Рациональное использование попутного нефтяного газа

Страницы 1 2 3

---

Содержание

Введение
Глава 1. Рациональное использование попутного нефтяного газа
1.1 Понятие и классификация попутных нефтяных газов
1.2 Традиционные способы утилизации попутного нефтяного газа
1.3 Проблемы утилизации попутного нефтяного газа
1.4 Зарубежный опыт в области утилизации попутного нефтяного газа
Глава 2. Использование попутного нефтяного газа при производстве метанола
2.1 Рынок метанола
2.2 Рациональное преобразование попутного нефтяного газа в метанол
2.3 Зарубежный опыт преобразования ПНГ в метанол
Глава 3. Экономическая целесообразность преобразования ПНГ в метанол
3.1 Прогноз по рынку преобразования ПНГ в метанол
3.2 Плазмохимическая технология синтеза метанола из ПНГ
Заключение
Список литературы

Введение

Анализ темы эффективного использования попутного газа очень актуален и представляет научный и практический интерес.
Характеризуя научную степень проработанности проблематики данной темы, следует отметить, что данная тема уже анализировалась разными авторами в различных публикациях: учебниках, монографиях, журналах и в Интернете. Научное значение данной работы заключается в оптимизации и организации существующих научно-методических основ исследуемой проблемы.
С одной стороны, тема исследования вызывает интерес в научных кругах, с другой, как было показано, имеется недостаточная проработка и нерешенные проблемы.
В различных частях планеты, включая морской шельф, имеются огромные неиспользованные ресурсы газа — природного, сланцевого и факельного газа — из-за удаленности месторождений от рынков и других условий, при которых поставки чистого газа технически невозможны, недоступны или экономически неэффективны. В таких случаях эффективным способом разработки этих ресурсов является их переработка на месте в стабильные жидкие продукты, такие как метанол, синтетическое топливо и синтетическое масло, которые во много раз дешевле транспортировать, чем природный газ, а стоимость которых на мировом рынке намного выше.
Сегодня такие технологии переработки газа — технологии GTL (международное обозначение «Gas to Liquids» — газ в жидкость) — используются транснациональными компаниями SHELL и SASOL в своих компаниях, которые перерабатывают газ в синтетическое топливо с высокими экологическими стандартами. Однако существующие технологии недоступны для российских компаний, поскольку они позволяют строить заводы с высокой стоимостью и длительным сроком окупаемости и требуют развитой инфраструктуры.
Метанол можно использовать в качестве ингибитора на нефтяных месторождениях, «синтетическую нефть» можно смешивать с натуральной нефтью, транспортировать по существующим нефтепроводам или нефтеналивным танкерам, а синтетическое топливо можно использовать для питания гражданских и военных транспортных средств.
Цель данной работы — исследование эффективности использования попутного нефтяного газа при добыче природных углеводородных ресурсов и изучение преобразования попутного нефтяного газа в метанол.
В соответствии с поставленной целью выявлены следующие задачи исследования:
 Раскрыть понятие попутного нефтяного газа;
 Рассмотреть традиционные способы утилизации попутного нефтяного газа;
 Изучить проблемы утилизации попутного нефтяного газа;
 Проанализировать зарубежный опыт в области утилизации попутного нефтяного газа.
 Изучить рынок метанола;
 Проанализировать рациональное преобразование попутного нефтяного газа в метанол;
 Рассмотреть зарубежный опыт преобразования попутного нефтяного газа в метанол;
 Изучить импортирование, информатизацию метанола.
 Охарактеризовать экономическую целесообразность преобразования ПНГ в метанол.
Объект исследования – попутный нефтяной газ.
Предмет исследования – использование попутного нефтяного газа.
Теоретическую и методологическую основу исследования составили четыре группы источников. Первый содержит авторские редакции по рассмотренным темам. Ко второй — учебная литература (учебники и учебные пособия, справочники и энциклопедическая литература, комментарии к законодательству). Третий содержит научные статьи в журналах по изучаемой тематике. И четвертый — это сайты специализированных организаций.
Эмпирической основой послужила практическая информация об эффективном использовании попутного газа.
Данная работа включает введение, три главы, заключение и список использованной литературы.

Глава 1. Рациональное использование попутного нефтяного газа

1.1 Понятие и классификация попутных нефтяных газов

На сегодняшний день специалисты под попутным нефтяным газом понимают природный газ, который непосредственно выделяется при добыче нефти. В Нефтяных газах помимо пропана, метана и прочих веществ, содержаться также тяжелые углероды. Так в их состав может входить сероводород, азот, а также и благородные газы.
Стоит отметить, что нефть и газ, есть не везде, поскольку для ее образования и хранения нужны особые условия и находятся в земной коре. Сопутствующий нефтяной газ может находиться над газом, при этом образовывая газовую шапку либо вообще растворяться под непосредственным действием, так называемых тяжелых углеродов. При этом газы, которые образуются над нефтью, и газы, которые образуют, так называемую газовую шапочку имеет разный состав.
Стоит отметить, что состав свободных газов и состав попутных нефтяных газов, несмотря на то, что они взяты с одного месторождения, сильно отличается. Все это зависит от условий отбора проб, давления и многих других существующих факторов. От этого также зависит и содержание так газов как HS и CO, которые являются в свою очередь хорошо растворимыми[5, с.48].
При вскрытии пласта скважиной газ сначала вырывается из крышки резервуара, а затем, когда давление падает, начинает выделяться растворенный в нефти газ. В некоторых случаях газ создается вместе с маслом, когда он полностью растворяется в масле. В нефтегазовой отрасли применяется такое понятие как газовый фактор — количество газа в кубических метрах на 1 тонну добытой нефти. При этом количество нефти также зависит от месторождения, где добывается нефть, в свою очередь состав газа зависит типа нефти.
В таблице 1 будет представлен состав попутных газов некоторых нефтегазовых месторождений России [10, с.156].

