Реферат на тему «Рациональное использование попутного нефтяного газа»

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Понятие и сущность попутных нефтяных газов

2. Проблемы утилизации попутного нефтяного газа

3. Традиционные способы утилизации попутного нефтяного газа

4. Зарубежный опыт в области утилизации попутного нефтяного газа

Заключение

Список использованной 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.

Целью работы является исследование эффективности использования попутного нефтяного газа при добыче природных углеводородных ресурсов.

В соответствии с поставленной темой выявлены следующие задачи исследования:

• Раскрыть понятие попутного нефтяного газа;
• Изучить проблемы утилизации попутного нефтяного газа;
• Рассмотреть традиционные способы утилизации попутного нефтяного газа;
• Проанализировать зарубежный опыт в области утилизации 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, теоретическую часть, заключение и список использованной литературы.

Понятие и сущность попутных нефтяных газов 

Попутный нефтяной газ — это природный газ, который сопровождает нефть и выделяется при ее добыче. Характерной особенностью состава попутных нефтяных газов является присутствие в них, помимо метана, метана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Многие нефтяные газы содержат сероводород и негорючие компоненты: азот, диоксид углерода и благородные газы — He, Ar. Последние содержатся в количествах, которые редко представляют промышленный интерес.

Нефть и газ накапливаются в областях земной коры («ловушках»), где физические и геологические условия способствуют долгосрочному хранению. В нефтяном пласте газ, сопровождающий нефть, может быть растворен (тяжелые углеводороды) или он может располагаться над нефтью и образовывать газовую шапку. Состав свободных газов непосредственно над нефтью или миграция в более высокие резервуары может сильно отличаться от состава газов, растворенных в нефти. Состав попутных нефтяных газов, которые выделяются из нефти в процессе их добычи, значительно отличается от состава свободных газов, которые добываются из газовых пластов того же месторождения. Влияние растворимости тяжелых углеводородов может объяснить часто наблюдаемые расхождения в составе проб газа, взятых из одной и той же нефтяной скважины. Состав газов сильно зависит от условий отбора проб, давления, при котором газ находится в стволе скважины, отношения свободного газа из коллектора к газу, выделяющемуся из нефти, когда она поднимается в ствол скважины. В связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, добываемых на одной и той же территории, демонстрируют значительные колебания. Это также относится к хорошо растворимым газам, таким как HS и CO [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. Количество газа в кубических метрах на 1 тонну добытой нефти называется газовым фактором, который не является одинаковым для разных месторождений и зависит от типа месторождения и того, как оно работает, и может варьироваться от 1 до 2 м до нескольких тысяч м 3 на 1 тонну добытой нефти. Состав нефтяных газов зависит от типа нефти, в которой они улавливаются, а также от принятой схемы разделения газа и нефти на выходе из скважины. Состав попутных газов некоторых нефтегазовых месторождений России представлен в таблице 1 [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].

Попутные нефтяные газы используются в качестве топлива и химического сырья. Потребление энергии связано с высокой теплотворной способностью попутных нефтяных газов, которая составляет от 9300 до 14000 ккал / м от содержания углеводородов в газе. Вовремя электрокрекинга ацетилен образуется из метана, в то время как метан конвертируется перегретым паром или CO₂ в присутствии катализаторов, смесь CO₂ и H₂ используется во многих органических синтезах. Этан и пропан могут служить источником этилена, бутилена, ацетальдегида и других кислородсодержащих соединений. Бутан можно использовать для получения дивинила, бутилового спирта, метилэтилкетона и других соединений.

Природные газы — это газы, которые содержатся в кишечнике Земли, а также газы в земной атмосфере. Природные газы частично растворяются в подземных и поверхностных водах и нефти и сорбируются углями и некоторыми глинистыми породами. Во время вулканической активности природные газы выходят из недр земли по тектоническим трещинам, связанным с газоносными пластами и выносятся минеральными источниками. Природные газы можно разделить на газы биохимического, вулканического, метаморфического, воздушного и химического происхождения, газы радиоактивных и термоядерных процессов [3, с.145].

Биохимические газы — продукты жизнедеятельности бактерий, образуются при преобразовании органических веществ, восстановлении сульфатов или других минеральных солей. В результате таких процессов могут образоваться CH₄, C₂H₆, H₂, H₂S, CO₂, N₂.

