УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА УДАЛЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЕМ ЕГО ПЕРЕРАБОТКИ В СИНТЕТИЧЕСКОЕ ТОПЛИВО Докладчик: Смолин Александр

2012 В настоящий момент для каждой добывающей компании устанавливаются индивидуальные нормативы и лимиты выбросов метана в составе ПНГ (Постановление Правительства Российской Федерации 344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ…» По оценкам аналитиков за сжигание ПНГ с 2012 года в среднем будет установлена плата в размере 4000 р/тысяча м3

2317 млн.руб кап.вложений При нынешних показателях окупаемость 50 лет 700 млн. руб кап.вложений Окумаемость 4,5 года Постоянная прибыль за счет своего продукта Варианты решения проблемы Строительство газопровода Внедрение системы GTL

Предлагаемая технология утилизации ПНГ GTL (gas to liquid) Предлагаемый вариант заключается в переработке ПНГ в синтетическое топливо с помощью мини ГПЗ. Переработка ПНГ в синтетическое топливо (стабильную жидкость) пригодную для транспортировки вместе с основным продуктом без потери его качества. С помощью данной технологии возможно получение топливной продукции и её использование для собственных нужд или для заправки транспорта. Вся получаемая продукция соответствует ГОСТ и ТУ

Принципиальная схема мини газоперерабатывающего завода

Полезное использование ПНГ на 98% Транспорт продукта системы GTL с продукцией ДНС Блочно-модульное исполнение производства Качество продукции соответствует ГОСТ и ТУ Экологическая и экономическая «безвредность» ПРЕИМУЩЕСТВА ПРЕДЛАГАЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ

Для продвижения предлагаемой технологии на рынок мы создаем научно-производственную фирму ОРГАНИЗАЦИЯ КОНСАЛТИНГОВОЙ ФИРМЫ

Экономические показатели Расходы: Разработка проекта (за счет собственных средств) – 100 тыс. руб. Опытно-промышленная реализация (за счет средств компании- заказчика) – 700 млн. руб. Организация научно-производственной фирмы (привлечение инвестиций) – 2 млн.руб. Расходы, связанные с продвижением предлагаемой технологии на рынок (собственные средства) – 3 млн. руб. Доходы Часть прибыли (%) от стоимости проекта реализуемого в нефтяных компаниях – 21 млн.руб.

Смолин Александр Олегович – руководитель проекта, 23 года, инженер технолог цеха текущего обслуживания и ремонта трубопроводов 2 ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз». Стаж 2 года. Сафаров Рафаэль Камил оглы – оператор ООУ цеха подготовки и перекачки нефти 3 ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз». Стаж работы 1 год Ахметзянов Руслан Эрикович – ведущий инженер отдела главного механика ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз». Стаж работы 7 лет. КОМАНДА ПРОЕКТА

Разработка проекта (за счет собственных средств) Опытно – промышленная реализация у компании заказчика Создание собственной научно – производственной фирмы ( необходимо привлечение инвестиций 2 млн.р.) Продажа технологии нефтяным компаниям ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Сравнительные показатели прибыли от производства продукции ПродуктПроизводительность Тонн/сутки ценаПрибыль в год минимуммаксимум Бензин газовый руб/тн Млн.руб Нефраз руб/тн млн.руб «Синтет. нефть» руб/тн млн.руб

Экономические показатели Капитальные затраты (расходы): Строительство мини ГПЗ 300 млн.руб (мах) Строительство системы газосбора 400 млн.руб. Затраты на обслуживание 12 млн.руб/год Итого необходимо капитальных вложений 700 млн.руб в год + ежегодные затраты 12 млн.руб в год. Доходы Минимальная производительность установки 100 тонн продукта в сутки. Цена реализуемой продукции продукции 4700 руб. Доход от получаемого продукта 150 млн. руб в год. Штрафы за сжигание ПНГ 700 млн. руб в год. Окупаемость установки 4 года 6 месяцев. Экономия на штрафах за сжигание ПНГ с 2012 года 700 млн.руб в год

Соотношение использования газа на месторождениях Западной Сибири Месторождения с инфраструктурой Удаленные месторождения