Учет и проблемы повышения использования ПНГ
advertisement
УЧЕТ И ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПНГ ОАО "НИПИгазпереработка" Пипа Т.С. 1. Что такое нефтяной попутный газ? 1.1 Прогноз количества НПГ, извлекаемого совместно с нефтью. При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью извлекается растворенный в нефти газ, в том числе и газ, прорывающийся из газовых шапок. Его содержание колеблется от 5 до 300 куб. м на тонну нефти в пластовых условиях, а при наличии на месторождении газовых шапок и газовых пластов достигает и более высоких значений от 700 куб. м и выше на тонну нефти (за счёт прорыва). Во всех учебниках и ранее существовавших нормативных и руководящих документах определение термина попутного нефтяного газа звучало примерно так: - Нефтяной попутный газ (НПГ) – газ, растворенный в нефти, добываемый совместно с нефтью и выделяющийся в сепараторах при её подготовке на промысле и на установках подготовки нефти. При общепринятой технологии различаются НПГ по ступеням сепарации: I – наиболее лёгкий газ, II – газ средней плотности, III – тяжёлый газ (газ концевых ступеней сепарации) с наибольшим содержанием углеводородов С3+выше для данного промысла. В зависимости от качества пластовой нефти число ступеней сепарации может быть сокращено до двух и даже до одной, а при высоких пластовых давлениях – увеличено более трёх. Помимо чисто нефтяного газа, растворённого в нефти и извлекаемого вместе с ней на поверхность, имеются ещё, так называемые, газы дополнительных источников, которые также относятся к категории нефтяных. Газы дополнительных источников извлекаются совместно с нефтью и нефтяным газом при добыче и подготовке нефти на нефтегазовых месторождениях. 1 К газам дополнительных источников относятся: Газ газовых шапок – это газ, который добывается совместно с нефтью из подгазовых зон пласта нефтегазового месторождения за счёт прорыва газа газовой шапки к забоям нефтяных скважин; Газ возврата – газ, поступающий в нефтяные скважины после закачки его в нефтяной пласт для повышения нефтеотдачи при водогазовом воздействии; Газ дополнительного извлечения – газ, извлекаемый из нефти за счёт массообмена при контактировании нефти с большими объёмами газа внешних источников (например, компрессорный газлифт); Газ бескомпрессорного газлифта – газ газовых шапок, используемый как рабочий агент для повышения нефтеотдачи и отбираемый непосредственно в скважине. Извлечение прогнозируется этих на газов совместно перспективу, но с всегда нефтью очень приводит к трудно увеличению количества газа, извлекаемого совместно с нефтью. В связи с этим имеются отличия и в терминологии по газовому фактору. В обычной практике различают пластовый и рабочий газовый фактор: Пластовый газовый фактор (или газосодержание нефти в пластовых условиях) – это количество НПГ приведённое к стандартным условиям (293 К и 0,1 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до 0,1 МПа. Пластовый газовый фактор определяют для подсчёта запасов, сравнения физико-химических характеристик различных пластовых нефтей, выполнения техсхемы разработки месторождения и контроля за разработкой месторождения. Рабочий газовый фактор – это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (293 К и 0,1 МПа), отнесённое к одной добытой тонне нефти, разгазированной по ступеням сепарации, принятым для данного месторождения, с учётом газа, выделяющегося из нефти при 2 подготовке её. Рабочий газовый фактор используется при текущем и перспективном планировании. Для определения рабочего газового фактора выполняется оперативный промысловый контроль ресурсов НПГ (аудит) и служит он целям уточнения фактического наличия ресурсов НПГ, извлекаемых совместно с нефтью на поверхность. И на чисто нефтяных месторождениях не всегда можно точно определить количество извлечённого совместно с нефтью НПГ простым умножением объёма извлечённой нефти на пластовый газовый фактор. Из опыта разработки нефтяных месторождений можно привести определённые аналогии. месторождения на пластового начальной давления внутрипластовое Если ниже при эксплуатации стадии разработки давления разгазирование чисто допущено падение насыщения, нефти, так нефтяного то происходит называемый режим растворённого газа (РРГ). В этом случае темпы отбора нефти и скорость продвижения по пласту