Таблица 1 — Состав попутных газов на некоторых месторождениях нефти и газа в России

 

Большинство попутных нефтяных газов представляют собой «жирные» газы, которые, помимо метана, содержат тяжелые углеводороды (пропан, бутан и др.) В количестве 50 г / м3 и более. Газы, которые в основном состоят из метана и содержат до 50 г / м3 тяжелых углеводородов, называются «сухими» или «бедными». В основном это газы чистых газовых месторождений, содержание метана в которых может составлять 90-98%. При переработке богатых газов сначала удаляют бензин, выделяя углеводороды, из которых состоит бензин. Бензин, полученный в результате этого процесса, называется бензином. После заливки попутный нефтяной газ в основном состоит из метана и небольшого количества этана, пропана и бутана [22, с.197].

На сегодняшний день так называемые попутные газы весьма активно применяются в качестве химического сырья и топлива. Данные газы обладают высокой тепло проводимостью, которая в свою очередь может составлять до 14000ккал/м.

Из метана в процессе  электрокрекинга образуется ацетилен, который может использоваться в различных органических синтезах.

Этилен, бутилен может образовываться из этана и пропана.  В свою очередь из бутана может образовываться бутиловый спирт, дивинил и прочие химические соединения.

Под природными газами непосредственно понимаются газы, которые находятся в земле и в ее земной коре. Под землей есть воды и нефть, в которых газы могут частично растворяться, а также они могут абсорбироваться углями.  Природные газы способны выходить из недр земли, это происходит за счет извержения вулканов, именно тогда газ выходит на поверхность.  Стоит отметить, что природные газы имеет разнообразное происхождение, к примеру, они могут быть химического, воздушного, вулканического происхождения и т.д. [3, с.145].

Под биохимическими газами непосредственно понимаются  продукты жизнедеятельности бактерий, которые непосредственно  образуются за счет преобразования органических веществ.  Так в результате этого могут образовываться  H₂S, CO₂ и многие другие элементы.

Вулканические газы – это газы, которые выходят на поверхность земли во время извержения вулканов.  Такие газы образуются за счет воздействия на магму водяного пара.

Метаморфические газы – это газы, которые образуются под непосредственным действием тепла и давления на различные горные породы.  Их состав весьма разнообразен  CH₄, CO₂, H₂ и многие другие элементы.

Воздушные газы – это газы, которые находятся в центре земли состоят из инертных газов и азота. При этом данные элементы не содержат свободного кислорода.

Химические газы – это газы, которые образуются за счет химического  взаимодействия газообразных веществ, воды и горных пород.  При этом их взаимодействие происходит не только пи высоких температурах, но и в нормальных условиях. В результате такого взаимодействия могут образовываться такие элементы как:   H₂, H₂S, N₂,CH₄ и прочие. Аргон, гелий могут образовываться за счет термоядерных и  радиоактивных процессов.

Также существуют и горючие газы, которые  относятся к природным газам, они образовываются за счет биохимического разложения органических веществ под воздействием различных  геохимических факторов.  Ко всему прочему указанные газы, могут образовываться за счет взаимодействия водяного пара с  карбидами металлов, а в том числе при воздействие с углеродом и водородом.  Газовые залежи имеет весьма разнообразный состав, чаще всего из них выделяется метан.

Примерный состав газовых залежей на разных участках будет представлен в таблице 2 [2, с.125].

Таблица 2 — Состав залежей газа на разных участках

Источник: [2, с.125].

 

В некоторых случаях горючие газы содержат повышенное количество гелия. Природные топливные газы и родственные им газы добываются как ценные полезные ископаемые. Газы из угольных пластов извлекаются во время разработки угольных месторождений, чтобы предотвратить их попадание в горные работы. В некоторых странах (Бельгия, Германия, Китай и др.) В качестве топлива используется угольный газ. Природные газы находятся в относительно небольших количествах в пористых или трещиноватых породах, содержащих руду и неметаллические минералы, и влияют на их извлечение, выбрасываясь в атмосферу шахты.

В 2019 году добыча газа в России выросла на 1,7% к уровню 2018 года — до 737,8 млрд кубометров, при этом доля природного газа уменьшилась на 0,5 п. п. — до 87,2%, а доля попутного нефтяного газа [18]. В 2019 году сохранилась отмечаемая в последние годы положительная динамика товарного производства попутного нефтяного газа (за вычетом газа, сожженного в факелах). По итогам отчетного года суммарная добыча ПНГ достигла 94,1 млрд кубометров (+4,6 млрд кубометров, или 5,1% к 2018 году).

