Комплексная и безотходная переработка горючих сланцев на базе собственных энергоносителей
А.
М. ЗафароваБиблиографическое описание статьи для цитирования:
Зафарова
А.
М. Комплексная и безотходная переработка горючих сланцев на базе собственных энергоносителей // Научно-методический электронный журнал «Концепт». –
2014. – Т. 20. – С.
4216–4220. – URL:
http://e-koncept.ru/2014/55108.htm.
Аннотация. Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение горючих сланцев и производство нефтяных сланцев со стоимостью, эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке. В работе была проведена технико-экономическая оценка возможностей разработки технологической базы освоения горючих сланцев; проведена оценка реализации предлагаемых решений при комплексной разработке сланцев Коцебинского месторождения.
Ключевые слова:
горючие сланцы, анализ технологий освоения, анализ рисков, показатели эффективности инновационного развития
Текст статьи
Зафарова Алина Маратовна,младший научный сотрудник,ФГУП «ВНИГРИ», аспирант СанктПетербургского государственного политехнического университета, г. СанктПетербургalinazafarova@yandex.ru
Комплексная и безотходная переработка горючих сланцев на базе собственных энергоносителей
Аннотация.Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение горючих сланцев и производство нефтяных сланцев со стоимостью эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке. В работе была проведена техникоэкономическая оценка возможностей разработки технологической базы освоения горючих сланцев; проведена оценка реализации предлагаемых решений при комплексной разработке сланцев Коцебинского месторождения.Ключевые слова:горючие сланцы, анализ технологий освоения, анализ рисков, показатели эффективности инновационного развития
В современных условиях необходимы все потенциальныеисточникиуглеводородного сырья (УВС), включая нетрадиционные,в том числегорючиесланцы(ГС). Как мировой, так и отечественныйопыт использования горючих сланцев позволяет их рассматривать в качестве источника энергетического и нефтехимического сырья. Российская Федерация располагает значительной ресурсной базой горючих сланцев. Сланцевые ресурсы недостаточно и неравномерно изучены, но представляют интерес в первую очередькак местное энергохимическое сырье.Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение горючих сланцев и производство нефтяных сланцев со стоимостью эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке. Масштабное освоение ГС, включая добычу, переработку и использование сырья, требует формирования организационноэкономического механизма, в основе которого должна быть экономическая оценка ресурсов.В этой связи предпринятое в настоящей работеисследование механизма развития горнопромышленного комплекса является актуальным как в научном, так и практическом аспектах.Всего по России разведано более 150 месторождений. Общие геологические ресурсы горючих сланцев на территории России составляют 62 трлн. Т (в мире 650), Из них можно получить до 26 трлн. т сланцевой нефти Россия, по некоторым данным, занимает второе место по залежам сланцевой нефти –после США (7% общемировых запасов, хотя, видимо, все это лишь приблизительные подсчеты) [1]. Одними из крупных залежей нефти в нашей стране считается Баженовская свита в Западной Сибири.Потенциально в результате первичной переработки имеющихся запасов горючих сланцев Российской Федерации возможно получить сланцевую нефть, сходную по характеристике с обычной нефтью –18 млрд. т.; дорожный битум –12 млрд. т.; сланцевый газ –90 трлн.м3; цемент –112 млрд. т.; минеральный наполнитель, используемый в дорожном строительстве –112 млрд. т.Следует обратить внимание на следующие особенности: получаемый сланцевый газ преимущественно должен быть использован на месте добычи, поскольку перемещения на значительные расстояния делают его нерентабельным; газосланцевые плеи занимают значительные по площади территории, которые вследствие разработки выводятся из хозяйственного оборота.Помимо продуктов первичной переработки горючих сланцев можно рассматривать возможность их глубокой переработки с целью получения широкого спектра продуктов. В результате глубокой переработки из 1 т. горючих сланцев можно получить: бензол –5 кг; толуол –2,1 кг; тиофен –2,2 кг; сера –22,5 кг. Данные вещества широко используются в различных отраслях экономики.Таким образом, объема нефтеподобного сырья, содержащегося в сланцах, и условно называемого сланцевой нефтью, вероятно в 13 раз больше, чем запасов традиционной нефти. При нынешнем уровне потребления, этих энергоресурсов с лихвой хватит на 300 лет непрерывной добычи.Существующая практика освоения запасов горючих сланцев может быть условно разделена на следующие основные направления: (рис 1)1.добыча и сжигание в качестве котельного топлива;2.добыча и использование в качестве сырья для производства цемента с попутным получением энергии;3.добыча и переработка в более ценное энергетическое и химическое сырьё.
Рисунок 1. Схема процессов обработки сланцевых плеев
Независимо от технологий сжигания и термического воздействия из горючих сланцев получают основные продукты: газ, смолу, пирогенную воду и твердый остаток, на базе которых создаются различные комплексы сланцевой продукции.Первое направление активно практикуется в Эстонии, где подавляющая часть добываемого сланца сжигается в качестве котельного топлива на Нарвской и Прибалтийской тепловых электростанциях. Развитие данного направления, очевидно, будет ограничиваться возрастанием уровня требований к производственной и экологической безопасности, приводящим к ухудшению экономических показателей энергетического использования сырьевого сланца. Например, Сызранская ТЭЦ, ранее использовавшая сланец Кашпирского месторождения, была переведена мазут и газ. Второе направление промышленного освоения горючих сланцев развивается там, где содержание керогена в сланцевой породе сравнительно невелико и её минеральный состав позволяет производить цементный клинкер приемлемого качества (например, в Германии). [2, 3].В данном случае масштабы использования сланцев в качестве сырья для цементной промышленности несопоставимы с величиной их запасов. Именно поэтому, основной вектор развития промышленного освоения горючих сланцев будет направлен в сторону получения высококачественного энергетического и химического сырья. Третье направление связано с переработкой горючих сланцев в более ценное энергетическое и химическое сырьё. Здесь будут рассмотрены существующие и перспективные технологии, применяемые для промышленной добычи и переработки горючих сланцев в энергетическое и химическое сырьё. В этом случае одним из основных целевых продуктов переработки сланцев является сланцевое масло.Технологические схемы промышленного получения сланцевого масла можно условно разделить на две основные группы: [4]1.добыча сланца с последующей сухой перегонкой на наземной перерабатывающей установке;2.сухая перегонка горючего сланца непосредственно в пласте.Способов освоения горючих сланцев достаточно много:1.Метод вертикальногоризонтального бурения. Следует особо выделить технологию скважинной добычи горючих сланцев, уже прошедшую опытнопромышленную стадию разработки ископаемых [5]. Её сущность заключается в выбуривании полезных ископаемых из продуктивных горизонтов с помощью наклонногоризонтальных скважин. Этот способ рассчитан на разработку тонких и весьма тонких пластов, экологически чист, подъем полезного ископаемого на поверхность после монтажа установки происходит в течение месяца, что в 6070 раз быстрее, чем при пуске новой шахты.2.Одной наиболее из перспективных зарубежных технологий можно считать канадскую технологию AlbertaTaciukProcessor, первоначально предназначенную для переработки канадских нефтяных песков методом полукоксования. Пилотные испытания по переработке на этой установке австралийских горючих сланцев показали производительность по сланцевому маслу 3700 баррелей (ок. 590 м3) в сутки. [6] Технология пришла к сланцедобытчикам от производителей нефти из канадских нефтяных песков. Особенностью этой технологии является тот факт, что «осушка» и термическое разложение нефтяного сланца, так же как горение, переработка и охлаждение осуществляются в одной многокамерной вращающейся горизонтальной реторте. При этом методе выход нефти из сланца составляет 8590%. 3.
