РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА ЭФФЕКТИВНЫХ МЕТОДОВ УТИЛИЗАЦИИ НЕФТЯНОГО ГАЗА Ильясова Ефросинья Зиялдиновна

УДК 665.612.2
На правах рукописи
Ильясова Ефросинья Зиялдиновна
РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА
ЭФФЕКТИВНЫХ МЕТОДОВ УТИЛИЗАЦИИ
НЕФТЯНОГО ГАЗА
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа 2009
Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)
Научный руководитель
– доктор технических наук, профессор
Бажайкин Станислав Георгиевич
Официальные оппоненты:
– доктор технических наук, профессор
Нугаев Раис Янфурович
– доктор технических наук, с.н.с.
Сахабутдинов Рифхат Зиннурович
Ведущая организация
– Общество с ограниченной ответственностью «ПечорНИПИнефть»,
г. Ухта
Защита диссертации состоится 29 января 2010 г. в 12 часов на заседании
диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055,
г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».
Автореферат разослан 29 декабря 2009 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
доктор технических наук
Л.П. Худякова
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
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 месторождений почти на всех нефтедобывающих предприятиях часть
нефтяного газа, не находя применения, пока сжигается в факелах.
В разные годы прилагались усилия для решения этой проблемы, но уровни утилизации нефтяного газа из-за нерентабельности многих мероприятий по
его утилизации остаются низкими.
В развитых странах, где в настоящее время уровень утилизации превышает 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 м3/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 механизмов, стимулирующих их внедрение, для многих нефтедобывающих предприятий выполнение этого решения является весьма затруднительной задачей.
4
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.
Основные задачи исследований
1. Установить причины неполной утилизации нефтяного газа.
1.1. Выявить особенности добычи и утилизации нефтяного газа при эксплуатации нефтяных месторождений и основные факторы, влияющие на выбор
методов утилизации нефтяного газа.
1.2. Составить каталог существующих методов и средств утилизации
нефтяного газа и обозначить перспективные направления их развития.
1.3. Выявить недостатки существующих нормативно-правовых актов, регулирующих добычу и утилизацию нефтяного газа, и наметить пути их совершенствования.
2. Определить фактические показатели добычи и использования нефтяного газа по нефтедобывающим регионам, компаниям, предприятиям в сопоставлении с аналогичными показателями ведущих нефтедобывающих стран.
3. Разработать критерии выбора эффективных методов утилизации
нефтяного газа и создания условий, стимулирующих реализацию этих методов
на месторождениях.
5
4. Определить зависимость капитальных затрат в мероприятия по утилизации нефтяного газа от характеристики конкретного месторождения.
5. Апробировать критерии выбора эффективных методов утилизации
нефтяного газа для практического использования.
Методы решения поставленных задач
Для решения задач, поставленных в работе, использовались статистические и аналитические методы, методы системного технико-экономического
анализа и группировок.
Научная новизна
1. Выявлены основные факторы, влияющие на выбор методов утилизации
нефтяного газа.
2. Определены графические и аналитические зависимости удельных капитальных вложений в мероприятия по утилизации нефтяного газа от его объемов.
3. 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 и реализация результатов работы
Разработаны критерии выбора экономически эффективных методов утилизации нефтяного газа, которые позволяют:
 отбраковать заведомо нерентабельные мероприятия по утилизации газа без проведения сложных экономических расчетов;
 ранжировать месторождения по возможности утилизировать нефтяной газ;
 учесть проблемы, связанные с утилизацией газа, уже при проектных
работах,
 выбрать экономически эффективные мероприятия по утилизации газа
на всех стадиях недропользования;
6
 урегулировать на законодательном и административно-правовом
уровнях непосильные для недропользователя проблемы по утилизации газа
конкретно по каждому месторождению.
Составлен для практического применения полный перечень существующих технологических методов и технических средств по сбору, подготовке,
транспорту и утилизации нефтяного газа.
Разработаны предложения по совершенствованию нормативно-правовой
базы, регулирующей добычу и утилизацию НПГ, представлены в Минэнерго
РФ в качестве рекомендаций для разработки проектов нормативно-правовых
документов.
По результатам научных исследований в рамках регионального конкурса
ориентированных фундаментальных исследований согласно перечню научноисследовательских 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).
Апробация работы
Результаты работы доложены и обсуждены на:
- научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и
решения» в рамках VIII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2008 г.);
- семинаре главных инженеров ОАО «Татнефть» «Утилизация попутного
нефтяного газа. Опыт и перспективы применения зарубежных и отечественных
мультифазных технологий в ОАО «Татнефть» (г. Бугульма, 2008 г.).
Результаты научных исследований были использованы для выбора эффективных методов утилизации нефтяного газа по их критериям на месторождениях, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».
7
Работа заслушана и рекомендована к защите на расширенном заседании
методического совета Центра нефтегазопромысловых проблем и ресурсосбережения ГУП «ИПТЭР» (протокол №
от
2009 г.).
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 9 печатных работ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и
рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 163 наименования, и Приложений А и Б. Работа изложена на 139
страницах машинописного текста, содержит 13 таблиц, 8 рисунков.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, показаны научная новизна
и практическая ценность работы.
Первая глава посвящена анализу физико-химических свойств нефтяного
газа, особенностей его добычи и использования при разработке нефтяных месторождений и причин его неполной утилизации. Основополагающие сведения
о нефтяном газе и его составе, физико-химических свойствах по залежам и месторождениям, о технико-технологических особенностях процессов его добычи, подготовки и транспорта, о количественном и качественном изменениях в
период разработки месторождений изложены в работах Антипьева В.Н., Бакирова А.А., Бараза В.И., Бурдынь Т.А., Брода И.О., Быкова В.Н., Вяхирева Р.И.,
Жижченко Б.П., Лутошкина Г.С., Мищенко И.Т., Муравьева И.М., Смирнова А.С.,
Соколова В.А., Тронова В.П. и др.