Увеличение в 2019 году добычи ПНГ суммарно по России сопровождалось ухудшением общеотраслевого показателя его полезного использования, который снизился по отношению к прошлому году на 3,5 п. п. — до 81,5% (в 2018 году — 85%). Снижение коэффициента полезного использования было связано с увеличением нефтедобычи и ростом извлечения ПНГ на отдельных перспективных месторождениях Западной и Восточной Сибири, удаленных от основной транспортной инфраструктуры и центров газопереработки и не располагающих достаточными производственными мощностями по полезному использованию ПНГ [30].

В числе крупнейших производителей из числа вертикально-интегрированных компаний (ВИНК) снижение доли полезного использования газа зафиксировано у «Роснефти» (-6,5 п. п.) и «Славнефти» (-8,3 п. п.). В целом ВИНК снизили использование ПНГ на 2,3 п. п. — до 85,3%, увеличив добычу на 3% — до 71,6 млрд кубометров.

Среди независимых производителей худшая динамика у НОВАТЭКа (-17,1 п. п. до 80,2%), который увеличил добычу попутного газа на 23,4% — до 3,23 млрд кубометров. «Снижение полезного использования ПНГ было обусловлено невозможностью сдавать в газотранспортную систему все добытые объемы газа „Яргео“ на Ярудейском месторождении в ЯНАО и как следствие — значительное увеличение объемов сжигания газа.

«Газпром» увеличил утилизацию на 0,7 п. п. — до 99,1%, при этом добыча ПНГ выросла на 5,6% — до 1,66 млрд кубометров. В целом независимые компании — в эту группу входят и СП с участием ВИНК — увеличили добычу ПНГ на 16,1% — до 6,2 млрд кубометров, снизив утилизацию до 44,2% (-5,0 п. п.).

 

• Традиционные способы утилизации попутного нефтяного газа

Когда летишь над просторами Сибири, легко заметить одну из текущих проблем нефтяной отрасли: многочисленные горящие факелы. Они сжигают попутный нефтяной газ.

В нашей стране на сегодняшний день имеется большое число факельных систем. Просто многие компании и не только российские, но и зарубежные столкнулись с проблемой использования попутного газа.

Стоит отметить, что с сжигание попутного газа является нерациональным, поэтому наиболее выгодным будет его использование. За счет этого компании смогут увеличить свою прибыль, а также будет снижен урон экологии.

Отметим основные направления, в которых осуществляется утилизация попутного нефтяного газа:

• переработка на газоперерабатывающих заводах, с целью получения бытового либо химического топлива [24, с.85].

Данное направление имеет свои плюсы  и минусы. Плюсом является то, что при наличии развитой инфраструктуры для транспортировки газа отправка попутного нефтяного газа на газоперерабатывающий завод не будет затратной. А минусом является то, что многие  месторождения являются труднодоступными и поэтому указанное направление является неприемлемым.

Также для осуществления указанных процессов необходимы определенные устройства: различные насосы, компрессоры, накопительные резервуары и многое другое.

• Производство электроэнергии (использование газотурбинных электростанций, газотурбинных электростанций)

Высокая теплотворная способность попутного нефтяного газа определяет его использование в качестве топлива. При этом газ можно использовать как для привода газоперекачивающих систем, так и для выработки электроэнергии для собственных нужд с помощью газотурбинных или газопоршневых агрегатов. Для крупных месторождений со значительным дебитом ПНГ целесообразно организовать электростанции с подачей электроэнергии в региональные электросети [17, с.46].

К недостаткам этой области относятся жесткие требования к составу топлива широко используемых традиционных газотурбинных электростанций и газотурбинных электростанций (содержание сероводорода не более 0,1%), что требует повышенных капитальных затрат на использование систем газоочистки и эксплуатационных затрат на обслуживание оборудования. Подача электроэнергии во внешние электрические сети невозможна в отдаленных районах из-за отсутствия внешней энергетической инфраструктуры.

Основным преимуществом данного направления является возможность обеспечения теплом и электроэнергией месторождения без лишних затрат на другие ресурсы. Возросло использование попутного газа за счет применения  новых  микротурбинных систем.

Отметим, какое оборудование необходимо для осуществления работы в данном направлении: специальные блочно-модульные конструкции, резервуары-хранилища, сепараторы.

• Химическая переработка (процесс «ПНГ в БТК», «Cyclar»)

Стоит отметить, что процесс «ПНГ в БТК» был разработан ПАО «НИПИгазпереработка. Посредством данного процесса попутный газ перерабатывается в ароматические углероды, к данным углеродам можно отнести: смесь ксилолов, бензол и т.д.   Указанные углероды передаются по специальному трубопроводу в НПЗ, а те газы, которые близки по составу к природным газам используются на месторождениях топлива  и непосредственной выработки электроэнергии.

В свою очередь UOP и British Petroleum  разработал процесс Cyclar.  Данная компания также производит ароматические углероды из пропан-пентановой фракции попутного нефтяного газа. Однако данный процесс также имеет свои  недостатки, основным из которых является необходимость предварительного производства попутного нефтяного газа для извлечения пропан-пентановой фракции [9, с.76].