контурных вод начинают отставать от темпов отбора пластового флюида. Появляется, так называемая, искусственная газовая шапка, которая приводит к появлению дополнительного количества газа на поверхности за счёт прорыва её к забоям скважин. В этом случае в какой-то период времени поверхностные газовые факторы резко увеличиваются и в дальнейшем по мере истощения залежи, резко снижаются. Прогнозировать динамику изменения газовых факторов в этом случае очень сложно, но в любом случае пластовый газовый фактор добываемой нефти будет намного меньше, чем первоначальный и газа также будет меньше, одновременно снижается нефтеотдача пластов. На чисто нефтяных месторождениях, где процесс поддержания пластового давления (ППД) не отстаёт от темпов отбора жидкости, в залежи поддерживается упруговодонапорный режим, пластовое давление остаётся выше давления насыщения, газовый фактор достаточно определить по глубинным пробам, и он будет стабильным какое-то время в процессе 3 эксплуатации залежи. Однако, со временем, состав нефтяного газа, с ростом обводнённости добываемой нефти будет утяжеляться, так как будет повышаться температура подготовки нефти и как правило, отмечается увеличение неуглеводородных компонентов (N2, О2, СО2). А рабочий газовый фактор и в этой ситуации будет увеличиваться за счёт перехода части лёгких компонентов нефти при подогреве в НПГ. На месторождениях, где допущено внутрипластовое разгазирование, и пласт эксплуатируется в режиме растворённого газа, следует ожидать обратной тенденции – поверхностный газовый фактор вначале резко увеличивается, пластового. На поверхностными а затем будет таких месторождениях газовыми уменьшаться факторами и ниже первоначального необходимо за следить пластовым за давлением. Желательно методами ППД поднимать пластовое давление выше давления насыщения. Нагляднее это можно представить на рисунке 1. Такая тенденция характерна для большинства эксплуатируемых нефтяных месторождений. Как видно из всего сказанного выше, чётко спрогнозировать количество НПГ, извлекаемого совместно с нефтью на поверхность в перспективе даже при чётко определённых объёмах добычи нефти, практически не представляется возможным. НПГ может быть очень много, а потом через короткий промежуток времени его вдруг практически не станет. Такая ситуация с НПГ очень затрудняет определение мощностей объектов по его использованию. 4 Отборы нефти и газа Q Динамика добычи нефти и НПГ при различных режимах разработки месторождений без системы ППД Условные годы Рисунок 1 – График изменения ресурсов НПГ при эксплуатации месторождения в режиме растворенного газа 5 Например: Мы имеем нефтяное месторождение с пластовым газовым фактором 100 м3/т и с планируемой технологической схемой разработки месторождения годовой добычей нефти 3 млн. тонн в год. Простым умножением прогноза добытой нефти на пластовый газовый фактор получается количество НПГ – 300 млн. м3/год. Вроде бы всё ясно – 5 % газа оставим на непредвиденные потери, 10-15 % отдадим на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия и оставшиеся 80 % - можно передать в переработку – т.е. 240 тыс. м3. Начинается проектирование и строительство установки переработки НПГ на данном месторождении. Проходит 2 года (раньше, по нормативным срокам, как правило, такие объекты не строятся), мы запускаем в эксплуатацию установку переработки НПГ и надеемся получать доход от её стабильной работы. Ведь срок окупаемости такого объекта как минимум 5 лет, а то и больше. А где же газ? А газа нет… В процессе добычи нефти произошло отставание ППД или темпы отбора нефти превысили установленные техсхемой разработки или бурение отставало, но произошло внутрипластовое разгазирование нефти. Нефтяной газ из искусственной газовой шапки вырвался совместно с добываемой нефтью и уже добывается нефть с остаточным газовым фактором 50 м3/т, т.