Основными компонентами нефтяных газов являются метан и его гомологи: этан, пропан, бутан и неуглеводородные включения: сероводород, углекислый газ, азот и инертные газы. При нормальных условиях углеводороды до
пропана включительно находятся в газообразном состоянии, остальные углеводороды С5+высш. жидкие, входят в состав газовых бензинов. Нефтяные газы существенно отличаются по составу от природных газов, которые на 90 % состоят из
8
метана. Содержание метана в них по месторождениям варьируется в широких
пределах: от 15 до 85 %.
Состав углеводородной части нефтяных газов тесно связан с составом
нефти. Легкие метановые нефти сопровождаются газами, содержащими от 20 до
80 % гомологов метана, тяжелые нефти имеют преимущественно метановый
состав.
Газонасыщенность нефтей (газовые факторы) и составы газов значительно отличаются и зависят от глубины залегания углеводородов. Газовые факторы по нефтяным месторождениям варьируются в широких пределах: от следов
до 600 м3/т. 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 около 40…60 м3/т.
Газы древних отложений – нижней перми, среднего карбона, нижнего
карбона – более обогащены тяжелыми углеводородами и азотом, чем газы молодых отложений.
По потребительским свойствам нефтяной газ является высококалорийным топливом и ценным, почти единственным, сырьем для нефтехимического
производства.
Однако из-за отсутствия необходимых условий для его использования часть
нефтяного газа сжигается в факелах. Исследованию причин сжигания нефтяного
газа в факелах и поиску путей их преодоления посвящены работы многих современных авторов: Аджиева А.Ю., Андреевой Н.Н., Бажайкина С.Г., Вяхирева Р.И.,
Гайдука И.В., Горячева А.А., Гумерова А.Г., Даниленко М.А., Жука Е.Е.,
Зайцева В.П., Захаренко Л.А., Лятса К.С., Макарова П.А., Миргородского В.Н.,
Пипы Т.С., Сахабутдинова Р.З., Тронова В.П. и многих других.
Одна из основных причин сжигания газа в факелах – это невосполнимо
высокие затраты на сооружение объектов по его сбору, подготовке и использо9
ванию и отсутствие в стране действенной нормативно-правовой базы, регулирующей его добычу и утилизацию.
В работах Rive J.P., Байкова Н.М., Вольского Э.Л., Кабачникова Л.Я.,
Книжникова А.Л., Новикова Л.И., Сергеева П.А. показано, что в большинстве
зарубежных нефтедобывающих стран утилизация нефтяного газа является также убыточной, однако по соображениям экологического характера из-за жестких законодательных ограничений на выпуск газа в атмосферу и сжигание в
факелах, а также существования гибкого дифференцированного налогового режима, вплоть до полной отмены некоторых налогов для месторождений с падающей добычей углеводородов, уровень утилизации нефтяного газа превышает 95 %. У нас в стране уровень утилизации в настоящее время составляет 73 %.
Анализ существующих технических разработок, технико-технологического оснащения нефтедобывающих объектов и перспективных разработок в
области подготовки, переработки и использования газа показал, что в настоящее время существуют как у нас в стране, так и за рубежом разнообразные технологии и техника, позволяющие собрать, подготовить
и утилизировать
нефтяной газ с различными качественными и количественными показателями
на любом месторождении (Перечень методов и средств утилизации нефтяного
газа по направлениям использования представлен в Приложении А к диссертации). Однако стоимость их остается высокой и непосильной для многих мелких
удаленных месторождений, где экономически выгодно использовать газ только
на собственные нужды. В этом случае выработка электроэнергии является самым выгодным и распространенным в последнее время методом использования
нефтяного газа на месте его добычи. Причем затраты на эти мероприятия окупаются за 1,5…2,0 года. Из других мероприятий, как показали многие авторы,
одним из самых перспективных при отсутствии газопроводов и потребителей
сухого газа является получение из попутного газа методом термокаталитической конверсии жидких углеводородов: метанола, бензина, дизельного топлива
и т.д. В последнее время ведутся разработки по выпуску малогабаритного
10
блочного оборудования применительно к мелким месторождениям и к месторождениям с неравномерной загрузкой перерабатываемого газа.
Для реализации мероприятий по повышению уровня утилизации нефтяного газа в ближайшее время нужны действенные нормативно-правовые механизмы регулирования добычи и утилизации газа, а для этого необходимо разработать научный подход к учету всех аспектов этой проблемы не только организацией системы штрафов, но и поощрений.
В работах Аксенова А.Н., Грайфера В.И., Крюкова В.А., Панова В.Ф.,
Перчика А.И., Покровского С.В., Прозоровского В.В., Субботина М.А.,
Тимченко В.С., Усенко Е.В., Широкова Ю.Ф. указаны пути совершенствования
правовых и организационных положений в этой области. Однако ни в одной
работе не освещены механизмы регулирования утилизации НПГ с учетом его
качественных и количественных характеристик и индивидуальных особенностей разрабатываемых месторождений.
В результате исследований установлено, что основная причина сжигания
нефтяного газа в факелах – это высокие капитальные затраты на строительство
объектов его подготовки и утилизации. Отсутствие необходимой нормативноправовой базы, стимулирующей рациональное использование нефтяного газа, и
единого системного подхода к выбору рентабельных методов не позволяет утилизировать нефтяной газ в полном объеме по всем месторождениям.
Во второй главе рассмотрены фактические показатели добычи и использования нефтяного газа по нефтегазодобывающим регионам, компаниям, предприятиям РФ, здесь же дано сопоставление их с показателями ведущих нефтедобывающих стран.
