Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ физико-химических свойств нефтяного газа, особенностей его добычи и использования при разработке нефтяных месторождений и причин его неполной утилизации 10
1.1 Общие сведения о нефтяном газе, его качественные и количественные характеристики по залежам и месторождениям 10
1.2 Особенности существующей схемы утилизации нефтяного газа в Российской Федерации 16
1.3 Анализ существующих технологий, технических решений по утилизации нефтяного газа, их достоинства, недостатки и пути совершенствования 19
1.3.1 Сбор газа до пунктов его подготовки и использования 20
1.3.2 Подготовка газа к транспорту и использованию 21
1.3.3 Методы использования газа 24
1.4 Анализ отечественной нормативно- правовой базы, регулирующей использование нефтяного газа 39
1.5 Анализ зарубежной нормативно-правовой базы, регулирующей использование нефтяного газа 50
Выводы по главе 1 52
2 Фактическое состояние показателей добычи и использования нефтяного газа по нефтегазодобывающим регионам, компаниям, предприятиям рф и сопоставление их с показателями ведущих нефтедобывающих стран 54
2.1 Фактическое состояние и динамика показателей добычи и использования нефтяного газа по нефтегазодобывающим регионам, компаниям, предприятиям РФ 54
2.2 Международный опыт использования нефтяного газа 62
Выводы по главе 2 68
3 Разработка и обоснование критериев выбора мероприятий по утилизации нефтяного газа и создания условий, стимулирующих их реализацию 70
3.1 Определение и обоснование факторов, влияющих на выбор методов утилизации нефтяного газа на нефтедобывающих промыслах 70
3.2 Выбор и обоснование критериев нефтяного газа для оценки возможности их утилизации 74
3.2.1 Критерий А - Инфраструктура района расположения месторождения 74
3.2.2 Критерий Б - Стадия разработки месторождения 77
3.2.3 Критерий В - Количественная характеристика газа 80
3.2.4 Критерий Г - Качественная характеристика газа 81
3.3 Применение экономических, технических и качественных критериев при выборе методов использования нефтяного газа 84
3.4 Усовершенствование нормативно-правовых актов, стимулирующих утилизацию нефтяного газа 90
Выводы по главе 3 98
4 Апробация метода выбора экономически эффективных мероприятий по утилизации нефтяного газа с использованием его критериев 100
4.1 Методические приемы и практические рекомендации по использованию технологий и технических решений по утилизации нефтяного газа 100
4.2 Сущность и применимость метода выбора экономически эффективных мероприятий по утилизации нефтяного газа по его критериям 104
4.3 Апробация метода выбора экономически эффективных мероприятий по утилизации нефтяного газа по его критериям 106
Выводы по главе 4 121
Основные выводы и рекомендации 122
Список использованной литературы 125
- Общие сведения о нефтяном газе, его качественные и количественные характеристики по залежам и месторождениям
- Анализ отечественной нормативно- правовой базы, регулирующей использование нефтяного газа
- Фактическое состояние и динамика показателей добычи и использования нефтяного газа по нефтегазодобывающим регионам, компаниям, предприятиям РФ
- Определение и обоснование факторов, влияющих на выбор методов утилизации нефтяного газа на нефтедобывающих промыслах
Введение к работе
Нефтяной (попутный) газ (НПГ), добываемый с нефтью из нефтяных скважин, является экологически чистым высококалорийным топливом и ценным сырьем для нефтехимического производства. Тем не менее, при эксплуатации многих месторождений часть нефтяного газа, не находя применения, пока сжигается в факелах.
В разные годы прилагались значительные усилия для решения этой проблемы, но уровни утилизации нефтяного газа из-за нерентабельности многих мероприятий по его утилизации остаются низкими. Причем начиная с 2000 года по многим предприятиям уровни утилизации нефтяного газа стали снижаться из-за ввода для недропользователей единого налога НДПИ, который отменил все стимулирующие факторы для освоения месторождений с трудноизвлекае-мыми и остаточными запасами, количество которых продолжает расти.
В развитых странах, где в настоящее время уровни утилизации превышают 95...98 %, мероприятия по утилизации газа на некоторых месторождениях также являются убыточными. Реализация их осуществляется за счет государственной поддержки путем создания особого налогового режима или иных механизмов, относящихся к разряду природоохранных и энергосберегающих мероприятий.
