В статье рассмотрен комплексный подход, позволяющий на концептуальной стадии работ сделать выбор в пользу наименее затратного варианта снижения интенсивности выбросов углекислого газа. Выбранный вариант должен обеспечивать достижение целевых показателей углеродоемкости проекта. Решения, касающиеся поверхностного обустройства месторождений, при этом играют ключевую роль, так как непосредственно влияют как на объем генерируемых парниковых газов, так и на состав и стоимость сооружений по улавливанию и хранению углерода (УХУ). Разработанный подход является уникальным и не имеет аналогов на территории Российской Федерации. С использованием программного обеспечения IHS QUE$TOR, которое широко применяется за рубежом для оценки экономической эффективности проектов декарбонизации в нефтедобывающих компаниях, разработана технико-экономическая модель инфраструктуры УХУ. Приведены результаты исследований чувствительности капитальных вложений в объекты УХУ к изменению таких технологических параметров, как концентрация диоксида углерода в потоке дымовых газов, степень его извлечения на установке улавливания, тип поглотителя, степень осушки углекислого газа перед транспортом к месту закачки в пласт. Оценено также влияние расхода дымовых газов на капиталовложения в инфраструктуру УХУ. Дано описание основных алгоритмы и приведены требования к функциональному наполнению инструмента для экспресс-оценки и выбора способа утилизации углекислого газа для промышленных объектов нефтедобывающих компаний. Разработанный подход к выбору варианта утилизации углекислого газа позволяет комплексно учитывать влияние каждого фактора и выбирать вариант обустройства, характеризующийся наименьшими затратами, с целью увеличения прибыли компании.
Список литературы
1. Декарбонизация в нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России. – М.: Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО, 2021. – 158 с.
2. Global Status Of CCS 2020. Global CCS Institute. – 2020. – 44 p.
3. https://www.trud.ru/article/25-03-2022/1414045_ekologicheskaja_povestka_rosnefti.html
4. Best Available Techniques (BAT). Reference Document for the Refining of Mineral Oil and Gas / P. Barthe, M. Chaugny, S. Roudier,Luis D. Sanco // Industrial Emissions Directive 2010/75/EU. Integrated Pollution Prevention and control, 2015. – 719 p.
5. Zekri A., Jerbi K.K. Economic Evaluation of Enhanced Oil Recovery // Oil & Gas Science and Technology – Revue d’IFP Energies nouvelles. – 2002. – V. 57 (3). – P. 259–267.
6. Strategic UK CO2 Storage Appraisal Project – Addendum. Pale Blue Dot Energy, Axis Well Technology. – 2016. – 183 p.
7. Grant T. Examining Possible CCS Deployment Pathways: Onshore and Offshore (FWP-1022464) // U.S. Department of Energy National Energy Technology Laboratory. 2021 Carbon Management and Oil and Gas Research Project Review Meeting. Carbon Storage, 2021. – 24 p.
8. Haugland T. Associated Petroleum Gas Flaring Study for Russia, Kazakhstan, Turkmenistan, and Azerbaijan – Final Report. – Norway, 2013. – 80 p.
9. Results from Aerosol Measurement in Amine Plant Treating Gas Turbine and Residue Fluidized Catalytic Cracker Flue Gases at the CO2 Technology Centre Mongstad / G. Lombardo, B.F. Fostås, M.I. Shah [et. al] // Energy Procedia. – 2017. – V. 114. – P. 1210–1230.
10. Ушакова А.А. Извлечение углекислого газа из дымовых газов на предприятии АО «Алтайвагон» // В сб. Технологии и оборудование химической, биотехнологической и пищевой промышленности: XIII Всероссийская научно-практическая конференцияя студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием. – Бийск, 2020. – С. 47–78.
11. Аминовая очистка – https://gazsurf.com/ru/gazopererabotka/oborudovanie/modelnyj-ryad/item/aminovaya-ochistka