Анализ фактических показателей добычи и использования НПГ по России за период 2000-2007 годы проведен по материалам ЦДУ ТЭК, научноисследовательских работ ГУП «ИПТЭР» и научно-технических публикаций.
Основная часть нефтяного газа (до 91 %) добывается крупными нефтяными компаниями, остальная – мелкими предприятиями, причем доля добычи
НПГ мелкими предприятиями по годам незначительно снижается.
11
Анализ объемов добычи и использования нефтяного газа в целом по Российской Федерации за период 2000-2007 гг. показал (рисунки 1, 2):
- объемы добычи нефтяного газа по годам равномерно повышаются
(от 34,434 до 61,200 млрд м3);
- объемы использованного газа также увеличились (от 27,775 до 44,436 млрд м3);
- объемы газа, сожженного в факелах, также увеличились (от 6,658 до
16,764 млрд м3);
- средневзвешенный уровень утилизации газа снизился от 80,66 до 72,60 %.
Двенадцатью крупными компаниями уровень утилизации НПГ к 2007 году доведен до 73,0 %. Мелкими нефтегазодобывающими предприятиями, количество которых в настоящее время составляет 81, уровень утилизации газа доведен только до 40 % (рисунок 1 – прочие производители).
20
100,0
90
16
82,1
Средний уровень утилизации по России
14
70,2
68,4
80
72,6
70
76,2
71,4
68,0
61,1
12
60
10
50
8
40,0
35,7
40
6
30
25,1
Объемы добытого
газа Объемы использованного
газа Уровень
Нефтегазодобывающие
компании и предприятия
РФ утилизации
Рисунок 1 – Объемы добычи и использования нефтяного газа и
уровни его утилизации по нефтегазодобывающим
компаниям и предприятиям РФ за 2007 год
12
ОАО «НОВАТЭК»
ОАО АНК «Башнефть»
ОАО
«Татнефть»им.В.Д.Шашина
ОАО «НК ЮКОС»
ОАО «НГК СЛАВНЕФТЬ»
Прочие производители
ОАО НК «РуссНефть»
ОАО «ГАЗПРОМ»
0
ОАО«Газпромнефть»
0
ОАО«ЛУКОЙЛ»
10
ОАО «РОСНЕФТЬ»
2
ОАО «НК-ВР Холдинг»
20
ОАО «Сургутнефтегаз»
4
Уровень утилизации газа, %
18
млрд м3
100
95,0
94,3
Утилизация газа на предприятиях РФ осуществляется по следующим
направлениям (рисунок 2):
- объем поставки газа на ГПЗ за исследуемый период в целом по России
повысился с 21,339 до 30,638 млрд м3, но доля перерабатываемого газа от добытого незначительно снижается (с 62 до 50 %);
- объем поставки НПГ прочим потребителям повысился с 1,562 до
4,138 млрд м3, 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 добытого газа остался почти прежним (14,1…14,4 %).
70,0
61,20
57,86
60,0
54,89
51,28
48,60
Объем НПГ, млрд м3/год
50,0
43,76
42,63
44,44
40,20
40,0
37,49
37,51
35,95
34,43
31,47
30,44
28,43
28,78
30,0
30,72
28,28
30,64
27,78
23,79
22,15
21,34
20,0
14,69
11,09
11,16
10,0
0,0
1999
5,47
5,08
4,87
1,56
0,57
2,21
1,55
2001
5,78
6,18
3,30
3,58
0,81
0,72
0,60
2000
8,84
7,46
7,18
6,66
16,76
14,11
13,79
2002
2003
0,89
2004
5,77
4,75
3,44
0,79
2005
4,14
0,83
2006
0,82
2007
Год
2008
Объем добытого нефтяного газа;
Нефтяной газ, сожженный на факелах;
Объем использованного нефтяного газа, в том числе:
поставка на ГПЗ и КС;
поставка прочим потребителям;
расход на собственные нужды;
технологические потери.
Рисунок 2 – Динамика показателей добычи и использования нефтяного
газа в целом по Российской Федерации за период 2000-2007 гг.
13
Технологические потери газа, связанные с применяемыми техникой и технологиями, варьируются по годам в пределах 2 % и в натуральном выражении составляют 0,567…0,818 млрд м3, т.е. объем технологических потерь растет с ростом добычи НПГ.
На рисунке 3 представлена диаграмма уровня утилизации НПГ по субъектам Российской Федерации за 2007 год. Наиболее высокие потери нефтяного газа отмечены в Республике Коми, где теряется до 42 % извлеченного из недр газа,
Ненецком АО – 50 %, Саратовской области – 72 %, Томской – 74 %, Эвенкии –
100 %, Республике Саха (Якутия) – 100 %. Потери НПГ в этих регионах связаны
с отсутствием инфраструктуры, отдаленностью нефтедобывающих месторождений друг от друга и от мест потребления газа и малыми объемами добычи.
100
90
95,6
процент утилизации
80
95
70
88
60
80,3
73,6
50
58
40
50
30
28
20
26
10
0
0
Татарстан
Сахалинск.
обл.
Тюменская
обл.
Башкортостан Оренбургская
обл.
Республика
Коми
Ненецк. АО
Саратовская
обл.
Томская обл.
Республика
Саха (Якутия)
Рисунок 3 – Уровень утилизации нефтяного газа по субъектам
Российской Федерации
Анализ методов утилизации НПГ показал, что в России и за рубежом разработан и применяется полный комплекс технологий и оборудования, необходимых
для практически полного использования нефтяного газа в нефтегазовом комплексе. Основные технологические аспекты раскладываются на следующие направления. Это переработка газа на месте с получением ценных компонентов, транспорт
на газобензиновый завод или газовую магистраль, использование на собственные
нужды и выработку электроэнергии, закачка газа для повышения нефтеотдачи
14
пласта, закачка в газовые подземные хранилища. Следует сказать, что существующий набор технологических мероприятий позволяет обеспечить утилизацию газа в любых условиях. Сегодня стоит вопрос только о рациональном выборе
наиболее эффективных мероприятий конкретно для каждого месторождения с
учетом его индивидуальных особенностей.