е. газа у нас уже 120 млн. м3. И чем же загружать построенную установку переработки газа мощностью 240 млн. м3 в год? А рядом нет других месторождений. Ожидаемой прибыли и окупаемости нет… Другой вариант: Всё тоже самое, только месторождение нефтегазовое и в процессе его эксплуатации начался прорыв газа из газовых шапок, газовых пластов или из подгазовых зон. Вроде бы по техсхеме газа должно быть 300 млн. м3/год, и установку мощностью 240 млн. м3/год мы построили, и сырьём она полностью загружена. А газ горит на факелах… И долго он ещё будет гореть и никто не скажет, что с этим газом делать, так как неизвестно, будет ли он через два года, когда построится вторая очередь УПГ. 6 В этом отношении в советские времена при плановой экономике было принято правильное решение – строить газоперерабатывающие заводы, привязывая их к крупным нефтяным месторождениям, но с учетом в перспективе сбора газа с малых близлежащих месторождений. То есть, к тому времени, как ресурсы НПГ на крупном месторождении начинали снижаться, на дозагрузку мощностей ГПЗ подтягивались ресурсы более удаленных и более мелких месторождений. В связи с этим для оперативного контроля за фактическим количеством НПГ на месторождениях, контроля работы измерительных приборов институтом "НИПИгазпереработка" проводятся работы рабочих газовых факторов путем проведения по определению прямых замеров и определения количества НПГ. В настоящее время нефтяные компании начинают все более активнее заказывать работы по аудиту ресурсов нефтяного попутного газа и определению фактических составов НПГ до С10 на своих месторождениях. В 2005-2007 гг. институт "НИПИгазпереработка" проводил такие работы для нефтегазодобывающих предприятий ТНК-ВР, ЛУКОЙЛА, Газпром нефти и др. Данные оперативного промыслового контроля ресурсов НПГ обычно используются при статистической отчетности текущего года, для дополнительного контроля за состоянием разработки месторождений и при мониторинге для перспективного планирования и создания объектов подготовки и переработки НПГ, т.е. для долгосрочных прогнозов целесообразно иметь определенную статистику данных по оперативному промысловому контролю фактических ресурсов НПГ. Для определения поверхностных газовых факторов (Гф) специалистами ОАО "НИПИгазпереработка" проводятся замеры расхода НПГ и уточняются объемы добычи нефти (из режимных листов в операторной) на всех точках в момент проведения замера. После уточнения всех необходимых исходных данных и расчёта газового фактора рассчитываются ресурсы месторождения в пересчете на год. 7 Затем рассчитывается рабочий газовый фактор по всем точкам и разрабатывается фактический баланс использования НПГ с обоснованием потребления расхода НПГ на собственные нужды и технологические потери. Только такой способ дает наиболее точное определение поверхностных ресурсов НПГ, а проводимый постоянный мониторинг проблемных и наиболее значимых точек позволяет более или менее точно прогнозировать объемы НПГ, извлекаемого совместно с нефтью на поверхность. Трудная, дорогая работа, но она себя оправдывает. 1.2 Состав и параметры нефтяного попутного газа В отличие от природного газа, содержащего в своем составе в основном метан с определенными количествами этана, С3+выше, сероводорода, гелия, азота, нефтяной газ – это многокомпонентная смесь, содержащая в себе различные углеводороды от С1 до С10, вредные компоненты (сероводород, меркаптановая сера), негорючие компоненты (азот, диоксид углерода, кислород, пары воды), механические примеси, причем, содержание этих компонентов зависит от качественного состава пластовой смеси и параметров подготовки нефти. То есть, нефтяной газ ни в коей мере нельзя путать с природным. Они и в добыче, и в подготовке, и в транспортировке, и в себестоимости несравнимы. Одной из главных причин недостаточного использования нефтяного (попутного) газа является то, что себестоимость нефтяного (попутного) газа и продуктов его переработки по техническим объективным причинам в несколько раз выше, чем у природного газа. Технология добычи нефтяного (попутного) газа отличается целым рядом особенностей, обусловливающих более высокую его себестоимость по сравнению с природным газом (за счет сложной схемы его подготовки): - дебиты нефтяных скважин по газу в десятки, сотни раз меньше дебитов газовых скважин; 8 - давление нефтяного (попутного) газа в десятки, а то и в сотни раз меньше, чем у природного, и для его транспортировки на дальние расстояния и переработки необходимо многоступенчатое компримирование; - в нефтяном попутном газе содержится большое углеводородов (С3+выше), энергетических и что требует материальных значительных затрат на его количество дополнительных сбор, подготовку, компримирование и переработку для подачи потребителям и в систему магистральных газопроводов; - требуется