Вулканические газы выделяются из недр земли во время извержений, растворяются в расплавленной магме, а также образуются под действием водяного пара при высоких температурах на магматические вещества и породы, контактирующие с магмой.

Метаморфические газы образуются при преобразовании ископаемых углей и других горных пород под действием тепла и давления. Они содержат CH₄, CO₂, H₂, различные углеводороды, H₂S, CO₂ и другие.

Воздушные газы в кишечнике земли состоят из азота и инертных газов, в которых нет свободного кислорода. Газы химического происхождения возникают в результате химического взаимодействия газообразных веществ, воды и горных пород как при нормальных условиях, так и при повышенных температурах и давлениях, которые преобладают на разных глубинах земной коры. В этом случае могут образовываться H₂, CO, CO₂, H₂S, N₂, а также CH₄ и другие углеводороды. Радиоактивные процессы и термоядерные реакции производят гелий, аргон, ксенон и другие газы.

Природные газы также включают горючие газы, которые накапливаются в породах-коллекторах в виде отдельных газовых залежей или сопутствующей нефти, а также горючие газы, задержанные в угольных пластах. Происхождение природных горючих газов основано на биохимическом разложении органических веществ и их дальнейшем метаморфозе под воздействием геохимических факторов. Кроме того, горючие газы образуются, когда водяной пар взаимодействует с карбидами металлов, а также с CO и H. Основным газом независимых газовых залежей и угольных пластов является метан. Помимо метана, газы, сопровождающие нефть, содержат значительное количество его гомологов. Таблица 2 показывает примерный состав газовых залежей на разных участках [2, с.125].

Таблица 2. Состав залежей газа на разных участках

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.

Проблемы утилизации попутного нефтяного газа 

Одной из самых острых проблем нефтегазового сектора сегодня является проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ). Он несет в себе экономические, экологические, социальные убытки и риски для государства и становится еще более актуальным в связи с растущей глобальной тенденцией к переходу экономики на низкоуглеродный и энергоэффективный способ развития.

Попутный нефтяной газ — это смесь углеводородов, растворенных в нефти. Он содержится в нефтяных резервуарах и выбрасывается на поверхность при добыче «черного золота». Попутный нефтяной газ отличается от природного газа тем, что он, помимо метана, состоит из бутана, пропана, этана и других более тяжелых углеводородов. Кроме того, он содержит неуглеводородные компоненты, такие как гелий, аргон, сероводород, азот и диоксид углерода.

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. Из-за высокого уровня ночного освещения из космоса из космоса видны крупнейшие мегаполисы Европы, Америки и Азии, а также малонаселенные районы Сибири из-за большого количества нефтяных факелов для сжигания попутного нефтяного газа [21, с.178].

Один из аспектов этой проблемы — окружающая среда. При сжигании этого газа в атмосферу выбрасывается большое количество вредных выбросов, что приводит к ухудшению состояния окружающей среды, разрушению не возобновляемых природных ресурсов и развитию негативных планетарных процессов, оказывающих крайне негативное влияние на климат. Согласно последним ежегодным статистическим данным, сжигание попутного нефтяного газа только в России и Казахстане приводит к выбросу в атмосферу более миллиона тонн загрязняющих веществ, включая диоксид углерода, диоксид серы и частицы сажи. Эти и многие другие вещества попадают в организм человека естественным путем. Так, исследования в Тюменской области показали, что заболеваемость многими классами болезней здесь намного выше, чем в других регионах России. В этот список входят заболевания репродуктивной системы, наследственные заболевания, ослабленный иммунитет и онкологические заболевания [13, с.159].

Однако проблемы использования попутного нефтяного газа связаны не только с экологическими проблемами. Они также связаны с проблемами больших потерь в экономике государства. Попутный нефтяной газ — важное сырье для энергетики и химической промышленности. Он имеет высокую теплотворную способность, а метан и этан, входящие в состав попутного нефтяного газа, используются для производства пластмасс и резины. Остальные элементы являются ценным сырьем для высокооктановых топливных присадок и сжиженных углеводородных газов. Размер экономических потерь в этой области огромен. Например, в 2018 году российские нефтегазовые компании сожгли более 17 млрд м3 ПНГ и 4,9 млрд м3 природного газа и добыли газовый конденсат. Эти цифры соответствуют годовой потребности всех россиян в бытовом газе. 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.

