5.1. Визначення параметрів теплоносія для родовища

Тип енергоустановки визначається необхідними технологічними параметрами, а її потужність - витратою теплоносія. Від параметрів теплоносія залежить принципова схема енергоустановки і тип ядерного реактора для АТЕЦ. Найбільш прийнятним є водо-водяний реактор, експлуатація якого має достатній досвід, але цей реактор дозволяє отримати пар з максимальною температурою 280 ^о С.

Тиск теплоносія має забезпечити можливість його закачування. Тобто, тиск повинен бути більше пластового тиску. Пластовий тиск зазвичай менше тиску гідростатичного стовпа рідини і визначається експериментально. Слід також враховувати, що у міру експлуатації пластовий тиск зменшується. Глибини свердловин в Україну сягають 1600-3500 м. На таких глибинах пластовий тиск буде одно, як мінімум, 8 МПа. Такі параметри пара реактор на теплових нейтронах забезпечити не може. Отже, можливе використання тільки гарячої води. Попередній аналіз не показав перевагу пара. При закачуванні води тиск виробленого теплоносія взагалі не має значення, тому що стовп води сам забезпечує необхідний тиск. Температура закачуваной в пласт гарячої води на практиці знаходилася в діапазоні 80-250 ° С. Якщо взяти достатньої температуру води 150 ° С, то для цього підійде звичайна теплофікаційна установка електростанції.

При більш високих температурах потрібно зміна проектної схеми. Максимальна температура води 250 °С може бути досягнута при нагріванні гострим паром з парогенератора.

5.2. Характеристики ядерної енергетичної установки

Попередньо, не прив'язуючись до конкретного родовищу, можна припустити, що для поставленої мети підійде установка щодо невеликої потужності. У «великій» енергетиці мінімальна потужність блоку АЕС - 440 МВт, що є досить великою величиною. Вельми привабливо розгляд суднової ядерної енергетичної установки (ЯЕУ), що має відносно малу потужність. У відкритій пресі [8] є дані за сучасною судновий ЯЕУ типу КЛТ-40С, що розглядається також для використання як підземної АТЕЦ. Підземне розміщення ЯЕУ має цілий ряд переваг з точки зору безпеки, до того ж суднові установки мають великий досвід експлуатації і високі показники надійності. Підземне розташування знімає обмеження з розміщення АТЕЦ: за існуючими нормами наземна АЕС не може близько розташовуватися від великих населених пунктів. До підземної АЕС вимоги не такі жорсткі. Це дозволить оптимізувати розміщення:

1) поблизу міста і транспорт технологічного теплоносія до родовища, розподіл там по нагнітальним свердловинах;

2) в центрі родовища і транспорт мережної води в місто.

АТЕЦ комплектується реакторам тепловою потужністю 148 МВт і парової конденсаційної турбіною ТК-35-3, 4/50 з нерегульованими відборами пара. Потужність теплофікаційної установки 37,8 Г_кал / рік (44 МВт).

5.3. Техніко-економічні показники використання атец для підвищення нафтовіддачі

Згідно [9] в свердловини закачується 2-7 м³ води на 1 м³ нафти. Для подальших розрахунків прийнято значення 5 м³ води на 1 м³ нафти.

Аналізується період експлуатації 30 років при постійній видобутку нафти. Економічний розрахунок виконується за діючими в Україну нормам [10].

Сумарні витрати за термін експлуатації:

И_Σ = Итоп + Иа + И_ЗП + Изаг + Ив + И_ТС + Идн = (335 +1940 ∙ +109,62 +264 +670 +

+1865 +3539) 106 = 8724,9 ∙ 106 грн.

Витрата гарячої води:

G_води = 44000 / (150-15) / 4,19 = 77,8 кг / с = 280 м³ / ч.

При тривалості кампанії 8760 ∙ 0,82 = 7183,2 рік, річна витрата теплоносія в свердловини буде дорівнює 2,011 ∙ 10⁶ м³. При закачуванні холодної води при цьому буде видобуто 2,011 ∙ 10⁶/5 = 402 200 м³ нафти. Прийнявши, що закачування гарячої води підвищує видобуток на 30%, додаткове кількість нафти складе 402200 ∙ 1,3 ∙ 0,3 = 156 858 м³/рік, що за 30 років експлуатації дорівнюватиме: ΣQ_доп = 4,706 ∙ 10⁶ м³.