Shell ICP(Shell).Процесс основывается на постепенном нагреве изолированных сланцевых пластов в течение длительного времени (как правило, 24 года) с использованием погружных электрических нагревателей. За счет сравнительно низкой теплопроводности сланца и выстраивания вокруг нагреваемого контура «замораживающих стен» удается равномерно нагреть все сланцевые пласты до температуры 200 °C и начать практически переработку сланца внутри пласта. Замораживающие стены –уникальная технология Shell, позволившая компании разрешить проблему загрязнения грунтовых вод при внутрипластовой добыче сланцевой нефти. 4.
Chevron insitu process(Chevron). Технология подразумевает внутрипластовую добычу и частичное фракционирование керогена в пласте за счет нагретого природного газа, закачанного в пласт под большим давлением. Проблема почвенных вод, а точнее их непоступление в зону добычи, решается в данном случае значительным количеством скважин, пробуриваемых вокруг добычного контура и предназначенных для откачки из пласта воды. Энергетическая эффективность достигается за счет рециркуляции воздуха через отработанные пласты под высоким давлением. Фактически воздух выступает в качестве теплоносителя, нагреваясь в отработанных пластах за счет сгорания тяжелых углеводородных остатков, поступает вновые добычные пласты через нагнетательные скважины, где за счет собственной высокой температуры стимулирует распад керогена 5.
ExxonMobil Electofrac(Exxon Mobil). Процесс представляет собой модернизированный вариант классического гидроразрыва пласта (ГРП) и построен не на термических, а на электролизных методах воздействия на пласт. Скважины заполняются электропроводящим флюидом, при этом сам пласт выступает в качестве резистивного элемента цепи и нагревается под воздействием электричества. Таким образом,пласт становится естественным теплоносителем при внутрипластовом ретортинге содержащегося в нем керогена. После нагрева нефть добывается традиционными скважинами 6.
AMSO EGL Technology(AMSO). Технология представляет собой один из немногих примеров непрямого ретортинга внутри пласта. Она построена на замкнутой системе нагревательных труб, расположенных в глубине пласта в максимальной близости к сланцевой залежи. Отработанные газы, образовавшиеся в результате термического разложения сланца поступают в бойлер и служат сырьем для нагрева теплоносителя Специалистами ООО «Перелюбская горная компания» была разработана технология бесшахтной добычитвердых полезных ископаемых на месторожденияхлюбой категории сложности с различной величиной запасов, геологический разрез которых представлен тонкими продуктивными пластами. Разработки защищены патентами на изобретение № 2236537 и № 2244795, №2310731. Добывающее оборудование мобильное, позволяющее осуществлять транспортировку в блочном варианте железнодорожным и автомобильным транспортом. Малые сроки монтажа установки (до 10 суток) выгодно отличает ее от строительства шахты. Разрушение полезного ископаемого осуществляется в геометрических границах тонкого продуктивного пласта, что полностью исключает разубоживание сырья, накапливание на поверхности отвалов пустой породы, делая технологию энергосберегающей и экологичной. Бесшахтный способ добычи мокрый способ, при котором осуществляется гидротранспортирование полезного ископаемого на поверхность. Это исключает необходимость откачки забойных вод. Технология добычи заключается в прокладке наклонных горизонтальных добывающих скважин большого диаметра. Данная технология разделяется на две составляющие: наземную и подземную. Наземная составляющая представляет собой Мобильную буровую добывающую установку прямого и обратного действия. Подземная составляющая состоит из комплекса специально изготовленных устройств по бурению, расширению наклонного участка скважины, отклоняющего устройства с переводом наклонного участка скважины в горизонтальный участок, расширяющего устройства по добыче обратным ходом полезного ископаемого. Процесс добычи осуществляется методом раскрытия в забое расширяющего устройства с помощью гидравлического и механического воздействия.
Сравнительная характеристика технологийОсновной технологией добычи сланцевой нефти и газа является гидравлический рразрыв пласта (ГРП), котораяудешевляется —в основном, за счет уменьшения количества ступеней гидроразрывов для поступления нефти(газа)в трубу. При этом отмечается рост получения нефти за время всего рабочего цикла скважины. Все это приведет к тому, считают эксперты, что себестоимость добычи одного барреля американской сланцевой нефти составляет 70–90 долларов[7]. Наиболее перспективной представляется, находящаяся в стадии опытнопромышленной разработки, технология компании Shell, которая может быть использована в условиях сравнительно маломощных сланценосных пластов (табл. 1). Две последние технологии являются весьма энергозатратными, и возможность их внедрения в российских условиях будет напрямую связана с результатами поисков экологически чистых источников дешёвой энергии. Тем не менее, технологии подземной переработки горючихсланцев могут быть очень эффективными в тех случаях, когда карьерная либо подземная добыча сланценосной породы с последующей наземной переработкой либо технически неосуществима, либо экономически нецелесообразна.