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.

По оценкам, в России действует несколько тысяч крупных факельных систем. Все страны, занимающиеся добычей нефти, сталкиваются с проблемами использования попутного нефтяного газа. Россия лидирует в этой неудачной области, за ней следуют Нигерия, Иран и Ирак.

Попутный нефтяной газ включает метан, этан, пропан, бутан и более тяжелые углеводородные компоненты. Он также может содержать азот, аргон, диоксид углерода, сероводород и гелий. ПНГ в основном растворяется в нефти и выделяется при ее производстве, но также может накапливаться в «шапках» нефтяных месторождений.

Использование попутного нефтяного газа предполагает целевое использование попутного нефтяного газа и его компонентов, что имеет положительный эффект (экономический, экологический и др.) По сравнению с его сжиганием в факелах.

Есть несколько направлений утилизации попутного нефтяного газа:

• переработка на газоперерабатывающих заводах или малых установках на месторождениях (подача газа в газопровод по условиям ПАО «Газпром», получение СПБТ, СПГ) [24, с.85].

Отправка попутного нефтяного газа на газоперерабатывающий завод требует минимальных капитальных вложений при наличии развитой инфраструктуры для транспортировки газа. Недостатком этого направления для удаленных месторождений является возможная необходимость строительства дополнительных газоперекачивающих станций.

Для месторождений с большой стабильной загрузкой попутного нефтяного газа вблизи магистрального газопровода и транспортной сети важно построить мини-установку подготовки газа, на которой можно утилизировать пропан-бутановые фракции (СПБТ) для преобразования остаточного газа в соответствии со стандартами ПАО «Газпром». с доставкой в ​​магистральный газопровод. Сжижение легких компонентов для получения жидкой фракции, аналогичной СПГ. Недостатком этого направления является его неприемлемость для труднодоступных месторождений.

Устройства для проведения процессов: накопительные устройства (сепараторы, накопительные резервуары), тепломассообменные устройства (теплообменники, выпрямительные колонны), компрессоры, насосы, устройства конденсационного охлаждения пара, сжижители газа в блочно-модульном исполнении.

• 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.

Преимущества этого направления состоят в том, чтобы удовлетворить потребности месторождения в электроэнергии и обеспечить теплом поле без затрат на внешнюю энергетическую инфраструктуру и компактность электрических инфляторов. Использование современных микротурбинных систем позволяет использовать попутный нефтяной газ с содержанием сероводорода до 4-7%.

Оборудование для осуществления процессов: резервуарное оборудование (сепараторы, резервуары-хранилища), ГТЭС или ГПЭС блочно-модульной конструкции.

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

Процесс «ПНГ в БТК» был разработан ПАО «НИПИгазпереработка» и позволяет производить каталитическую переработку попутного нефтяного газа в смесь ароматических углеводородов (в основном бензол, толуол и смесь ксилолов), которые подмешиваются в основной поток нефти и передаются на НПЗ по существующему трубопроводу. может. Оставшиеся легкие углеводороды, близкие по составу к природному газу, могут использоваться в качестве топлива для выработки электроэнергии для нужд месторождения.

Процесс Cyclar был разработан UOP и British Petroleum и включает производство смеси ароматических углеводородов (во многом аналогичных ПНГ в процессе БТК) из пропан-пентановой фракции попутного нефтяного газа. Недостатком по сравнению с процессом «ПНГ в БТК» является необходимость предварительного производства попутного нефтяного газа для извлечения пропан-пентановой фракции [9, с.76].

Недостатком этого направления являются значительные вложения, необходимые для расширения инфраструктуры месторождения.

Оборудование для проведения процессов: складское оборудование (сепараторы, накопительные баки), теплообменники, каталитические реакторы, ректификационные колонны, компрессоры, насосы.

• Газохимические процессы (процесс Фишера-Тропша)

Переработка попутного нефтяного газа по методу Фишера-Тропша — многоступенчатый процесс. Во-первых, синтез-газ (смесь CO и H2) извлекается из попутного нефтяного газа путем термического окисления при высоких температурах, который используется для производства метанола или синтетических углеводородов, которые используются для производства топлива. Бесшумность — высокие капитальные и эксплуатационные затраты.

Оборудование для проведения процесса: складское оборудование (сепараторы, накопительные баки), теплообменники, каталитические реакторы, компрессоры, насосы.