В настоящее время в двадцатке ведущих стран-недропользователей Россия занимает одно из первых мест по объему сжигаемого в факелах газа. По разным источникам, в стране сжигается около 16,8 млрд м /год нефтяного газа, что составляет 24,4 % от извлекаемого объема.
В связи с энергетическим кризисом и ратификацией Россией Киотского протокола о сохранении экологической безопасности 8 января 2009 г. принято Постановление № 7, в котором Правительство обязывает недропользователей к 2012 году достичь 95 % уровень утилизации нефтяного газа.
Однако из-за отсутствия единого системного подхода к выбору эффективных технико-экономических методов утилизации НПГ и действенных меха-
низмов, стимулирующих их внедрение, для многих нефтедобывающих предприятий выполнение этого решения является весьма затруднительной задачей.
Сегодня не решена многофакторная технико-экономическая задача, позволяющая обеспечить наиболее эффективную утилизацию нефтяного газа в объеме 95 %. Необходимо разработать методологические приемы, позволяющие связать многообразие существующих методов утилизации нефтяного газа с индивидуальными особенностями месторождений.
В работе предложен новый подход к выбору наиболее эффективных методов утилизации нефтяного газа и созданию в стране условий, стимулирующих реализацию этих методов на нефтедобывающих месторождениях с учетом условий их эксплуатации.
Цель диссертационной работы — повышение уровня утилизации нефтяного газа за счет выбора эффективных методов его использования по критериям, учитывающим индивидуальные особенности разрабатываемых месторождений.
Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи исследований:
установить причины неполной утилизации нефтяного газа;
выявить характерные особенности добычи и утилизации нефтяного газа при эксплуатации нефтяных месторождений;
составить каталог существующих методов и средств утилизации нефтяного газа и обозначить перспективные направления их развития;
выявить недостатки существующих нормативно-правовых актов, регулирующих добычу и утилизацию нефтяного газа, и наметить пути их совершенствования;
определить фактические показатели добычи и использования нефтяного газа по нефтедобывающим регионам, компаниям, предприятиям в сопоставлении с аналогичными показателями ведущих нефтедобывающих стран;
разработать критерии выбора эффективных методов утилизации нефтяного газа и создания условий, стимулирующих реализацию этих методов на месторождениях;
определить зависимость капитальных затрат в мероприятия по утилизации нефтяного газа от характеристики конкретного месторождения;
апробировать критерии выбора эффективных методов утилизации нефтяного газа для практического использования.
Для решения задач, поставленных в работе, использовались статистические и аналитические методы, методы системного технико-экономического анализа и группировок.
Анализ статистических данных и методы экономического анализа были использованы при обработке сведений и показателей по добыче и использованию нефтяного газа по Российской Федерации. Аналитические методы использовались при выявлении и обосновании низкого уровня утилизации нефтяного газа в Российской Федерации.
Методы системного и экономического анализа и группировок были применены при составлении перечня мероприятий и их классификации по направлениям утилизации газа.
Особенность применения вышеперечисленных методов в том, что впервые они были использованы при разработке критериев как к выбору эффективных методов его утилизации, так и к практической реализации мероприятий по утилизации газа путем создания административно-правовых механизмов, стимулирующих утилизацию нефтяного газа индивидуально по каждому конкретному месторождению.
При решении поставленных задач получены научно-обоснованные, имеющие новизну и практическую ценность результаты:
предложен новый подход к реализации мероприятий по утилизации нефтяного газа, который позволяет без проведения расчетов экономической эффективности их внедрения отсеять заведомо неэффективные мероприятия;
впервые в отрасли на основе анализа фактических показателей деятельности нефтедобывающих предприятий выявлены основные тенденции в добыче и использовании НПГ по предприятиям и регионам страны;
разработаны предложения по усовершенствованию существующих нормативно-правовых актов по регулированию добычи и утилизации НПГ;
выявлены основные факторы, влияющие на выбор экономически эффективных методов утилизации нефтяного газа;
определены графические и аналитические зависимости удельных капитальных вложений в мероприятия по утилизации нефтяного газа от его объемов;
разработаны и апробированы для практического применения критерии выбора эффективных методов утилизации нефтяного газа.
