коэффициенты распределения являются относительными балансовыми величинами и означают массовую долю (в процентах) соответствующего компонента добываемого флюида, отходящего с промысла в составе товарного газа и нестабильного конденсата. Оставшаяся часть компонента (следовое количество) может отводиться с промысла в составе водометанольного раствора.

Коэффициенты распределения характеризуют четкость разделения компонентов и фракций добываемого флюида по потокам газа и конденсата на каждом конкретном промысле. Зависят эти коэффициенты от применяемой промысловой технологии, состава добываемого флюида и термодинамических параметров в технологических аппаратах.

На основании вышеизложенных характеристик технологии и оборудования для повышения эффективности эксплуатации УКПГ-1В, по нашему мнению необходимо провести следующие работы:

1) наладить работу первичных сепараторов С-1 и сепараторов ДКС-1В с доведением эффективности сепарации до требуемого показателя (унос не более 20 мг/м³);

2) выполнить реконструкцию обвязки узла концевой дегазации конденсата (разделители Р-2) и теплообменников Т-2 с целью снижения потерь метанола с товарным НК за счет снижения температуры концевой дегазации НК до минус 15 - 20°С;

Таблица 5.1 - Распределение (% массовых) компонентов совокупного добываемого флюида Ямбургского месторождения по продуктам промысловой подготовки

Компоненты	СН4	С2Н6	СЗН8	1С4Н10	ПС4Н10	1С5Н12	пС5Н12	С5+	С6+	Всего
Распределение компонентов (%масс) по результатам обследования 1997 года:
В товарный газ	99,01	89,15	66,41	41,27	30,81	14,32	11,15	3,18	1,83	84,45
В нестабильный конденсат	0,99	10,85	33,59	58,73	69,19	85,68	88,85	96,82	98,17	15,55
Распределение компонентов (%масс) по результатам обследования 2000 года:
Товарный газ в МГ	99,11	88,14	59,95	32,51	24,46	13,64	11,28	4,27	2,29	85,24
Нестабильный конденсат	0,89	11,86	40,05	67,49	75,54	86,36	88,72	95,73	97,71	14,76
Распределение компонентов (%масс) по результатам обследования 2004 года:
Товарный газ в МГ	99,15	89,73	63,97	36,51	27,34	13,24	10,39	3,01	1,46	87,43
Нестабильный конденсат	0,85	10,27	36,03	63,49	72,66	86,76	89,61	96,99	98,54	12,57

3) провести работы по улучшению разделения фаз ВМР - конденсат в разделителях Р-2, что, соответственно, приведет к снижению прямых потерь метанола;

4) провести работы по улучшению разделения фаз ВМР - конденсат в разделителях Р-2, что, соответственно, приведет к снижению прямых потерь метанола;

5) провести реконструкцию внутренних устройств абсорбера А-2 второй очереди с целью достижения максимальной пропускной способности по газу и создания условий для остановки первой очереди под реконструкцию;

6) провести расчётные исследования системы предупреждения гидратообразования и определить оптимальную степень отдувки метанола в абсорбере А-1, разработать и реализовать рекомендации по достижению оптимальной степени отдувки и регулированию концентрации метанола на нижней полуглухой тарелке А-1.

Выполнение указанных мероприятий позволит снизить расход метанола на подготовку валанжинского газа и конденсата. В настоящее время безвозвратные потери метанола в системе подготовки газа на УКПГ-1В составляют в среднем 100 г. на 1000 м³ добываемого газа. Сюда входит: 1) метанол уносимый с газом в виде паровой фазы; 2) метанол сбрасываемый в поглощающие скважины в виде метанольной воды; 3) потери метанола при его регенерации, перекачивании, использовании.

После проведения указанных мероприятий потери составят не более 20 г. на 1000 м³. Исходя из объема добычи 15 млрд. м³ в год это составит 1200 т сэкономленного метанола.

6. Экономическая эффективность мероприятий

6.1 Содержание мероприятий

Основная доля технологических затрат на осушку валанжинского газа приходится на восполнение потерь метанола, теряемого с осушенным газом и в виде водо-метанольного раствора (ВМР). Установка осушки газа и отделения конденсата, работающая на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ по технологии промысловой низкотемпературной абсорбции (ПНТА) является экспериментальной и не отработанной.