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

Процесс закачки попутного нефтяного газа в нефтеносный пласт (циклический процесс) включает закачку газа в газовую шапку месторождения для увеличения пластового давления, что приводит к увеличению нефтеотдачи. К достоинствам метода можно отнести простоту реализации и низкие капитальные затраты на реализацию процесса. Обратной стороной является отсутствие фактической утилизации — есть только одно откладывание проблемы на определенную перспективу.

Подъем нефти с помощью газлифта заключается в использовании энергии закачанного в него сжатого попутного нефтяного газа. Преимущества этого метода заключаются в возможности эксплуатации скважин с большим газовым коэффициентом, что незначительно влияет на процесс добычи механических примесей, температуры и давления, гибко регулирует режим работы скважин и упрощает обслуживание и ремонт газлифтных скважин. Недостатком способа является необходимость подготовки и заземления газоснабжения, что увеличивает стоимость капитальных вложений при разработке месторождения [11, с.197].

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

Одним из результатов отсутствия инфраструктуры для использования попутного нефтяного газа и практики неконтролируемого сжигания является нанесение вреда окружающей среде. При сжигании попутного нефтяного газа в атмосферу выбрасывается большое количество загрязняющих веществ: частицы сажи, диоксид углерода, диоксид серы. Повышенное содержание этих веществ в атмосфере приводит к заболеваниям репродуктивной системы человеческого организма, наследственным заболеваниям и онкологическим заболеваниям.

Отсутствие апробированных методов использования попутного нефтяного газа в России приводит к значительным экономическим потерям. Благодаря рациональному использованию попутного нефтяного газа представляет большую ценность для энергетики и химической промышленности.

По официальным данным, при годовой добыче попутного нефтяного газа около 55 млрд м3 в химической промышленности используется только от 15 до 20 млрд м3, небольшая часть используется для увеличения пластового давления и от 20 до 25 млрд м3 расширяется. Такие потери близки к потреблению бытового газа всеми жителями России.

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.

Зарубежный опыт в области утилизации попутного нефтяного газа 

Для большинства стран мира попутный нефтяной газ давно превратился из побочного продукта добычи нефти в ценное сырье для нефтехимии. Устойчивый рост мировых рыночных цен на нефть и природный газ с начала 1970 года. Прошлый век изменил восприятие стоимости природного газа и связанного с ним газа во многих нефтедобывающих странах.

Государства пытались диверсифицировать свои источники энергии, чтобы повысить надежность энергоснабжения и уменьшить загрязнение окружающей среды.

По мере роста экономической ценности попутного нефтяного газа некоторые развивающиеся страны рассматривают экономически жизнеспособные варианты создания газоперерабатывающих мощностей для переработки попутного нефтяного газа.

Большинство правительств нефтедобывающих стран выработали понимание роли, которую играет увеличение использования попутного нефтяного газа. Во-первых, он защищает окружающую среду и снижает выбросы парниковых газов [5, с.48].

Следовательно, к операциям, связанным со сжиганием и выбросами попутного нефтяного газа, могут применяться различные требования:

1) Технология и практика сжигания могут указать конкретное оборудование и технологию, которые должны использоваться для обеспечения сжигания «чистого» газа и его эффективного сжигания. Например, горелки в Эквадоре изначально должны были быть оснащены соплом, обеспечивающим хорошее смешивание с воздухом, чтобы горело устойчивое пламя. «Горелка должна быть оборудована постоянной пилотной горелкой или какой-либо другой системой автоматического розжига, которая обеспечивает непрерывное горение и немедленно предупреждает оператора о неисправности. Сегодня это стало стандартом практически для всех.»

2) Время горения. Максимальная продолжительность непрерывного горения также может быть ограничена. В Малайзии, например, было правило, согласно которому продолжительность одного факела не должна превышать 72 часов в соответствии с местными правилами. Это не может занять больше времени, поскольку может быть серьезно повреждена окружающая среда, а почва и растения будут прогреты.

3) Расположение факельной установки. Факельная установка, как правило, должна находиться на безопасном расстоянии от многоквартирных домов и населенных пунктов. Например, в соответствии с нигерийскими правилами, свободная зона должна быть предоставлена ​​с максимальным диаметром 60 м от основания факельной трубы, и эта зона не должна содержать никакого оборудования, кроме оборудования, связанного с самой факельной установкой.