Для осуществления работы в этом направлении также требуются большие вложения, и это является его основным минусом.

Для осуществления выше указанных процессов необходимо следующее оборудование: насосы, компрессоры, ректификационные колонны, каталитические реакторы и многое другое.

• Газохимические процессы (процесс Фишера-Тропша)

Данный процесс по переработке попутного газа, заключается в извлечении из него синтез-газа (смесь CO и H2).  Данный процесс осуществляется посредством термического окисления в результате чего получается метанол, который используется в качестве топлива.  Однако данный процесс является весьма затратным, что является его минусом. Для осуществления работы в данном направлении необходимо следующее оборудование: насосы, компрессоры, каталитические реакторы, теплообменники, накопительные баки, складское оборудование и прочее.

• Приложение к технологическим требованиям месторождения (велосипедный процесс, газлифт).

Данный процесс направлен на увеличение нефтиотдачи, которое достигается за счет закачки газа в газовую шапку месторождения.  У данного направления как у других рассмотренных выше направлений имеются свои плюсы и минусы. К плюсом можно отнести низкие затраты, простоту процесса. А минусом, при этом весьма значительным является отсутствие фактической утилизации.

Газлифт помогает осуществлять подъем нефти, при этом он работает за счет попутного нефтяного газа.  Подъем нефти с помощью газлифта заключается в использовании энергии закачанного в него сжатого попутного нефтяного газа. Плюсом является наличие возможности эксплуатации скважин с большим газовым коэффициентом, а также простота обслуживания газлифтных скважин. Однако данный процесс имеет и свои минусы, основной из которых заключается в необходимости больших затрат на разработку месторождений [11, с.197].

Оборудование для проведения технологических процессов: резервуарное оборудование (сепараторы, накопительные резервуары), компрессоры, насосы.

Стоит отметить, что из-за сжигания попутного нефтяного газа наша экология сильно страдает, окружающей среде наноситься значительный урон.  Так как в результате сжигания данного вида газа много различных вредных веществ поступает в атмосферу, к примеру, диоксид серы, диоксид углерода и многое другое.  Все это приводит к необратимым процессам в человеческом организме, могут возникать раковые опухоли, заболевания связанные с репродуктивной системой человека и прочее.

Многим нефтяным компаниям приходиться нести значительные убытки из-за отсутствия налаженной системы использования попутного нефтяного газа.  За счет рационального использования попутного газа  можно добиться хороших результатов.   Однако из всего объема добываемого попутного нефтяного газа используется только малая его часть.

Однако есть ряд факторов, которые имеют особое значение для добычи нефти в России и препятствуют росту и развитию направления использования попутного нефтяного газа [15, с.47]:

• Удаление скважин от ГПЗ;
• Неразработанные или отсутствующие системы сбора, обработки и транспортировки газа;
• Вариабельность объемов добываемого газа;
• Наличие примесей, затрудняющих обработку;
• Низкие затраты на газ при крайне малой заинтересованности в финансировании таких проектов;
• Экологические штрафы за сжигание попутного нефтяного газа значительно ниже стоимости их использования.

В последние годы нефтедобывающие компании стали уделять больше внимания проблемам использования попутного нефтяного газа. Этому способствует, в частности, Постановление Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 г. № 7 «Меры по снижению загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного природного газа на факелах», согласно которому использование попутного нефтяного газа на факелах. 95% нужно увеличить. С 2012 года был введен коэффициент умножения 4,5 для расчета платежей за выбросы от сжигания попутного нефтяного газа в количествах, превышающих норматив в 5%. С 2015 г. этот коэффициент увеличен до 12, с 2020 г. — до 25, а при отсутствии средств измерений — до 120. Дополнительным стимулом для начала работ с целью увеличения уровня использования попутного нефтяного газа стал введенный в 2013 г. порядок оплаты за Выбросы с целью снижения затрат на реализацию проектов по использованию попутного нефтяного газа.

• Проблемы утилизации попутного нефтяного газа

Сжигание попутного нефтяного газа является на сегодняшний день весьма актуальной проблемой для многих компаний работающих в нефтяной отрасли, а также  и для нашего государства в целом, так как это приводит к значительным экологическим, экономическим и многим другим убыткам. Под попутным газом непосредственно понимается смесь углеродов, которые растворены в нефти.  Данный вид газа при добыче нефти выбрасывается на поверхность земли.  Такой газ в своем составе имеет много сложных углеродов таких как: этан, пропан, бутан и прочее.  Также в его состав входят так называемые неуглеродные элементы, а именно: диоксид углерода, аргон, азот и т.д.

Проблемы использования попутного нефтяного газа характерны для всех нефтедобывающих стран. А для России они более актуальны, так как по данным Всемирного банка наше государство входит в число ведущих стран в списке стран с самыми высокими темпами сжигания попутного нефтяного газа. Согласно экспертным исследованиям, первое место в этой сфере заняла Нигерия, затем Россия, а затем — Иран, Ирак и Ангола. Официальные данные показывают, что в нашей стране ежегодно добывается 55 миллиардов кубометров попутного нефтяного газа, из которых 20-25 миллиардов кубометров выставляются на экспорт и только 15-20 миллиардов кубометров идут на химическую промышленность. Большая часть газа сжигается в труднодоступных районах добычи нефти в Восточной и Западной Сибири. На многих нефтяных месторождениях  попутный нефтяной газ сжигают при помощи факелов [21, с.178].

