Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на

УТВЕРЖДАЮ
Генеральный директор
ООО «НОВАТЭКТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
____________ В.Н. Ретивов
«____»___________ 2012 г.
Повышение уровня утилизации попутного
нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском
месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»,
Российская Федерация
ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
(для подачи в составе заявки об утверждении проекта для совместного
осуществления в соответствии со статьей 6 Киотского протокола)
Исполнитель: ООО «СиСиДжиЭс», г. Архангельск
г. Тарко-Сале
2012
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
2
СОДЕРЖАНИЕ
Резюме проекта
3
Раздел А.
Общее описание проекта
4
Раздел Б.
Исходные условия для реализации проекта
13
Раздел В.
Сроки реализации проекта
31
Раздел Г.
План осуществления мониторинга
32
Раздел Д.
Оценка сокращений выбросов парниковых газов
43
Раздел Е.
Оценка воздействия на окружающую среду
45
Раздел Ж. Комментарии заинтересованных сторон
46
Приложение 1: Контактная информация об участниках проекта
47
Приложение 2: Информация об исходных условиях для реализации проекта
48
Приложение 3: План осуществления мониторинга
54
Приложение 4: Список использованных источников
55
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
3
РЕЗЮМЕ ПРОЕКТА
1. Наименование проекта
2. Цели проекта
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на ВосточноТаркосалинском месторождении, ООО «НОВАТЭКТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
Утилизация попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском
месторождении
3. Задачи проекта
Строительство газопроводов и дожимной компрессорной станции на
Восточно-Таркосалинском месторождении, расположенном в ЯмалоНенецком автономном округе Тюменской области. Производительность
компрессорной станции по газу составляет 209,2 млн. м 3/год.
4. Сроки реализации проекта
Проект реализуется с мая 2010 г. (начало строительно-монтажных
работ). Коммерческая сдача газа началась в сентябре 2010 г.
Период времени (в интервале с 1 сентября 2010 г. по 31 декабря 2012 г.),
в течение которого происходит сокращение выбросов парниковых газов
в результате реализации проекта: 1 сентября 2010 г. – 31 декабря 2012 г.
5. Стоимость проекта
446,12 млн. руб.
6. Тип проекта
Сокращение выбросов парниковых газов (диоксида углерода и метана)
из источников
7. Сектор (категория) источника
и (или) поглотитель, выбранный
для реализации проекта
Энергетика – сокращение выбросов диоксида углерода от замещения на
рынке попутным нефтяным газом ископаемых видов топлива;
сокращение выбросов метана при сжигании попутного нефтяного газа
на факельных установках Восточно-Таркосалинского месторождения
8. Характеристики проекта,
позволяющие однозначно соотнести источник с сектором
(категорией) источника или
идентифицировать поглотитель,
выбранный для реализации
проекта
В соответствии с Общероссийским классификатором видов
экономической деятельности ОК 029-2007 (Изменения 1/2007 ОКВЭД,
утвержденных приказом Ростехрегулирования от 22.11.2007 №329-ст)
проект относится к Разделу С «Добыча полезных ископаемых»,
подразделу
СА
«Добыча
топливно-энергетических
полезных
ископаемых», код ОКВЭД:
11.10.1 «Добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа; извлечение
фракций из нефтяного (попутного) газа».
Реализация проекта позволяет утилизировать до 260 млн. м3 ПНГ в год.
9. Планируемая величина
сокращения выбросов
парниковых газов из источника и
(или) увеличение их абсорбции
поглотителем в результате
реализации проекта за весь
период его выполнения
10. Наименование,
организационно-правовая форма
и место нахождения участника
проекта
Планируемая величина сокращения выбросов парниковых газов по
проекту за период с 1 сентября 2010 г. по 31 декабря 2012 года:
507 833 тонн СО2-эквивалента
Общество с ограниченной ответственностью «НОВАТЭК
ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
Российская
Федерация,
Тюменская
область,
Ямало-Ненецкий
автономный округ, г. Тарко-Сале, ул. Тарасова, 28
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
4
РАЗДЕЛ А. Общее описание проекта
А.1.
Название проекта:
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском
месторождении, ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
Область реализации проекта (сектор): (1) Энергетика (возобновляемые/невозобновляемые
источники); (10) Фугитивные выбросы от топлива (твердого, нефтяного, газового).
Версия документа: 1.0
Дата: 30 июня 2012 г.
А.2.
Описание проекта:
Цель проекта
Проект направлен на повышение уровня полезного использования попутного нефтяного газа
(ПНГ) за счет строительства внутрипромысловых газопроводов и дожимной компрессорной
станции (ДКС) на Восточно-Таркосалинском месторождении (ВТСМ), разрабатываемом
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО),
Российская Федерация. Общий вид ДКС показан на Рисунке А.2-1.
Рисунок А.2-1. Общий вид здания ДКС
Ситуация до реализации проекта
До реализации проекта ПНГ с Восточно-Таркосалинского месторождения использовался лишь в
небольших количествах на собственные нужды месторождения, весь остальной ПНГ направлялся
на факельные установки, где осуществлялось его организованное сжигание.
Сценарий исходных условий
Если бы данный проект не был реализован, значительный объем ПНГ продолжал бы сжигаться на
факельных установках. Кроме того, факельное сжигание характеризуется еще и высоким
коэффициентом недожога, из-за чего в атмосферу попадает значительное количество метана. Метан
является парниковым газом с потенциалом глобального потепления, равным 21. Таким образом,
дополнительно к снижению выбросов СО2 реализация проекта приводит к снижению выбросов CH4.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
5
Проектный сценарий
Настоящий проект направлен на повышение уровня полезного использования ПНГ на ВосточноТаркосалинском месторождении за счет строительства объектов по его транспортировке и
компримированию.
Утилизацию ПНГ планируется производить на 2-х участках месторождения:
•
на южном участке - куст №49;
•
на центральном участке - цех добычи нефти и газа (ЦДНГ).
ВТСМ – Восточно-Таркосалинское месторождение, КСП – комплексный сборный пункт,
ЦДНГ – цех добычи нефти и газа, ЦПС – центральный пункт сбора, ДКС – дожимная
компрессорная станция, УКПГиК – установка комплексной подготовки газа и конденсата,
ЦДГиГК – цех добычи газа и газоконденсата.
Рисунок А.2-2. Схема движения ПНГ
ПНГ с участков транспортируется до установки комплексной подготовки газа и конденсата
(УКПГиК), расположенной в цехе добычи газа и газового конденсата (ЦДГиГК) ВосточноТаркосалинского месторождения, где происходит его подготовка, после чего газ подается в
газотранспортную систему, замещая на топливном рынке другие, не менее углеродоемкие виды
ископаемого топлива. Благодаря этому обеспечивается снижение выбросов СО2.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
6
Для транспортировки ПНГ с южного и центрального участков до ЦДГиГК, проектом
предусматривается строительство 2-х внутрипромысловых газопроводов и ДКС.
Общий перечень объектов, включенных в проект, представлен в Таблице А.2-1.
Таблица А.2-1. Перечень объектов, включенных в проект
Объект
ДКС
Газопровод
Газопровод
Местоположение
ЦДНГ ВТСМ
ДКС – ЦДГиГК
Куст №49 - ЦДГиГК
Год ввода в
эксплуатацию
2012
2012
2010
Ожидаемые результаты проекта:
- утилизация ПНГ в объеме до 215 млн. м3 в год;
- улучшение экологической ситуации в районе месторождений;
- сокращение выбросов парниковых газов (ПГ) в среднем на 217, 6 тыс. т СО2-экв. в год.
Схема движения ПНГ представлена на Рисунке А.2-2.
История проекта
Проект реализуется с 2010 г., когда были начаты строительно-монтажные работы (СМР) по
сооружению газопровода от куста №49 Восточно-Таркосалинского месторождения до ЦДГиГК. В
этом же году газопровод ввели в эксплуатацию, началась утилизация ПНГ с куста №49. Позже, в
апреле 2011 г., началось строительство ДКС в ЦДНГ ВТСМ и газопровода от ДКС до ЦДГиГК.
ДКС планируется ввести в эксплуатацию летом 2012 г.
Общая фактическая стоимость реализации проекта с учетом сопутствующей инфраструктуры и
оборудования составила 446,12 млн. руб. Проект полностью финансировался за счет собственных
средств компании.
В 2010 г. после объявления Сбербанком РФ первого конкурса по отбору заявок (16 февраля 2010 г.),
подаваемых в целях утверждения проектов, осуществляемых в соответствии со статьей 6
Киотского протокола, ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» начало активно вести
переговоры с различными углеродными компаниями на предмет подготовки проектной
документации и дальнейшему сопровождению проекта и, в конечном счете, в 2012 г. заключило
договор с компанией CCGS.
А.3.
Участники проекта:
Участвующая Сторона
Российская Федерация
(Принимающая сторона)
Одна из сторон Приложения B
Киотского протокола
Юридическое лицо, участник проекта
(нужное указать)
Общество с ограниченной
ответственностью
«НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
Будет определено в течение 12 месяцев
после утверждения проекта
Правительством РФ
Укажите, желает ли
участвующая сторона,
чтобы ее рассматривали
как участника проекта
(Да/Нет)
Нет
Нет
Общество с ограниченной ответственностью «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»  нефтегазовая компания Российской Федерации.
Предприятие занимается геологоразведкой и добычей нефти, газа и газового конденсата на
территории Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Владеет лицензиями на
разведку и добычу полезных ископаемых на 5 месторождениях и 5 лицензионных участках.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
А.4.
7
Техническое описание проекта:
А.4.1. Место нахождения проекта:
Российская Федерация, Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, ВосточноТаркосалинское месторождение.
А.4.1.1. Принимающая сторона (стороны):
Российская Федерация
А.4.1.2. Регион/Штат/Область(провинция) и т.п.:
Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ
Российская Федерация
Ямало-Ненецкий
автономный округ
Рисунок А.4-1. Ямало-Ненецкий автономный округ на карте Российской федерации
А.4.1.3. Город/Населенный пункт/Поселение и т.п.:
Город Тарко-Сале
А.4.1.4. Подробности местонахождения, включая информацию, позволяющую
однозначно идентифицировать проект (не более 1 страницы):
Проектные объекты расположены в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа
Тюменской области, на территории Восточно-Таркосалинского месторождения.
Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная и продолжительная. Лето
короткое, теплое. Короткие переходные сезоны – осень и весна. Наблюдаются поздние весенние и
ранние осенние заморозки, резкие колебания температуры в течение года и даже суток.
Среднегодовая температура воздуха -6,5 ºС. Абсолютный минимум температуры приходится на
февраль -55ºС, абсолютный максимум – на июнь-июль +36ºС.
Ближайший населенный пункт - город Тарко-Сале1, административный центр Пуровского района
Ямало-Ненецкого автономного округа, находится в 40 км от Восточно-Таркосалинского
месторождения.
1
http://ru.wikipedia.org/wiki/Тарко-Сале
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
8
Часовой пояс GMT: +5:00.
Географические координаты места реализации проекта приведены в Таблице А.4-1.
№
Объект
Широта
Долгота
1
ДКС ЦПС ВТСМ
65°04′51′′N
78°17′03′′E
2
ЦДГиГК ВТСМ
64°56′04′′N
78°20′15′′E
3
Куст № 49
64°55′38′′N
78°22′04′′E
Расположение ВТСМ и г. Тарко-Сале показано на Рисунке А.4-2.
ВТСМ
Г
Рисунок А.4-2. ВТСМ на карте Ямало-Ненецкого автономного округа
А.4.2.
проектом:
Применяемые технологии, меры, операции или действия, предусмотренные
Описание технологического процесса
Утилизацию ПНГ планируется производить на 2 участках месторождения:
•
южном участке - куст №49;
•
центральном участке – цех добычи нефти и газа (ЦДНГ).
ПНГ с куста №49 с системы подготовки нефти транспортируется до ЦДГиГК под собственным
давлением сепарации 2,7 МПа по проектному газопроводу диаметром 159 мм. Длина газопровода
от куста №49 до ЦДГиГК составляет 1500 м.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
9
После завершения строительства ДКС ПНГ с центрального участка будет транспортироваться до
ЦДГиГК по трубопроводу диаметром 168 мм с начальным давлением на выходе ДКС 9,5 МПа.
Длина газопровода от ДКС до ЦДГиГК составляет 7500 м. На ЦДГиГК ПНГ проходит
дальнейшую подготовку в УКПГиК, после чего подается в газотранспортную сеть.
Характеристика ДКС
ДКС строится на центральном пункте сбора (ЦПС) ЦДНГ ВТСМ и предназначена для
компримирования ПНГ, поступающего из системы подготовки нефти центрального участка
Восточно-Таркосалинского месторождения.
Проект строительства ДКС на ЦПС ВТСМ предусматривает создание системы подготовки и
компримирования ПНГ, включающей в себя:
•
•
•
•
площадку входных сепараторов;
блок компрессорной газа низких ступеней сепарации;
машинный цех (где размещены основные компрессорные агрегаты);
блок замера газа и т.д.
ПНГ, поступающий на ДКС, проходит очистку от жидкости и механических примесей во входном
сепараторе. После первичной очистки газ поступает в компрессоры, где происходит его
компримирование. В процессе компримирования происходит межступенчатое охлаждение газа.
После компримирования газ по газопроводу отправляется в УКПГиК, расположенную в ЦДГиГК,
где происходит его дальнейшая подготовка перед подачей в газотранспортную систему.
На компрессорной станции установлены 2 поршневых компрессора JGС/6 производства ARIEL
Corporation с газовым приводом G3616 производства Caterpillar. Компрессор JGС/6 – мощный,
среднескоростной, трехступенчатый поршневой компрессор, спроектированный с учетом
обеспечения простоты в работе и техническом обслуживании.
Рисунок А.4-3. Внешний вид компрессора JGС/6
Газопоршневая установка (ГПУ) Caterpillar G3616 преобразуют энергию сжигания ПНГ в энергию
вращения и поставляют ее на привод компрессора.
В качестве топлива для ГПУ используется ПНГ, поступающий из системы подготовки нефти
центрального участка Восточно-Таркосалинского месторождения. Перед подачей на привод, ПНГ
проходит подготовку в установке подготовки топливного газа (УПТГ), входящей в комплект
поставки компрессорных установок.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
10
Для питания вспомогательных систем (сепараторов, блоков замера газа и т.д.) используется
сетевая электроэнергия.
Характеристики компрессора JGС/6:
•
•
номинальная мощность 4631 кВт2;
производительность 6,76-8,05 м3/сек.
Согласно проекту, для ДКС определена следующая производственная программа:
•
•
•
производительность ДКС по газу составляет 209,2 млн. м3/год;
давление газа на входе ДКС 0,5 МПа;
давление газа на выходе ДКС 9,5 МПа.
Сроки реализации проекта
Проект реализуется с мая 2010 г. (начало строительно-монтажных работ).
Планируемая дата ввода ДКС и газопровода от ДКС до ЦДГиГК в эксплуатацию – лето 2012 г.
А.4.3.
Краткое объяснение того, каким образом антропогенные выбросы
парниковых газов будут сокращаться в рамках предложенного проекта совместного
осуществления, а также того, почему сокращения выбросов были бы невозможны без
проекта, учитывая особенности национальной и/или отраслевой политики и другие
обстоятельства:
Благодаря реализации данного проекта компания «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
значительно увеличила уровень полезного использования ПНГ на Восточно-Таркосалинском
месторождении.
ПНГ сгорает в любом случае, однако в результате реализации проекта осушенный и
компримированный ПНГ направляется в газотранспортную сеть и поступает конечным
потребителям, замещая на рынке не менее углеродоемкие виды топлива. Благодаря этому
обеспечивается снижение выбросов СО2.
Кроме того, сжигание ПНГ на факеле, которое имело бы место в отсутствии проекта,
характеризуется высоким коэффициентом недожога, что обуславливает значительные выбросы
метана в атмосферу. Таким образом, помимо снижения выбросов СО2 реализация проекта
приводит к снижению выбросов CH4.
Исторически российские нефтяные компании не обладали достаточным стимулом для утилизации
ПНГ, что связано, в первую очередь, со сложностью и капиталоемкостью применяемых
технологий. В результате на большинстве месторождений не было создано необходимой
инфраструктуры и весь добываемый ПНГ отправлялся на факельные установки для сжигания.
Кроме того, еще одной существенной проблемой для реализации проектов утилизации ПНГ
является тот факт, что ПНГ как энергетическое сырье не выгоден по сравнению с природным
газом (себестоимость ПНГ в разы выше). Сейчас российский рынок заполонен дешевым газом
Газпрома, который фактически является монополистом на газовом рынке и постоянно наращивает
свой потенциал, реализуя множество проектов по строительству новых3 и реконструкции старых
компрессорных станций4. Для нефтяных же компаний невыгодно развивать непрофильное
направление, поэтому альтернатива строительства ДКС для утилизации ПНГ не нашла широкого
распространения.
Несмотря на то, что в Лицензионном соглашении Восточно-Таркосалинского месторождения
оговорен уровень утилизации ПНГ законодательно-нормативная база Российской Федерации в
сфере утилизации ПНГ проработана довольно слабо. Фактически существовало только несколько
2
http://ru.arielcorp.com/ariel_products.aspx?id=63
http://www.gazprominvestyug.ru/show.asp?id={169BCDD8-8D82-45BE-B1E2-557F66628190}&viewCode=site
4
http://www.gazprominvestyug.ru/show.asp?id={CAD1A3F5-5C24-4D0D-86BA1500C3553091}&viewId={01FFF782-A833-4976-9788-53C83B0D7FCB}
3
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
11
федеральных законов хоть как-то затрагивающих вопросы обращения с ПНГ: ФЗ «О недрах»5, ФЗ
«О газоснабжении в Российской Федерации»6, ФЗ «Об охране окружающей среды7, ФЗ «Об
охране атмосферного воздуха8». Однако в этих законах государство никак не принуждало и не
стимулировало владельцев лицензий к выполнению требований по утилизации ПНГ, что
приводило к повсеместному сжиганию нефтяного газа на месторождениях России.
Вследствие отсутствия правового механизма воздействия, Лицензионное соглашение никак не
принуждало владельца проекта к утилизации ПНГ. Единственной мерой воздействия на
компанию были штрафы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу. Однако плата по факту
существенно меньше капитальных инвестиций, требуемых для строительства инфраструктуры по
сбору, подготовке и транспортировке нефтяного газа. Компании было намного выгоднее платить
штрафы, чем вкладывать деньги в нерентабельный проект по утилизации ПНГ. Поэтому, несмотря
на то, что в Лицензионном соглашении месторождения оговорен уровень утилизации ПНГ, по
сценарию исходных условий компания продолжала бы сжигать ПНГ на факельных установках,
уплачивая соответствующие штрафы.
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» было непросто решиться приступить к реализации
проекта. Обстановка и нормативно-правовая база в стране не располагала и не создавала условий
для реализации проектов по рациональному использованию ПНГ (более подробный анализ общей
практики представлен в Разделе Б.2).
Учитывая вышесказанное, а также принимая во внимание значительный объем капитальных
вложений в строительство объектов, предусмотренных проектом, реализация данного проекта
была целесообразна только с учетом потенциальной возможности покрыть часть инвестиций за
счет продажи достигнутых сокращений выбросов парниковых газов.
А.4.3.1. Оценка объема сокращений выбросов за зачетный период9:
Лет
5
Продолжительность зачетного периода
Год
2010
2011
2012
Всего оцениваемое количество сокращений
выбросов за зачетный период
(тонн СО2 эквивалента)
Оцениваемое среднегодовое количество
сокращений выбросов за зачетный период
(тонн СО2 эквивалента)
А.5.
Оценка ежегодного количества сокращений выбросов
в тоннах CO2-эквивалента
25 762
116 816
365 255
507 833
217 643
Сведения об утверждении проекта участвующими Сторонами:
Письма одобрения Сторон будут получены позднее.
5
http://www.consultant.ru/popular/nedr/
http://femida.info/11/fzogvrf009.htm
7
http://www.consultant.ru/popular/okrsred/
8
http://base.garant.ru/12115550/
9
Период времени (в интервале с 1 января 2008 г. по 31 декабря 2012 г.), в течение которого засчитывается
сокращение выбросов парниковых газов в результате реализации проекта.
6
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
12
РАЗДЕЛ Б. Исходные условия для реализации проекта
Б.1.
Описание и обоснование выбранных исходных условий для реализации проекта:
Выбор подхода для установления исходных условий
При установлении исходных условий и расчете сокращений выбросов парниковых газов
разработчик использовал особый подход для проектов совместного осуществления на основании
параграфа 9 (а) «Руководства по критериям для установления исходных условий и мониторингу»
[С2], а также в соответствии с требованиями Решения 9/CMP.1, Добавление B [С3].
Наиболее вероятный сценарий исходных условий был выбран на основании анализа ряда
альтернатив, предусматривающих различные варианты обращения с добываемым ПНГ. Выбор
исходных условий был обоснован с учетом Приложения 1 «Руководства по критериям для
установления исходных условий и мониторингу».
Особенностью данного проекта является то, что строительно-монтажные и пусконаладочные
работы объектов строительства уже завершены, и проект уже сейчас представляет собой реальное
развитие событий и приводит к физическим сокращениям выбросов парниковых газов. В связи с
этим, определение конкретных количественных параметров сценария исходных условий,
влияющих на прогнозную величину сокращений выбросов парниковых газов до конца 2012 г.,
целесообразно выполнять с учетом имеющихся фактических данных по проекту (до 2011 г.
включительно).
Все ключевые данные, факторы и предположения, влияющие на сокращение выбросов
парниковых газов, рассматриваются на транспарентной и консервативной основе.
Определение вероятных будущих сценариев и выбор сценария исходных условий
Основной вид деятельности по проекту – обращение с ПНГ.
Были выделены следующие альтернативы по обращению с ПНГ на Восточно-Таркосалинском
месторождении:
Альтернатива 1:
Продолжение факельного
площадке месторождения.
сжигания
газа
на
производственной
Альтернатива 2:
Потребление ПНГ на производственной площадке месторождения.
Альтернатива 3:
Проектная деятельность в отсутствие совместного осуществления (СО).
Анализ альтернатив
Альтернатива 1. Продолжение факельного сжигания газа на производственной площадке
месторождения
Существовавшая законодательная база в стране не создавала предпосылок и не стимулировала
нефтяные компании заниматься полезной утилизацией нефтяного газа. Несмотря на все попытки
на законодательном уровне создать стимулы для полезного использования ПНГ, а также
увеличить штрафы за его бесполезное сжигание, до сих пор в России наиболее простым и
дешевым способом утилизации ПНГ, не требующим дополнительных инвестиций, остается
факельное сжигание.
Таким образом, Альтернатива 1, предусматривающая продолжение сжигания газа на факельных
установках Восточно-Таркосалинского месторождения ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»,
является наиболее приемлемой для нефтяной компании с технико-экономической точки зрения и
рассматривается в качестве наиболее вероятного сценария исходных условий по обращению с
ПНГ месторождениях.
Альтернатива 2. Потребление ПНГ на производственной площадке месторождения
Потребление ПНГ на производственной площадке месторождения возможно только в
ограниченных количествах. Нефтяной газ используется в технологических печах подогрева нефти
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
13
и на нужды факельного хозяйства. Увеличение/уменьшение потребления ПНГ по проекту и по
сценарию исходных условий не планируется и в любом случае будет равновеликим. Таким
образом, Альтернатива 2 исключается из дальнейшего рассмотрения.
Альтернатива 3. Проектная деятельность в отсутствие совместного осуществления (СО).
Данная альтернатива предполагает транспортировку ПНГ до ЦДГиГК, с дальнейшей подготовкой
и поставкой в газотранспортные сети.
На основе выполненного в Разделе Б.2 инвестиционного анализа можно сделать вывод о
неприемлемо
низкой
экономической
привлекательности
проекта
строительства
внутрипромысловых газопроводов и ДКС. Альтернатива 3 не может рассматриваться в
качестве вероятного сценария исходных условий.
Описание ситуации до реализации проекта
До реализации проекта ПНГ с Восточно-Таркосалинского месторождения использовался лишь в
небольших количествах на собственные нужды месторождения, весь остальной ПНГ направлялся
на факельные установки, где осуществлялось его организованное сжигание без выработки
энергии.
Описание проектной деятельности
Настоящий проект направлен на повышение уровня утилизации ПНГ на ВосточноТаркосалинском месторождении за счет строительства объектов по его транспортировке и
компримированию.
В результате реализации проекта компании «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» удалось
значительно увеличить объем полезного использования ПНГ на Восточно-Таркосалинском
месторождении.
Подготовленный ПНГ направляется конечным потребителям, где происходит замещение
использования других видов ископаемого топлива с соответствующим сокращением выбросов
углекислого газа. За счет отказа от неэффективного (сажевого) сжигания ПНГ на факельных
установках, объем выбросов метана в атмосферу также значительно сокращается.
Описание методики оценки выбросов парниковых газов
Сокращение выбросов парниковых газов
Сокращение выбросов ПГ в течение года у рассчитываются следующим образом, т СО2-экв:
ERy  BEy  PEy  Ly ,
где
(Б.1-1)
ER y – сокращение выбросов парниковых газов в течение года у, т СО2-экв;
BE y – выбросы парниковых газов по сценарию исходных условий в течение года y, т СО2- экв.;
PE y – выбросы парниковых газов по проекту в течение года y, т СО2-экв;
Ly – утечки СO2, связанные с компримированием ПНГ для подачи в магистральный
газопровод, т СО2-экв.
Выбросы парниковых газов по сценарию исходных условий
Сценарий исходных условий включает в себя два основных источника выбросов парниковых
газов:

выбросы CH4 при факельном сжигании ПНГ;

выбросы CO2 при факельном сжигании ПНГ.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
14
В соответствии с обозначенными источниками, выбросы парниковых газов для сценария
исходных условий в течение года у рассчитываются следующим образом, т СО2-экв.:
BEy  BECH 4 flare, y  BECO 2 flare, y ,
где
(Б.1-2)
BECH 4 flare, y – выбросы CH4 при факельном сжигании ПНГ по сценарию исходных условий
в течение года y, т СО2-экв.;
BECO 2 flare, y – выбросы CO2 при факельном сжигании ПНГ по сценарию исходных условий
в течение года y, т СО2.
WC № 49
WC № 49
OGPD
auxil _ needs
OGPD
BECH 4 flare, y  VAPG
 (VAPG
)  EFCH
, y  EFCH 4
, y  VBCS , y
4 ,
где
(Б.1-3)
WC № 49
VAPG
– объем утилизации ПНГ с куста №49 в течение года y, тыс. м3;
,y
OGPD
3
VAPG
, y – объем утилизации ПНГ с ЦДНГ в течение года y, тыс. м ;
auxil _ needs
VBCS
– расход топливного газа на собственные нужды ДКС в течение года y, тыс. м3;
,y
WC № 49
EFCH
– коэффициент эмиссии CH4 при факельном сжигании ПНГ с куста №49, т СО24
экв./тыс. м3. См. Приложение 2.4;
OGPD
EFCH
– коэффициент эмиссии CH4 при факельном сжигании ПНГ из ЦДНГ, т СО24
экв./тыс. м3. См. Приложение 2.4.
WC № 49
CH 4
EF
где

4,WC № 49
wCH
APG
102
 CH 4    GWPCH 4 ,
(Б.1-4)
4,WC № 49
wCH
– объемная доля метана в ПНГ с куста №49, %;
APG
CH 4 – плотность метана при стандартных условиях, кг/м3;
 – коэффициент недожога при сжигании ПНГ на факельных установках;
GWPCH 4 – потенциал глобального потепления метана, т СО2-экв./т СH4.
OGPD
CH 4
EF
где

4, OGPD
wCH
APG
102
 CH 4    GWPCH 4 ,
4, OGPD
wCH
– объемная доля метана в ПНГ из ЦДНГ, %;
APG
WC № 49
WC № 49
OGPD
auxil _ needs
OGPD
BECO 2 flare, y  VAPG
 (VAPG
)  EFCO
, y  EFCO 2
, y  VBCS , y
2 ,
где
(Б.1-5)
(Б.1-6)
WC № 49
EFCO
– коэффициент эмиссии СО2 при факельном сжигании ПНГ с куста №49,
2
т СО2/тыс. м3. См. Приложение 2.3;
OGPD
EFCO
– коэффициент эмиссии СО2 при факельном сжигании ПНГ из ЦДНГ,
2
т СО2/тыс. м3. См. Приложение 2.3.
WC № 49
CO 2
EF
№ 49


wWC
44, 011
APG ,i

   i  Ci  i 
,
12, 011 i 
102 
(Б.1-7)
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
15
44, 011
– коэффициент эмиссии при сжигании углерода, т СО2/т С;
12, 011
где
i – эффективность сжигания i-го компонента ПНГ на факеле, %;
i – плотность i-го компонента ПНГ при стандартных условиях, кг/м3;
Ci – доля углерода в i-м компоненте ПНГ;
№ 49
wWC
– объемная доля i-го компонента в ПНГ с куста №49, %.
APG ,i
 i  (1   ) - для углеводородов. См. Приложение 2.3;
 i  1 - для диоксида углерода. См. Приложение 2.3.
Рассматриваются только углеродосодержащие компоненты.
OGPD
EFCO

2


wOGPD
44, 011
APG ,i
   i  Ci  i 
,
2
12, 011 i 
10 
(Б.1-8)
wOGPD
APG ,i – объемная доля i-го компонента в ПНГ из ЦДНГ, %.
где
Таблица Б.1-1. Объем утилизации ПНГ на ВТСМ
2010
Наименование
факт
Объем утилизации ПНГ с ЦДНГ, тыс. м3
Объем утилизации ПНГ с куста №49, тыс. м
2011
3
2012
прогноз
0
0
92 730
10 531
47 753
57 600
0
0
3 336
Расход топливного газа на собственные нужды
ДКС, тыс. м3
Выбросы парниковых газов по проекту
Проектный сценарий включает в себя два основных источника выбросов парниковых газов:

выбросы СО2, связанные с потреблением сетевой электроэнергии на нужды ДКС ЦПС ВТСМ;

утечки СН4 на ДКС ЦПС ВТСМ.
Таким образом, выбросы парниковых газов для проектного сценария в течение года у, т СО2-экв.:
PEy  PECO 2, elec, y  PECO 2, GEU , y  PECH 4 leaks, y ,
где
(Б.1-9)
PECO2, elec , y – проектные выбросы CO2, связанные с потреблением сетевой электроэнергии
на нужды ДКС ЦПС ВТСМ в течение года y, т СО2;
PECO 2, GEU , y – проектные выбросы CO2, связанные со сжиганием топливного газа в ГПУ в
течение года y, т СО2;
PECH 4leaks , y – проектные выбросы, связанные с утечками СН4 при подготовке и
транспортировке ПНГ в течение года y, т СО2.
Выбросы парниковых газов, связанные с потреблением сетевой электроэнергии, можно
рассчитать по формуле:
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
PECO 2, elec, y  ECBCS , y  EFgrid , y ,
где
16
(Б.1-10)
ECBCS , y – потребление сетевой электроэнергии на нужды ДКС ЦПС ВТСМ в течение года
y, МВтч;
EF grid , y – коэффициент эмиссии СО2 для сетевой электроэнергии в течение года y, т
CO2/МВтч.
WC № 49
OGPD
auxil _ needs
PECH 4leaks, y  GWPCH 4   CH 4 leaks, y  (VAPG
 VAPG
),
,y
, y  VBCS , y
где
(Б.1-11)
 CH 4leaks , y - удельные утечки СН4 при подготовке и транспортировке ПНГ в течение года y, т
СH4/год. См. Приложение 2.5.
auxil _ needs
PECO 2, GEU , y  VBCS
 EFGEU , ,
,y
где
EFGEU - коэффициент эмиссии СО 2 при сжигания топливного газа в ГПУ, т СО2/тыс. м3.
См. Приложение 2.6.
EFGEU 
где
(Б.1-12)


wOGPD
44, 011
APG ,i
   i  Ci  i 
,
2
12, 011 i 
10 
(Б.1-13)
 i - эффективность сжигания i-го компонента осушенного ПНГ в ГПУ.  i  1. См.
Приложение 2.6.
Расчет утечек
WC № 49
OGPD
Ly   CO 2leakage  (VAPG
 VAPG
,y
, y ),
где
(B.1-14)
 CO 2leakage – удельные утечки СО2, связанные с компримированием ПНГ перед подачей в
магистральный газопровод, т СО2/тыс. м3.
Применение выбранного подхода
Все необходимые показатели для сценария исходных условий и проекта были определены на
основе вышеизложенной методологии. Ниже в табличной форме представлены все ключевые
данные и параметры. См. также Приложение 2.
Данные / Параметр:
 CH 4leaks , y
Единица измерения:
Описание:
т СH4/год
Удельные утечки СН4 при подготовке и транспортировке ПНГ в
течение года y
Один раз на стадии подготовки проектной документации
МГЭИК 2006 г., том 2, глава 4, таблица 4.2.4. [C4]
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
0,001028
См. Приложение 2.5
Не требуется
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
17
Комментарии:
-
Данные / Параметр:
 CO 2leakage
Единица измерения:
Описание:
тСО2/тыс. м3
Удельные утечки СО2, связанные с компримированием ПНГ
перед подачей в магистральный газопровод
Определяется один раз на стадии подготовки проектной
документации
Данный параметр принят в соответствии с Приложением 2.2
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
Данные / Параметр:
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
Данные / Параметр:
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
0,027
См. Приложение 2.2
Значение параметра определяется на основании расчета
WC № 49
EFCO
2
т СО2/тыс. м3
Коэффициент эмиссии СО2 при факельном сжигании ПНГ с
куста №49 в течение года y
Один раз на стадии подготовки проектной документации
Определяется расчетным путем
2,261
На стадии разработки проектной документации постоянное
значение было рассчитано по формуле (Б.1-7) с использованием
данных наиболее консервативного испытания состава ПНГ:
протокола от 06.2012 г.
См. также Приложение 2.3.
Значение параметра определяется на основании расчета
OGPD
EFCO
2
т СО2/тыс. м3
Коэффициент эмиссии СО2 при факельном сжигании ПНГ из
ЦДНГ в течение года y
Один раз на стадии подготовки проектной документации
Определяется расчетным путем
2,391
На стадии разработки проектной документации постоянное
значение было рассчитано по формуле (Б.1-8) с использованием
данных одного из испытаний состава ПНГ, взятого из проекта
строительства ДКС.
См. также Приложение 2.3.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
Данные / Параметр:
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
Данные / Параметр:
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
Данные / Параметр:
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
18
Значение параметра определяется на основании расчета
WC № 49
EFCH
4
т СО2-экв./тыс. м3
Коэффициент эмиссии CH4 при факельном сжигании ПНГ с
куста №49 в течение года y
Один раз на стадии подготовки проектной документации
Определяется расчетным путем
0,234
На стадии разработки проектной документации постоянное
значение было рассчитано по формуле (Б.1-4), с использованием
данных наиболее консервативного испытания состава ПНГ:
протокол от 06.2012 г.
См. также Приложение 2.4.
Значение параметра определяется на основании расчета
OGPD
EFCH
4
т СО2-экв./тыс. м3
Коэффициент эмиссии CH4 при факельном сжигании ПНГ из
ЦДНГ в течение года y
Один раз на стадии подготовки проектной документации
Определяется расчетным путем
0,227
На стадии разработки проектной документации постоянное
значение было рассчитано по формуле (Б.1-5), с использованием
данных одного из испытаний состава ПНГ, взятого из проекта
строительства ДКС.
См. также Приложение 2.4.
Значение параметра определяется на основании расчета
-
EFGEU
т СО2-экв./тыс. м3
Коэффициент эмиссии СО 2 при сжигания топливного газа в
ГПУ
Один раз на стадии подготовки проектной документации
Определяется расчетным путем
2,439
На стадии разработки проектной документации постоянное
значение было рассчитано по формуле (Б.1-13), с
использованием данных одного из испытаний состава ПНГ,
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
19
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
взятого из проекта строительства ДКС.
См. также Приложение 2.6.
Данные / Параметр:
EFgrid , y
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
т CO2/МВтч
Коэффициент эмиссии СО2 для сетевой электроэнергии
Определяется один раз на стадии подготовки проектной
документации
Финальный отчет Европейского Банка Реконструкции и
Развития: Расчет фактора эмиссии для электросетей России, 14
октября 2010 г. Таблица 5-2 [C7]
Источник данных:
Значение параметра определяется на основании расчета
-
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
Данные / Параметр:
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
Данные / Параметр:
Года
2010
2011
2012
Величина
0,638
0,668
0,712
Коэффициенты эмиссии приняты для энергосистемы Урала, на
территории которой реализуется проект.
Определено на основании справочных данных.
Определено на основании справочных данных
-