Таблица1. Сравнение положительных и отрицательных сторон при различных способах добычи горючих сланцевСпособ добычиВремя от начала работ до подъема ископаемого на поверхностьВозможность подтверждения залежиЗагрязнение отвалами пустых пород, откачками забойных водЗатраты на креплениеШахта13 года100%Имеется3040% от объема работКарьер1 2 года100%Имеется
Нефтяная скважина68 месяцев0100% (риск не подтверждения запасов)Отсутствуетдо 30% от объема работБесшахтная технологияот 4 до 10 дней100%Отсутствует5% от объема работВыгода от применения бесшахтной технологии получается также за счет исключения затрат на вспомогательные работы, которые обязательны при шахтном способе, а именно:круглосуточная закачка воздуха в подземные выработки; работа электротранспорта в подземных выработках; работа подъемников в вертикальных и наклонных стволах; откачка забойных шахтовых технических вод на поверхность; крепление горизонтальных выработок;разрушение пустой породы при добычи в тонких продуктивных пластах. Другой положительный момент мокрого способа добычи бесшахтной технологии это одновременное совмещение процесса добычи и обогащения добываемого сырья, что значительно увеличивает его качество.Технологическая схема добычипереработки горючих сланцев представлена на рис. 3 Технологическая схема проекта предусматривает комплексную добычу и переработку горючих сланцев с помощью мобильных модульных комплексов.
Рисунок 3. Технологическая схема добычипереработки горючих сланцев
Мобильный модульный комплекс после выхода предприятия на проектную мощность включает:две буровые добывающие установки;одна установка по термической переработке горючего сланца;одна установка по производству гидравлического вяжущего (цемента). Производительность комплекса 60 000 тонн горючего сланца в год. Продукты переработки:сланцевая нефть 3600 тонн в год; дорожный битум 2400 тонн в год; гидравлическое вяжущее (цемент) 22500 тонн в год;минеральный наполнитель 22500 тонн в год;сланцевый газ 18 млн. м3 в год;электроэнергия –12млн. кВт•ч, из них 4,5 млн. кВт•ч идут на собственные нужды комплекса.В состав предприятия также будут входить следующие комплексы: склад хранения сланцевого сырья; склад хранения нефтепродуктов;склад хранения готовой продукции (цемент, минеральный наполнитель);жилой комплекс для персонала;вспомогательные помещения.Анализ рисковОбзор качественных и количественных методов анализа риска в экономической деятельности показал, что все они имеют свои достоинства и недостаткис точки зрения использования в системе планирования нефтегазодобывающих предприятий.Оценка важности каждого риска и, следовательно, его приоритета, как правило, осуществляется с помощью таблицы соответствия матрицы вероятности и воздействия (табл 23) Такая матрица определяет комбинации вероятности и воздейтсвия, которые позволят присваивать рискам рейтиги низкого, среднего или высокого приоритета.
Таблица 2
Качественная оценка рисков по фазам жизненного цикла проектаКлассификация наиболее значимых приразработке нефтегазовых месторождений рисков по природе их возникновенияПрединвестиционная фаза
Инвестиционная фаза
Эксплуатационная фаза
Вероятность возникновения рискаСтепень влияния риска на результат проектаВероятность возникновения рискаСтепень влияния риска на результат проектаВероятность возникновения рискаСтепень влияния риска на результат проектаГеологическиеРиск неоткрытия месторождения
ВысокаяВысокая
Риск возникновения ошибок в количественных оценках запасов месторожденияВысокаяНизкаяСредняяСредняяНизкаяВысокаяРиск возникновения ошибок в оценке качественных характеристик запасов месторожденияВысокаяНизкаяСредняяСредняяНизкаяВысокаяТехнологическиеРиск ошибки проектированияВысокаяНизкая
Высокая
СредняяРиск отсутствия соответствующей технологии или неправильного выбора оборудованияВысокаяНизкая
Высокая
СредняяРиск ошибочного определения производительностиВысокаяНизкая
Низкая
ВысокаяРиск возникновения дефектов в оборудовании, ошибок в технологии
ВысокаяСредняя
ВысокаяМаркетинговыеРиск повышения цен на товары и услуги поставщиков и подрядчиков во время строительства
НизкаяСредняя
Риск повышения цен на товары и услуги поставщиков и подрядчиков впериод промышленной эксплуатации
СредняяСредняяРиск снижения цен на углеводородное сырье
ВысокаяВысокаяЭкологическиеРиск нарушения законодательства по охране окружающей среды
ВысокаяВысокаяСредняяВысокаяРиск негативного влияния природноклиматических факторов (загрязнение грунтовых вод химикатами при гидроразрыве пласта, землетрясения в результатае использования электромагнитных воздействий на пласты)Средняя
СредняяСредняяСредняяВысокая
Таблица 3
Матрица рисковВероятность Уровень ущербаНесущественныеНизкиеСредниеСущественныеКатастрофические12345Весьма вероятноИзменчивость текущей нефтенасыщенность продуктивных коллекторах Риск повышения цен на товары и услуги поставщиков иподрядчиковУдаленность от инфраструктурыНизкий уровень развития технологий и оборудования
Низкий уровень геологической и геофизической изученностиВероятно
Ошибочная интерпретация исследовательских данныхОтсутствия информации о степени загрязненности призобойной зоны пластаРиски изменения социальнополитической ситуации в миреТехнологические рискиВозможноНеопределенность общей пористостиСнижение спроса на сланцевую нефтьСнижение стоимости активов(падение цен на УВ сырье)Отсутствие гос. субсидирования и льготного налогообложенияВозникновение промышленных аварий и отказов оборудования МаловероятноПовышение таможенных пошлин, снижение квот и т.д.Неопределенностьповедения скважин при их вскрытии Возникновение непредвиденных финансовых потерьНестабильность внутренней политики и изменение торговополитического режима выбросы парниковых газов при разработке сланцевых месторожденийВ конечном итоге оценка рисков на уровне нефтегазовой компании заканчивается определением чистого дисконтированного дохода по повышенной норме дисконта с «надбавкой» за риск ∑ri, а на уровне нефтегазодобывающего предприятия –без учета «надбавки» по формулам:При освоении и разработке сланцевой нефти и газа на первоначальных этапах жизненного цикла проектов возрастают объемы капиталовложений и, как следствие, степень влияния проектных рисков на конечный результат на данной стадии развития проектов. В этих условиях наиболее эффективными методами снижения проектных рисков являются компенсация или страхование проектных рисков.Как правило, с увеличением капиталовложений имеет место следующая последовательность мероприятий: 1. принятие риска; 2. создание резервных фондов; 3. страхование отпростоев производства, возникших под влиянием тех или иных факторов риска; 4. страхование персонала, имущества, имущественных прав, рисков в целом и т.д.;5. параллельно страхованию осуществляется диверсификация рисков.В настоящее время такую задачу поразработке нормативнометодической базы ивнедрению системы страхования всфере природопользования иохраны окружающей среды, включая сферу недропользования как часть общей системы, решает специальное объединение страховых компаний всфере экологического страхования—Ассоциация экологического страхования, образованная крупнейшими российскими страховыми компаниями в2006г.