По результатам деятельности 2007 года в мире, согласно официальным данным, сожжено в факелах 128 млрд м3 нефтяного газа. Россия среди двадцати ведущих стран, которые сжигают газ, занимает первое место, причем во всех странах намечается тенденция к снижению объемов сжигаемого газа. Лишь в пяти
странах, где фигурирует и Россия, эти объемы не снижаются.
В ведущих нефтедобывающих странах, среди которых США, Канада, Норвегия, уровни утилизации НПГ доведены до 99 %. В этих странах высока доля
НПГ в валовой добыче газа. Так, например, в США на протяжении тридцати
лет поддерживается самый высокий уровень добычи газа в мире, при этом по
сравнению с российскими масштабами (3…5 %) доля нефтяного газа достаточно велика, составляла в разные годы от 20 до 27 %.
Высока степень утилизации нефтяного газа и его использования в США
как в качестве сырья для нефтехимической промышленности, так и на собственные нужды нефтегазодобывающих предприятий. В нефтегазодобыче ведущих стран более 95 % энергоресурсов (включая электроэнергию), затрачиваемых на собственные нужды, получают за счет использования НПГ, извлекаемого на месте. Сжигание газа в факелах является исключительным явлением.
Это объясняется как жестким законодательством (высокий экологический
налог), так и системой налоговых льгот и скидок на капиталовложения, в том
числе на утилизацию НПГ.
В результате анализа деятельности нефтедобывающих компаний и предприятий в стране за период 2000-2007 годы выявлено, что объемы нефтяного
газа, сжигаемого в факелах, продолжают расти, уровни утилизации снижаются.
Выявлено, что по сравнению с ведущими нефтедобывающими странами,
в которых достигнут высокий уровень утилизации нефтяного газа, у нас в
стране пока нет действенных механизмов, как принуждающих недропользова15
теля к утилизации газа, так и стимулирующих неэффективные мероприятия, и
нет единого системного подхода к выбору рентабельных методов утилизации
газа применительно к каждому конкретному месторождению.
В третьей главе разработаны и обоснованы критерии выбора мероприятий по утилизации нефтяного газа и создания условий, стимулирующих их реализацию.
Предлагается единая, приемлемая для всех нефтяных месторождений, система выбора методов утилизации нефтяного газа и создания условий, стимулирующих их реализацию, путем ранжирования нефтяного газа по критериям:
А – инфраструктура района расположения месторождения; Б – стадия разработки месторождения; В – количественная характеристика газа; Г – качественная характеристика газа.
Критерии подразделены на уровни и подуровни, учитывающие все возможные фактические значения каждого из них (рисунок 4).
Основным критерием, определяющим себестоимость мероприятий по утилизации НПГ, является критерий А. По степени развития инфраструктуры критерий разделен на три уровня A.I; А.II; А.III соответственно с развитой, недостаточно развитой и неразвитой инфраструктурой. Затраты на утилизацию газа на месторождениях, находящихся в области А.III, значительно повышаются, и многие
из них становятся нерентабельными. В этом случае единственно приемлемым методом утилизации НПГ является использование газа на собственные нужды или
реализация методов закачки газа в пласт для хранения.
Следующим важным критерием является критерий Б – стадия разработки
месторождения с тремя уровнями: начальная (Б.I), средняя (Б.II) и поздняя (Б.III).
Исследования показали, что любой метод, рентабельный на стадиях Б.I и Б.II, становится убыточным при внедрении его на стадии Б.III. Выбор рентабельного метода утилизации газа в период поздней стадии разработки месторождения значительно ограничен, и для полной утилизации газа в этот период нужна финансовая
поддержка со стороны государства.
16
А – Инфраструктура
района расположения
месторождения
Б – стадия разработки
месторождения
Уров ень Б.I
Район с развитой
инфраструктурой
Начальная –
развитие добычи
Уров ень А.I I
17
Уров ень А.I I I
Район с неразвитой
инфраструктурой:
отсутствуют ГПЗ, КС, НПЗ,
магистральные нефтегазопроводы, промысловые
нефтегазопроводы,
населенные пункты и дороги
Г– Качественная
характеристика газа
характеристика газа
Уров ень Г.I
Уров ень А.I
Район c недостаточно
развитой инфраструктурой:
А.II.1 – отсутствуют ГПЗ, КС, НПЗ;
А.II.2 – отсутствуют ГПЗ, КС, НПЗ,
магистральные нефтегазопроводы;
А.II.3 – отсутствуют ГПЗ, КС, НПЗ,
магистральные нефтегазопроводы,
промысловые нефтегазопроводы
В – Количественная
Уров ень B.I
Ресурсы газа,
3
млн м /год:
100 и более
Уров ень Б.I I
Уров ень B.I I
Средняя (зрелая)
– максимальная
от 50 до 100 млн
м 3 /год
Газ соответствует ГОСТ 5542-87 «Газы
горючие природные для промышленного
и коммунально -бытового назначения»
Уров ень Г.I I
Газ не соответствует ГОСТ 5542-87 по
показателям:
3
Г.II.1 – Теплота сгорания низшая, МДж/м , не
менее 31,8;
Г.II.2 – Область значений числа Воббе (высшего),
3
Уров ень Б.I I I
Поздняя –
падающая добыча
Уров ень B.I I I
от 5 до 50 млн
3
м /год
Уров ень B.I V
3
от1 до 5 млн м /год
Уров ень B.V
до 1 млн м 3 /год
МДж/м , 41,2-54,5;
Г.II.3 – Массовая концентрация сероводорода,
г/м 3 , не более 0,02;
Г.II.4 – Массовая концентрация меркаптановой
серы, г/м 3 , не более 0,036
Г.II.5 – Объемная доля кислорода, %, не более 1,0;
3
Г.II.6 – Масса механических примесей в 1 м , г, не
более 0,001
Уров ень Г.I I I
Газ соответствует ОСТ 51.40-93 «Газы горючие
природные, поставляемые и транспортируемые
по магистральным газопроводам»
Уров ень Г.I V
Газ не соответствует требованиям ОСТ 51.40-93
по показателям:
Г.IV.1 – Точка росы по влаге, °С, не выше минус 3...