доли
Коэффициент недожога при сжигании ПНГ на факельных
установках
Определяется один раз на стадии подготовки проектной
документации
Руководство МГЭИК по национальной инвентаризации
парниковых газов 2006 г., Том 2, Глава 4, п. 4.2 Фугитивные
эмиссии от нефти и природного газа, с. 4.45 [C4]
0,02
Коэффициент недожога при сжигании ПНГ может быть
определен по формуле:
  1  FE ,
где FE - эффективность факельного сжигания. Как правило,
значение 0,98 используется для факельного сжигания при
добыче и переработке.
Определено на основании справочных данных.
Определено на основании справочных данных
-
GWPCH 4
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
20
т CO2-экв./т CH4
Потенциал глобального потепления для метана
Определяется один раз на стадии подготовки проектной
документации
МГЭИК: Четвертый доклад об оценке: Изменение климата, 2007:
Рабочая группа I: Физическая научная основа [С5]
21
Рекомендованная по умолчанию величина
Определено на основании справочных данных
-
Данные / Параметр:
WC № 49
VAPG
,y
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
тыс. м3
Объем утилизации ПНГ с куста №49 в течение года y
Непрерывно
Фактические и прогнозные данные, предоставленные ООО
«НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
Принятое численное
значение:
Год
2010 г.
2011 г.
2012 г.
Куст №49
10 531
47 753
57 600
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
За 2010-2011 гг. представлены фактические значения, за 2012–
прогнозные объемы утилизации.
Данные / Параметр:
OGPD
VAPG
,y
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
тыс. м3
Объем утилизации ПНГ с ЦДНГ в течение года y
Непрерывно
Прогнозные данные, предоставленные ООО
ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
Принятое численное
значение:
Год
2010 г.
2011 г.
2012 г.
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Фактические значения определяются на основании показаний
расходомера газа.
Определено на основании фактических и прогнозных данных.
Производится регулярная поверка расходомеров газа
-
«НОВАТЭК-
ЦДНГ ВТСМ
0
0
92 730
За 2012 г. – прогнозные объемы утилизации.
Фактические значения будут
показаний расходомера газа.
определятся
на
основании
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
21
Определено на основании прогнозных данных.
-
Данные / Параметр:
auxil _ needs
VBCS
,y
Единица измерения:
Описание:
тыс. м3
Расход топливного газа на собственные нужды ДКС в течение
года y
Непрерывно
Прогнозные данные, предоставленные ООО «НОВАТЭКТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
Год
2010 г.
2011 г.
2012 г.
ЦДНГ ВТСМ
0
0
3 336
За 2012 г. – прогнозные данные.
Фактические значения будут определяться на основании
показаний расходомера газа.
Определено на основании прогнозных данных.
-
Данные / Параметр:
ECBCS , y
Единица измерения:
Описание:
МВтч
Потребление сетевой электроэнергии на собственные нужды
ДКС ЦПС ВТСМ в течение года y
Непрерывно
Прогнозные
данные,
предоставленные
«НОВАТЭКТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
2010 г.
2011 г.
2012 г.
0
0
20 284
Фактические значения будут определяться на основании
показаний электросчетчика
Определено на основании прогнозных данных.
Производится регулярная поверка электросчетчика.
-
Данные / Параметр:
№ 49
wWC
APG ,i
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
%
Объемная доля i-го компонента в ПНГ c куста №49
Один раз на стадии подготовки проектной документации
Лаборатория физико-химического исследования
метан
83,36%
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
значение:
этан
8,47%
пропан
4,90%
изобутан
0,50%
бутан
Обоснование выбора данных
или описание метода и
порядка измерения, который
был использован:
22
1,39
изопентан
0,20%
пентан
0,25%
гексан+высшие углеводороды
0,21%
диоксид угл рода
0,04%
Комментарии:
На этапе разработки проектной документации принято значение
наиболее консервативного компонентного состава ПНГ из всех
имеющихся протоколов испытаний – протокол №2692 от
09.06.2012 г.
При выборе самого консервативного компонентного состава
ПНГ анализировались все имеющиеся протоколы анализов
ПНГ.
На этапе мониторинга так же будет приниматься наиболее
консервативное значение параметра.
Измерение и расчет осуществляется специализированной
лицензированной лабораторией при помощи соответствующего
газоанализирующего оборудования, хроматографа. Поверка
(калибровка) всех приборов осуществляется в соответствии с
требованиями нормативно-технической документации и с
принятыми на предприятии графиком и процедурами поверки
контрольно-измерительной аппаратуры.
Рассматриваются только углеродосодержащие компоненты
Данные / Параметр:
wOGPD
APG , y
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Источник данных:
Принятое численное
значение:
%
Объемная доля i-го компонента в ПНГ из ЦДНГ
Один раз на стадии подготовки проектной документации
Лаборатория физико-химического исследования
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Обоснование выбора данных
или описание метода и
порядка измерения, который
был использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
метан
81,18%
этан
8,95%
пропан
4,86%
изобутан
2,00%
бутан
1,79%
изопентан
0,41%
пентан
0,29%
гексан+высшие углеводороды
0,16%
вода
0,38%
диоксид углерода
0,00%
На этапе разработки проектной документации принято значение
из проекта строительства ДКС.
На этапе мониторинга так же будет приниматься наиболее
консервативное значение параметра.
Измерение и расчет осуществляется специализированной
лицензированной лабораторией при помощи соответствующего
газоанализирующего оборудования, хроматографа. Поверка
(калибровка) всех приборов осуществляется в соответствии с
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
23
Комментарии:
требованиями нормативно-технической документации и с
принятыми на предприятии графиком и процедурами поверки
контрольно-измерительной аппаратуры.
Рассматриваются только углеродосодержащие компоненты
Данные / Параметр:
Ci
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
Доля углерода в i-м компоненте ПНГ
Определяется один раз на стадии подготовки проектной
документации
«Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при
сжигании ПНГ на факельных установках», разработанной НИИ
охраны атмосферного воздуха. г. Санкт-Петербург. 1998 г. [С1].
Приложение А1, Таблица 4.
Источник данных:
Принятое численное
значение:
Обоснование выбора
данных или описание
метода и порядка
измерения, который был
использован:
Порядок обеспечения и
контроля качества, который
был/будет использован
Комментарии:
метан
0,7487
этан
0,7989
пропан
0,8171
изобут н
0,8266
бутан
0,8266
изопентан
0,8324
пентан
0,8324
гексан+высшие углеводороды
0,8377
диоксид углерода
0,2729
Основано на справочных данных
Справочные данные
Рассматриваются только углеродосодержащие компоненты
Данные / Параметр:
i
Единица измерения:
Описание:
Время определения:
кг/м3
Плотность i-го углеводорода при стандартных условиях
Определяется один раз на стадии подготовки проектной
документации
«Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при
сжигании ПНГ на факельных установках», разработанной НИИ
охраны атмосферного воздуха. г. Санкт-Петербург. 1998 г. [С1].
Приложение А1, Таблица 3.
Источник данных:
Принятое численное
значение:
метан
0,667
этан
1,250
пропан
1,835
изобутан
2,418
бутан
2,418
изопентан
3,001
пентан
3,001
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
гексан+высшие углеводороды
3,580
диоксид у лерода
1, 831
24
Обоснование выбора данных Приняты справочные данные. В Методике плотности газов
или описание метода и
представлены при нормальных условиях. Для перевода к
порядка измерения, который стандартным условиям представленные в источнике значения
был использован:
273,15
умножаются на переводной коэффициент
.
293,15
Порядок обеспечения и
контроля качества, который Справочные данные
был/будет использован
Комментарии:
Рассматриваются только углеродосодержащие компоненты
Б.2.
Описание того, как сокращаются антропогенные выбросы парниковых газов от
источников, ниже уровня тех выбросов, которые имели бы место в отсутствие проекта
совместного осуществления:
Подход, описанный в параграфе 44 (а) Приложения 1 «Руководства по критериям для
установления исходных условий и мониторингу» [С2], был выбран для доказательства того, что
сокращения выбросов парниковых газов из источников, достигаемые в результате реализации
проекта, являются дополнительными к тем, которые имели бы место в случае отсутствия проекта.
В рамках границ выбранного подхода дополнительность проекта была проанализирована с
применением анализа альтернатив проектной деятельности, инвестиционного анализа и анализа
общей практики.
Анализ альтернатив проектной деятельности
Основной вид деятельности по проекту – обращение с ПНГ.
Были выделены следующие альтернативы по обращению с ПНГ на Восточно-Таркосалинском
месторождении:
Альтернатива 1:
Продолжение факельного
площадке месторождения.
сжигания
газа
на
производственной
Альтернатива 2:
Потребление ПНГ на производственной площадке месторождения.
Альтернатива 3:
Проектная деятельность в отсутствие совместного осуществления (СО).
Подробный анализ альтернатив приведен в Разделе Б.1. В конечном итоге в качестве наиболее
вероятного сценария исходных условий была принята Альтернатива 1, предполагающая
продолжение сжигание газа на факельных установках Восточно-Таркосалинского месторождения
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ».
Инвестиционный анализ
Было выполнено сравнение величин чистой приведенной стоимости (ЧПС) для двух вариантов
реализации проекта:
(а) без продажи сокращений выбросов ПГ;
(б) с продажей сокращений выбросов ПГ.
Объем капитальных вложений в проект 446,12 млн. руб.10 Финансирование осуществляется за
счет собственных средств компании.
Цена продажи единицы сокращения выбросов (ЕСВ) для первого зачетного периода Киотского
протокола (2008-2012 гг.) была принята равной 400 руб./т СО2-экв., для пост-киотского периода
(2013-2020 гг.) – 200 руб./т СО2-экв.
10
Согласно сметной документации
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
25
Срок службы оборудования – 10 лет.
Временной горизонт анализа 2009-2020 гг.
Ставка дисконтирования была определена с помощью «Методических рекомендаций по оценке
эффективности инвестиционных проектов…»11.
Согласно данной методике ставка дисконтирования рассчитывается следующим образом:
r  Rreal  Rrisk ,
где
(Б.2-1)
r – расчетная ставка дисконтирования, %;
Rreal – реальная безрисковая ставка дисконтирования, %;
Rrisk – поправка на риск, %.
Освобожденная от инфляционной составляющей или реальная безрисковая ставка
дисконтирования Rreal , используемая для оценки коммерческой эффективности проекта в целом,
может устанавливаться в соответствии с требованиями к минимально допустимой будущей
доходности вкладываемых средств, освобожденной от инфляционной составляющей, практически
4-6%. Принимаем среднее значение реальной безрисковой ставки 5%.
Риск неполучения предусмотренных проектом доходов оценивается не ниже среднего (в
соответствии с Таблицей 11.1 из «Методических рекомендаций по оценке эффективности
инвестиционных проектов…»). Премия за риск была принята на уровне 9%. Окончательно ставка
дисконтирования была принята равной 14%.
В Таблице Б.2-1 представлены основные экономические показатели проекта для двух вариантов
его реализации.
Таблица Б.2-1. Инвестиции и ЧПС для проекта
Показатель
Инвестиции
ЧПС
Единицы измерения
млн. руб.
млн. руб.
Без продажи
сокращений выбросов
ПГ
446,12
-45,51
С продажей
сокращений выбросов
ПГ
446,12
389,35
Экономические показатели проекта без привлечения механизма совместного осуществления
неприемлемо низкие (ЧПС<0). Благодаря средствам, полученным от продажи ЕСВ, коммерческая
привлекательность проекта повышается, ЧПС становится положительной. Более того, проект
становится гораздо более устойчивым к рискам (см. результаты анализа чувствительности в
Таблице Б.2-2).
Обычно анализ в ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» проводится с использованием
предположения изменения ключевых параметров в пределах ±10% от базового варианта.
Таблица Б.2-2. Анализ чувствительности
Показатель
ЧПС
ЧПС
ЧПС
11
Без продажи
сокращений выбросов
ПГ
1) Увеличение инвестиционных затрат на 10%
млн. руб.
-86,89
2) Снижение инвестиционных затрат на 10%
млн. руб.
-4,13
3) Увеличение эксплуатационных затрат 10%
млн. руб.
-64,00
Единицы измерения
С продажей
сокращений выбросов
ПГ
347,96
430,73
370,86
Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Утверждены
Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госстроем РФ от 21 июня 1999 г. N ВК 477
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
ЧПС
ЧПС
ЧПС
4) Снижение эксплуатационных затрат на 10%
млн. руб.
-27,02
7) Увеличение стоимости единиц сокращений выбросов на 10%
млн. руб.
-45,51