Интегральные показатели эффективности инновационного развития горнопромышленного комплекса на базе Коцебинского месторожденияПроект «Новые технологии подземной добычи трудноизвлекаемых твердых полезных ископаемых из тонких пластов в сложном геологическом разрезе. Экологически безопасная добыча горючих сланцев. Комплексная, безотходная их переработка на базе собственных энергоносителей»является инновационным, поскольку разработан на основе принципиально новой технологии добычи сланцев бесшахтным способом.Предприятие производит:сланцевая нефть 3600 тонн в год;дорожный битум 2400 тонн в год;цемент 22500 тонн в год;минеральный наполнитель 22500 тонн в год;электрическую энергию –7,5 млн. кВт/ч в год.при расчете выручки используется допущение, что вся произведенная продукция реализуется в том же месяце, таким образом, остатков готовой продукции на складе нет;добыча горючих сланцев июль 2014 года. Запасы горючего сланца формируются в складских емкостях; горизонт расчета 7 лет, включающий в себя 1,5 года (инвестиционная стадия) и 5,5 лет производство продукции; ставка дисконтирования 13%; расчеты проведены в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации и Саратовской области.Настоящий проект является эффективным —средняя норма рентабельности составляет 39,13%. При сумме вложений 136,685 млн. руб. окупаемость проекта достигается через 4 года и 4 мес. с учетом дисконтирования (табл. 4)
Таблица 4Интегральные показатели эффективности инновационного развития горнопромышленного комплекса на базе Коцебинского месторождения
ПоказательЗначениеСтавка дисконтирования, %13,00Период окупаемости PB, мес.44Дисконтированный период окупаемости DPB, мес.52Средняя норма рентабельности ARR, %39,13Чистый приведенный доход NPV105853 886Индекс прибыльности PI1,89Внутренняя норма рентабельности IRR, %44,45Модифицированная внутренняянорма рентабельности MIRR, %23,59При проведении анализа чувствительности проекта было принято:1.умеренно пессимистические прогнозы техникоэкономических параметров проекта, цен, ставок налогов, обменных курсов валют и иных параметров экономического окружения проекта, объема производства и цен на продукцию, сроков выполнения и стоимости отдельных видов работ и т.д.;2.предусмотрены резервы средств на непредвиденные инвестиционные и операционные расходы, обусловленные возможными ошибками проектной организации, пересмотром проектных решений в ходе строительства, непредвиденными задержками платежей за поставленную продукцию и т.п.Рассмотрим устойчивость проекта к изменениям следующих параметров: уровень инфляции, ставки налогов, объем инвестиций, объем сбыта, цена сбыта, прямые издержки, общие издержки, зарплата персонала.В рисунке ниже рассчитаны значения чистого приведенного дохода с учетом того, что указанные факторы изменяются в диапазоне от 20% до +20%. (рис. 3)
Рисунок 3. Изменение чистого приведенного дохода, руб
Таким образом, при реализации проекта следует вести работу, направленную на сокращение ставок налогов, а также на увеличение объемов сбыта и предотвращение снижения цен реализации продукции.Для определения устойчивости проекта к изменению объемов сбыта необходимо провести анализ безубыточности (рис. 4). Ниже графически представлена динамика точки безубыточности металлоконструкций и проектных работ в сравнении с объемами реализации.
Рисунок 4. Динамика точки безубыточности металлоконструкций и проектных работ в сравнении с объемами реализации
На основе проведенного анализа безубыточности, можно говорить об устойчивости проекта к изменению объемов сбыта: в течение периода расчета имеется значительный запас финансовой прочности, определяемый как разность между объемом реализации и точкой безубыточности, позволяющий снизить риски, связанные с изменениями объемов реализации.Мультипликативный эффект при формировании сланцедобывающего горнопромышленного комплекса положительно скажется на работе всех базовых отраслей российской экономики и, как следствие, будет способствовать формированию новых центров добычи.Создание горнопромышленного комплекса на базе разрабатываемого Коцебинского месторождения ускорит разработку и внедрение новых технологий сланцедобычи, снизит затраты освоение ресурсов и повысит качество инжиниринга проекта. Социальноэкономический эффект комплекса связан с развитием смежных отраслей промышленности и экономическим развитием региона.
Ссылки на источники1.Отчет о научноисследовательской работе «Разработать методику и оценить ресурсы угольного метана»/ Отв.исп. Карасев Г.К. РостовнаДону: ВНИГРИуголь, 2006.2.Хрусталева Г.К. Минеральное сырьё, Горючие сланцы: Справочник // Геоинформмарк. 1997. 55 с. РНБ: Шифр NLR 2000 –6 /683.3.Энергоклинкерное сжигание [Гольдштейн Л.Я./Комплексные способы производства цемента//Л.: Стройиздат, 1985, 160 с.4.Oil Shale. The Energy and Minerals Field Institute, Colorado School of Mines. 2008. p. 4.5.Petroleum Economist Map, March, 2010.6.Converting Green River oil shale to liquid fuels with the Alberta Taciuk Processor: energy inputs and greenhouse gas emissions" (PDF). Energy & Fuels (American Chemical Society) 23 (12): 6253–6258. doi:10.1021/ef900678d. (subscription required). ISSN 08870624. Retrieved 201010317.Козубова Вера. Пришел черед нефти // Взгляд. Деловая газета: http://vz.ru/economy/2012/6/26/585526.html
Zafarova Alina MaratovnaJunior Researcher at FSUE "VNIGRI", a graduate student at St. Petersburg State Polytechnic University, St. Petersburgalinazafarova@yandex.ruINTEGRATED AND WASTEFREE PROCESSING OF OIL SHALE ON THE BASIS OFITS OWN ENERGYAbstract. The world's progress in technology allows production of oil and gas exploration and production of shale oil shale with a cost equivalent to the cost of raw materials on the world market . The work was carried out feasibility studyfor the development of technological capabilities base oil shale development, an assessment of proposed solutions for complex development of shale deposits Kotsebinskoe.Keywords: oil shale, analysis technology development, risk analysis, performance indicators of innovative development.