минус 20 (в зависимости от климата и сезона)
Г.IV.2 – Точка росы по углеводородам, °С, не выше
0... минус 10 (в зависимости от климата и сезона)
3
Г.IV.3 – Масса сероводорода, г/м , не более 0,007
3
Г.IV.4 – Объемная доля кислорода, г/м , не более
0,5... 1,0 ( зависимости от климата и сезона)
Г.IV.5 – Теплота сгорания низшая, МДж/м 3 , не менее
32,5
Рисунок 4 – Критерии применительно к выбору методов утилизации нефтяного газа по месторождениям
Качественная и количественная характеристики НПГ, оцениваемые критериями В и Г, также существенно влияют на выбор метода его утилизации. Затраты
на реализацию мероприятий по утилизации газа в несколько раз повышаются при
несоответствии показателей его качества требованиям ГОСТа на его транспорт и
использование. Окупаемость мероприятий напрямую зависит от объемов НПГ, и
при этом любое мероприятие по утилизации газа становится убыточным при объемах добычи газа менее 5 млн м3/год и при несоответствии газа по качеству требованиям ГОСТа.
В таблице 1 приведены методы и направления утилизации НПГ с указанием
области рентабельности этих методов на конкретных месторождениях по их критериям.
Таблица 1 – Выбор экономически эффективных направлений и методов
утилизации нефтяного газа с использованием его критериев
Технологические и организационные мероприятия, предшествующие
утилизации НПГ, направления и методы утилизации
Технологические и
организационные мероприятия и методы
Варианты реализации мероприятий и методов
1
2
I. Утилизация газа недропользователем
1.1 Межпромысловый транспорт газа с пунктов сепарации до центральных пунктов сбора (ЦПС) газопроводом:
1.1.1 под собственным давлением;
1.1.2 путем компримирования
1. Сбор газа
Межпромысловый транспорт нефтегазовой смеси с первичных
пунктов сбора до центральных сборных пунктов:
1.2.1 многофазными насосами (МФН) с устья нефтяной скважины, с куста
скважин или иных сборных пунктов;
1.2.2 путем подачи струйным насосом или эжектором газа с пунктов сепарации в поток перекачиваемой нефти на выкид насоса дожимных
насосных станций (ДНС)
2.1 Очистка от мехпримесей; осушка газа от влаги
А.I; А.II;
В.I-В.IV;
А.I; А.II;
В.I-В.IV;
Б.I-Б.III;
Г.I; Г.III
Б.I-Б.III;
Г.I; Г.III
А.I-А.III; Б.I-Б.III;
В.I-В.IV
А.I-А.III; Б.I; Б.II
А.I-А.III; Б.I; Б.II;
В.I-В.III; Г.II.6; Г.IV.1;
Г.IV.2
Спецподготовка газа:
2.2.1 очистка от сероводорода;
2.2.2 удаление азота, гелия;
2.2.3 отбивка тяжелых фракций С5+высш.
Направление в магистральный газопровод, ГПЗ, иным потребителям
3.2 На собственные нужды:
3.2.1 собственные топливные нужды (печи, подогреватели, котельные),
производственно-технологические нужды;
3.2.2 выработка электроэнергии
3.1
3. Использование
3
1.2
2.2
2. Подготовка газа
Применимость мероприятий и методов утилизации НПГ по его критериям
(рисунок 4)
18
А.I; А.II; Б.I-Б.III;
В.I-В.IV; Г.II.3; Г.IV.3
А.I; Б.I; Б.II;
В.I-В.III
А.I-A.III; Б.I-Б.III;
В.I-В.IV
А.I; A.II; Б.I; Б.II;
В.I-В.IV
А.I-А.III; Б.I-Б.III;
В.I-В.IV; Г.I; Г.III
А.I-A.III; Б.I-Б.III;
В.I-В.IV
Окончание таблицы 1
1
4. Переработка
газа
5. Закачка газа в пласт
6. Сжигание газа в факелах или рассеивание в
атмосфере
2
4.1
На собственном ГПЗ
4.2
На мини-ГПЗ
4.3
На спец. установках
3
А.I; Б.I; Б.II;
В.I-В.III
А.I-А.III; Б.I; Б.II;
В.I-В.III
А.I-A.III; Б.I; Б.II;
В.I-В.III
5.1
Для хранения
А.I-A.III; Б.I; Б.II;
В.I-В.III
5.2
5.2.1
Для поддержания давления:
газа;
5.2.2
водогазовой смеси
5.3
Газлифтная добыча нефти
6.1
В период пробной эксплуатации скважин
6.2
Начальный и поздний периоды эксплуатации месторождений
Наличие в газе азота более 70…80 % (объем.)