многоступенчатая система отделения нефтяного (попутного) газа от нефти (Первая ступень – 5-16 атм, а концевая при 1 атм). И без подготовки этот газ даже на печь или котельную подать нельзя – газ идет с жидкостью и вся смесь часто приводит к аварийным ситуациям. Специфичной особенностью нефтяного (попутного) газа является невозможность его предварительной транспортировки подготовки. Как на правило, большие нефть расстояния без сепарируется при давлении I ступени 5-16 атм. (а не 100 или 55 атм, как природный газ), кроме того, если природный газ состоит, в основном из метана, то нефтяной газ в своем составе имеет и пропан, и бутан, и пентан, и даже более тяжелые углеводороды, а также воду, которые начинают "выпадать" из газа на первых же километрах газопровода, что приводит к двухфазному транспорту и образованию гидратов при его транспортировке в "сыром виде" в холодное время года. Предельное плечо транспорта НПГ в бескомпрессорном режиме - 6070 км. Составы НПГ также отличаются очень сильно по плотности и содержанию в них углеводородов С3+выше (ТУ 0271-016-00148300-2005 Газ нефтяной попутный, подлежащий сдаче потребителям). Тощий - С3+выше ≤ 100 г/м3 Средний - С3+выше ≥ 101-200 г/м3 Жирный - С3+выше ≥ 201-350 г/м3 9 Особо жирный - С3+выше > 351 г/м3 Как правило, самые жирные нефтяные газы выделяются на концевых ступенях сепарации нефти (давление таких газов менее 1 атм и транспортировать эти газы практически самостоятельно невозможно, так как это уже по своему фазовому состоянию полужидкая смесь, находящаяся при этом в нестабильном состоянии). Таким образом, для использования НПГ требуется гораздо больше капитальных вложений и эксплуатационных затрат, чем для использования такого же количества природного газа. 1.3 Вопросы учета ПНГ Раньше, в доперестроечные годы, вопросы добычи и использования НПГ регламентировались целым рядом документов, отмененных в настоящее время. Это такие, как: 1. Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр; - ныне отменена. 2. Методика учета газа, добываемого через нефтяные скважины при разработке нефтяных и газонефтяных залежей с применением газовых и газоводяных методов повышения нефтеотдачи и бескомпрессорного газлифта; (ныне отменена). 3. Методические указания по определению технологических потерь НПГ при его добыче, сборе, подготовке и межпромысловом транспорте; (ныне отменена). 4. Единая система учета НПГ и продуктов его переработки от скважины до потребителя; (ныне отменена). 5. Методика измерения расхода газа концевых ступеней сепарации; (ныне отменена). 6. Методика оперативного промыслового контроля ресурсов НПГ, извлекаемого из недр. (ныне отменена). В результате мы имеем то, что имеем. Одно из следствий - полная неразбериха в терминологии даже в правительственных документах. К 10 примеру, статьи 340 и 342 НК РФ (порядок оценки стоимости добытых полезных ископаемых и их налогообложение) называют нефтяной газ попутным. Дальше – больше. Вот какую трактовку этому термину дает национальный стандарт, утвержденный Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии 28.12.05 ГОСТ Р8 615.2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа». Пункт 3.7 гласит: «Нефтяной газ (попутный) - смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи». Как нефтяной газ может быть свободным? Если он «свободный», то это газ газовых шапок. И о каких «парах» идет речь? В отчетных документах на местах вообще трудно что-либо понять: терминология везде своя. Например, объем газа, извлеченный из недр совместно с нефтью, одни называют ресурсами НПГ, другие - добычей, третьи - использованием НПГ. При этом зачастую и подразумевается разное – для кого-то это весь объем извлеченного с нефтью газа, а для кого-то только тот газ, который как-то использован. Составить на таких данных строгую статистическую отчетность весьма и весьма затруднительно. В настоящее время вопросы использования НПГ нормируются только при составлении вскользь упоминавшихся выше планов горных работ и согласовываются с Федеральным горным и промышленным надзором РФ. Следует отметить, что в связи с вступлением в силу Федерального закона «О техническом регулировании» (№ 184-ФЗ от 27 декабря 2002 г.) с 1 июля 2005 г. введена в действие измененная система национальных стандартов по системе стандартизации (ГОСТы серии Р 1). В соответствии с ней (ГОСТ Р 1.4-2004), не предусмотрены (по крайней мере, в явном виде), отраслевые стандарты, а все объекты стандартизации предприятий, фирм, компаний и т.