4) Сопутствующее выделение тепла и шума. Максимально допустимые уровни тепла и шума могут быть установлены на определенном расстоянии от точки возгорания. В Нигерии, например, допустимое значение теплового излучения вблизи земли составляет 6,31 кВт / м2 при максимальном объеме горения на расстоянии 60 м от дна пламени.

5) Дым и запах также могут ограничивать прозрачность воздуха для горения и запахов [19, с.79].

В большинстве случаев в разрешениях на разработку месторождений прямо не упоминается сжигание и выброс попутного нефтяного газа в факелах, но, как правило, от производителей требуется следовать передовой практике добычи нефти.

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

1. 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 недропользователями с использованием Системы управления факелом и распространением попутного нефтяного газа, включая регламентированный процесс принятия решений — «дерево решений». Основное содержание этого процесса — исключить факельное сжигание и распространение попутного нефтяного газа. Если это не удается, рассматриваются различные варианты сокращения сжигания попутного нефтяного газа. И только в том случае, если по экономическим причинам не удастся найти приемлемые варианты утилизации, попутный нефтяной газ можно сжигать.

1983 г. Верховный суд США делегировал полномочия регулировать вопросы природного газа самим штатам. Кроме того, чтобы предотвратить выброс газа в атмосферу и его сжигание в факелах 1946 года. В штате Техас, главном нефтедобывающем регионе страны, государственная комиссия, регулирующая проблемы, связанные с нефтью и газом в штате, объявила, что нефтяные компании прекратят добычу нефти, если не будут решены вопросы использования попутного нефтяного газа. Позднее эта угроза была признана во многих областях [14, с.185].

Тогда в стране была построена эффективная инфраструктура газоснабжения, благодаря которой газ стал поступать по безопасной и надежной системе подземных трубопроводов. В США также есть высокопроизводительная система хранения газа, которая может покрывать нагрузки в периоды пикового потребления.

«Мощности по переработке газа в США и особенно в Канаде значительно превышают объем добычи газа: в Канаде в 3,8 раза, в США — в 1,2 раза. Это связано с тем, что планирование и строительство заводов рассчитаны таким образом, чтобы гарантировать переработку максимального объема добычи природного или попутного 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.

Таким образом, основная задача правительства — создать условия, повышающие эффективность использования попутного нефтяного газа. В результате в 1986 г. началась реформа газового рынка Великобритании, которая началась с приватизации British Gas. В результате несколько ГТС, поставщиков и потребителей были отделены от одной крупной компании. Кроме того, в 1998 г. был построен газопровод, соединяющий Великобританию с Европой. В то же время была проведена либеральная реформа рынка электроэнергии, которая привела к значительному увеличению количества электростанций. Доступ к ГТС и конкуренция на рынке снизили общую стоимость доставки газа с месторождений на рынок. Эти меры также позволили производителям газа напрямую выйти на рынок и продавать свою продукцию.

Нефтяной промышленностью и выбросами в атмосферу управляет Норвежское нефтяное управление, которое подчиняется Министерству нефти и энергетики и отвечает за рациональное использование сырья и за безопасность эксплуатации завода и сжигания попутного газа в Норвегии.

Одним из наиболее распространенных методов использования попутного природного газа в Норвегии является закачка в пласты. Для месторождений с низким газовым фактором объем попутного нефтяного газа перераспределяется за счет месторождений с высоким газовым фактором. Перераспределение и закачка попутного нефтяного газа связаны со значительными экономическими затратами и требуют использования специальных компрессорных систем, что, в свою очередь, увеличивает добычу нефти и конденсата. Сеть газопроводов охватывает самые мелкие месторождения. Чтобы каждый производитель газа имел доступ к системе, правительство создало систему контрактов на поставку газа — публичное предложение о покупке попутного нефтяного газа. Меньшая часть попутного нефтяного газа используется для производства метанола, а также для собственного потребления и для специально построенного белкового завода.

Сегодня в Норвегии самый низкий уровень сжигания газа на факеле: около 2 м3 на м3 добытой нефти. «В то же время каждый проект разработки месторождения координируется Министерством нефти и энергетики, которое может разрешить сжигание газа на факелах, но в подавляющем большинстве случаев это не так [6, с.52].