8) Снижение стоимости единиц сокращений выбросов на 10%
млн. руб.
-45,51
26
407,83
432,83
345,86
Важно отметить, что проект направлен на снижение антропогенного воздействия на окружающую
среду и не мог бы состояться в рамках обычной коммерческой практики (в отсутствии продажи
единиц сокращений выбросов).
Анализ общей практики
По официальным данным в России сжигается порядка 15-20 млрд. м3 ПНГ в год (см. Таблицу Б.23). Однако существуют и более радикальные оценки. К примеру, в 2007 г. были опубликованы
результаты исследований, проведенных Национальной океанической и атмосферной
администрации США (NOAA) по заказу Всемирного банка. Для оценки объемов и динамики
сжигания ПНГ в период 1995-2006 гг. были использованы данные военной системы
метеорологических наблюдений. Результаты анализов показали, что в России отмечаются
существенные различия между данными официальной отчетности и результатами космической
съемки.
Таблица Б.2-3. Показатели использования нефтяного газа в России в 2001–2007 гг.*
Показатель
Добыча ПНГ, млрд. м3
Сожжено на факелах, млрд. м3
Уровень утилизации, %
2003
48,5
11,1
77,2
2004
54,9
14,7
73,3
2005
57,6
15,00
74,0
2006
57,9
14,7
75,6
2007
61,2
16,7
72,6
*Источник: данные Центрального диспетчерского управления ТЭК (ЦДУ ТЭК)
Как видно из статистики ЦДУ ТЭК за 2001-2007 гг., в 2004 г. на факельных установках было
сожжено 14,7 млрд. м3 ПНГ, однако согласно исследованиям NOAA эта цифра значительно выше
и составляет примерно 50,7 млрд. м3. Таким образом, информация, касающаяся обращения
нефтяных компаний с ПНГ, носит весьма противоречивый характер, тем не менее, факт
повсеместного сжигания ПНГ на месторождениях России является неоспоримым. Безусловно,
ПНГ утилизируется нефтяными компаниями, однако в большинстве случаев это происходит
только на тех месторождениях, где это экономически целесообразно. В районах, где полезная
утилизация ПНГ затруднена по объективным причинам, газ направляется на факельные установки
для сжигания.
Несмотря на то, что в Лицензионных соглашениях месторождений, входящих в проект, оговорен
уровень утилизации ПНГ нормативно-законодательная база Российской Федерации в сфере
утилизации ПНГ плохо проработана. Фактически существовует только несколько федеральных
законов хоть как-то затрагивающих вопросы обращения с ПНГ: ФЗ «О недрах»12, ФЗ «О
газоснабжении в Российской Федерации»13, ФЗ «Об охране окружающей среды14, ФЗ «Об охране
атмосферного воздуха15». Однако в этих законах государство никак не принуждало и не
стимулировало владельцев лицензий к выполнению требований по утилизации ПНГ, что
приводило к повсеместному сжиганию нефтяного газа на месторождениях России.
О неэффективности системы государственного контроля за выполнением условий лицензионных
соглашений говорится и в ежегодных отчетах Всемирного фонда дикой природы: «Проблемы и
перспективы использования попутного нефтяного газа в России»16. Согласно выпуску № 2 от
12
http://www.consultant.ru/popular/nedr/
http://femida.info/11/fzogvrf009.htm
14
http://www.consultant.ru/popular/okrsred/
15
http://base.garant.ru/12115550/
16
http://www.wwf.ru/resources/publ/book/337
13
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
27
2010 г. меры по решению проблемы утилизации ПНГ начали предприниматься лишь с 20072008 гг. Однако, как показало время, данные меры оказались по сути неэффективными.
В 2010 г., в ходе проверки, проводимой в Ханты-Мансийском автономной округе, выявлены
нарушения, выраженные в ненадлежащей утилизации ПНГ, в деятельности ведущих
нефтегазодобывающих компаний России17, 18. При этом ни одна лицензия не была аннулирована
вследствие несоблюдения условий Лицензионного соглашения в части уровня полезного
использования ПНГ19. Единственной мерой воздействия на нарушителей лицензий были штрафы
за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, предписанные статьей 2820 ФЗ «Об охране
атмосферного воздуха». Однако платы за превышение выбросов по факту существенно меньше
капитальных инвестиций, требуемых для строительства инфраструктуры по сбору, подготовке и
транспорту нефтяного газа. Компаниям было намного выгоднее платить штрафы, чем вкладывать
деньги в нерентабельные проекты по утилизации ПНГ. За трёхлетний период 2006-2009 гг. объем
факельного сжигания ПНГ увеличился с 14,1 млрд. м3 в 2006 г.21 до 19,96 млрд. м3 в 2009 г.22.
Таким образом, вследствие отсутствия правового механизма воздействия, Лицензионное
соглашение никак не принуждало владельца проекта к утилизации ПНГ.
По большому счету, получение дополнительного дохода от продажи единиц сокращений
выбросов, сгенерированных в результате реализации проектов с привлечением механизма СО,
может стать одним из немногих действенных стимулов направленных на увеличение объемов
утилизации ПНГ.
В дополнении стоит сказать, что проекты утилизации ПНГ в Ямало-Ненецком автономном округе,
из-за их низкой экономической привлекательности, реализуются по большей части лишь в рамках
«механизмов гибкости» Киотского протокола. Примерами таких проектов могут служить
проекты, реализованные в ЯНАО компаниями ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «НК Роснефть».
Таким образом, реализация проекта на Восточно-Таркосалинском месторождении была бы сильно
затруднена без привлечения средств от продажи сокращений в рамках Киотского протокола.
Исходя из вышесказанного, сокращения выбросов парниковых газов, получаемые в
результате реализации проекта, являются дополнительными к тому, что имело бы место в
ином случае.
17
http://www.ugra.info/news/?n=550
http://www.greenpatrol.ru/ecomap/okrugunit/singlenews/?id=54392&category=4112
19
http://www.vedomosti.ru/
20
http://base.garant.ru/12115550/6/#600
21
http://ru.reuters.com/article/idRUANT32989120080213
22
http://www.lenta.ru/news/2010/03/22/gas/
18
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
Б.3.
28
Описание того, как определение границ проекта применимо к данному проекту:
На Рисунке Б.3-1 показаны основные компоненты и границы проекта, основные потоки ПНГ и
энергии. В Таблице Б.3-1 указано, какие источники и газы включены в границы проекта, а какие
исключены.
Сепараторы на ЦПС ВТСМ
(ЦДНГ)
Факельная
установка
Потребители
ГПУ
Внешние
производители
электроэнергии
ДКС ЦПС
ВТСМ
ЦДГиГК
Факельная
установка
Производственные нужды ООО
«НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
Нефтяные скважины (ЦДНГ)
Нефтяные скважины (Куст №49)
Сепараторы на кусту №49
Электроэнергия
Сырая нефть
ПНГ
Границы
проекта
Флюид
Рисунок Б.3-1. Основные компоненты и границы проекта
Таблица Б.3-1. Источники выбросов, включенные или исключенные из рассмотрения
Проект
Сценарий
исходных
условий
Источник
Сжигание ПНГ на факеле
Выбросы ПГ, связанные с
потреблением сетевой
электроэнергии на нужды ДКС
Газ
Вкл./
Искл.
CO2
Да
Основной источник выбросов
CH4
Да
Основной источник выбросов
N2O
Нет
Считается пренебрежимо малым. Это
консервативно
CO2
Да
Основной источник выбросов
CH4
Нет
Считается пренебрежимо малым
N2O
Нет
Считается пренебрежимо малым
Обоснование/пояснение
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
Утечки ПНГ при подготовке и
транспортировке
Утечки
Выбросы ПГ, связанные со
сжиганием топливного газа в
ГПУ
Утечки СО2, связанные с
компримированием ПНГ перед
подачей в магистральный
газопровод
CO2
Нет
Считается пренебрежимо малым
CH4
Да
Основной источник выбросов
N2O
Нет
Считается пренебрежимо малым
CO2
Да
Основной источник выбросов
CH4
Нет
Считается пренебрежимо малым
N2O
Нет
Считается пренебрежимо малым
CO2
Да
Основной источник выбросов
CH4
Нет
Считается пренебрежимо малым
N2O
Нет
Считается пренебрежимо малым
29
Б.4. Прочая информация об исходных условиях, включая дату их определения и названия
физических/юридических лиц, их определивших:
Дата разработки исходных условий: 25/06/2012 г.
Исходные условия разработаны ООО «СиСиДжиЭс» (ООО «СиСиДжиЭс» не является
участником проекта и не указано в Приложении 1 данной проектной документации).
Лица, ответственные за разработку:
Дмитрий Воеводкин
Ведущий специалист
моб: +7 921 49 81081
тел.: +7 8182 210 446
т/ф: +7 8182 210 195
d.voevodkin@ccgs.ru
Иван Поташев
Cпециалист
тел.: +7 8182 210 446
т/ф: +7 8182 210 195
i.potashev@ccgs.ru
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
РАЗДЕЛ В. Сроки реализации проекта
В.1.
Дата начала проекта:
Дата начала реализации проекта 05.2010 г. (начало строительно-монтажных работ).
В.2.
Ожидаемые сроки проекта:
10 лет / 120 месяцев.
В.3.
Продолжительность зачетного периода:
2,33 года / 28 месяца (с 1 сентября 2010 г. по 31 декабря 2012 г.)
30
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
31
РАЗДЕЛ Г. План осуществления мониторинга
Г.1.
Описание выбранного плана мониторинга:
При разработке плана мониторинга разработчик использовал особый подход для проектов совместного осуществления на основании параграфа 9 (а)
«Руководства по критериям для установления исходных условий и мониторинга» [С2].
Сбор данных (регистрируемых в любом случае), необходимых для определения сокращения выбросов парниковых газов, осуществляется в
соответствии с наилучшими отраслевыми стандартами и практикой учета топлива, энергии, ресурсов.
Все данные, необходимые для проведения мониторинга будут храниться в архиве предприятия на электронных и бумажных носителях не менее двух
лет по окончании зачетного периода или последней передачи ЕСВ.
Г.1.1. Опция 1 – Мониторинг выбросов по проектному сценарию и сценарию в соответствии с исходными условиями:
Г.1.1.1. Собираемые данные для контроля выбросов по проекту и порядок хранения этих данных:
Идентификационный
номер (Пожалуйста,
используйте номера,
чтобы облегчить
согласование с Г.2.)
1.
ECBCS , y
2.
WC № 49
VAPG
,y
3.
OGPD
VAPG
,y
4.
auxil _ needs
VBCS
,y
Переменные
данные
Потребление
сетевой
электроэнергии на
нужды ДКС ЦПС
ВТСМ в течение
года y
Объем утилизации
ПНГ с куста №49
в течение года y
Объем утилизации
ПНГ с ЦДНГ в
течение года y
Расход топливного
газа на
собственные
нужды ДКС в
течение года y
Единица
измерения
Измеренный (и),
Подсчитанный (п),
Оцененный (о)
Частота
записи
данных
Доля
данных,
подлежащих
мониторинг
у
Способ хранения
(электронный/
документальный)
Комментарии
Управление
энергетики
МВтч
и
Непрерывно
100 %
Электронный и
документальный
Показания
электросчетчиков
ПТО*
тыс. м3
и
Непрерывно
100 %
Электронный и
документальный
ПТО
тыс. м3
и
Непрерывно
100 %
Электронный и
документальный
ПТО
тыс. м3
и
Непрерывно
100 %
Электронный и
документальный
Источник
данных
Показания
расходомера
газа
Показания
расходомера
газа
Показания
расходомера
газа
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
5. EF grid , y
6.
 CH 4leaks , y
7.
GWPCH 4
Коэффициент
эмиссии СО2 для
сетевой
электроэнергии в
течение года y
Удельные утечки
СН4 при
подготовке и
транспортировке
ПНГ в течение
года y
Потенциал
глобального
потепления метана
32
Согласно [C7]
тСО2/МВт
п
Постоянная
величина
100%
Электронный
-
Согласно
Приложению
2.5
тСН4/ тыс. м3
п
Постоянная
величина
100%
Электронный и
документальный
-
Согласно [C5]
т СО2-экв./т
СH4
о
Постоянная
величина
100%
Электронный и
документальный
-
*ПТО – производственно-технический отдел
Г.1.1.2. Описание формул, используемых для оценки выбросов по проекту (для каждого газа, источника и т.п; в единицах CO2
эквивалента):
Выбросы парниковых газов по проекту в течение года y, т СО2-экв:
PEy  PECO 2, elec, y  PECO 2, GEU , y  PECH 4 leaks, y
где
,
(Г.1-1)
PECO2,elec , y – проектные выбросы CO2, связанные с потреблением сетевой электроэнергии на нужды ДКС ЦПС ВТСМ в течение года y, т СО2;
PECO 2, GEU , y – проектные выбросы CO2, связанные со сжиганием топливного газа в ГПУ в течение года y, т СО2;
PECH 4leaks , y – проектные выбросы, связанные с утечками СН4 при подготовке и транспортировке ПНГ в течение года y, т СО2.
PECO 2, elec, y  ECBCS , y  EFgrid , y ,
где
(Г.1-2)
ECBCS , y – потребление сетевой электроэнергии на нужды ДКС ЦПС ВТСМ в течение года y, МВтч;
EF grid , y – коэффициент эмиссии СО2 для сетевой электроэнергии в течение года y, т CO2/МВтч.
WC № 49
OGPD
auxil _ needs
PECH 4leaks, y  GWPCH 4   CH 4 leaks, y  (VAPG
 VAPG
)
,y
, y  VBCS , y
(Г.1-3)
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
где
33
 CH 4leaks , y - удельные утечки СН4 при подготовке и транспортировке ПНГ в течение года y, тСН4/ тыс. м3. См. Приложение 2.5;
GWPCH 4 – потенциал глобального потепления метана, т СО2-экв./т СH4. GWPCH 4  21 т СО2-экв./т СH4. согласно [C5];
auxil _ needs
VBCS
– расход топливного газа на собственные нужды ДКС в течение года y, тыс. м3;
,y
WC № 49
3
VAPG
, y – объем утилизации ПНГ с куста №49 в течение года y, тыс. м ;
OGPD
3
VAPG
, y – объем утилизации ПНГ с ЦДНГ в течение года y, тыс. м .
auxil _ needs
PECO 2, GEU , y  VBCS
 EFGEU ,
,y
где
(Г.1-4)
EFGEU - коэффициент эмиссии СО 2 при сжигания топливного газа в ГПУ, т СО2/тыс. м3.
EFGEU
где