В связи с этим возникает существенная проблема, которая связанна с загрязнением окружающей среды. Так как в результате сжигания попутного газа происходит выброс вредных веществ в атмосферу, что в свою очередь приводит к различным заболеваниям у людей, а именно таким как: рак, заболевания репродуктивной системы и многое другое. Самый высокий уровень заболеваний согласно статистике в Тюменской области [13, с.159].

Данные проблемы носят не только экологический, но и как указывалось ранее и экономический характер.  Поскольку данный вид газа является  на сегодняшний день важным сырьем не только для химической промышленности, но и для энергетики.  Он  является весьма теплопроводным, а также из входящих в его состав этана и метана изготавливают резину и пластмасс.  А все остальные элементы входящие в его состав применяются для снижения углеродных газов.  Многие компании, работающие в этой сфере, понесли значительные экономические убытки за счет нерационального использования попутного газа. В результате этой проблемы наша страна ежегодно теряет 2,3 миллиарда долларов в экономическом выражении.

Проблема использования попутного нефтяного газа в России зависит от многих исторических причин, которые до сих пор не позволяют решить ее простым и быстрым способом. Родом из нефтяной промышленности СССР. В то время упор делался только на огромные месторождения, и главной целью было добывать большие объемы нефти с минимальными затратами. В свете этого переработка попутного газа рассматривалась как второстепенная проблема и менее прибыльный проект. Конечно, была принята определенная схема утилизации. Для этого на крупнейших объектах нефтедобычи были построены не менее крупные газоперерабатывающие заводы с разветвленной системой сбора газа, ориентированные на переработку сырья с близлежащих месторождений. Очевидно, что эта технология может эффективно работать только в массовом производстве и неприемлема в средних и малых областях, которые наиболее активно развивались в последние годы. Еще одна проблема советской системы заключается в том, что ее технические и транспортные характеристики не позволяют транспортировать и обрабатывать газ, обогащенный тяжелыми углеводородами, поскольку его невозможно прокачивать по трубопроводам. Поэтому его еще нужно сжечь в факелах. В СССР сбор и подача газа на заводы финансировались по единой системе. После распада союза были созданы независимые нефтяные компании, в руках которых были сосредоточены скважины для добычи попутного нефтяного газа, а поставка и сбор газа остались за обработчиками грузов. Последние стали монополистами в этой сфере. Таким образом, у нефтяной промышленности просто не было стимула вкладывать средства в строительство объектов по сбору газа на новых месторождениях. Кроме того, использование попутного нефтяного газа требует огромных инвестиций. Компаниям дешевле сжигать этот газ в факелах, чем создавать систему сбора и переработки [8, с.26].

Основные причины сжигания попутного нефтяного газа можно выделить следующим образом. Нет дешевых технологий, позволяющих использовать газ, обогащенный тяжелыми углеводородами. Недостаточно вычислительной мощности. Различный состав попутного нефтяного газа и природного газа ограничивает доступ нефтяников к единой системе газоснабжения, наполненной природным газом. Строительство необходимых газопроводов увеличивает стоимость добываемого газа во много раз по сравнению с природным газом. Система контроля за выполнением лицензионных соглашений в России также несовершенна. Штрафы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу намного ниже стоимости использования попутного нефтяного газа. На российском рынке практически нет технологий сбора и переработки этого газа. Подобные решения есть за рубежом, но их использование сдерживается очень высокой ценой, а также необходимостью адаптации к климатическим и правовым условиям в России. Например, у нас более строгие требования к безопасности труда. Уже есть случаи, когда клиенты вкладывали большие суммы денег и в результате получали оборудование, которое нельзя было эксплуатировать. Поэтому собственное производство газокомпрессорных станций и дожимных агрегатов попутного нефтяного газа — важная тема для российской нефтегазовой отрасли. Над ее решением уже работают казанские «ПНГ-Энергия» и томская «БПЦ Инжиниринг». В Сколково есть несколько проектов по проблеме использования попутного нефтяного газа на разных стадиях развития [13, с.117].

Правительство РФ хочет довести ситуацию с попутным нефтяным газом до мировых стандартов. Вопросы о необходимой либерализации цен на этот продукт задавались еще в 2013 году. В 2017 году были опубликованы последние данные по объему сжигания попутного нефтяного газа на факелах — это треть от общего продукта. В ежегодном Послании Президента Российской Федерации Федеральному Собранию Российской Федерации 26 апреля 2017 г. Владимир Путин обратил внимание на проблему и поручил правительству подготовить ряд мер по ее решению. Он предложил увеличить штрафы, создать систему учета, ужесточить лицензионные требования для подземных пользователей и довести уровень использования попутного нефтяного газа до среднемирового уровня — 95% к 2020 году. Однако Министерство энергетики подсчитало, что такой показатель, согласно самым оптимистичным прогнозам может быть достигнуто только к 2025 году. Например, в автономном Ханты-Мансийском округе сейчас перерабатывается 90%, при этом работает восемь газоперерабатывающих компаний. Для Ямало-Ненецкого автономного округа характерны огромные безлюдные территории, что осложняет проблему использования попутного нефтяного газа. Таким образом, здесь используется около 80%, а в 2025-2026 годах по району будет только 95%.