Комплексная и безотходная переработка горючих сланцев на базе собственных энергоносителей
Аннотация.Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение горючих сланцев и производство нефтяных сланцев со стоимостью эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке. В работе была проведена техникоэкономическая оценка возможностей разработки технологической базы освоения горючих сланцев; проведена оценка реализации предлагаемых решений при комплексной разработке сланцев Коцебинского месторождения.Ключевые слова:горючие сланцы, анализ технологий освоения, анализ рисков, показатели эффективности инновационного развития
В современных условиях необходимы все потенциальныеисточникиуглеводородного сырья (УВС), включая нетрадиционные,в том числегорючиесланцы(ГС). Как мировой, так и отечественныйопыт использования горючих сланцев позволяет их рассматривать в качестве источника энергетического и нефтехимического сырья. Российская Федерация располагает значительной ресурсной базой горючих сланцев. Сланцевые ресурсы недостаточно и неравномерно изучены, но представляют интерес в первую очередькак местное энергохимическое сырье.Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение горючих сланцев и производство нефтяных сланцев со стоимостью эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке. Масштабное освоение ГС, включая добычу, переработку и использование сырья, требует формирования организационноэкономического механизма, в основе которого должна быть экономическая оценка ресурсов.В этой связи предпринятое в настоящей работеисследование механизма развития горнопромышленного комплекса является актуальным как в научном, так и практическом аспектах.Всего по России разведано более 150 месторождений. Общие геологические ресурсы горючих сланцев на территории России составляют 62 трлн. Т (в мире 650), Из них можно получить до 26 трлн. т сланцевой нефти Россия, по некоторым данным, занимает второе место по залежам сланцевой нефти –после США (7% общемировых запасов, хотя, видимо, все это лишь приблизительные подсчеты) [1]. Одними из крупных залежей нефти в нашей стране считается Баженовская свита в Западной Сибири.Потенциально в результате первичной переработки имеющихся запасов горючих сланцев Российской Федерации возможно получить сланцевую нефть, сходную по характеристике с обычной нефтью –18 млрд. т.; дорожный битум –12 млрд. т.; сланцевый газ –90 трлн.м3; цемент –112 млрд. т.; минеральный наполнитель, используемый в дорожном строительстве –112 млрд. т.Следует обратить внимание на следующие особенности: получаемый сланцевый газ преимущественно должен быть использован на месте добычи, поскольку перемещения на значительные расстояния делают его нерентабельным; газосланцевые плеи занимают значительные по площади территории, которые вследствие разработки выводятся из хозяйственного оборота.Помимо продуктов первичной переработки горючих сланцев можно рассматривать возможность их глубокой переработки с целью получения широкого спектра продуктов. В результате глубокой переработки из 1 т. горючих сланцев можно получить: бензол –5 кг; толуол –2,1 кг; тиофен –2,2 кг; сера –22,5 кг. Данные вещества широко используются в различных отраслях экономики.Таким образом, объема нефтеподобного сырья, содержащегося в сланцах, и условно называемого сланцевой нефтью, вероятно в 13 раз больше, чем запасов традиционной нефти. При нынешнем уровне потребления, этих энергоресурсов с лихвой хватит на 300 лет непрерывной добычи.Существующая практика освоения запасов горючих сланцев может быть условно разделена на следующие основные направления: (рис 1)1.добыча и сжигание в качестве котельного топлива;2.добыча и использование в качестве сырья для производства цемента с попутным получением энергии;3.добыча и переработка в более ценное энергетическое и химическое сырьё.
Рисунок 1. Схема процессов обработки сланцевых плеев
Независимо от технологий сжигания и термического воздействия из горючих сланцев получают основные продукты: газ, смолу, пирогенную воду и твердый остаток, на базе которых создаются различные комплексы сланцевой продукции.Первое направление активно практикуется в Эстонии, где подавляющая часть добываемого сланца сжигается в качестве котельного топлива на Нарвской и Прибалтийской тепловых электростанциях. Развитие данного направления, очевидно, будет ограничиваться возрастанием уровня требований к производственной и экологической безопасности, приводящим к ухудшению экономических показателей энергетического использования сырьевого сланца. Например, Сызранская ТЭЦ, ранее использовавшая сланец Кашпирского месторождения, была переведена мазут и газ. Второе направление промышленного освоения горючих сланцев развивается там, где содержание керогена в сланцевой породе сравнительно невелико и её минеральный состав позволяет производить цементный клинкер приемлемого качества (например, в Германии). [2, 3].В данном случае масштабы использования сланцев в качестве сырья для цементной промышленности несопоставимы с величиной их запасов. Именно поэтому, основной вектор развития промышленного освоения горючих сланцев будет направлен в сторону получения высококачественного энергетического и химического сырья. Третье направление связано с переработкой горючих сланцев в более ценное энергетическое и химическое сырьё. Здесь будут рассмотрены существующие и перспективные технологии, применяемые для промышленной добычи и переработки горючих сланцев в энергетическое и химическое сырьё. В этом случае одним из основных целевых продуктов переработки сланцев является сланцевое масло.Технологические схемы промышленного получения сланцевого масла можно условно разделить на две основные группы: [4]1.добыча сланца с последующей сухой перегонкой на наземной перерабатывающей установке;2.сухая перегонка горючего сланца непосредственно в пласте.Способов освоения горючих сланцев достаточно много:1.Метод вертикальногоризонтального бурения. Следует особо выделить технологию скважинной добычи горючих сланцев, уже прошедшую опытнопромышленную стадию разработки ископаемых [5]. Её сущность заключается в выбуривании полезных ископаемых из продуктивных горизонтов с помощью наклонногоризонтальных скважин. Этот способ рассчитан на разработку тонких и весьма тонких пластов, экологически чист, подъем полезного ископаемого на поверхность после монтажа установки происходит в течение месяца, что в 6070 раз быстрее, чем при пуске новой шахты.2.Одной наиболее из перспективных зарубежных технологий можно считать канадскую технологию AlbertaTaciukProcessor, первоначально предназначенную для переработки канадских нефтяных песков методом полукоксования. Пилотные испытания по переработке на этой установке австралийских горючих сланцев показали производительность по сланцевому маслу 3700 баррелей (ок. 590 м3) в сутки. [6] Технология пришла к сланцедобытчикам от производителей нефти из канадских нефтяных песков. Особенностью этой технологии является тот факт, что «осушка» и термическое разложение нефтяного сланца, так же как горение, переработка и охлаждение осуществляются в одной многокамерной вращающейся горизонтальной реторте. При этом методе выход нефти из сланца составляет 8590%. 3.