п. должны оформляться как стандарты организации (СТО) (см. статью 11 и 17), что потребует пересмотра всей нормативной документации 11 (НД). Некоторые нефтекомпании уже приступили к разработке собственных СТО (ЛУКОЙЛ, Газпром нефть, ТНК ВР, СИБУР), касающихся вопросов использования НПГ, но ведь такие вопросы, как единая терминология или методы определения газовых факторов, должны решаться в общегосударственном масштабе. После подписания Киотского протокола стало модным склонять проблему повышения использования НПГ, особенно в надежде, что можно заработать на торговле квотами. Однако, как отмечалось некоторыми аналитиками, это проблематично, так как в отличие от стран Евросоюза, сразу вошедших в ратификационный пул, Россия и ее компании смогут оперировать на международной бирже своими обязательствами по выбросам лишь с существенными ограничениями. И потому обещанных миллиардов стране не видать. Категория России здесь подчинена статье 4 Киотского протокола, а не статье 17 – как у вышеозначенных стран, и каждая лишняя тонна выбросов обойдется нам после 2008 г. в 100 евро. А при полном отсутствии нормативной базы будет еще хуже: как обосновать, какая тонна нормативная, а какая сверх нормативная? В связи с этим все чаще раздаются голоса, что слишком дорого обходится повышение объемов использования НПГ. Один из аргументов – цены на нефтяной газ. Дескать, они сильно занижены и якобы даже не компенсируют операционных затрат, не говоря уже о расходах на сбор, подготовку и транспорт НПГ (поставки на ГПЗ). Мол, нет четкой инструкции о том, какие конкретно затраты можно включать в себестоимость добычи нефти для получения налоговой льготы и т.д. Это не совсем так, кое-что в данном отношении имеется. Нефтяные компании в настоящее время пользуются двумя документами. Первый из них – «Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа», утвержденная Минтопэнерго РФ 29 декабря 1995 г. Она отменила «Инструкцию по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа» того же Министерства, которая была 12 утверждена 11 ноября 1994 г. Но этот, второй по счету, документ не прекратил своего существования: им втихомолку продолжают пользоваться. Две данные методики во многом схожи и имеют одно принципиальное различие – в них совершенно по-разному расценивается себестоимость НПГ. «Инструкция…» относит к ней расходы на добычу нефти, учитываемые в строгом пропорциональном отношении. «Методика…» принимает к зачету затраты только после первого сепаратора, те есть те, которые требуются для выделения НПГ из нефти, уже извлеченной на поверхность. Здесь расходы в 10 раз меньше и потому естественно, что нефтедобытчики прибегают для компенсации затрат к положениям Инструкции, а не Методики. 2. Может ли НПГ решить проблемы Газпрома Существует мнение, что увеличение объемов использования НПГ поможет Газпрому дозагрузить свои мощности, приобретая НПГ у нефтяников по низким ценам. Но так ли это? И где горит НПГ и можно ли его подать в магистральные газопроводы Газпрома? Часто в обоснование нежелания использования НПГ предприятия недропользователи апеллируют к Газпрому – он де такой плохой - не принимает НПГ, а кто-нибудь спросил – Почему? Согласно существующим требованиям для безаварийной эксплуатации магистральных газопроводов весь газ, сдаваемый в них, должен быть подготовлен в соответствии с ОСТ51.40-93, т.е. он должен иметь давление 55-75 атм, практически не иметь в своем составе углеводородов С3+выше и осушен до требуемых норм (т.е. должен быть скомпримирован, осушен и отбензинен). Таким образом, Газпром может принять в свои сети только сухой отбензиненный газ после его переработки на ГПЗ или УПГ. Что он и делает, принимая СОГ у ОАО "СибурТюменьгаза", ОАО "ЛУКОЙЛа" и др. Продавец должен дотянуть свою трубу до магистрального газопровода Газпрома и заранее сообщить, сколько газа он сможет поставлять в магистральный газопровод на перспективу, чтобы Газпром выделил квоту на поставку газа в трубу, так как трубы имеют 13 ограниченную пропускную способность. А может ли небольшой недропользователь это сделать? Ох, как это проблематично … Во-первых, как спрогнозировать более или менее точное количество