В период планово-предупредительных ремонтных работ, при выполнении технологических мероприятий по поддержанию работоспособности оборудования, темпов добычи и обеспечению безопасности производства
II. Утилизация газа иными организациями
7. Передача добытого га7.1
Государству
за иным организациям
7.2
Иным предприятиям
для его сбора, подготовки и использования
6.3
6.4
А.I-A.III; Б.I; Б.II;
В.I-В.III
А.I-A.III; Б.I; Б.II;
В.I-В.III
А.I-A.III; Б.I; Б.II;
В.I-В.III
А.II; А.III; Б.I; В.IV;
Г.II; Г.IV
А.II; А.III;
Б.I; Б.III; В.IV;
Г.II; Г.IV
А.II; А.III; Б.I; Б.III; В.IV
при любых
при любых
при любых
Нефтяные газы, соответствующие уровням А.I, Б.I, Б.II, В.I, В.II, Г.I,
Г.III и их комбинациям, являются благоприятными для выбора методов использования газа. При этих условиях недропользователь может воспользоваться достаточно большим диапазоном технологий и технических решений для
утилизации газа. На месторождениях с развитой инфраструктурой и значительными объемами нефтяного газа, как показывает практика недропользования в
стране, уровень его утилизации достаточно высокий, даже в том случае, если
газ не соответствует по качеству требованиям ГОСТа, – уровни Г.II и Г.IV. На
этих месторождениях, в основном, применяются методы, предусматривающие
его централизованный сбор и использование. В этом случае объем получаемой
из газа товарной продукции может быть не ограничен потребностями самого
предприятия, т.к. развитая инфраструктура позволяет создать систему сбыта
произведенных продуктов с минимальными затратами.
Нефтяные газы, которые соответствуют уровням А.II, A.III, Б.III, В.IV,
Г.II, Г.IV и их комбинациям, являются неблагоприятными для выбора методов
их использования. Эти месторождения обычно расположены в труднодоступных местах, характеризуются незначительными объемами газа, высоким со19
держанием в них неуглеводородных включений. Нефтяной газ не соответствует
по качеству требованиям ГОСТов как для использования в качестве топлива,
так и для транспорта. Диапазон применяемых методов для таких месторождений сужен, и выбор методов значительно затруднен. Как правило, именно на
месторождениях с такими критериями наблюдаются наибольшие потери газа
из-за сжигания его в факелах. На этих месторождениях наиболее целесообразным является внедрение индивидуальных методов использования газа, не
предусматривающих централизованный сбор газа с нефтегазодобывающих
объектов и применение дорогостоящих методов спецподготовки газа. При этом
объем получаемой из нефтяного газа продукции ограничивается потребностями
самого предприятия или потребителей близлежащих районов. Таким образом
можно использовать только часть газа, излишки газа будут сжигаться в факелах
из-за неэффективности его использования.
Анализ нормативно-правовой базы по нефтяному газу показал, что требования нормативно-правовых актов, как законодательных, так и исполнительных, недостаточны для принуждения недропользователей утилизировать
нефтяной газ. В работе предлагается совершенствовать нормативно-правовую
базу по попутному газу путем разработки специального технического регламента «О составлении проектных технологических документов на безопасную
разработку нефтяных и газонефтяных месторождений», введения дополнений к
действующим законам, в которых предлагается законодательно закрепить основные положения о добыче и использовании нефтяного газа.
В Приложении Б к диссертации приведены предложения по совершенствованию нормативно-правовой базы, принуждающей и стимулирующей
недропользователя утилизировать нефтяной газ.
В результате исследований установлено, что при выборе методов утилизации нефтяного газа определяющими факторами являются четыре основных
критерия: инфраструктура района расположения месторождения, стадия разработки месторождения, количественная и качественная характеристики газа.
Эти факторы были заложены в основу разработки критериального подхода к
выбору экономически эффективных методов утилизации нефтяного газа.
Предлагаемый метод позволяет отсеять заведомо нерентабельные мероприятия без проведения сложных экономических расчетов, ранжировать место20
рождения по их экономическим возможностям реализации мероприятий по
утилизации газа и приводить в действие механизмы, стимулирующие неэффективные мероприятия.
Четвертая глава посвящена апробации метода выбора экономически эффективных мероприятий по утилизации нефтяного газа с использованием его
критериев. Научные исследования и практика недропользования показали, что
часть газа вследствие технологических особенностей его добычи и использования недропользователь вынужден сжигать в факелах. Газ сжигается при выполнении мероприятий по поддержанию темпов добычи нефти: ремонте оборудования, продувке скважин, газопроводов; при проведении мероприятий по обеспечению безопасности производства: освидетельствовании аппаратов, работающих под давлением; проверке работоспособности предохранительных клапанов; поддержании горения аварийных факелов; при отказах в приеме газа: порыве и ремонте магистральных газопроводов, ремонте ГПЗ, КС и т.д. Таким
образом, часть газа, сжигаемого в факелах в отмеченных выше случаях, необходимо относить к объему утилизированного газа.
Утилизация нефтяного газа может осуществляться в двух направлениях:
путем внедрения собственных рентабельных методов утилизации и при невозможности получения прибыли от собственных мероприятий путем продажи по
себестоимости добычи иным организациям, готовым осуществить его утилизацию, или безвозмездной передачи газа государству. Оба направления в зарубежной практике существуют, у нас эти мероприятия пока для практического действия не отработаны.
Критерии НПГ позволяют оценить без экономических расчетов рентабельность мероприятий по его утилизации. Для практического применения этого метода необходимо оценить нефтяной газ конкретного месторождения по
его критериям и по взаимодействию этих критериев согласно таблице 2 установить, к какой области относится этот нефтяной газ.
В таблице 2 выделены три области, отличающиеся степенью рентабельности мероприятий по утилизации НПГ: мероприятия по утилизации газа на
месторождениях экономически эффективны, малоэффективны и не эффективны. Оценка исследуемого месторождения областью «неэффективных мероприятий» означает, что никакие мероприятия по утилизации газа на данном месторож21
дении не окупятся, кроме использования газа на собственные нужды. Для полной
утилизации газа на таких месторождениях нужна государственная поддержка, т.к.
практика показала, что утилизировать весь добытый газ путем использования
только на собственные нужды невозможно.