Для нормализации работы и повышения эффективности эксплуатации УКПГ-1В, необходимо провести следующие работы:

1) наладить работу первичных сепараторов С-1 и сепараторов ДКС-1В с доведением эффективности сепарации до требуемого показателя (унос не более 20 мг/м³);

2) выполнить реконструкцию обвязки узла концевой дегазации конденсата (разделители Р-2) и теплообменников Т-2 с целью снижения потерь метанола с товарным НК за счет снижения температуры концевой дегазации НК до минус 15 - 20°С;

3) провести работы по улучшению разделения фаз ВМР - конденсат в разделителях Р-2, что, соответственно, приведет к снижению прямых потерь метанола;

4) провести реконструкцию внутренних устройств абсорбера А-2 второй очереди с целью достижения максимальной пропускной способности по газу и создания условий для остановки первой очереди под реконструкцию;

5) провести расчётные исследования системы предупреждения гидратообразования и определить оптимальную степень отдувки метанола в абсорбере А-1, разработать и реализовать рекомендации по достижению оптимальной степени отдувки и регулированию концентрации метанола на нижней полуглухой тарелке А-1.

6.2 Исходные данные и методика расчета

Капитальные затраты: на реконструкцию - 550 тыс. руб.;

на научно-исследовательские и конструкторские работы - 150 тыс. руб.

Цена метанола - 10,0 тыс. руб. за тонну.

Потери метанола до модернизации установки - 100 г./1000 мі.

Потери метанола после модернизации установки - 18 г./1000 мі.

Объем добычи газа - 15 млрд. мі/год.

Сокращение потерь метанола за счет модернизации установки:

ДН_р = Н_р - Н_р.мод. (6.1)

где Н_р - потери метанола до модернизации, г/1000 мі;

Н_р.мод. - потери после модернизации, г/1000 мі;

ДН_р= 100 - 20 = 80г/1000 мі

Экономия метанола за год работы установки составит:

ДН_г. = = 70*365=25,5 т/сутки

Стоимостная оценка результатов экономии метанола вследствие проведенной модернизации установки за год составит:

ДС_м = ДН_год.* Ц_мет, (6.2)

где Ц_дэг. - цена метанола 10 тыс. руб./т. Тогда

ДС_м = 25,5 * 10 = 255 тыс. руб.

Далее рассчитаем прирост чистой прибыли от проведенного мероприятия:

ДПр_ч = ДПр_в - Н, (6.3)

где ДПр_ч - прирост чистой прибыли, тыс. руб.;

ДПр_в - прирост валовой прибыли, тыс. руб.;

Н - налог на прибыль, тыс. руб.

В данном случае прирост валовой прибыли численно равен стоимости сэкономленного метанола за год, т.е. ДПр_в = 1540 тыс. руб.

По действующей в Российской Федерации системе налогообложения, налог на прибыль составляет 20%. Принимаем, что система налогообложения сохранится стабильной в течение расчетного периода, составляющего 3 года, т.е. с 2012 года и по 2015 год включительно.

Далее рассчитаем экономическую эффективность модернизации путем определения потока денежной наличности и чистой текущей стоимости.

Определяем коэффициент дисконтирования для каждого расчетного года по формуле:

б = (1 + Е_нп), (6.3)

где Е_нп - нормативный коэффициент приведения Е_нп = 0,1;

t_р - расчетный год, т.е. год, предшествующий технологическому эффекту;

t - год расчетного периода.

Поток денежной наличности П_н определяется по формуле:

ДП_н = ДП_ч + А - К, (6.4)

где ДП_ч - прирост чистой прибыли;

А - амортизационные отчисления;

К - капитальные затраты на модернизацию и на НИР и ОКР.

Чистая текущая стоимость определяется по следующей формцле:

ДЧТС = УДДПДН, (6.5)

где ДДПДН - дисконтированный поток денежной наличности.

ДДПДН = ДП_н * б, (6.6)

Далее определяем накопленные значения потока денежной наличности и чистой текущей стоимости и по этим накопленным значениям строим профили ДНПДН и ДЧТС и определяем срок окупаемости мероприятия.