На защиту выносится новый системный подход, разработанный для выбора эффективных методов использования нефтяного газа по критериям, учитывающим индивидуальные особенности разрабатываемых месторождений.
Практическая ценность результатов работы состоит в том, что критерии выбора экономически эффективных методов утилизации нефтяного газа позволяют отбраковать заведомо нерентабельные из них без проведения сложных экономических расчетов; ранжировать месторождения по экономическим возможностям реализации мероприятий по утилизации газа и приводить в действие механизмы, стимулирующие реализацию нерентабельных методов.
Каталог существующих методов и средств утилизации нефтяного газа, разработанный в ГУП «ИПТЭР» под руководством автора и представленный в диссертации, содержит достаточно полную информацию по приведенному в нем оборудованию и может быть использован для практического применения.
По результатам научных исследований в рамках регионального конкурса ориентированных фундаментальных исследований согласно перечню научно-исследовательских работ, утвержденных постановлением Правительства РФ от 24 декабря 2008 г. № 988, выполнен проект «Разработка научно-обоснованных критериев выбора и применения технических решений и технологий, обосновывающих утилизацию нефтяного попутного газа на промыслах» (Соглашение № 08-0997/21 с Российским фондом фундаментальных исследований, проект №08-05-99027) [15].
Результаты работы доложены и обсуждены на:
научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VTII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2008 г.) [64];
семинаре главных инженеров ОАО «Татнефть» «Утилизация попутного нефтяного газа. Опыт и перспективы применения зарубежных и отечественных мультифазных технологий в ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2008 г.) [13].
Результаты апробации приведены также в отчетах о выполнении инженерно- технологических работ «Разработка технико-технологических рекомендаций с технико-экономическим обоснованием повышения уровня использования нефтяного газа на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ» [44].
По материалам диссертации опубликовано 9 печатных работ.
Общие сведения о нефтяном газе, его качественные и количественные характеристики по залежам и месторождениям
Основополагающие сведения о нефтяном газе и его составе, физико-химических свойствах по залежам и месторождениям; технико-технологических особенностях процессов его добычи, подготовки и транспорта, о количественном и качественном изменениях в период разработки месторождений изложены в работах АнтипьеваВ.Н. [9], Бакирова А.А. [38], Бараза В.И. [19], Бурдынь Т.А. [25], Брода И.О. [21], Быкова В.Н. [26], Вяхирева Р.И. [33], Жижченко Б.П. [58], Лу-тошкина Г.С. [87], Мищенко И.Т. [99], Муравьева И.М. [98], Смирнова А.С. [144], Соколова В.А. [146], ТроноваВ.П. [154] и др.
Горючие углеводородные газы, встречающиеся в природе, подразделяются на следующие категории: природный газ, добываемый из естественных его скоплений из газовых и газоконденсатных месторождений, и нефтяной газ, встречающийся в свободном состоянии в виде скопления над нефтяной залежью или в растворенном виде в нефти, который добывается вместе с нефтью из нефтяных скважин и выделяется при её разгазировании [33, 38].
Газовый фактор - показатель, характеризующий газосодержание нефти, определяет тип залежи; к нефтяным относятся залежи с газовым фактором ни-же 600 м /м , к нефтегазоконденсатным от 600 до 900 м /м и к газоконденсат-ным - свыше 900 м3/м3. Количество растворенного газа зависит в основном от термодинамических условий залежи и состава газа, причем растворимость газообразных углеводородов в нефти повышается с увеличением молекулярной массы газа [21].