НПГ на перспективу (см. раздел 1), да еще и гарантировать поставку этого газа? Во-вторых, осилить строительство маленького газоперерабатывающего комплекса с дожимной компрессорной станцией и напорным газопроводом тоже не легкая задача для недропользователя и по силам только крупным предприятиям. А где сегодня горит НПГ? На малых, удаленных от объектов инфраструктуры месторождениях. Так что Газпрому малые месторождения вряд ли смогут поставить много НПГ, да и "дешевым" этот газ точно назвать будет нельзя. Поэтому постулат аналитиков – собрать весь НПГ и подать его Газпрому для дозагрузки магистральных газопроводов дешевым газом, не выдерживает никакой критики. 3. Производство электроэнергии Да, хороший вариант и он ныне широко применяется на нефтяных месторождениях. Лидерами в этом вопросе являются предприятия ОАО "Сургутнефтегаз" и ОАО "РИТЭК". Но … электроэнергия производится только для собственных нужд нефтегазодобывающих предприятий. На производство 1 МВт электроэнергии, как правило, расходуется 2,5-3 млн. м3 газа. Причем, газа не "сырого" с промысла, а прошедшего определенную подготовку. Как показывает статистика, на производство электроэнергии для собственных нужд нефтепромыслов расходуется 30% от объема НПГ, добываемого на данном месторождении. 14 А что же делать с остальным газом? Производить электроэнергию для сдачи в сети РАО ЕЭС вряд ли удастся. И не потому что в РАО ЕЭС не хотят брать эту электроэнергию, а потому, что для того чтобы продать эту энергию в сети РАО ЕЭС необходимо построить повышающую подстанцию, синхронизаторы тока, мощную систему контроля и автоматики, а после этого себестоимость полученной электроэнергии становится не конкурентоспособной с электроэнергией, получаемой на крупных ГЭС, ГРЭС, ТЭЦ. Так что производство электроэнергии из НПГ также вряд-ли позволит решить проблему использования НПГ полностью. 4. Переработка НПГ на малотоннажных установках Институт "НИПИгазпереработка", созданный более 35 лет назад как специализированная и головная в СССР организация по использованию НПГ, продолжает и по настоящее время активно заниматься разработкой, проектированием, изготовлением и комплектной поставкой оборудования. Имеет разработки от 1,5 миллиардного ГПЗ с полной схемой переработки газа до малотоннажных установок любой производительности с необходимым ассортиментом выпускаемой продукции (причем все эти технологии достаточно хорошо отработаны, прошли промышленные испытания и имеются уже действующие аналоги). Это установки осушки, очистки от вредных примесей НПГ, получения конечных продуктов таких, как пропан-бутан бытовой, автопропан, стабильный газовый бензин, углеводородные пропелленты (заменитель фреона), вертолетное топливо (АСКТ) и др. 5. Закачка газа в пласт Закачка газа традиционным в пласт, методам, не предлагаемая является иногда методом как альтернатива повышения уровня использования НПГ по следующим причинам: - применение водогазового нефтяного попутного газа, а воздействия не сокращает ресурсы наоборот, увеличивает их на сумму газа 15 возврата; - этот метод не позволяет исключить необходимость строительства объектов по использованию НПГ, наоборот, дополнительно строится система, обеспечивающая закачку газа в пласт (КС высокого давления, система нагнетательных скважин и подводящих газопроводов высокого давления от каждой КС). Затраты на закупку оборудования для закачки газа в пласт на 20 – 25 % будут превышать затраты на создание системы сбора, подготовки и транспорта газа. Как видно из сказанного выше, для решения вопросов использования ресурсов НПГ разработано достаточно много различных методов, но основой всех этих методов являются – осушка НПГ, очистка его от вредных примесей (Н2S, CO2, N2), повышение его давления, отбензинивание (удаление из него углеводородов С3+выше) и далее использование ШФЛУ для получения конечных продуктов, и СОГа для электроэнергии, либо сдачи в магистральные газопроводы ОАО "Газпром", либо для местных нужд. И многими нефтегазодобывающими предприятиями эти вопросы достаточно успешно решаются. Главные проблемы – инвестиции, правильный выбор мощности объекта по использованию НПГ (желательно чтобы этот объект был как можно дольше загружен сырьем, иначе он не окупится) и реализация получаемой продукции. Так что же делать с НПГ, карать или искать консенсус? Необходимо