wOGPD
44, 011
APG ,i

   i  Ci  i 
,
2
12, 011 i 
10 
(Г.1-5)
44, 011
– коэффициент эмиссии при сжигании углерода, т СО2/т С;
12, 011
 i - эффективность сжигания i-го компонента осушенного ПНГ в ГПУ.  i  1.
 i – плотность i-го компонента ПНГ при стандартных условиях, кг/м3. См. Приложение 2.6;
C i – доля углерода в i-м компоненте ПНГ. См. Приложение 2.6;
wOGPD
APG ,i – объемная доля i-го компонента в ПНГ из ЦДНГ, %.
Г.1.1.3. Данные, необходимые для определения исходных условий антропогенных выбросов парниковых газов от источников в
рамках проекта, порядок сбора и хранение этих данных:
Идентификационный
номер (Пожалуйста,
используйте номера,
чтобы облегчить
согласование с Г.2.)
Переменные данные
Источник
данных
Единица
измерения
Измеренный (и),
Подсчитанный
(п),
Оцененный (о)
Частота
записи
данных
Доля данных,
подлежащих
мониторингу
Способ хранения
(электронный/
документальный)
Комментарии
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
8.
WC № 49
VAPG
,y
9.
OGPD
VAPG
,y
10.
auxil _ needs
VBCS
,y
11.
№ 49
wWC
APG ,i
12.
wOGPD
APG ,i
13.