Shell ICP(Shell).Процесс основывается на постепенном нагреве изолированных сланцевых пластов в течение длительного времени (как правило, 24 года) с использованием погружных электрических нагревателей. За счет сравнительно низкой теплопроводности сланца и выстраивания вокруг нагреваемого контура «замораживающих стен» удается равномерно нагреть все сланцевые пласты до температуры 200 °C и начать практически переработку сланца внутри пласта. Замораживающие стены –уникальная технология Shell, позволившая компании разрешить проблему загрязнения грунтовых вод при внутрипластовой добыче сланцевой нефти. 4.
Chevron insitu process(Chevron). Технология подразумевает внутрипластовую добычу и частичное фракционирование керогена в пласте за счет нагретого природного газа, закачанного в пласт под большим давлением. Проблема почвенных вод, а точнее их непоступление в зону добычи, решается в данном случае значительным количеством скважин, пробуриваемых вокруг добычного контура и предназначенных для откачки из пласта воды. Энергетическая эффективность достигается за счет рециркуляции воздуха через отработанные пласты под высоким давлением. Фактически воздух выступает в качестве теплоносителя, нагреваясь в отработанных пластах за счет сгорания тяжелых углеводородных остатков, поступает вновые добычные пласты через нагнетательные скважины, где за счет собственной высокой температуры стимулирует распад керогена 5.
ExxonMobil Electofrac(Exxon Mobil). Процесс представляет собой модернизированный вариант классического гидроразрыва пласта (ГРП) и построен не на термических, а на электролизных методах воздействия на пласт. Скважины заполняются электропроводящим флюидом, при этом сам пласт выступает в качестве резистивного элемента цепи и нагревается под воздействием электричества. Таким образом,пласт становится естественным теплоносителем при внутрипластовом ретортинге содержащегося в нем керогена. После нагрева нефть добывается традиционными скважинами 6.
AMSO EGL Technology(AMSO). Технология представляет собой один из немногих примеров непрямого ретортинга внутри пласта. Она построена на замкнутой системе нагревательных труб, расположенных в глубине пласта в максимальной близости к сланцевой залежи. Отработанные газы, образовавшиеся в результате термического разложения сланца поступают в бойлер и служат сырьем для нагрева теплоносителя Специалистами ООО «Перелюбская горная компания» была разработана технология бесшахтной добычитвердых полезных ископаемых на месторожденияхлюбой категории сложности с различной величиной запасов, геологический разрез которых представлен тонкими продуктивными пластами. Разработки защищены патентами на изобретение № 2236537 и № 2244795, №2310731. Добывающее оборудование мобильное, позволяющее осуществлять транспортировку в блочном варианте железнодорожным и автомобильным транспортом. Малые сроки монтажа установки (до 10 суток) выгодно отличает ее от строительства шахты. Разрушение полезного ископаемого осуществляется в геометрических границах тонкого продуктивного пласта, что полностью исключает разубоживание сырья, накапливание на поверхности отвалов пустой породы, делая технологию энергосберегающей и экологичной. Бесшахтный способ добычи мокрый способ, при котором осуществляется гидротранспортирование полезного ископаемого на поверхность. Это исключает необходимость откачки забойных вод. Технология добычи заключается в прокладке наклонных горизонтальных добывающих скважин большого диаметра. Данная технология разделяется на две составляющие: наземную и подземную. Наземная составляющая представляет собой Мобильную буровую добывающую установку прямого и обратного действия. Подземная составляющая состоит из комплекса специально изготовленных устройств по бурению, расширению наклонного участка скважины, отклоняющего устройства с переводом наклонного участка скважины в горизонтальный участок, расширяющего устройства по добыче обратным ходом полезного ископаемого. Процесс добычи осуществляется методом раскрытия в забое расширяющего устройства с помощью гидравлического и механического воздействия.
Сравнительная характеристика технологийОсновной технологией добычи сланцевой нефти и газа является гидравлический рразрыв пласта (ГРП), котораяудешевляется —в основном, за счет уменьшения количества ступеней гидроразрывов для поступления нефти(газа)в трубу. При этом отмечается рост получения нефти за время всего рабочего цикла скважины. Все это приведет к тому, считают эксперты, что себестоимость добычи одного барреля американской сланцевой нефти составляет 70–90 долларов[7]. Наиболее перспективной представляется, находящаяся в стадии опытнопромышленной разработки, технология компании Shell, которая может быть использована в условиях сравнительно маломощных сланценосных пластов (табл. 1). Две последние технологии являются весьма энергозатратными, и возможность их внедрения в российских условиях будет напрямую связана с результатами поисков экологически чистых источников дешёвой энергии. Тем не менее, технологии подземной переработки горючихсланцев могут быть очень эффективными в тех случаях, когда карьерная либо подземная добыча сланценосной породы с последующей наземной переработкой либо технически неосуществима, либо экономически нецелесообразна.