Значительная газонасыщенность и преимущественно метановый характер газов наблюдаются в глубоких впадинах Западной Сибири в нефтегазоносных бассейнах с мощными осадочными отложениями. В Волго-Уральской провинции, где сосредоточены преимущественно нефтяные месторождения с маломощными осадочными породами палеозойских отложений, газовые факторы нефти невысокие, в среднем составляют около 40-60 м3/т [146]. Основными компонентами углеводородных газов в стандартных условиях являются метан и его гомологи: этан, пропан, бутаны и неуглеводородные включения: сероводород, гелий, углекислый газ, азот и инертные газы [58]. Нефтяные газы могут весьма существенно отличаться по составу от природных газов, которые до 90 % и более состоят из метана. В нефтяном газе содержание метана варьируется в широких пределах от 15 до 85 %. Как правило, в них больше его гомологов: этана, пропана, бутана и высших углеводородов. Поэтому нефтяные газы относятся к жирным, или богатым, газам [25]. Состав углеводородной части нефтяных газов тесно связан с составом нефти. Легкие метановые нефти сопровождаются газами, содержащими от 20 до 80 % гомологов метана. Тяжелые нефти сопровождаются газом преимущественно метанового состава. С увеличением возраста пород в нефтяных газах изменяется соотношение метана и его гомологов. Газы древних отложений, например, нижней перми, среднего и нижнего карбона более обогащены тяжелыми углеводородами и азотом, чем газы молодых отложений (таблица 1.1) [21, 146]. Таблица 1.1 — Объемный состав газов (%), растворенных в нефти, в отложениях разного возраста Промышленная ценность содержащихся в газе компонентов определяется их кондиционным содержанием и технико-экономическими расчетами рентабельности их извлечения и использования [131]. Нефтяные газы классифицируются по содержанию компонентов: суммарному содержанию углеводородов Сз+Высш. кислых газов, негорючих газов (азота и углекислоты) и редких газов (гелия) [25]. По содержанию компонентов Сз+высш. нефтяные газы классифицируются на легкие Сз+высш. 50 г/м ; средние - от 50 до 400 г/м ; жирные - более 400 г/м . В зависимости от количественного содержания в газах H2S, С02 и паров воды различают нейтральные и кислые нефтяные газы, а также сухие и влажные. Присутствие этих компонентов затрудняет использование нефтяного газа в качестве топлива. Использование сероводородсодержащего газа в качестве топлива нежелательно, т.к. при горении выделяется крайне вредный сернистый газ (SO2), вызывающий коррозию оборудования. Из-за высокой коррозионной активности и склонности к гидратообразованию такой газ без предварительной очистки также нельзя транспортировать на дальние расстояния. Подготовка нефтяного газа к транспортированию включает осушку газа от влаги, очистку от H2S и С02 и, в зависимости от жирности газа, отбивку фракций нестабильного бензина (С5+ высш.) В зависимости от количества сероводорода в газе сера считается основным, сопутствующим или побочным продуктом. С точки зрения потенциальной возможности промышленного получения серы методом Клауса нефтяные газы по содержанию сероводорода подразделяются на следующие виды: - основной продукт H2S при содержании его в газе более 30 %; - сопутствующий продукт - от 2 до 30 %; - побочный продукт - менее 2 %. Содержание углекислого газа, который обычно присутствует во всех природных газах, ниже, чем можно было бы ожидать исходя из механизма химических превращений органических остатков в природе. Углекислый газ, являющийся активным компонентом, частично переходит в пластовую воду, образуя растворы бикарбонатов. Содержание его в газе в основном не превышает 2,5 %, однако в некоторых случаях может достигать 10... 15 %. Например, в газе Коробковского месторождения содержится С02 от 2,2 % до 11,6 %, Березанского - до 3,7 %. Содержание азота, также обычно присутствующего в природных газах, связано либо с попаданием атмосферного воздуха (тогда в таких газах содержатся в очень незначительных количествах и редкие газы аргон, гелий), либо с реакциями распада белков живых организмов. Для некоторых месторождений его содержание достигает 60 % и более. Количество азота обычно выше в тех случаях, когда образование газового месторождения происходило в известняковых и гипсовых породах. Азот наряду с углекислотой и сероводородом является балластным компонентом в газе, снижающим его теплотворную способность.
Особое место в составе некоторых природных газов занимает гелий. В природе гелий встречается в воздухе, природном газе, но в ограниченных количествах. Хотя содержание гелия в нефтяном газе невелико (от 1,0 до 1,2 %), выделение его оказывается выгодным из-за большого дефицита этого газа, а также благодаря большому объему добываемого природного газа. Промышленными запасами гелия в газе считается его содержание в нем более 0,05 %.