14.
Ci
15.
i
16.
GWPCH 4
34
Объем утилизации ПНГ
с куста №49 в течение
года y
ПТО
тыс. м3
и
Непрерывно
100 %
Электронный и
документальный
Объем утилизации ПНГ с
ЦДНГ в течение года y
ПТО
тыс. м3
и
Непрерывно
100 %
Электронный и
документальный
ПТО
тыс. м3
и
Непрерывно
100 %
Электронный и
документальный
ХАЛ *
%
и
Ежегодно
100 %
Электронный и
документальный
ХАЛ
м3
и
Ежегодно
100 %
Электронный и
документальный
Доли
о
Доли
о
Согласно
[С1]
кг/м3
о
Постоянная
величина
100 %
Электронный и
документальный
-
Согласно
[С5]
т СО2экв./т СH4
о
Постоянная
величина
100 %
Электронный и
документальный
-
Расход топливного газа
на собственные нужды
ДКС в течение года y
Объемная доля i-го
компонента в ПНГ с
куста №49
Объемная доля i-го
компонента в ПНГ из
ЦДНГ
Коэффициент недожога
при сжигании ПНГ
Доля углерода в i-м
углеводороде ПНГ
Плотность i-го
углеводорода при
стандартных условиях
Потенциал глобального
потепления метана
Согласно
[С1]
Согласно
[C1]
Постоянная
величина
Постоянная
величина
100 %
100 %
Электронный и
документальный
Электронный и
документальный
Показания
расходомера
газа
Показания
расходомера
газа
Показания
расходомера
газа
Данные
лабораторных
исследований
Данные
лабораторных
исследований
-
*ХАЛ – химико-аналитическая лаборатория
Г.1.1.4. Описание формул, используемых для оценки выбросов при исходных условиях (для каждого газа, источника и т.п.; в
единицах CO2 эквивалента):
Выбросы парниковых газов по сценарию исходных условий в течение года y, т СО2-экв:
BEy  BECH 4 flare, y  BECO 2 flare, y ,
где
(Г.1-6)
BECH 4 flare, y – выбросы CH4 при факельном сжигании ПНГ по сценарию исходных условий в течение года y, т СО2-экв.;
BECO 2 flare, y – выбросы CO2 при факельном сжигании ПНГ по сценарию исходных условий в течение года y, т СО2.
WC № 49
WC № 49
OGPD
auxil _ needs
OGPD
BECH 4 flare, y  VAPG
 (VAPG
)  EFCH
, y  EFCH 4
, y  VBCS , y
4
(Г.1-7)
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
где
35
WC № 49
VAPG
– объем утилизации ПНГ с куста №49 в течение года y, тыс. м3;
,y
OGPD
3
VAPG
, y – объем утилизации ПНГ с ЦДНГ в течение года y, тыс. м ;
auxil _ needs
VBCS
– расход топливного газа на собственные нужды ДКС в течение года y, тыс. м3;
,y
WC № 49
EFCH
– коэффициент эмиссии CH4 при факельном сжигании ПНГ с куста №49, т СО2-экв./тыс. м3;
4
OGPD
EFCH
– коэффициент эмиссии CH4 при факельном сжигании ПНГ из ЦДНГ, т СО2-экв./тыс. м3.
4
WC № 49
CH 4
EF
где

4,WC № 49
wCH
APG
102
 CH 4    GWPCH 4 ,
(Г.1-8)
4,WC № 49
wCH
– объемная доля метана в ПНГ с куста №49, %;
APG
CH 4 – плотность метана при стандартных условиях, кг/м3. CH 4 = 0,667 кг/м3 согласно [C1];
 – коэффициент недожога при сажевом сжигании ПНГ на факельных установках.  = 0,02 согласно [С4];
GWPCH 4 – потенциал глобального потепления метана, т СО2-экв./т СH4. GWPCH 4 = 21 т СО2-экв./т СH4 согласно [С5].
OGPD
EFCH

4
где
4, OGPD
wCH
APG
102
 CH 4    GWPCH 4 ,
4, OGPD
wCH
– объемная доля метана в ПНГ из ЦДНГ, %.
APG
WC № 49
WC № 49
OGPD
auxil _ needs
OGPD
BECO 2 flare, y  VAPG
 (VAPG
)  EFCO
, y  EFCO 2
, y  VBCS , y
2 ,
где
(Г.1-9)
(Г.1-10)
WC № 49
EFCO
– коэффициент эмиссии СО2 при факельном сжигании ПНГ с куста №49, т СО2/тыс. м3.
2
OGPD
EFCO
– коэффициент эмиссии СО2 при факельном сжигании ПНГ из ЦДНГ, т СО2/тыс. м3.
2
WC № 49
CO 2
EF
№ 49


wWC
44, 011
APG ,i

   i  Ci  i 
,
12, 011 i 
102 
(Г.1-11)
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
36
 i – эффективность сжигания i-го компонента ПНГ на факеле, %.  i  (1   ) - для углеводородов.  i  1 - для диоксида
где
углерода. Рассматриваются только углеродосодержащие компоненты;
 i – плотность i-го компонента ПНГ при стандартных условиях, кг/м3. См. Приложение 2.3;
C i – доля углерода в i-м компоненте ПНГ. См. Приложение 2.3;
№ 49
wWC
– объемная доля i-го компонента в ПНГ с куста №49, %.
APG , i
OGPD
CO 2
EF
Г.1.2.

wOGPD
44, 011
APG , i

   i  Ci  i 

12, 011 i 
102

 .

(Г.1-12)
Опция 2 – Прямой мониторинг сокращений выбросов по проекту (значения должны согласовываться с данными
раздела Д):
Эта опция не применяется для мониторинга проекта.
Г.1.2.1. Данные, подлежащие сбору для целей мониторинга сокращений выбросов по проекту, и порядок их хранения:
Идентификационный
Измеренный
Способ
номер (Пожалуйста,
Единица
(и),
Частота
Доля данных,
Источник
хранения
используйте номера,
Переменные данные
измерения Подсчитанный
записи
подлежащих
данных
(электронный/
чтобы облегчить
(п),
данных
мониторингу
документальный
согласование с Г.2.)
Оцененный (о)
Комментарии
Г.1.2.2. Описание формул, используемых для подсчета сокращений выбросов по проекту (для каждого газа, источника и т.п;
выбросов/сокращений выбросов в единицах CO2 эквивалента):
Эта опция не применяется для мониторинга проекта.
Г.1.3. Предложение о порядке проведения учета утечек при мониторинге:
Как было указано в Разделе Б.2, утечки СО2, связанные компримированием ПНГ для подачи в магистральный газопровод, должны быть приняты во
внимание. Остальные утечки не рассматриваются, поскольку полностью компенсируются сокращением утечек по сценарию исходных условий.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
37
Г.1.3.1. Там, где применимо, пожалуйста, опишите данные и род информации, которые будут собираться для осуществления
мониторинга эффекта утечек по проекту:
Идентификационный
номер (Пожалуйста,
используйте номера,
чтобы облегчить
согласование с Г.2.)
17.
WC № 49
VAPG
,y
18.
OGPD
VAPG
,y
19.
 CO 2leakage
Переменные данные
Объем утилизации
ПНГ с куста №49 в
течение года y
Объем утилизации
ПНГ с ЦДНГ в
течение года y
Удельные утечки
СО2, связанные с
компримированием
ПНГ для подачи в
магистральный
газопровод
Источник
данных
Единица
измерения
Измеренный
(и),
Подсчитанный
(п),
Оцененный (о)
Частота
записи данных
Доля данных,
подлежащих
мониторингу
Способ
хранения
(электронный/
документальный
ПТО
тыс. м3
и
Непрерывно
100 %
Электронный и
документальный
ПТО
тыс. м3
и
Непрерывно
100 %
Электронный и
документальный
Согласно
Приложению
2.2
тСО2/тыс.
м3
п
Постоянная
величина
100 %
Электронный и
документальный
Комментарии
Показания
расходомера
газа
Показания
расходомера
газа
-
Г.1.3.2. Описание формул, используемых для оценки утечек (для каждого газа, источника и т.п; в единицах CO2 эквивалента):
Утечки СО2, связанные с компримированием ПНГ для подачи в магистральный газопровод рассчитываются по следующей формуле:
WC № 49
OGPD
Ly   CO 2leakage  (VAPG
 VAPG
,y
, y ),
где
(Г.1-13)
 CO 2leakage - удельные утечки СО2, связанные с компримированием ПНГ для подачи в магистральный газопровод, т СО2/тыс. м3
Г.1.4. Описание формул, используемых для оценки сокращения выбросов в результате проекта (для каждого газа, источника и
т.п; выбросы/сокращения выбросов в единицах CO2 эквивалента):
Сокращение выбросов парниковых газов в течение года y, т СО2-экв:
ERy  BEy  PEy  Ly .
(Г.1-14)
Г.1.5. В соответствии с методиками проведения, по требованию принимающей стороны информация о сборе и учете данных о
влиянии проекта на окружающую среду (там, где применимо):
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» уделяет большое внимание вопросам охраны окружающей среды, рациональному использованию
природных ресурсов и энергии.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
38
Производственный экологический контроль в ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» проводится:

в целом по Обществу;

в структурных подразделениях.
Общее руководство организацией работ в рамках системы управления охраной окружающей среды предприятия и его структурных подразделений
осуществляет главный инженер предприятия. Непосредственное руководство организацией работы в рамках системы управления охраной
окружающей среды предприятия и его структурных подразделений возлагается на должностное лицо, назначенное руководителем организации.
В отделе экологии ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» создано и функционирует Управление охраны труда, промышленной безопасности и
экологии.
Приоритетные цели и обязательства предприятия в области охраны окружающей среды определены «Политикой в области промышленной
безопасности, охраны труда и окружающей среды в XXI веке», утвержденной Решением Правления ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ».
Каждый работник Общества поддерживает Политику, четко осознает возложенные на него ответственность за сохранность окружающей среды,
стараясь сохранить ее первозданную красоту и величие.
Практическая реализация экологических целей Политики Общества заключена в рамках стратегической программы экологической безопасности и
ежегодно разрабатываемых планов природоохранных мероприятий. Программа проходит согласование с природоохранными контролирующими
органами, в ней установлены четкие сроки выполнения самых неотложных задач.
Достижение поставленных целей стало возможным благодаря стабильному финансированию запланированных мероприятий.
Основу программы экологической безопасности Общества составляет реализация комплекса мероприятий, направленных:

на увеличение степени утилизации попутного нефтяного газа;

на предотвращение аварийных отказов на трубопроводном транспорте;

на строительство природоохранных объектов;

на проведение рекультивационных работ на нарушенных и загрязненных земельных участках;

на ведение экологического мониторинга;