Таблица 2 – Оценка эффективности мероприятий по утилизации
нефтяного газа по взаимодействию его критериев
В – Объем НПГ, млн м3/год :
Б – Cтадия добычи:
А – Инфраструктура района:
Г – Качественная хар-ка:
В – Объем НПГ, млн м3/год :
Б – Cтадия добычи:
А – Инфраструктура района:
Г – Качественная хар-ка:
В – Объем НПГ, млн м3/год :
Б – Cтадия добычи:
А – Инфраструктура района:
Г – Качественная хар-ка:
В – Объем НПГ, млн м3/год :
Б – Cтадия добычи:
А – Инфраструктура района:
Г – Качественная хар-ка:
В – Объем НПГ, млн м3/год :
Б – Cтадия добычи:
А – Инфраструктура района:
Г – Качественная хар-ка:
Б.I – начальная
А.I
А.II
А.III
А.I
B.I – 100 и более
Б.II – средняя
А.II
А.III
А.I
Б.III – поздняя
А.II
А.III
Б.I – начальная
А.I
А.II
А.III
B.II – от 50 до 100
Б.II – средняя
А.I
А.II
А.III
А.I
Б.III – поздняя
А.II
А.III
Б.I – начальная
А.I
А.II
А.III
А.I
B.III - от 5 до 50
Б.II – средняя
А.II
А.III
А.I
Б.III – поздняя
А.II
А.III
Б.I – начальная
А.I
А.II
А.III
B.IV – от 1 до 5
Б.II – средняя
А.I
А.II
А.III
А.I
Б.III – поздняя
А.II
А.III
Б.I – начальная
А.I
А.II
А.III
B.V – до 1
Б.II – средняя
А.II
А.III
А.I
Б.III – поздняя
А.II
А.III
Г.I
Г.II
ГIII
Г.IV
Г.I
Г.II
ГIII
Г.IV
Г.I
Г.II
ГIII
Г.IV
Г.I
Г.II
ГIII
Г.IV
А.I
Г.I
Г.II
ГIII
Г.IV
Условные обозначения:
- мероприятия по утилизации нефтяного газа экономически не эффективны;
- мероприятия по утилизации нефтяного газа экономически малоэффективны;
- большинство мероприятий по утилизации нефтяного газа экономически эффективны.
Примечание:
А.I
- район c развитой инфраструктурой;
А.II
- район c недостаточно развитой инфраструктурой;
А.III - район с неразвитой инфраструктурой;
Г.I
- газ соответствует требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения»;
Г.II
- газ не соответствует требованиям ГОСТ 5542-87;
Г.III - газ соответствует требованиям ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам»;
Г.IV - газ не соответствует требованиям ОСТ 51.40-93.
22
Апробация метода выбора эффективных мероприятий по утилизации
нефтяного газа по критериям проведена путем сравнения полученных с его помощью результатов с результатами технико-экономических расчетов эффективности внедрения различных методов утилизации нефтяных газов, добываемых на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ-Коми». Было исследовано 48 месторождений с различными условиями добычи углеводородов: разными уровнями
развития инфраструктуры, стадиями разработки месторождений, объемами
нефтяного газа, различными качественными характеристиками газа.
Расчеты экономических показателей внедрения мероприятий показали,
что удельные затраты на реализацию основных мероприятий по утилизации газа, при прочих равных условиях, значительно повышаются с уменьшением объема утилизируемого газа.
На рисунке 5 и в таблице 3 представлены соответственно графические и
аналитические зависимости удельных капитальных вложений в мероприятия по
утилизации газа от его объемов, из которых видно, что удельные затраты на утилизацию газа в количестве более 100…150 млн м3/год остаются постоянными в
рамках одного мероприятия, с уменьшением объемов газа со 100 до 25 млн м3/год
эти затраты начинают плавно расти. Аналитические зависимости (таблица 3) выражены степенными функциями с отрицательным дробным показателем степени.
При уменьшении объемов газа менее 25 млн м3/год значения функций резко увеличиваются, и любые мероприятия по утилизации газа в этой области становятся
малорентабельными или нерентабельными, что четко отражено в таблице 2 и на
рисунке 5. В области В.V, где объемы НПГ не превышают 1 млн м3/год, все мероприятия по утилизации газа на месторождениях, расположенных на территории
с неразвитой инфраструктурой, в любой период их эксплуатации являются нерентабельными. Для НПГ, характеризующегося по критерию областью В.IV
(объемы газа не более 5 млн м3/год), все мероприятия по его утилизации не
рентабельны при тех же условиях при несоответствии качества газа требованиям ГОСТа, и т.д.
Апробация показала, что критерии, оценивающие нефтяной газ, выбраны
верно и могут быть использованы для выбора рентабельных методов утилизации газа.
23
Удельные
капвложения,
тыс. руб./1000 м3
8
7
6
1
5
4
2
3
2
3
4
1
5
6
7
8
0
0
25
50
75
100
125 150
175
200 225
250
275
300 325
350
375 400 425 450 475 500
О бъем газа, млн м3/год
5. Строительство установок сероочистки
6. Внедрение установок подготовки газа
7. Внедрение системы водогазового воздействия
для
закачки газа в пласт
8. Внедрение многофазных насосов для перекачки
1. Внедрение энергоагрегатов
2. Внедрение установок переработки газа (спецустановок)
3. Внедрение компрессора (КС) для закачки газа в
нефтепровод
4. Строительство газопровода
Рисунок 5 – Графическая зависимость удельных капитальных вложений
в мероприятия по утилизации нефтяного газа от его объемов
Таблица 3 – Аналитическая зависимость удельных капитальных вложений (y)
в мероприятия по утилизации нефтяного газа от его объемов (x)
Мероприятия по утилизации нефтяного газа
1. Внедрение энергоагрегатов
2. Внедрение установок переработки газа
(спецустановок)
3. Внедрение компрессора (КС) для закачки газа
в нефтепровод
4. Строительство газопровода
5. Строительство установок сероочистки
6. Внедрение установок подготовки газа
7. Внедрение системы водогазового воздействия
для закачки газа в пласт
8. Внедрение многофазных насосов для перекачки
газожидкостной смеси
24
Аппроксимирующие функции
y = 0,0015x + 4,6038
y = 14,796x-0,3342
y = 2,2557x-0,1336
y = 8,0279x-0,4811
y = 7,3377x-0,5552
y = 5,1952x-0,6203
y = 8,24x-0,9249
y = 3,0214x-0,579
Основные выводы и рекомендации
1. Выявлено, что наиболее низкий уровень утилизации НПГ наблюдается
на низкодебитных, удаленных и истощенных месторождениях и на месторождениях, расположенных в регионах с суровыми климатическими условиями с
неразвитой инфраструктурой: Республика Коми, Ненецкий АО, Республика Саха (Якутия), Эвенкия, Томская область.