Анализ отечественной нормативно- правовой базы, регулирующей использование нефтяного газа
В первых законодательных актах, принятых после распада СССР и регламентирующих деятельность нефтедобывающей промышленности, внимание нефтяному газу уделялось недостаточно [102, 105, 113]; в дальнейшем о нефтяном газе упоминается только в приложениях к постановлениям правительства государственном регулировании цен на энергоресурсы и на природный газ (от апреля 1992 г., от 29 января 1993 г. и от 13 июля 1993 г.). Резкое падение уровня жизни населения с начала 90-х годов обусловило установление социально ориентированных низких внутрироссийских цен на природный газ. Учитывая, что доля осушенного газа (основного продукта переработки нефтяного газа) в газовом балансе России составляет 2-3 %, оптовые цены на него оказались привязанными к ценам на природный. Впервые собственно нефтяному газу было уделено внимание в постановлении Правительства «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен на газ и сырье для его производства» [104]. Этот документ устанавливал цену на нефтяной газ в размере 55 рублей за 1000 м (в современном масштабе цен).
Некоторые принятые в то время нормативно-правовые акты усугубляли проблему использования попутного газа. В частности согласно Постановлению Федеральной энергетической комиссии РФ от 29 мая 1998 г. № 22/1, утвердившей «Временное положение о государственном регулировании дифференцированных оптовых цен на газ» [32] оптовые цены на нефтяной газ устанавливались исключительно исходя из затрат и интересов газопереработчика и не отражали себестоимость добычи нефтяного газа. С 1998 года оптовые цены на нефтяной газ определялись на основе выручки, необходимой для компенсации затрат на его переработку. Вследствие этого их цены были значительно занижены. В этом документе на законодательном уровне наиболее ярко была выражена одна из основных экономических проблем добычи и рационального использования нефтяного газа, которая до настоящего времени практически не решалась.
Ещё в одном нормативно-правовом акте «Об оптовых ценах на нефтяной (попутный) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки» [ПО] была практически безуспешно сделана попытка улучшить ситуацию с использованием попутного газа, путем определения нового интервала оптовых цен на нефтяной газ в пределах 275-350 рублей, что существенно выше установленной еще в ноябре 1999 г. максимальной цены в 150 рублей за 1 тыс. м3. Последствием этого документа явилась диспропорция цен на нефтяной газ, которая привела к многочисленным конфликтам между нефтедобывающими предприятиями и газопереработчиками из-за условий ранее заключенных контрактов.
Для разрешения этого противоречия был принят документ [107], определяющий ежегодную процедуру и сроки согласования изменения оптовых цен на нефтяной газ.
Однако выбранная методология определения уровня оптовой цены на газ была основана, как и в [32] на методе последующей реализации, при котором цена на нефтяной (попутный) газ определяется в зависимости от цен на продукты его переработки, реализуемые в стандартных условиях, и стоимости этой переработки. Согласно п.1 ст.40 Налогового Кодекса РФ такой метод применяется либо при отсутствии на рынке сделок по идентичным товарам, либо из-за отсутствия предложения таких товаров, либо при невозможности определения соответствующих цен ввиду отсутствия или недоступности информационных источников для определения цены. Такой подход не предусматривал прямой учет себестоимости добычи нефтяного газа при расчете оптовых цен на него.
Уже через год — в 2002 г. диапазон оптовых цен на нефтяной газ был расширен, как в сторону уменьшения, так и увеличения [111]. Новые оптовые це-ны на нефтяной попутный газ установленные в интервале 73-442 руб./ЮОО м (без НДС) в зависимости от содержания в нем жидкой фракции Сз+Высш. от 150 до 450 г/м применялись вплоть до 2008 г.
Только в 2008 году было отменено государственное регулирование цен на нефтяной попутный газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейший переработки [101]. Впервые в отрасли, в документе, касающемся процесса утилизации нефтяного газа, были учтены интересы нефтедобывающих компаний.
Практически с начала 90-х годов прошлого века разрабатывались нормативно-правовые акты, регламентирующие порядок планирования, учета и калькулирование себестоимости добычи нефти и газа [66, 94, 112, 115, 125].
В соответствии с [66, 94], затраты на добычу нефти и попутного газа, распределяются между ними пропорционально количеству добываемой нефти и нефтяного газа, принимая 1000 м газа равным 1 т нефти. При этом совершенно не учитывалось, что себестоимость добычи нефтяного газа могла быть существенно выше оптовой цены, устанавливаемой государством вплоть до 2008 года.