Вартість додатково видобутої нафти за 30 років:

Д_нафти = С_нафти ∙ ΣQ_доп = 5500 ∙ 4,706 ∙ 10⁶ = 25,9 ∙ 10⁹ грн,

де C_нафти - ціна на нафту, C_нафти = 5500 грн/м³ [11].

Вироблення електроенергії за рік:

W_вироб = 31,74 ∙ 7183,2 ∙ 10³ = 228 ∙ 10⁶ кВт ∙ рік

При споживанні на власні потреби 6,9% відпуск електроенергії за 30 років з урахуванням власних потреб:

W_отп = (W_вироб - W_сн) 30 = 228 ∙ 10⁶ ∙ 0,931 ∙ 30 = 6,368 ∙ 10⁹ кВт ∙ рік

Доходи, які станція буде отримувати за відпущену електроенергію:

Д_ел = С_тар ∙ W_отп = 0,20 ∙ 6,368 ∙ 10⁹ = 1,274 ∙ 10⁹ грн,

де С_тар - ціна електричної енергії. Середня оптова ринкова ціна електроенергії на оптовому ринку електроенергії в 2010 р. Складала 30,03 коп / кВт ∙ рік [12]. Враховуючи, що ціна для ТЕС приблизно в 2 рази вище, ніж для АЕС, отримаємо, що С_тар = 0,2 грн / (кВт рік).

Сумарні доходи від додатково видобутої нафти і відпущеної електроенергії:

Д = Д_нафти + Д_ел = (25,9 +1,274) ∙ 10⁹ = 27,16 ∙ 10⁹ грн.

Питомі капвкладення на будівництво підземної АТЕЦ в 2002 р. оцінювалися в 1043 $ /кВт встановленої потужності [13]. Враховуючи збільшення вартості за 10 років приблизно вдвічі, вартість АТЕЦ визначиться як (при курсі НБУ 1 $ = 8,05 грн):

НБУ- національний банк України.

К_АТЕЦ = 35000 1043 ∙ 2 ∙ 10³ = 73,01 ∙ 10⁶ ∙ $ = 0,587 ∙ 10⁹ грн.

Капіталовкладення на обладнання:

К_об = К_АТЕЦ ∙ 0,6 = 0,352 ∙ 10⁹ грн.

Капіталовкладення на будівлі і споруди:

К_ЗС = К_АТЕЦ ∙ 0,4 = 0,235 ∙ 10⁹ грн.

Згідно з даними [13] реактор безперервно працює 7183 годин у році.

Тоді 8760-7183 = 1577 годин триває планово-попереджувальний ремонт (ППР), тобто 65,7 діб. На перевантаження палива без ППР відводиться 760 год. З урахуванням тривалості паливної кампанії 916х24 = 21984 ч цикл від перевантаження до перевантаження складатиме

7183 +1577 +7183 +1577 +7183 +1577 + (21984 - 7183 ∙ 3) +760 = 27475 рік.

За 30 років роботи АТЕЦ матиме місце 30 ∙ 8760/27475 = 9 перевантажень (включаючи першу завантаження). Вартість ядерного палива для АЕС електричною потужністю 300 МВт з реакторами КН-3 потужністю 2х460 МВт в 2002 р. становила 19,2 ∙ 10⁶ $. Для реактора потужністю 148 МВт вартість палива складатиме

19,2 ∙ 10⁶ ∙ / 2 ∙ 148/460 = 3,088 ∙ 10⁶ $.

C урахуванням подорожчання в 1,5 рази за 10 років вартість завантаження складе

3,088 ∙ 106 1,5 = 4,6 млн. $ [13]. Паливна складова за весь період роботи

И_топ = 4,6 ∙ 9 ∙ 10⁶ = 41,697 ∙ 10⁶ $ = 0,335 ∙ 10⁹ грн.

Витрати на амортизацію із залученням вітчизняних інвестицій за 30 років експлуатації:

И_а = Н_а · К_Σ · Т_а = 0,12 · (0,352· 10⁹+0,2535· 10⁹)=1,94 ∙ 10⁹ грн,

де - норми амортизаційних відрахувань відповідно для будівель, споруд та обладнання.

Заробітна плата персоналу за 30 років:

И_ОП = Re ∙ Ф = 58 ∙ 63 000 ∙ 30 = 109,62 ∙ 10⁶ грн,

де Re - чисельність експлуатаційного персоналу, Re = 58 чол.