6.3 Результаты расчетов экономической эффективности

Расчеты экономической эффективности произведены по данным модернизации УКПГ-2В Ямбургского месторождения, по каждому из которых валовая прибыль составила 255,5 тыс. руб. в год. Расчеты проведены на срок эксплуатации 3 года (2012-2015) их результаты показаны в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Экономические показатели модернизации установки

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия	-	1540	1540	1540
2	Капитальные вложения	375	-	-	-
3	Текущие затраты	-	442	442	442
4	Налог на прибыль (20%)	-	308	308	308
5	ПДН, тыс. р.	-375	415	415	415
6	НПДН	-375	415	695	1110
7	Коэфф. дисконтирования	-	0,91	0,87	0,78
8	ДПДН, тыс. р.	-375	361	324	295
9	ЧТС	-375	361	561	856



Рисунок 6.1 - Профиль динамики НПДН и ЧТС

6.4 Расчет чувствительности проекта к риску

Главной опасностью внедрения проекта является изменение в течение какого-то периода времени, каких-нибудь стоимостных показателей. Поэтому заранее необходимо предположить это изменение и просчитать чувствительность проекта к риску.

Произведем расчет на предмет изменения экономии метанола (Q), цены на метанол (Ц), текущих затрат (И), налога на прибыль (Н).

Примем следующие вероятные вариации этих факторов:

Q [- 10%, + 10%] - Экономия метанола.

; Ц [-20%; +20%] - Цена метанола.

И [- 15%; +15%] - Текущие затраты.

Н [-10%; + 10%] - Изменение ставки налога.

Результаты расчетов занесены в таблицы 6.3-6.10.

Таблица 6.3 - Расчет НПДН и ЧТС при снижении экономии метанола на 10%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия	-	1380	1380	1380
2	Капитальные вложения	375	-	-	-
3	Текущие затраты	-	710	710	710
4	Налог на прибыль	-	331	331	331
5	ПДН, тыс. р.	-375	-211	339	339
6	НПДН, тыс. р.	-375	-211	128	466
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-194	295	264
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-194	100	365

Таблица 6.4 - Расчет НПДН и ЧТС при увеличении экономии метанола на 10%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия	-	1686	1686	1686
2	Капитальные вложения	375	-	-	-
3	Текущие затраты	-	780	780	780
4	Налог на прибыль	-	405	405	405
5	ПДН, тыс. р.	-375	-49	501	501
6	НПДН, тыс. р.	-375	-49	453	954
7	Коэфф. дисконтирования	0,92	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-45	436	391
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-45	391	782

Таблица 6.5 - Расчет НПДН и ЧТС при снижении цены на метанол на 20%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия		1226	1226	1226
2	Капитальные вложения	375
3	Текущие затраты	-	750	750	750
4	Налог на прибыль	-	294	294	294
5	ПДН, тыс. р.	-375	-368	182	182
6	НПДН, тыс. р.	-375	-368	-186	-4,72
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-339	158	142
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-339	-181	-39

Таблица 6.6 - Расчет НПДН и ЧТС при повышении цены на метанол на 20%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия		1840	1840	1840
2	Капитальные вложения	375
3	Текущие затраты	-	750	750	750
4	Налог на прибыль	-	442	442	442
5	ПДН, тыс. р.	-375	98,4	648	648
6	НПДН, тыс. р.	-375	98,4	747	1395
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	90,5	564	506
9	ЧТС, тыс. р.	-341	90,5	655	1160

Таблица 6.7 - Расчет НПДН и ЧТС при снижении текущих затрат на 15%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия		1540	1540	1540
2	Капитальные вложения	375
3	Текущие затраты	-	638	638	638
4	Налог на прибыль	-	368	368	368
5	ПДН, тыс. р.	-375	-23	527	527
6	НПДН, тыс. р.	-375	-23	504	1031
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-21	459	411
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-21	437	849

Таблица 6.8 - Расчет НПДН и ЧТС при увеличении текущих затрат на 10%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия	-	1540	1540	1540
2	Капитальные вложения	375
3	Текущие затраты	-	825	825	825
4	Налог на прибыль	0	368	368	368
5	ПДН, тыс. р.	-375	-210	340	340
6	НПДН, тыс. р.	-375	-210	130	470
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-193	296	265
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-193	103	368

Таблица 6.9 - Расчет НПДН и ЧТС при снижении ставки налога на 10%