на утилизацию образующихся отходов.
С целью ведения природоохранной деятельности в соответствии с требованиями международных стандартов ООО «НОВАТЭКТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» была разработана и внедрена Система менеджмента качества, безопасности труда, охраны здоровья и окружающей среды.
Данная система позволила систематизировать экологический подход при осуществлении технологических процессов.
С целью оценки и прогноза воздействия производственной деятельности Общества на компоненты окружающей природной среды в границах всех
лицензионных участков осуществляется экологический мониторинг, разработаны и согласованы в контролирующих органах проекты систем
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
39
локального экологического мониторинга. Для обустройства сети экологического мониторинга изготовлены и установлены знаки в пунктах отбора
проб.
Проведенный анализ результатов экологического мониторинга показывает, что воздействие промышленных объектов ООО «НОВАТЭКТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» характеризуется как допустимое и обеспечивает соблюдение нормативов качества окружающей среды.
Управление экологической безопасности и природопользования ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» регулярно составляет и направляет в
контролирующие органы отчеты по статистическим формам, отражающие все аспекты воздействия деятельности компании на окружающую среду.
Система мониторинга ДКС ЦПС ВТСМ соответствует требованиям Федерального закона «Об единстве измерений» № 102-ФЗ от 26.06.2008 [C6].
Г.2.
Контроль качества и гарантия качества как меры, предпринятые для мониторинга данных:
Данные
(укажите таблицу и
идентификационный номер)
Таблица Г.1.1.1. ИН 1
Таблица Г.1.1.1. ИН 2, 3, 4
Таблица Г.1.1.3. ИН 8, 9, 10
Таблица Г. 1.1.3. ИН 11, 12
Степень неопределенности
данных
(высокая/средняя/низкая)
Объясните процедуры контроля качества/гарантии качества, разработанные для этих данных, и почему
они важны
низкая
Мониторинг потребления электроэнергии соответствует требованиям следующих государственных
законов и правил:
 Федеральный закон от 26.06.08 №102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»;
 «Правила учета электроэнергии» зарегистрированные Министерством юстиции России
24.10.1996 №1182.
Потребление сетевой электроэнергии на собственные нужды ДКС ЦПС ВТСМ определяется
электросчетчиками. Поверка (калибровка) приборов осуществляется в соответствии с требованиями
нормативно-технической документации и с принятыми на предприятии графиком и процедурами
поверки контрольно-измерительной аппаратуры.
низкая
Мониторинг объема ПНГ соответствует требованиям следующих государственных законов и правил:
 Федеральный закон от 26.06.08 №102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»;
 «Правила учета газа» зарегистрированные Министерством юстиции России 15.11.1996 №1198.
Для учета объема ПНГ применяют расходомеры. Поверка (калибровка) приборов осуществляется в
соответствии с требованиями нормативно-технической документации и с принятыми на предприятии
графиком и процедурами поверки контрольно-измерительной аппаратуры.
низкая
Мониторинг компонентного состава ПНГ соответствует требованиям Федерального закона от 26.06.08
№102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».
Определение компонентного состава ПНГ осуществляется специализированной лицензированной
лабораторией при помощи соответствующего газоанализирующего оборудования, хроматографа.
Поверка (калибровка) всех приборов осуществляется в соответствии с требованиями нормативнотехнической документации и с принятыми на предприятии графиком и процедурами поверки
контрольно-измерительной аппаратуры.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
40
Хранение данных
Все исходные данные и отчеты о реализации проекта будут храниться в ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» и ООО «СиСиДжиЭс» в
электронном и бумажном видах в течение минимум двух лет по окончании зачетного периода или последнего выпуска ЕСВ.
Процедуры мониторинга в чрезвычайных ситуациях
При возникновении на предприятии чрезвычайных ситуаций, затрагивающих систему мониторинга проекта (аварии оборудования, выход из строя
измерительных приборов и пр.), специалистами ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» и ООО «СиСиДжиЭс» проводится анализ возникшей
ситуации, разрабатываются альтернативные схемы мониторинга и измерений на период таких ситуаций, а также корректирующие действия для
оборудования и/или плана мониторинга.
Действия, применяемые в период поверки приборов учета
Поверка приборов осуществляется в период плановой остановки оборудования. При необходимости на место снятого прибора устанавливается
резервный поверенный прибор.
Перекрестная проверка
Перекрестная проверка представляет собой процедуру, включающую в себя два этапа. На первом этапе отчет о ходе реализации проекта проверяется в
ООО «СиСиДжиЭс», а на втором в ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ».
Первичная проверка отчета о ходе реализации проекта выполняется в ООО «СиСиДжиЭс» специалистами Департамента подготовки проектов. После
устранения замечаний отчет о ходе реализации проекта передается в ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» для внутренней проверки и
утверждения.
Обучение персонала
Персонал, чья работа связана с эксплуатацией ДКС, прошел обучение и имеет соответствующие сертификаты. ООО «НОВАТЭКТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» имеет соглашения с Автономной некоммерческой организацией Аттестационным центром «Профессионал» г. Тобольск и
некоммерческим учреждением «Учебно-аттестационный центр «Профтехнология» г. Губкинский, касательно подготовки кадров и повышения
квалификации рабочих и специалистов ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ».
Весь персонал ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» имеет надлежащую квалификацию и действующие разрешения на работу с
оборудованием. Новые работники и персонал, который должен подтвердить имеющуюся группу допуска, обязаны пройти соответствующее обучение,
сдать экзамен и получить разрешающее удостоверение. Ответственность за обучение персонала возложена на отдел кадров.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
41
Г.3. Пожалуйста, опишите операционную и управленческую структуру, которую исполнители проекта будут применять согласно плану
осуществления мониторинга:
ООО «СиСиДжиЭс» несет ответственность:

за подготовку отчета о ходе реализации проекта;

за взаимодействие с независимой экспертной организацией по вопросу верификации сокращений выбросов парниковых газов.
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» несет ответственность за:

нормальную эксплуатацию оборудования;

своевременную поверку, калибровку и надлежащее обслуживание приборов;

сбор, хранение и передачу всех необходимых данных для мониторинга сокращений выбросов парниковых газов;