Ф - середньорічний фонд заробітної плати на одного працюючого з нарахуванням єдиного соціального внеску , грн. Прийнято Ф = 63000 грн / (рік чол).

Загально-станційних та інші витрати:

И_ПР = а_общ ∙ (И_ОП + И_а) = 0,13 ∙ (109,62 ∙ 10⁶ +1,94 ∙ 10⁹) = 0,264 ∙ 10⁹ грн,

де α_общ = 13% - частина загальних витрат.

Витрати на підготовку води для нафтовидобутку за 30 років:

И_в = G_св ∙ С_в = 2,011 ∙ 10⁶ м3/рік ∙ 30 років ∙ 11,11 грн/м³ = 670,365 ∙ 10⁶ грн,

де G_св - витрата мережевої води для закачування в свердловину;

С_в - вартість підготовки води для підігріву в теплофікаційної установки та закачування в свердловину.

Вартість експлуатації теплових мереж, які забезпечують доставку теплоносія до свердловин, визначається наступним чином. Вартість теплоти, що відпускається на теплопостачання, оцінюється в 900 грн за Гкал [14]. Ця сума включає вартість газу, спаленого в котельні, амортизацію обладнання та зарплату персоналу. Тобто, для оцінки витрат на теплові мережі слід від вартості теплоти відняти вартість витраченого газу. При теплоті згоряння 37 МДж/м³ = 8,83 Мкал/м³ для отримання 1 Гкал потрібно спалити з ККД котла 92% 1000 / (8,83 ∙ 0,92) = 123,29 м³ природного газу.

При вартості газу 4500 грн/1000 м³ (на грудень 2011 р.) паливна складова теплоти буде дорівнює 4500/1000 ∙ 123,29 = 161,12 грн. Тоді вартість експлуатації теплових мереж може бути оцінена як 900-554,8 = 345,2 грн / Гкал.

Міські теплові мережі являють собою мережу прямих і зворотних трубопроводів, теплових пунктів з насосним і теплообмінним обладнанням. Розглянута теплова мережа, призначена для закачування теплоносія в нагнітальні свердловини, представляється набагато простіший: без зворотних трубопроводів, теплових пунктів, елеваторних вузлів і т.д.

Тому вартість такої мережі буде дешевше, принаймні, в 1,5 рази:

345,2 / 1,5 = 230 грн / Гкал. При відпустці 37,8 Гкал / год протягом 30 років витрати на створення і експлуатацію теплових мереж будуть оцінюватися

И_ТС = 37,8 ∙ 7183,2 ∙ 30 ∙ 230 = 1,865 ∙ 10⁹ грн.

Збільшення видобутку нафти супроводжується збільшенням відповідних витрат, що враховується значенням собівартості видобутку. Собівартість видобутку з урахуванням транспортування в компанії «Роснафта» оцінюється в

14,57 $ / барель = 733,174 грн/м³ [15]. Таким чином, додаткові витрати при видобутку нафти будуть рівні:

И_дн = 4,706 ∙ 10⁶ ∙ 733,174 = 3,539 ∙ 10⁹ грн.

Загальний прибуток за термін використання :

Пр = Д - И_Σ = 27,16 ∙ 10⁹ - 8,725 ∙ 10⁹ = 18,43 ∙ 10⁹ грн.

Річний чистий прибуток:

Пр_год = *(1 – 0,21)= 614,5 ∙ 10⁶ грн.

0,21 – ставка налога на прибуток.

Розрахункова ефективність інвестицій:

Е = Пр_год / К_АТЕЦ = 614,5 ∙ 10⁶/587 ∙ 10⁶ = 1,045 = 104,5%.

Термін окупності інвестицій

T_ок = 1 / Е = 1/1, 04 = 0,956 року.

ВИСНОВКИ

Як АТЕЦ для підготовки технологічного теплоносія в нафтовидобутку пропонується використовувати найбільш надійну і безпечну підземну атомну станцію на базі судновий ЯЕУ типу КЛТ-40 (виробництва Росії). При відпустці теплової енергії в кількості 37,8 Гкал / рік електрична потужність становить 31,74 МВт. При прийнятої вартості АТЕЦ 587 млн. $, обліку витрат на паливо, персонал, амортизацію, хімводоочищення води, що нагрівається, теплові мережі, додаткові витрати на видобуток отримано, що рентабельність використання такої енергоустановки дорівнює ~ 104%, тобто термін окупності дорівнює приблизно один рік.