Таблица1. Сравнение положительных и отрицательных сторон при различных способах добычи горючих сланцевСпособ добычиВремя от начала работ до подъема ископаемого на поверхностьВозможность подтверждения залежиЗагрязнение отвалами пустых пород, откачками забойных водЗатраты на креплениеШахта13 года100%Имеется3040% от объема работКарьер1 2 года100%Имеется
Нефтяная скважина68 месяцев0100% (риск не подтверждения запасов)Отсутствуетдо 30% от объема работБесшахтная технологияот 4 до 10 дней100%Отсутствует5% от объема работВыгода от применения бесшахтной технологии получается также за счет исключения затрат на вспомогательные работы, которые обязательны при шахтном способе, а именно:круглосуточная закачка воздуха в подземные выработки; работа электротранспорта в подземных выработках; работа подъемников в вертикальных и наклонных стволах; откачка забойных шахтовых технических вод на поверхность; крепление горизонтальных выработок;разрушение пустой породы при добычи в тонких продуктивных пластах. Другой положительный момент мокрого способа добычи бесшахтной технологии это одновременное совмещение процесса добычи и обогащения добываемого сырья, что значительно увеличивает его качество.Технологическая схема добычипереработки горючих сланцев представлена на рис. 3 Технологическая схема проекта предусматривает комплексную добычу и переработку горючих сланцев с помощью мобильных модульных комплексов.
Рисунок 3. Технологическая схема добычипереработки горючих сланцев
Мобильный модульный комплекс после выхода предприятия на проектную мощность включает:две буровые добывающие установки;одна установка по термической переработке горючего сланца;одна установка по производству гидравлического вяжущего (цемента). Производительность комплекса 60 000 тонн горючего сланца в год. Продукты переработки:сланцевая нефть 3600 тонн в год; дорожный битум 2400 тонн в год; гидравлическое вяжущее (цемент) 22500 тонн в год;минеральный наполнитель 22500 тонн в год;сланцевый газ 18 млн. м3 в год;электроэнергия –12млн. кВт•ч, из них 4,5 млн. кВт•ч идут на собственные нужды комплекса.В состав предприятия также будут входить следующие комплексы: склад хранения сланцевого сырья; склад хранения нефтепродуктов;склад хранения готовой продукции (цемент, минеральный наполнитель);жилой комплекс для персонала;вспомогательные помещения.Анализ рисковОбзор качественных и количественных методов анализа риска в экономической деятельности показал, что все они имеют свои достоинства и недостаткис точки зрения использования в системе планирования нефтегазодобывающих предприятий.Оценка важности каждого риска и, следовательно, его приоритета, как правило, осуществляется с помощью таблицы соответствия матрицы вероятности и воздействия (табл 23) Такая матрица определяет комбинации вероятности и воздейтсвия, которые позволят присваивать рискам рейтиги низкого, среднего или высокого приоритета.
Таблица 2
Качественная оценка рисков по фазам жизненного цикла проектаКлассификация наиболее значимых приразработке нефтегазовых месторождений рисков по природе их возникновенияПрединвестиционная фаза
Инвестиционная фаза
Эксплуатационная фаза
Вероятность возникновения рискаСтепень влияния риска на результат проектаВероятность возникновения рискаСтепень влияния риска на результат проектаВероятность возникновения рискаСтепень влияния риска на результат проектаГеологическиеРиск неоткрытия месторождения
ВысокаяВысокая
Риск возникновения ошибок в количественных оценках запасов месторожденияВысокаяНизкаяСредняяСредняяНизкаяВысокаяРиск возникновения ошибок в оценке качественных характеристик запасов месторожденияВысокаяНизкаяСредняяСредняяНизкаяВысокаяТехнологическиеРиск ошибки проектированияВысокаяНизкая
Высокая
СредняяРиск отсутствия соответствующей технологии или неправильного выбора оборудованияВысокаяНизкая
Высокая
СредняяРиск ошибочного определения производительностиВысокаяНизкая
Низкая
ВысокаяРиск возникновения дефектов в оборудовании, ошибок в технологии
ВысокаяСредняя
ВысокаяМаркетинговыеРиск повышения цен на товары и услуги поставщиков и подрядчиков во время строительства
НизкаяСредняя
Риск повышения цен на товары и услуги поставщиков и подрядчиков впериод промышленной эксплуатации
СредняяСредняяРиск снижения цен на углеводородное сырье
ВысокаяВысокаяЭкологическиеРиск нарушения законодательства по охране окружающей среды
ВысокаяВысокаяСредняяВысокаяРиск негативного влияния природноклиматических факторов (загрязнение грунтовых вод химикатами при гидроразрыве пласта, землетрясения в результатае использования электромагнитных воздействий на пласты)Средняя
СредняяСредняяСредняяВысокая
Таблица 3
Матрица рисковВероятность Уровень ущербаНесущественныеНизкиеСредниеСущественныеКатастрофические12345Весьма вероятноИзменчивость текущей нефтенасыщенность продуктивных коллекторах Риск повышения цен на товары и услуги поставщиков иподрядчиковУдаленность от инфраструктурыНизкий уровень развития технологий и оборудования
Низкий уровень геологической и геофизической изученностиВероятно
Ошибочная интерпретация исследовательских данныхОтсутствия информации о степени загрязненности призобойной зоны пластаРиски изменения социальнополитической ситуации в миреТехнологические рискиВозможноНеопределенность общей пористостиСнижение спроса на сланцевую нефтьСнижение стоимости активов(падение цен на УВ сырье)Отсутствие гос. субсидирования и льготного налогообложенияВозникновение промышленных аварий и отказов оборудования МаловероятноПовышение таможенных пошлин, снижение квот и т.д.Неопределенностьповедения скважин при их вскрытии Возникновение непредвиденных финансовых потерьНестабильность внутренней политики и изменение торговополитического режима выбросы парниковых газов при разработке сланцевых месторожденийВ конечном итоге оценка рисков на уровне нефтегазовой компании заканчивается определением чистого дисконтированного дохода по повышенной норме дисконта с «надбавкой» за риск ∑ri, а на уровне нефтегазодобывающего предприятия –без учета «надбавки» по формулам:При освоении и разработке сланцевой нефти и газа на первоначальных этапах жизненного цикла проектов возрастают объемы капиталовложений и, как следствие, степень влияния проектных рисков на конечный результат на данной стадии развития проектов. В этих условиях наиболее эффективными методами снижения проектных рисков являются компенсация или страхование проектных рисков.Как правило, с увеличением капиталовложений имеет место следующая последовательность мероприятий: 1. принятие риска; 2. создание резервных фондов; 3. страхование отпростоев производства, возникших под влиянием тех или иных факторов риска; 4. страхование персонала, имущества, имущественных прав, рисков в целом и т.д.;5. параллельно страхованию осуществляется диверсификация рисков.В настоящее время такую задачу поразработке нормативнометодической базы ивнедрению системы страхования всфере природопользования иохраны окружающей среды, включая сферу недропользования как часть общей системы, решает специальное объединение страховых компаний всфере экологического страхования—Ассоциация экологического страхования, образованная крупнейшими российскими страховыми компаниями в2006г.