Другой нерешенной проблемой, возникшей при использовании нефтяного газа, является отсутствие доступа производителей к магистральным газопроводам. Для решения этой проблемы были приняты несколько документов с последующими изменениями и дополнениями, которые не смогли решить эту проблему на практике [108, 109]. В основном они носили декларативный характер и свелись к приведению терминологии в соответствие с Законом «О газоснабжении в РФ» и последними нормативными актами, сокращению сроков рассмотрения заявок по среднесрочным контрактам и лишению права независимых организаций претендовать на 15 % технических возможностей газотранспортной системы при дефиците свободных мощностей. Еще одним недостатком существующих нормативно-правовых актов, регламентирующих процесс утилизации нефтяного газа, является их неспособность учитывать особенности разработки малых удаленных месторождений с остаточными запасами, доля которых с каждым годом все увеличивается в связи с переходом отечественной сырьевой базы на позднюю стадию развития [4, 8, 121]. В ряде случаев они содержат трудноизвлекаемые запасы нефти, транспортировка которой, в свою очередь, является серьезной проблемой. Объемы добываемого там нефтяного газа также сравнительно невелики. Потому в современных условиях для многих компаний создание ориентированной на него специализированной промышленной инфраструктуры даже при достаточно высоких ценах экономически не оправдано.
В подобных случаях одного совершенствования государственной ценовой политики или повышения штрафных санкций для эффективного использования нефтяного газа на удаленных территориях недостаточно [14, 44, 45, 46, 152]. Трудно представить такой уровень цены на небольшие объемы добываемого нефтяного газа, который обеспечил бы предприятию рентабельность создания специальной инфраструктуры для сбора, хранения, подготовки, поддержания необходимого давления и транспортировки его на несколько сотен и даже тысяч километров до ближайшего магистрального трубопровода или ГПЗ. Использование жестких санкций со стороны государства может привести к невостребованности малых удаленных месторождений, что, учитывая тенденции ухудшения состояния отечественной сырьевой базы, крайне негативно скажется на нефтедобывающей промышленности в целом.
Фактическое состояние и динамика показателей добычи и использования нефтяного газа по нефтегазодобывающим регионам, компаниям, предприятиям РФ
В разделе представлены результаты анализа показателей добычи и использования нефтяного газа на период 2000-2007 гг. по нефтегазодобывающим предприятиям Российской Федерации, опубликованные в научно-техническом журнале [14]. Анализ осуществлен по материалам, представленным нефтяными компаниями (НК), Центральной диспетчерской службой (ЦДС) Минэнерго России, по материалам научно-исследовательских работ ГУЛ «ИПТЭР» РБ и научно-технических публикаций [41, 50, 86, 92, 116].
В отрасли ежегодно добывается вместе с нефтью около 54 млрд м попутного нефтяного газа - это ценнейшее химическое сырье и высокоэффективное дешевое топливо. Россия занимает первое место в мире по потенциальным запасам этих газов. Доля нефтяного газа в балансе природного газа (ПГ) в России не велика - около 5 % (в США - 27 %). Возможность её реального увеличения также мала, поскольку добыча нефти стабилизировалась и значительный рост в ближайшие десятилетия маловероятен [145]. Уровень использования газа составляет в среднем по стране чуть более 72 %, следовательно, около трети добываемого газа ежегодно теряется безвозвратно, загрязняя окружающую среду [41].
Ратификация Россией Киотского протокола о снижении выбросов углеводородов, создающих парниковый эффект, вынуждает недропользователей повысить уровень утилизации нефтяного газа, добываемого из недр попутно с нефтью, путем внедрения мероприятий по их утилизации. В настоящее время сжигается на факелах или рассеивается в атмосфере около 27 % всего извлекаемого нефтяного газа, что составляет по разным источникам около 16-18 млрд м /год.