Несмотря на то, что система эффективного мониторинга и правового регулирования проблемы все еще действует, стоит отметить положительную динамику. Нефтяные компании приступили к реализации программ использования попутного нефтяного газа. Использование также стало прибыльным, потому что появилась возможность продавать газ ЕСВ по Киотскому соглашению. Также появилась возможность утилизировать его локально — с помощью мини-ТЭЦ. Это открыло большие возможности для среднего и малого бизнеса. Компании начали перерабатывать большие объемы газа на своих объектах или заключать контракты на переработку. Последнее можно сделать, например, с СИБУРом, который осознает преимущества этой проблемы [10, с.73].

Несмотря на то, что решение проблемы использования попутного нефтяного газа отошло от мертвой точки, противоречивых и спорных проблем еще более чем достаточно. Это несовершенство правового регулирования, приобретение и реализация новых инвестиционных проектов, высокие капитальные затраты и необходимость стабильного рынка сбыта. И решение этой проблемы, несомненно, основано на первостепенной роли государства.

 

• Зарубежный опыт в области утилизации попутного нефтяного газа

Попутный нефтяной газ сегодня для многих стран мира стал расцениваться как ценное сырье. Отметим, что совсем недавно данное сырье использовалось только в качестве побочного продукта добычи нефти. Однако, в прошлом веке произошел пересмотр стоимости природного газа, в результате чего ценность данного продукта значительно повысилась.

Чтобы повысить экономию при энергопотреблении и снизить загрязнения окружающей среды, государства пытались диверсифицировать свои источники энергии.

Некоторые страны стали обращать внимание на создание газоперерабатывающих мощностей в целях попутного нефтяного газа.

По результатам многих экспериментальных исследований, стало очевидно, что использование данного сырья позволяет значительно снизить уровень выбросов парниковых газов в атмосферу, тем самым защитить окружающую среду от загрязнения и снизить риск глобального потепления [5, с.48].

К операциям, связанным с сжиганием и выбросами попутного нефтяного газа, могут предъявляться следующие требования:

1) Для обеспечения эффективного процесса сжигания могут предъявляться требования к технологиям и оборудованию. Например, горелки в Эквадоре должны быть оснащены соплом, способным обеспечить хорошее смешивание с воздухом. На горелке должна быть постоянно установлена пилотная горелка или другая система, обеспечивающая автоматический розжиг. Сегодня такая практика является стандартом.

2) Время горения. Также может быть ограничено максимальная продолжительность непрерывного горения. Так, например, в Малайзии было установлено ограничение на непрерывную работу факела не более 72 часов. Длительное горение способствует сильному перегреву земной поверхности и растений, что в свою очередь негативно сказывается на окружающей среде.

3) Расположение факельной установки. Факельные установки должны располагаться на безопасном расстоянии от всех объектов. В Нигерии установлено, что в радиусе 60 м. от факела не должно находится никаких предметов, кроме оборудования, связанного с работой самой установки.

4) Выделение тепла и шума. Например, в Нигерии, значение теплового излучения вблизи земли находится на уровне 6,31 кВт / м2 при максимальном объеме горения на расстоянии 60 м.

5) Дым и запах ограничивают прозрачность воздуха. Поэтому для горения и запахов также могут быть установлены ограничения [19, с.79].

В разрешениях на разработку месторождений, как правило, не указывается четких требований и ограничений по сжиганию и выбросу попутного нефтяного газа в факельных установках. В основном, производители сами рекомендуют следовать передовой практике нефтедобычи.

При этом в большинстве стран могут возникнуть особые условия при разрешении факельного сжигания и сброса попутного нефтяного газа:

1. Из соображений безопасности (например, сжигание специальной горелкой для поддержания необходимого давления и предотвращения случайных выбросов);
2. По техническим причинам (например, продувка);
3. При испытании скважин и при вводе в эксплуатацию;
4. В аварийных ситуациях (например, повышение давления или остановка производства).

Сжигание и сброс попутного нефтяного газа в таких обстоятельствах обычно не требует разрешения регулирующих органов.

Обычно выбирают вариант, обеспечивающий максимальную экономию разработки месторождения. «Регулирующие органы обычно применяют поэтапный подход, который предполагает, что горнодобывающим компаниям разрешается сжигать или очищать попутный нефтяной газ только в том случае, если они могут продемонстрировать, что дополнительные выгоды от использования попутного нефтяного газа меньше, чем дополнительные затраты».

Правительство провинции Альберта, Канада, требует, чтобы пользователи метрополитена изучили все возможные способы полностью исключить сжигание и распространение попутного нефтяного газа.

Если факельное сжигание попутного нефтяного газа нельзя полностью исключить, было гарантировано, что сжигание попутного нефтяного газа будет проводиться в соответствии с официальными требованиями. [14, с.196]

Министерство энергетики и коммунальных услуг Альберты считает проект экономически жизнеспособным, если дополнительная экономическая отдача от использования попутного нефтяного газа обеспечивает более чем нулевую дисконтированную чистую прибыль до вычета налогов (NPV).