объективно отметить, что крупные нефтяные компании (ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Роснефть", ОАО "Газпромнефть", ОАО "ЛУКОЙЛ", ОАО "ТНК-ВР") очень серьезно начинают заниматься проблемой повышения использования ресурсов НПГ. В ОАО "Сибур" ведется большая работа по реконструкции ГПЗ. В ОАО "ТНК-ВР" проводится большой объем работ по аудиту объемов НПГ на месторождениях, перепроверяется работа всех газотранспортных систем, ведутся работы по их реконструкции, создается СП с ОАО "Сибур". В ОАО "Сургутнефтегаз" строится большое 16 количество ГТЭС для получения собственной электроэнергии, расширяется Сургутский ГПЗ. В ОАО "ЛУКОЙЛ" ведется большая работа по строительству объектов по использованию НПГ и по разработке собственной нормативной документации (в соответствии с законом № 184 ФЗ). (Построена Локосовская ДКС, наливная эстакада). При сформировавшейся в настоящее время структуре собственности в российском ТЭКе около 90% нефтяного (попутного) газа обеспечивают нефтедобывающие организации, промышленная инфраструктура которых ориентирована, в промышленность первую - очередь, основной его на добычу поставщик - нефти. Нефтяная приватизирована и ориентирована на рыночные отношения, что в современных условиях порождает очевидные проблемы. Экономические стимулы использования нефтяного (попутного) газа для добывающих предприятий не сформированы. Проблемы использования и переработки нефтяного (попутного) газа, в условиях рынка, требуют законодательных решений, хотя бы таких, которые приняты и реализуются в других странах, например: в США, Канаде. В Канадском законодательстве еще на стадии подготовки техсхемы разработки нефтяного месторождения делается технико-экономическая оценка по использованию НПГ, в которой рассчитывается экономически обоснованный объем использования НПГ, который и утверждается в лицензионном соглашении. И если это не выполняется, то компания очень жестко наказывается. Но это не обязательно 95%, бывает и 60 и 70% на начальных стадиях разработки месторождений, в последствии с падением добычи нефти уровень использования НПГ увеличивается. В России пока остался старый СССРовский подход к определению уровня использования НПГ – 95% в лицензионном соглашении безотносительно к большому или малому месторождению. Но во времена СССР государство само устанавливало высокие уровни использования НПГ и само выделяло средства на строительство таких 17 объектов. То есть эффективность считалась без возврата инвестиций и без процента ставок за кредиты. Объекты по использованию НПГ считались экологическими и имели налоговые льготы. И, кстати, уровень использования НПГ успешно увеличивался. В 1990 году был достигнут 90% уровень использования НПГ. В настоящее нефтяного время (попутного) вопросы газа увеличения непосредственно уровня использования связаны с большими инвестициями и требуют государственного стимулирования этого процесса. В последние годы в связи с переходом основной базы нефтедобычи на позднюю стадию развития разведываются и осваиваются преимущественно небольшие, удаленные месторождения в ряде случаев содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти. Объемы добываемого на них нефтяного (попутного) газа также сравнительно невелики, поэтому в современных условиях создание специализированной инфраструктуры для его сбора, хранения транспортировки даже при достаточно высоких ценах на нефть не всегда экономически выгодно. Большую часть таких месторождений разрабатывают небольшие организации с ограниченными финансовыми возможностями. Следует отметить, что бюджеты разных уровней не получают ни от добычи нефтяного (попутного) газа, ни от его сжигания в факелах, кроме загрязнения окружающей среды (и небольших штрафов за сжигание). А инвесторы в условиях неопределенности с поставками сырья очень неохотно идут на выделение средств. В то же время использование НПГ непосредственно в местах нефтегазодобычи могло бы существенно облегчить регионам проведение реформы ЖКХ, так как из нефтяного газа, как отмечалось выше, можно получить электроэнергию, тепло, сжиженный газ для отопления, моторные топлива (бензин, автопропан, АСКТ), с себестоимостью намного меньшей, чем население дополнительные оплачивает рабочие в места настоящее для время. населения Кроме и того, это дополнительные 18 налоговые поступления