Анализ добычи и использования нефтяного газа в целом по Российской Федерации показал (таблица 2.1; рисунки 2.1, 2.2): - добыча нефтяного газа в целом по Российской Федерации за анализируемый период 2000-2007 гг. увеличилась от 34,434 до 61,200 млрд м3, причем наблюдается равномерный прирост добычи по годам по крупным компаниям — от 31,500 до 55,700 млрд м , по мелким предприятиям добыча уменьшилась от 2,655 до 1,454 млрд м3; - объемы использованного газа на анализируемый период также увеличи-лись в целом по России - от 27,775 до 44,436 млрд м ; по крупным компаниям - от 26,227 до 40,127 млрд. м3; по мелким предприятиям снизились от 1,490 до 0,582 млрд м3; - потери газа - объемы газа, сожженного в факелах, за анализируемый пе-риод также увеличились в целом по РФ от 6,658 до 16,764 млрд м , по крупным компаниям - от 5,273 до 15,573 млрд. м3, а по мелким предприятиям снизились от 1,165 до 0,245 млрд м3; - средневзвешенный уровень утилизации газа на анализируемый период в целом по РФ снизился от 80,66 до 72,60 %, по крупным компаниям — от 83,26 до 72,00 %, по мелким предприятиям - от 56,12 до 40,00 %. Основная часть нефтяного газа (91,0 %) добывается крупными нефтяными компаниями, остальная - мелкими предприятиями, причем доля добычи НПГ мелкими предприятиями по годам незначительно снижается. К крупным компаниям по состоянию на 2007 год можно отнести двена-дцать предприятий: ОАО «ЛУКОЙЛ», имеющее ресурсы НПГ 7,662 млрд м /год и уровень утилизации газа 70,2 %; ОАО «Роснефть» - ресурсы 10,631 млрд м , уровень утилизации 61,1 %; ОАО «Газпромнефть» - соответственно 4,877 млрд м3 и 35,7 %; ОАО «Сургутнефтегаз» - 14,993 млрд м3 и 94,3 %; ОАО «ТНК-ВР Холдинг» - 12,412 млрд м3 и 68,4 %; ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина - 0,777 млрд м3 и 95,0 %; ОАО «АНК «Башнефть» - 0,370 млрд м3 и 82,1 %; ОАО «НТК Слав- нефть» - 1,366 млрд м3 и 68,0 %; ОАО НК «РуссНефть» - 1,525 млрд м3 и 71,4 %; ОАО «Газпром» - 1,698 млрд м3 и 100 %; ОАО «НОВАТЭК» - 0,099 млрд м3 и 25,1 %. Таким образом, в среднем крупные компании довели уровень утилизации НПГ до 72 %. Мелкие нефтегазодобывающие предприятия, количество которых в настоящее время насчитывается 81, уровень утилизации газа смогли довести только до 40 % (рисунок 2.2). Утилизация газа на предприятиях РФ осуществляется по следующим направлениям (рисунок 2.1): - объем поставки газа на ГПЗ в целом по России растет с 21,339 до 30,638 млрд м3, но доля перерабатываемого газа от извлеченного незначительно снижается с 62 до 50 %; - объем поставки НПГ прочим потребителям растет с 1,562 до 4,138 млрд м , в долях от извлеченного газа также увеличился с 4,5 до 6,8 %; - расход газа на собственные нужды увеличился с 4,866 до 8,842 млрд м3, в объемных долях от извлеченного газа остался почти прежним (14,1... 14,4 %). Технологические потери газа при его добыче, сборе и подготовке, связанные с применяемыми техникой и технологиями, варьируются по годам в пределах 2 % и в натуральном выражении составляют 0,567...0,818 млрд м , т.е. объем технологических потерь растет с ростом добычи нефтяного газа [13].
Определение и обоснование факторов, влияющих на выбор методов утилизации нефтяного газа на нефтедобывающих промыслах
В разделе представлены результаты анализа показателей добычи и использования нефтяного газа на период 2000-2007 гг. по нефтегазодобывающим предприятиям Российской Федерации, опубликованные в научно-техническом журнале [14]. Анализ осуществлен по материалам, представленным нефтяными компаниями (НК), Центральной диспетчерской службой (ЦДС) Минэнерго России, по материалам научно-исследовательских работ ГУЛ «ИПТЭР» РБ и научно-технических публикаций [41, 50, 86, 92, 116].
В отрасли ежегодно добывается вместе с нефтью около 54 млрд м попутного нефтяного газа - это ценнейшее химическое сырье и высокоэффективное дешевое топливо. Россия занимает первое место в мире по потенциальным запасам этих газов. Доля нефтяного газа в балансе природного газа (ПГ) в России не велика - около 5 % (в США - 27 %). Возможность её реального увеличения также мала, поскольку добыча нефти стабилизировалась и значительный рост в ближайшие десятилетия маловероятен [145]. Уровень использования газа составляет в среднем по стране чуть более 72 %, следовательно, около трети добываемого газа ежегодно теряется безвозвратно, загрязняя окружающую среду [41].