Также существует «комплексный» подход, согласно которому экономические расчеты использования попутного нефтяного газа выполняются в рамках первоначального утверждения проекта разработки месторождения.

Основными элементами системы контроля факела и распыления попутного нефтяного газа в Альберте являются:

• Управление сжиганием газа;
• Экономическая оценка проектов использования газа;
• Требования к свойствам процесса горения газа;
• Измерение и отчетность;
• Меры контроля и принуждения.

Все проекты сжигания попутного газа должны оцениваться с помощью системы управления факелом. В частности, оценке должен подвергаться процесс принятия решений — «дерево решений». Данный процесс направлен на исключение факельного сжигания. Если, предупредить данный процесс не удается, то необходимо использовать различные варианты сокращения сжигания попутного нефтяного газа. Если по экономическим причинам не удается найти оптимальные варианты утилизации, то нефтяной газ может быть утилизирован путем сжигания.

Верховный суд США в 1983 г. передал штатам полномочия, связанные с регулированием вопросов природного газа.  В Техасе (главном нефтедобывающем штате страны) государственная комиссия по вопросам, связанным с нефтегазовой отраслью, объявил, что, если проблемы по использованию попутного нефтяного газа не будут решены в ближайшее время, то нефтяные компании прекратят добычу. Через некоторое время данную угрозы признали практически во всех штатах страны [14, с.185].

В тот период была создана эффективная система газоснабжения. В Америке также были создана дополнительная система хранения газа, которая поможет существенно снизить нагрузку, когда будет пик по потреблению. В США и Канаде мощности по переработке газа  существенно превышают объем добычи газа.  Все благодаря созданию эффективной системы переработки максимальных объемов газа. Этот максимальный объем добычи на месторождении обычно сохраняется в течение нескольких лет. После этого в течение длительного времени до полного истощения месторождения наблюдается спад добычи с соответствующим уменьшением объемов газа, подаваемого на обогатительные фабрики. По этой причине многие нефтяные компании решили строить газоперерабатывающие заводы малой мощности, в основном для извлечения пропан-бутановых фракций. Газоперерабатывающие заводы такой малой мощности по-прежнему составляют львиную долю от общего числа газоперерабатывающих заводов в этих странах.

Соответствующая политика сжигания попутного газа в Великобритании осуществляется по принципу рационального освоения нефтегазовых ресурсов:

1) Максимизация низкозатратной добычи запасов нефти и газа;

2) Снижение выбросов парниковых газов.

При оценке предложений по развитию новых объектов правительство рассматривает и принимает во внимание следующие задачи:

1) обеспечение извлечения всех экономически эффективных запасов углеводородов;

2) обеспечение адекватных и конкурентоспособных условий для отрасли по транспортировке и переработке углеводородов;

3) учет воздействия на окружающую среду и интересов других пользователей морских ресурсов.

Таким образом, правительство не определяет единственную цель, но при возникновении конфликта интересов принимаются во внимание позиции каждой стороны по каждому отдельному случаю. В Великобритании разработка новых месторождений требует утверждения подготовленной программы разработки месторождений, которая, конечно же, включает вопросы использования попутного нефтяного газа [4, с.109].

«Эта форма программы также включает годовую информацию по факельному сжиганию и распространению попутного нефтяного газа. Оценка воздействия на окружающую среду является обязательной для всех компаний с добычей нефти более 3750 баррелей в сутки. «Если не удается добиться положительной экономики по доставке газа на берег, необходимо рассмотреть несколько вариантов использования попутного нефтяного газа:

• Использование в качестве топлива;
• Использование для повышения нефтеотдачи;
• Перевод на топливо;
• Закачка газа в пласт;
• Продажа компаниям, разрабатывающим прилегающие подземные территории.

Однако для каждого месторождения есть разрешения на сжигание попутного нефтяного газа, которые содержат, например, квоты для целей безопасности и чрезвычайных ситуаций. Суть предлагаемой системы — дать операторам возможность торговать такими неиспользованными квотами.

Ключевая задача правительства состоит, таким образом, в обеспечении необходимых условий для максимально эффективного использования попутного нефтяного газа. Масштабные преобразования британского газового рынка начались в середине 80-х гг. прошлого столетия с перехода British Gas к частным владельцам, вследствие чего от корпорации отделились несколько газотранспортных систем, а уже в 90-х гг. между Соединённым королевством и континентальной Европой был построен газопровод. Параллельно шёл процесс либерализации электроэнергетической сферы, в результате которой численность электростанций по стране существенно возросла. Процессы транспортировки газа подешевели за счёт конкурентной борьбы, а также обеспечения доступности газовых сетей, благодаря чему производители газа смогли выйти на соответствующий рынок напрямую.

В Норвегии регулирование деятельности нефтедобывающих предприятий и атмосферных выбросов, а также обеспечение безопасности нефтяной промышленности и рационального использования нефтяных ресурсов возложено на соответствующее управление, подведомственное Министерству нефти и энергетики.