в бюджеты разных уровней (хотя бы из налогов, входящих в формулу себестоимости). Для увязки этих нюансов в регионах должны быть разработаны Концепции, либо Программы развития регионов с увязкой планов развития нефтегазодобычи с потребностями населения и с созданием инвестиционных пакетов, позволяющих использовать НПГ непосредственно на месте добычи и близлежащих населенных пунктах. Для недропользователей должны быть предусмотрены возможности получения льготных кредитов или налоговых льгот для решения вопросов использования НПГ (хотя бы на период окупаемости объекта). И уж ни в коем случае не обязывать их достигать 95% уровня использования, грозя штрафами. Учитывая тот факт, что для мелких месторождений, особенно на начальных стадиях разработки, не всегда возможно достижение высоких уровней использования (95-96%), необходимо уже на стадии подготовки лицензионных соглашений, либо в виде дополнения к лицензионному соглашению выполнение проработок по определению оптимальных, экономически целесообразных уровней использования НПГ с увязкой с единой региональной программой развития регионов. Либо обосновать отнесение этих объемов НПГ к непромышленным (Постановление Правительства РФ № 889 от 26.12.2001 г.) На рисунке 2 показан принцип выбора оптимальной мощности объекта по использованию НПГ для группы мелких, небольших месторождений. Из этого рисунка видно, что часть НПГ, приходящаяся на пиковый период нефтедобычи, остается не используемой в так называемой непромышленной зоне (длящейся примерно 4-5 лет). 19 Объемы использования НПГ и определение оптимальной мощности объектов его подготовки и переработки по группе месторождений 160 140 Оптимальная мощность УПГ, млн. м33/год Оптимальная мощность УПГ, млн. м /год Ресурсы газа, млн. м3 120 100 80 60 40 20 0 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2023 ГОДЫ Рисунок 2 - Объемы НПГ, которые нельзя использовать и целесообразно отнести к непромышленным 20 Это газ, который за счет неопределенности (см. раздел 1) может быть, а может и не быть. Таким образом, будет создаваться единый механизм решения вопросов использования НПГ с пользой для регионов и государства и с минимальным ущербом для недропользователя. В приказном порядке эту проблему решить нельзя. Недропользователи просто сократят добычу нефти, а государство вряд ли что-либо от этого выиграет, больше проиграет. 6. Выводы 6.1 Объемы добычи нефтяного попутного газа точно спрогнозировать на перспективу практически невозможно. 6.2 Составы НПГ также изменяются в очень широком диапазоне и типового оборудования для небольших объектов подготовки и переработки НПГ не придумано. Требуются индивидуальные разработки, приводящие к увеличению затрат. 6.3 Удельные капитальные затраты на использование НПГ во много раз превышают аналогичные для природного газа. 6.4 Существующие средства измерения НПГ необходимо систематически сравнивать с результатами проведенных фактических замеров по определению поверхностных рабочих газовых факторов. 6.5 Потоки НПГ в газопроводах находятся в двухфазном состоянии, и попадание жидкости в счетные устройства вносит искажения в результаты замеров. 6.6 Карательными мерами проблемы использования НПГ не решить. Государство больше потеряет, чем приобретет. 6.7 В обязательном порядке уже на стадии разработки техсхемы разработки месторождения выполнять экономическую оценку по выбору оптимального экономически обоснованного направления и объема использования НПГ, которое должно быть закреплено в лицензионном соглашении (вплоть до обоснования отнесения к непромышленным). 21 6.8 Разработать единую терминологию и нормативную базу, обеспечивающую единый подход к этой проблеме (сегодня нет даже этого). 6.9 Доработать закон об инвестициях в части изменения налогообложения объектов по использованию НПГ (хотя бы не брать налоги, не входящие в себестоимость, на период окупаемости проекта с учетом возврата кредитов). 6.10 Регулярно проводить аудит ресурсов НПГ на промыслах с определением составов НПГ, количества НПГ, с пересчетом материальных балансов и определением экономически обоснованных объемов использования НПГ (их относить к нормативным или к непромышленным). А вот за допущенные сверхнормативные потери штрафовать уже по полной, согласно положениям Киотского протокола, либо по предложениям МПР и Ростехнадзора. 22