Интегральные показатели эффективности инновационного развития горнопромышленного комплекса на базе Коцебинского месторожденияПроект «Новые технологии подземной добычи трудноизвлекаемых твердых полезных ископаемых из тонких пластов в сложном геологическом разрезе. Экологически безопасная добыча горючих сланцев. Комплексная, безотходная их переработка на базе собственных энергоносителей»является инновационным, поскольку разработан на основе принципиально новой технологии добычи сланцев бесшахтным способом.Предприятие производит:сланцевая нефть 3600 тонн в год;дорожный битум 2400 тонн в год;цемент 22500 тонн в год;минеральный наполнитель 22500 тонн в год;электрическую энергию –7,5 млн. кВт/ч в год.при расчете выручки используется допущение, что вся произведенная продукция реализуется в том же месяце, таким образом, остатков готовой продукции на складе нет;добыча горючих сланцев июль 2014 года. Запасы горючего сланца формируются в складских емкостях; горизонт расчета 7 лет, включающий в себя 1,5 года (инвестиционная стадия) и 5,5 лет производство продукции; ставка дисконтирования 13%; расчеты проведены в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации и Саратовской области.Настоящий проект является эффективным —средняя норма рентабельности составляет 39,13%. При сумме вложений 136,685 млн. руб. окупаемость проекта достигается через 4 года и 4 мес. с учетом дисконтирования (табл. 4)
Таблица 4Интегральные показатели эффективности инновационного развития горнопромышленного комплекса на базе Коцебинского месторождения
ПоказательЗначениеСтавка дисконтирования, %13,00Период окупаемости PB, мес.44Дисконтированный период окупаемости DPB, мес.52Средняя норма рентабельности ARR, %39,13Чистый приведенный доход NPV105853 886Индекс прибыльности PI1,89Внутренняя норма рентабельности IRR, %44,45Модифицированная внутренняянорма рентабельности MIRR, %23,59При проведении анализа чувствительности проекта было принято:1.умеренно пессимистические прогнозы техникоэкономических параметров проекта, цен, ставок налогов, обменных курсов валют и иных параметров экономического окружения проекта, объема производства и цен на продукцию, сроков выполнения и стоимости отдельных видов работ и т.д.;2.предусмотрены резервы средств на непредвиденные инвестиционные и операционные расходы, обусловленные возможными ошибками проектной организации, пересмотром проектных решений в ходе строительства, непредвиденными задержками платежей за поставленную продукцию и т.п.Рассмотрим устойчивость проекта к изменениям следующих параметров: уровень инфляции, ставки налогов, объем инвестиций, объем сбыта, цена сбыта, прямые издержки, общие издержки, зарплата персонала.В рисунке ниже рассчитаны значения чистого приведенного дохода с учетом того, что указанные факторы изменяются в диапазоне от 20% до +20%. (рис. 3)
Рисунок 3. Изменение чистого приведенного дохода, руб
Таким образом, при реализации проекта следует вести работу, направленную на сокращение ставок налогов, а также на увеличение объемов сбыта и предотвращение снижения цен реализации продукции.Для определения устойчивости проекта к изменению объемов сбыта необходимо провести анализ безубыточности (рис. 4). Ниже графически представлена динамика точки безубыточности металлоконструкций и проектных работ в сравнении с объемами реализации.
Рисунок 4. Динамика точки безубыточности металлоконструкций и проектных работ в сравнении с объемами реализации
На основе проведенного анализа безубыточности, можно говорить об устойчивости проекта к изменению объемов сбыта: в течение периода расчета имеется значительный запас финансовой прочности, определяемый как разность между объемом реализации и точкой безубыточности, позволяющий снизить риски, связанные с изменениями объемов реализации.Мультипликативный эффект при формировании сланцедобывающего горнопромышленного комплекса положительно скажется на работе всех базовых отраслей российской экономики и, как следствие, будет способствовать формированию новых центров добычи.Создание горнопромышленного комплекса на базе разрабатываемого Коцебинского месторождения ускорит разработку и внедрение новых технологий сланцедобычи, снизит затраты освоение ресурсов и повысит качество инжиниринга проекта. Социальноэкономический эффект комплекса связан с развитием смежных отраслей промышленности и экономическим развитием региона.
Ссылки на источники1.Отчет о научноисследовательской работе «Разработать методику и оценить ресурсы угольного метана»/ Отв.исп. Карасев Г.К. РостовнаДону: ВНИГРИуголь, 2006.2.Хрусталева Г.К. Минеральное сырьё, Горючие сланцы: Справочник // Геоинформмарк. 1997. 55 с. РНБ: Шифр NLR 2000 –6 /683.3.Энергоклинкерное сжигание [Гольдштейн Л.Я./Комплексные способы производства цемента//Л.: Стройиздат, 1985, 160 с.4.Oil Shale. The Energy and Minerals Field Institute, Colorado School of Mines. 2008. p. 4.5.Petroleum Economist Map, March, 2010.6.Converting Green River oil shale to liquid fuels with the Alberta Taciuk Processor: energy inputs and greenhouse gas emissions" (PDF). Energy & Fuels (American Chemical Society) 23 (12): 6253–6258. doi:10.1021/ef900678d. (subscription required). ISSN 08870624. Retrieved 201010317.Козубова Вера. Пришел черед нефти // Взгляд. Деловая газета: http://vz.ru/economy/2012/6/26/585526.html
Zafarova Alina MaratovnaJunior Researcher at FSUE "VNIGRI", a graduate student at St. Petersburg State Polytechnic University, St. Petersburgalinazafarova@yandex.ruINTEGRATED AND WASTEFREE PROCESSING OF OIL SHALE ON THE BASIS OFITS OWN ENERGYAbstract. The world's progress in technology allows production of oil and gas exploration and production of shale oil shale with a cost equivalent to the cost of raw materials on the world market . The work was carried out feasibility studyfor the development of technological capabilities base oil shale development, an assessment of proposed solutions for complex development of shale deposits Kotsebinskoe.Keywords: oil shale, analysis technology development, risk analysis, performance indicators of innovative development.