за подготовку и проведение учебных тренингов для персонала предприятия, связанного со сбором данных для мониторинга (во взаимодействии с
ООО «СиСиДжиЭс»).
Сбор и учет данных, необходимых для расчета сокращений выбросов парниковых газов, будет осуществляться в соответствии со схемой
расположения точек мониторинга, приведенной на Рисунке Г.3-1.
Исходные данные для мониторинга сокращений будут предоставляться Управлением энергетики, ПТО и ХАЛ ООО «НОВАТЭКТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» в ООО «СиСиДжиЭс».
ООО «СиСиДжиЭс» на основании полученных данных готовит отчет о ходе реализации проекта (отчет о мониторинге сокращений выбросов ПГ) и
передает его на проверку в ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ».
После устранения всех замечаний, полученных с предприятия, отчет передается на утверждение в ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ».
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
42
auxil _ needs
VBCS
,y
OGPD
VAPG
,y
ГПУ
ECBCS , y
wOGPD
APG ,i
ДКС ЦПС ВТСМ
WC № 49
VAPG
,y
№ 49
wWC
APG ,i
Куст №49
Электроэнергия
ПНГ
Рисунок Г.3-1. Расположение точек мониторинга
Г.4.
Названия физических/юридических лиц, разработавших план мониторинга:
План мониторинга разработан компанией: ООО «СиСиДжиЭс» (ООО «СиСиДжиЭс» не является участником проекта и не указано в Приложении 1
данной проектной документации).
Лица, ответственные за разработку:
Дмитрий Воеводкин
Ведущий специалист
моб: +7 921 49 81081
тел.: +7 8182 210 446
т/ф: +7 8182 210 195
d.voevodkin@ccgs.ru
Иван Поташев
Cпециалист
тел.: +7 8182 210 446
т/ф: +7 8182 210 195
i.potashev@ccgs.ru
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
43
РАЗДЕЛ Д. Оценка сокращений выбросов парниковых газов
Оценка сокращений выбросов выполнялась по формулам в соответствии с описанной методикой в
Разделе Б.1. В том же разделе в табличной форме представлены все необходимые исходные
данные. Ниже приведены результаты оценки выбросов по обоим сценариям и сокращения
выбросов за период 2010-2012 гг.
Д.1.
Оценка выбросов по проекту:
Таблица Д.1-1. Выбросы парниковых газов по проекту
Год
2010
2011
2012
Total
Д.2.
PECO2,elec , y ,
PECH 4leaks , y ,
PECO 2, GEU , y ,
т СО2-экв.
0
0
14 442
14 442
т СО2-экв.
т СО2-экв.
227
1 031
3 317
4 576
0
0
8 138
8 138
Оценка выбросов
парниковых газов по
проекту, т СО2-экв.
227
1 031
25 897
27 155
Оценка утечек:
Таблица Д.2-1. Утечки
Д.3.
Год
Ly , т СО2-экв.
Оценка утечек, т СО2-экв.
2010
2011
2012
Total
284
1 289
4 059
5 633
284
1 289
4 059
5 633
Сумма Д.1. и Д.2.:
Таблица Д.3-1. Сумма проектных эмиссий и утечек
Year
2010
2011
2012
Total
Д.4.
Сумма Д.1. и Д.2., т СО2экв.
512
2 320
29 956
32 788
Оценка выбросов при исходных условиях:
Таблица Д.4-1. Выбросы парниковых газов по сценарию исходных условий, т СО2-экв.
Год
BECH 4 flare, y ,
BECO 2 flare, y
т СО2-экв.
т СО2-экв.
2010
2011
2012
Итого
2 460
11 154
35 307
48 921
23 814
107 982
359 904
491 700
,
Оценка выбросов
парниковых газов
по сценарию
исходных
условий, т СО2экв.
26 274
119 136
395 211
540 621
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
Д.5.
44
Разность Д.4. и Д.3., определяющая сокращение выбросов в результате проекта:
Таблица Д.5-1. Результаты оценки сокращений выбросов парниковых газов, т СО2-экв.
Наименование
Общее сокращение
выбросов парниковых
газов
Д.6. Таблица, отражающая
вышеуказанных формул:
Год
2010
2011
2012
Итого
(тонн CO2-экв.)
Ожидаемые
выбросы по
проекту,
т CO2-экв.
227
1 031
25 897
27 155
Отчетные годы
2011
2012
2010
25 762
значения,
116 816
365 255
получившиеся
Оценка утечек,
т СО2-экв.
284
1 289
4 059
5 633
в
2010-2012
507 833
результате
Ожидаемые
выбросы при
исходных
условиях,
т CO2-экв.
26 274
119 136
395 211
540 621
применения
Ожидаемые
сокращения
выбросов,
т CO2-экв.
25 762
116 816
365 255
507 833
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
45
РАЗДЕЛ Е. Оценка воздействия на окружающую среду
Е.1. Документация анализа влияния проекта на окружающую среду, включая влияния, не
предусмотренные проектом, в соответствии с методиками проведения по требованию
принимающей стороны:
Для обустройства центрального участка нефтяного промысла Восточно-Таркосалинского
месторождения, включая строительство ДКС, входящей в рамки проекта, Тюменским проектным
и научно-исследовательским институтом нефтяной и газовой промышленности им.
В.И.Муравленко был разработан том, посвященные охране окружающей среды, который входит в
состав проектной документации на обустройство участка: том 5 «Оценка воздействие на
окружающую среду (ОВОС) Охрана окружающей среды (ООС) проекта «Обустройство ВосточноТаркосалинского месторождения. Нефтяной промысел. Центральный участок», 2007.
В данном томе рассмотрены вопросы охраны флоры и фауны района расположения объекта, а
также произведена эколого-экономическая оценка последствия строительства ДКС.
Е.2. Если участники проекта или принимающая сторона сочли влияние на окружающую
среду значительным, пожалуйста, предоставьте заключения и все ссылки на необходимую
документацию оценки влияния на окружающую среду, проведенной в соответствии с
требованиями принимающей стороны:
Проект не оказывает существенного влияния на окружающую среду, что подтверждено ОВОС.
Проект строительства ДКС соответствует всем предъявляемым требованиям к объектам
подобного рода и не оказывают существенного воздействия на окружающую среду, что
подтверждено государственной экспертизой № 094-08/ЕГЭ-0098/01 от 30.10.2008 г.
Государственная экспертиза проведена Екатеринбургским филиалом Главгосэкспертизы России.
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
46
РАЗДЕЛ Ж. Комментарии заинтересованных сторон
Ж.1.
Информация о комментариях заинтересованных сторон по поводу проекта:
Комментарии со стороны местных и федеральных органов власти были получены в виде
положительных заключений государственных экспертиз проектной деятельности, разрешений на
реализацию проекта.
Государственная экспертиза (см. Е.2.) подтвердила, что проектная документация соответствует
требованиям промышленной безопасности и может быть применена в производство.
Общественные слушания не проводились, так как это не требуется для подобного рода проектов,
однако мероприятия по проекту широко освещались в средствах массовой информации.23
23
http://www.novatek.ru/ru/about/tenders/supply/index.php?id_5=541
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
47
Приложение 1
КОНТАКТНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ОБ УЧАСТНИКАХ ПРОЕКТА
Организация:
Улица/ п/я:
Строение:
Город:
Штат/регион:
Почтовый индекс:
Страна:
Телефон:
Факс:
Адрес э/почты:
Адрес в интернете:
Представитель:
Титул:
Обращение:
Фамилия:
Имя:
Отчество:
Отдел:
Городской номер телефона
(прямой):
Номер факса (прямой):
Мобильный номер телефона:
Личный адрес э/почты:
Общество с ограниченной ответственностью «НОВАТЭКТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»
Тарасова
28
Тарко-Сале
Тюменская обл., Ямало-Ненецкий автономный округ
629850
Россия
8 (34997) 4-50-00
8 (34997) 4-50-49
novatek@novatek.ru
http://www.novatek.ru
Генеральный директор ООО «НОВАТЭКТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ
г-н
Ретивов
Валерий
Николаевич
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
48
Приложение 2
ИНФОРМАЦИЯ ОБ ИСХОДНЫХ УСЛОВИЯХ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА
Приложение 2.1
Расчет сокращений выбросов парниковых газов по проекту
Потенциал глобального потепления для метана
Параметр
Объем утилизации ПНГ на ДКС ЦПС ВТСМ
Объем утилизации ПНГ на кусту 49
Коэффициент эмиссии СО2 при сжигании ПНГ на ЦПС ВТСМ
Коэффициент эмиссии СО2 при сжигании ПНГ на кусту 49
Коэффициент эмиссии СН4 при сжигании ПНГ ЦПС ВТСМ
Коэффициент эмиссии СН4 при сжигании ПНГ на кусту 49
Выбросы СО2 от сжигания ПНГ на факеле ЦПС ВТСМ
Выбросы СО2 от сжигания ПНГ на факеле куста 49
Выбросы СН4 от сжигнания ПНГ на факеле ЦПС ВТСМ
Выбросы СН4 от сжигания ПНГ на факеле куста 49
Расход топливного газа на ДКС
Итого выбросы ПГ по сценарию исходных условий
Потребление сетевой электроэнергии на собственные нужды ДКС
т CO2-экв./т CH4
21
Ед. Изм.
2008
2009
Выбросы по сценарию исходных условий
тыс. м3
0
0
тыс. м3
0
0
т СО2/тыс. м3
2,391
2,391
т СО2/тыс. м3
2,261
2,261
т СО2-экв./тыс. м3
0,227
0,227
т СО2-экв./тыс. м3
0,234
0,234
т СО2
0
0
т СО2
0
0
т СО2-экв.
0
0
т СО2-экв.
0
0
тыс. м3
0
т СО2-экв.
0
Выбросы по проекту
2010
2011
2012
2008-2012
0
10 531
2,391
2,261
0,227
0,234
0
23 814
0
2 460
0
47 753
2,391
2,261
0,227
0,234
0
107 982
0
11 154
92 730
57 600
2,391
2,261
0,227
0,234
229 655
130 249
21 852
13 455
92 730
115 884
2,391
2,261
0,227
0,234
229 655
262 045
21 852
27 069
0
0
0
3 336
3 336
0
26 274
119 136
395 211
540 621
20 284
20 284
МВтч
0
0
0
0
т CO2/МВтч
0,712
0,631
0,638
0,668
0,712
-
т СО2-экв.
0
0
0
0
14 442
14 442
тСН4/тыс. м3
0,001028
0,001028
0,001028
0,001028
0,001028
-
тСО2-экв.
0
0
227
1 031
3 317
4 576
Выбросы СО2, связанные с сжиганием ПНГ в газовом приводе ДКС
тСО2-экв.
0
0
0
0
8 138
8 138
Итого выбросы ПГ по проектному сценарию
т СО2-экв.
0
0
227
1 031
25 897
27 155
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
-
284
1 289
4 059
5 633
25 762
116 816
365 255
507 833
Коэффициент эмиссии СО2 для сетевой электроэнергии
Выбросы СО2, связанные с потреблением сетевой электроэнергии
на собственные нужды ДКС
Удельные утечки при подготовке и транспортировке ПНГ
Утечки CH4 при подготовке и транспортироваке ПНГ
Утечки
Удельные утечки СО2
т СО2/тыс. м3
Утечки за границами проекта
т СО2-экв.
0
0
Сокращение выбросов парниковых газов
т СО2-экв.
0
0
Cокращения выбросов парниковых газов
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
49
Приложение 2.2
Расчет утечек СO2, связанных с компримированием ПНГ для подачи в магистральный
газопровод
Рассчет удельных утечек, связанных с компримированием ПНГ для подачи в магистральный газопровод
Параметр
ВТСМ
месторождение
Ед. изм.
2,7
Мпа
7,5
Мпа
Давление газа на выходе из границ
Давление газа в магистральном
трубопроводе
Плотность газа в стандартных
Показатель адиабаты
Удельная адиабатическая работа
0,861
1,278
134 624,43
Комментарии
кг/м3
Дж/кг
Адиабатический КПД компрессора
0,85
Механический КПД компрессора
0,97
Удельная работа на валу
КПД двигателя
Удельное потребление топлива
0,141
0,30
0,47
ГДж/тыс. м3
Коэффициент эмиссии природного
газа
56,1
кг СО2/ГДж
Удельные утечки СО2
0,026
т СО2/тыс.м3
Принятые удельные утечки Со2
0,027
т СО2/тыс. м3
Компонты газа
ГГж/тыс.м3
Состав,%
Диоксид углерода
Метан
Этан
Пропан
изобутан
Бутан
изопентан
Пентан
Гексан+высшие УВ
Азот
0,00%
81,18%
8,95%
4,86%
2,00%
1,79%
0,41%
0,29%
0,16%
0,00%
Всего
99,64%
Принято равным давлению на выходе с КС
Принято равным давлению природного газа после
компримирования
Рассчет основан на компонентном состеве газа
Рассчет основан на компонентном состеве газа
Рассчет
Черкасски В., Насосы, вентиляторы, компрессоры,
1984, стр. 320
Черкасски В., Насосы, вентиляторы, компрессоры,
1984, стр. 320
Рассчет
Принято для ГТУ, как типичного двигателя
Рассчет
Руководство МГЭИК по национальной
инвентаризации парниковых газов 2006 г., Том 2,
Энергетика, Таблица 2.2
Рассчет
Принято наиболее консервативное фиксированное
значение на весь кредитный период
Показатель
адиабаты
1,30
Плотность (ст.
усл.), кг/м3
1,07
1,831
0,667
1,250
1,835
2,418
2,418
3,001
3,001
3,580
1,40
1,166
1,278
0,861
1,31
1,21
1,13
1,10
1,10
1,08
1,08
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
50
Приложение 2.3
Расчет коэффициента эмиссии СО2 при сжигании ПНГ на факеле
Расчет коэффициентов эмиссии для сжигания ПНГ на факеле куста 49
Состав,%
Содержание
углерода в
космпоненте
Плотность
компонента, кг/м3
Содержание углерода в
компоненте, кгС/м3
Эфективность сжигания
компонента на факеле, %
метан
этан
пропан
изобутан
бутан
изопентан
пентан
83,36%
8,47%
4,90%
0,50%
1,39%
0,20%
0,25%
0,7487
0,7989
0,8171
0,8266
0,8266
0,8324
0,8324
0,667
1,250
1,835
2,418
2,418
3,001
3,001
0,416
0,085
0,073
0,010
0,028
0,005
0,006
0,98
0,98
0,98
0,98
0,98
0,98
0,98
Коэффициент эмиссии
СО2 для сжигания
компонента на факеле, т
СО2/тыс. м3
1,495
0,304
0,264
0,036
0,099
0,018
0,023
гексан+высшие
углеводороды
0,21%
0,8373
3,580
0,006
0,98
0,022
диоксид углерода
азот
сероводородо
кислород
0,04%
0,68%
0,00%
0,01%
0,2729
-
1,831
-
0,000
-
1
-
0,001
-
Всего
100,0%
Компоненты газа
0,630
2,261
Расчет коэффициентов эмиссии для сжигания ПНГ на факеле ЦПС ВТСМ
Состав,%
Содержание
углерода в
космпоненте
Плотность
компонента, кг/м3
Содержание углерода в
компоненте, кгС/м3
Эфективность сжигания
компонента на факеле, %
метан
этан
пропан
изобутан
81,18%
8,95%
4,86%
2,00%
0,7487
0,7989
0,8171
0,8266
0,667
1,250
1,835
2,418
0,405
0,089
0,073
0,040
0,98
0,98
0,98
0,98
Коэффициент эмиссии
СО2 для сжигания
компонента на факеле, т
СО2/тыс. м3
1,456
0,321
0,262
0,144
бутан
1,79%
0,8266
2,418
0,036
0,98
0,128
изопентан
пентан
гексан+высшие
углеводороды
диоксид углерода
азот
сероводородо
вода
кислород
0,41%
0,29%
0,8324
0,8324
3,001
3,001
0,010
0,007
0,98
0,98
0,037
0,026
0,16%
0,8373
3,580
0,005
0,98
0,017
0,00%
0,00%
0,00%
0,38%
0,00%
0,2729
-
1,831
-
0,000
-
1
-
0,000
-
Всего
100,0%
Компоненты газа
0,666
2,391
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
51
Приложение 2.4
Расчет коэффициента эмиссии CH4 при сжигании ПНГ на факеле
Расчет коэффициентов эмиссии для сжигания ПНГ на факеле куста 49
Параметр
Объем
Параметр
Объем
Объемная доля
Плотность
метана в ПНГ, % метана, кг/м3
83,36%
0,667
Коэффициент
недожога
0,020
Потенциал глобального Коэффициент эмиссии для
потепления для метана, т метана (в CO2 эквиваленте),
СО2/т СН4
т СО2/тыс. м3
21
0,234
Расчет коэффициентов эмиссии для сжигания ПНГ на факеле ЦПС ВТСМ
Потенциал глобального Коэффициент эмиссии для
Объемная доля
Плотность
Коэффициент
потепления для метана, т метана (в CO2 эквиваленте),
метана в ПНГ, % метана, кг/м3
недожога
СО2/т СН4
т СО2/тыс. м3
81,18%
0,667
0,020
21
0,227
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
52
Приложение 2.5
Расчет удельных утечек СН4 при подготовке и транспортировке ПНГ
Удельные утечки метана на ДКС определяются в соответствии с руководящими принципами
национальных инвентаризаций парниковых газов МГЭИК 2006 г., том 2, глава 4, таблица 4.2.4.
В таблице ниже представлены удельные утечки метана, связанные с работой ДКС.
Удельные утечки СН4
Удельные утечки СН4 от подготовки газа
Удельные утечки СН4 от транспортировки газа
Всего
Ед. Изм.
тСН4/тыс.м3
тСН4/тыс.м3
тСН4/тыс.м3
Volume
0,000755
0,000273
0,001028
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
53
Приложение 2.6
Расчет коэффициента эмиссии СО2 при сжигании ПНГ в ГПУ
Расчет коэффициентов эмиссии для сжигания ПНГ в ГПУ на собственные нужды ДКС
Состав,%
Содержание
углерода в
космпоненте
Плотность
компонента, кг/м3
Содержание углерода в
компоненте, кгС/м3
Эфективность сжигания
компонента на факеле, %
метан
этан
пропан
изобутан
бутан
изопентан
пентан
гексан+высшие
углеводороды
диоксид углерода
азот
сероводородо
вода
кислород
81,18%
8,95%
4,86%
2,00%
1,79%
0,41%
0,29%
0,7487
0,7989
0,8171
0,8266
0,8266
0,8324
0,8324
0,667
1,250
1,835
2,418
2,418
3,001
3,001
0,405
0,089
0,073
0,040
0,036
0,010
0,007
1
1
1
1
1
1
1
Коэффициент эмиссии
СО2 для сжигания
компонента на факеле, т
СО2/тыс. м3
1,486
0,328
0,267
0,146
0,131
0,038
0,027
0,16%
0,8373
3,580
0,005
1
0,017
0,00%
0,00%
0,00%
0,38%
0,00%
0,2729
-
1,831
-
0,000
-
1
-
0,000
-
Всего
100,0%
Компоненты газа
0,666
2,439
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
Приложение 3
ПЛАН ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ МОНИТОРИНГА
См. Раздел Г проектной документации.
54
Повышение уровня утилизации попутного нефтяного газа на Восточно-Таркосалинском месторождении,
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», Российская Федерация
55
Приложение 4
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
[С1]
«Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании ПНГ на
факельных установках», разработанной НИИ охраны атмосферного воздуха. г. СанктПетербург. 1998 г. (утверждена приказом Госкомэкологии России от 08.04.98 №199)
[С2]
Руководство по критериям для установления исходных условий и мониторингу, Версия
03, Комитет по надзору за ПСО
(http://ji.unfccc.int/Ref/Documents/Baseline_setting_and_monitoring.pdf)
[С3]
Решение 9/CMP.1. Руководство по реализации Статьи 6 Киотского протокола.
FCCC/KP/CMP/2005/8/Add.2. 30 марта 2006 г.
[С4]
Руководство МГЭИК по национальной инвентаризации парниковых газов 2006 г., Том 2.
[С5]
МГЭИК: Четвертый доклад об оценке: Изменение климата, 2007: Рабочая группа I:
Физическая научная основа.
[C6]
Федеральный закон «Об единстве измерений» №102-ФЗ от 26.06.2008
[C7]
Отчет Европейского Банка Реконструкции и Развития: Расчет фактора эмиссии для
электросетей России, Октябрь 2010, Страница 5-3, Таблица 5-2.
(http://www.ebrd.com/downloads/sector/eecc/Baseline_Study_Russia.pdf)