В Норвегии чаще всего применяется такой метод использования попутного ПГ, как закачка в пласты; баланс попутного газа обеспечивается за счёт перераспределения между МР с высоким и низким газовым фактором. Однако соответствующие производственные процессы сопровождаются существенными затратами; в частности, здесь необходимо использование специальной техники (компрессорных систем), функционирование которой обуславливает повышение объёма нефтедобычи. Газопроводы формируют единую сеть, охватывающую все МР на территории государства, включая самые мелкие; с целью обеспечения доступа к этой сети для каждого газового предприятия государством в сфере газовых поставок была сформирована контрактная система, подразумевающая публичное размещение предложений о закупках газа. Из общего объёма попутного нефтяного газа меньшая часть используется нефтегазовыми предприятиями для собственного потребления, а также в производстве метанола.

В Норвегии на данный момент констатируются самые низкие в мире показатели сжигания газа на факеле (на кубометр добытой нефти данным способом сжигается примерно 2 кубометра газа). Вместе с тем, Министерство энергетики не во всех случаях обеспечивает контроль процессов разработки МР, хотя это предусмотрено нормативной базой. [6, с.52]

Нефтяное управление Норвегии рассматривает соответствующие заявления от производителей газа, после чего Министерство нефти и энергетики выдаёт им разрешения на сжигание газа. Предварительно проводится оценка технологий и оборудования для сжигания газа; кроме того, в заявлении производителя указывается уровень и объём предполагаемых атмосферных выбросов, тип, к которому они относятся, и технологии, которые будут применяться предприятием для сокращения загрязнений окружающей среды. Для каждого производителя, в соответствии с действующими нормативами (как общегосударственного, так и регионального уровня), а также особенностями данного производителя, устанавливаются собственные максимальные показатели по атмосферным выбросам. Утверждение плана разработки МР возможно только в том случае, если проектом предусмотрены технологии реализации или обратного закачивания ПГ.

Для процессов сжигания попутного нефтяного газа норвежскими властями никакие определённые нормативы не предусмотрены, однако выдача соответствующих разрешений ограничена; без специального разрешения Минэнергетики не допускается сжигание ПГ в объёме, превышающем необходимость в рамках обеспечения безопасности.

В Норвегии и некоторых других странах (например, в Канаде и США) для принятия решений об утилизации ПГ установлены специальные процедуры; соответствующие требования основываются на законодательных положениях, закрепляющих недопустимость дискриминации при доступе к газотранспортной инфраструктуре.

Общий принцип реализации метода «Дерево альтернатив» — рассматривать разные варианты использования попутного нефтяного газа, выбирая наиболее экономичный (с учетом экономических факторов и условий). Часть попутного нефтяного газа можно распылять или сжигать только в том случае, если ни один из вариантов утилизации не соответствует экономическим критериям [3, с.95].

Казахстанский опыт представляет особый интерес для России по многим причинам. Газотранспортная система с использованием попутного нефтяного газа формировалась в рамках плановой экономики СССР. В настоящее время Казахстан опережает Россию в разработке законодательства в нефтегазовом секторе, особенно в отношении использования попутного нефтяного газа. Однако общие направления российской политики в отношении использования попутного нефтяного газа во многом аналогичны казахстанской. В Казахстане законы «О нефти» и «О недрах и недропользовании» и их последующие законодательные акты ввели запрет на коммерческое использование нефтяных и газовых месторождений без использования попутного нефтяного газа. Благодаря этому стране удалось значительно повысить уровень переработки попутного нефтяного газа, построить и ввести в эксплуатацию большое количество новых газоперерабатывающих заводов, а также привлечь инвестиции в международные проекты. Объемы газоперерабатывающих заводов в 2016 году составили около 8 млрд м3 / год. В 2020 году общие мощности по переработке газа в стране увеличились до 28 миллиардов кубометров. И на данный момент это 35 млрд м3. Развитие нефтехимического производства в Казахстане, ориентированного на выпуск высокотехнологичной продукции, определено как приоритетное направление развития нефтегазовой отрасли. В соответствии с Налоговым кодексом инвестиционные налоговые льготы предоставляются по корпоративному налогу, налогу на имущество и налогу на имущество. Инвесторы могут получить налоговые льготы или право на дополнительные вычеты из валового годового дохода. Вы также можете рассчитывать на освобождение от налога на имущество для вновь открываемых объектов, а также на освобождение от налога на имущество для земли, используемой для реализации инвестиционного проекта.

Итак, мы видим, что практически все проблемы с использованием попутного нефтяного газа связаны с отсутствием развитой инфраструктуры. Поэтому опыт мировых лидеров в этой сфере малопригоден России. Единственное направление, на мой взгляд, — это внесение существенных изменений в законодательство, применяемое в Казахстане. Однако российский и зарубежный опыт показывает, что использование попутного нефтяного газа охватывает несколько областей:

1) Прежде всего, переработка газа на ГПЗ направляется в ГТС с извлечением ШФЛУ и ШФЛУ.

2) Использование газа на территории для технологических нужд (выработка электроэнергии) или для удовлетворения потребностей местного населения;

3) Закачка газа в продуктивные нефтяные пласты для поддержания пластового давления.

---

Страницы 1 2 3