Ратификация Россией Киотского протокола о снижении выбросов углеводородов, создающих парниковый эффект, вынуждает недропользователей повысить уровень утилизации нефтяного газа, добываемого из недр попутно с нефтью, путем внедрения мероприятий по их утилизации. В настоящее время сжигается на факелах или рассеивается в атмосфере около 27 % всего извлекаемого нефтяного газа, что составляет по разным источникам около 16-18 млрд м /год.
Анализ добычи и использования нефтяного газа в целом по Российской Федерации показал (таблица 2.1; рисунки 2.1, 2.2): - добыча нефтяного газа в целом по Российской Федерации за анализируемый период 2000-2007 гг. увеличилась от 34,434 до 61,200 млрд м3, причем наблюдается равномерный прирост добычи по годам по крупным компаниям — от 31,500 до 55,700 млрд м , по мелким предприятиям добыча уменьшилась от 2,655 до 1,454 млрд м3; - объемы использованного газа на анализируемый период также увеличи-лись в целом по России - от 27,775 до 44,436 млрд м ; по крупным компаниям - от 26,227 до 40,127 млрд. м3; по мелким предприятиям снизились от 1,490 до 0,582 млрд м3; - потери газа - объемы газа, сожженного в факелах, за анализируемый пе-риод также увеличились в целом по РФ от 6,658 до 16,764 млрд м , по крупным компаниям - от 5,273 до 15,573 млрд. м3, а по мелким предприятиям снизились от 1,165 до 0,245 млрд м3; - средневзвешенный уровень утилизации газа на анализируемый период в целом по РФ снизился от 80,66 до 72,60 %, по крупным компаниям — от 83,26 до 72,00 %, по мелким предприятиям - от 56,12 до 40,00 %. Основная часть нефтяного газа (91,0 %) добывается крупными нефтяными компаниями, остальная - мелкими предприятиями, причем доля добычи НПГ мелкими предприятиями по годам незначительно снижается. К крупным компаниям по состоянию на 2007 год можно отнести двена-дцать предприятий: ОАО «ЛУКОЙЛ», имеющее ресурсы НПГ 7,662 млрд м /год и уровень утилизации газа 70,2 %; ОАО «Роснефть» - ресурсы 10,631 млрд м , уровень утилизации 61,1 %; ОАО «Газпромнефть» - соответственно 4,877 млрд м3 и 35,7 %; ОАО «Сургутнефтегаз» - 14,993 млрд м3 и 94,3 %; ОАО «ТНК-ВР Холдинг» - 12,412 млрд м3 и 68,4 %; ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина - 0,777 млрд м3 и 95,0 %; ОАО «АНК «Башнефть» - 0,370 млрд м3 и 82,1 %; ОАО «НТК Слав- нефть» - 1,366 млрд м3 и 68,0 %; ОАО НК «РуссНефть» - 1,525 млрд м3 и 71,4 %; ОАО «Газпром» - 1,698 млрд м3 и 100 %; ОАО «НОВАТЭК» - 0,099 млрд м3 и 25,1 %. Таким образом, в среднем крупные компании довели уровень утилизации НПГ до 72 %. Мелкие нефтегазодобывающие предприятия, количество которых в настоящее время насчитывается 81, уровень утилизации газа смогли довести только до 40 % (рисунок 2.2). Утилизация газа на предприятиях РФ осуществляется по следующим направлениям (рисунок 2.1): - объем поставки газа на ГПЗ в целом по России растет с 21,339 до 30,638 млрд м3, но доля перерабатываемого газа от извлеченного незначительно снижается с 62 до 50 %; - объем поставки НПГ прочим потребителям растет с 1,562 до 4,138 млрд м , в долях от извлеченного газа также увеличился с 4,5 до 6,8 %; - расход газа на собственные нужды увеличился с 4,866 до 8,842 млрд м3, в объемных долях от извлеченного газа остался почти прежним (14,1... 14,4 %). Технологические потери газа при его добыче, сборе и подготовке, связанные с применяемыми техникой и технологиями, варьируются по годам в пределах 2 % и в натуральном выражении составляют 0,567...0,818 млрд м , т.е. объем технологических потерь растет с ростом добычи нефтяного газа [13].