2. Установлено, что основной причиной сжигания нефтяного газа в факелах является чрезмерно высокая стоимость мероприятий по его утилизации при
отсутствии соответствующей нормативно-правовой базы, стимулирующей их
внедрение, и общего системного подхода к выбору рентабельных методов утилизации газа.
3. Выявлено, что основными факторами, влияющими на техникоэкономическую эффективность мероприятий по утилизации газа, являются инфраструктура района расположения месторождения, стадия разработки месторождения, количественная и качественная характеристики газа.
4. Определены графическая и аналитическая зависимости удельных капитальных вложений в мероприятия по утилизации нефтяного газа от его объемов, которые позволяют оптимизировать технико-экономические расчеты и более полно учитывать особенности отраслевой технической задачи по отбору
наиболее целесообразных с экономической и технической точки зрения методов утилизации нефтяного газа по каждому конкретному месторождению.
5. Разработан метод критериального подхода к выбору экономически эффективных мероприятий по утилизации нефтяного газа, позволяющий:
- ранжировать нефтедобывающие месторождения по возможности утилизировать нефтяной газ;
- учесть проблемы, связанные с утилизацией газа, уже при проектных работах;
- выбрать экономически эффективные мероприятия по утилизации газа на
всех стадиях недропользования;
25
- урегулировать на законодательном и административно-правовом уровнях непосильные для недропользователя проблемы по утилизации нефтяного
газа конкретно по каждому месторождению с использованием природоохранных и энергосберегающих механизмов.
6. Разработаны предложения по совершенствованию нормативно-правовой базы, регулирующей добычу и утилизацию НПГ, представлены в Минэнерго РФ в качестве рекомендаций для разработки проектов нормативно-правовых
документов.
Основные результаты работы опубликованы в следующих научных
трудах:
1. Бажайкин С.Г., Ильясова Е.З., Мазитов И.А. О проблемах использования НПГ, разработки и утверждения нормативов технологических потерь при
его добыче, сборе и подготовке // Рациональное использование нефтяного попутного газа. Матер. XXIII Всероссийского межотраслевого совещания
12-16 сентября 2005 г. – Краснодар, 2005. – С. 260-262.
2. Гумеров А.Г., Бажайкин С.Г., Юсупов О.М., Куприянов В.В., Ильясова Е.З.
О проблемах утилизации нефтяного газа на промыслах // Нефтяное хозяйство. –
2006. – № 12. – С. 122-125.
3. Гумеров А.Г., Бажайкин С.Г., Ильясова Е.З., Авдеева Л.А., Курбатов А.М.,
Бортников А.Е., Горчаков В.Г. Выбор методов утилизации нефтяного газа и
оценка эффективности их внедрения на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛКоми» // Нефтяное хозяйство. – 2008.– № 9. – С. 50-52.
4. Ильясова Е.З. Определение и обоснование факторов, влияющих на выбор методов утилизации попутного газа // Энергоэффективность. Проблемы и
решения. Матер. научн.-практ. конф. 23 октября 2008 г. в рамках VIII Российского энергетического форума. – Уфа, 2008. – С. 85-88.
5. Бажайкин С.Г., Багманов А.А., Ильясова Е.З. Об эффективности транспорта газожидкостной смеси по промысловым трубопроводам // Утилизация
попутного нефтяного газа. Опыт и перспективы применения зарубежных и отечественных мультифазных технологий в ОАО «Татнефть». Матер. семинара
26
главных инженеров ОАО «Татнефть» 24 апреля 2008 г. – Бугульма, 2008. –
С. 20-24.
6. Бажайкин С.Г., Ильясова Е.З. Анализ показателей добычи и использования попутного газа // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти
и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – 2008. – Вып. 4 (74). – С. 54-59.
7. Гумеров А.Г., Бажайкин С.Г., Ильясова Е.З., Авдеева Л.А. О возможности достижения уровня утилизации нефтяного газа, равного 95 %, к 2012 г. //
Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 10. – С. 122-124.
8. Бажайкин С.Г., Ильясова Е.З., Авдеева Л.А., Степанюгин А.В., Безе В.И.,
Замилов И.Т., Нурсеитов Б.Д. Обоснование выбора методов утилизации ШФЛУ
путем их ранжирования // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 10. – С. 47-50.
9. Гумеров А.Г., Хазиев Н.Н., Бажайкин С.Г., Хасанов И.Ю., Ильясова Е.З.
Организация учета и измерения количества нефтяного газа на промыслах и пути их совершенствования: Научн.-практ. издание. – Уфа: Уфимский полиграфкомбинат, 2009. – 239 с.
Фонд содействия развитию научных исследований.
Подписано к печати 25 декабря 2009 г. Бумага писчая.
Заказ № 774. Тираж 100 экз.
Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.
27