Заявление на получение разрешения на сжигание газа рассматривается Норвежским нефтяным управлением и выдается непосредственно Министерством нефти и энергетики. Дирекция и Министерство оценивают факельное оборудование и технологические процессы. В заявке должны быть указаны тип и уровень выбросов в атмосферу, а также технология, используемая для уменьшения и предотвращения загрязнения. Предельные значения выбросов в атмосферу устанавливаются индивидуально с учетом требований, действующих национальных и региональных правил. План разработки месторождения не будет утвержден, если нет процесса обратной закачки газа и / или способа его реализации.

Правительство Норвегии не устанавливает конкретных стандартов для сжигания попутного нефтяного газа, но в некоторых случаях разрешения на сжигание попутного природного газа выдаются в очень ограниченном количестве ситуаций. Сжигание попутного природного газа в количествах, превышающих необходимые для обеспечения безопасности, не допускается без разрешения Министерства нефти и энергетики.

В США, Канаде, Великобритании и Норвегии, например, существуют определенные процедуры принятия решений об использовании газа («дерево альтернатив»). «Требования по утилизации основаны на определенных законодательных и нормативных стандартах, которые разрешают свободный (открытый доступ) или недискриминационный доступ к инфраструктуре в секторах добычи и переработки, включая газотранспортные системы».

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.

Заключение

Попытки ввести достаточно жесткие меры воздействия для увеличения использования попутного нефтяного газа в настоящее время обсуждаются в различных делах и на конференциях.

Попутный нефтяной газ — ценный минерал, и его рациональное использование является неотъемлемой частью любой рациональной стратегии нефтяной компании. И здесь предлагаю не принимать во внимание иррациональные факты. И цели государства, и цели компаний по наилучшему использованию этого сырья совпадают. Поэтому у нас здесь нет оппозиции, у нас единство целей. Это означает, что единство целей может обеспечить согласие в поисках механизмов и взаимного сотрудничества.

Если попутный нефтяной газ используется не полностью, на то есть причины. Понятно и его рациональное содержание: сумма инвестиционных, организационных и производственных затрат превышает ожидаемый доход от реализации попутного нефтяного газа или продуктов его переработки. В противном случае решено вложиться в адекватную переработку. Все эти затраты известны общественности. И я собираюсь проанализировать некоторые из них прямо сейчас, чтобы понять, есть ли проблема для дополнительного регулирования или через систему саморегулирования, через систему собственных отношений, компании могут справиться с этим самостоятельно.

Оптимизация затрат на создание, обеспечение, эксплуатацию инфраструктуры, транспортировку и переработку попутного нефтяного газа и транспортировку готовой продукции. Во времена СССР существовали обширные программы освоения ресурсов, комплексная программа разработки месторождений, которая одновременно с разработкой предусматривала создание подходящей инфраструктуры с загрузкой мощностей. А заполняемость в СССР превышала 80%.

Сегодня деятельность отдельных экономических субъектов мотивируется их собственными корпоративными программами, их финансовыми стратегиями. И там, где эта инфраструктура исторически была найдена, где она создавалась и работает, где компании локально и компактно расположены, там высокая степень использования. Особых затрат нет. Необходимо поддерживать систему в исправном состоянии, чтобы все работало.

В законодательстве США и Канады существуют стандарты, которые требуют от недропользователей заключать между собой соглашения и регулируют правила подготовки таких соглашений для создания единого проекта разработки месторождения в случае сосуществования нескольких лицензионных участков, и вместе они образуют депозит. Это пример из смежной отрасли права, но такие стандарты существуют.

Список использованной литературы

1. Постановление Правительства Российской Федерации от 15 апреля 1995 г. № 332 «О мерах по совершенствованию государственного регулирования цен на газ и сырье для их добычи».
2. Антропов В. «Газовые электростанции: преимущества использования» / МЕМО — 2015 — №11. — С. 39-52.
3. Атапаева Е. Этиленовый бум за шифером? // Нефтегазовая вертикаль, № 03/2017.
4. Балашова Е.И. «Мобильные газотурбинные установки, мобильные электростанции» / СПЕЦОПЫТ. — 2019. — №8. — Стр. 41-45.
5. Балентей С. Газотурбинные установки — газопоршневые электростанции / Тр. — 2018. — №4. — стр. 24-27.
6. Белов С.В. Безопасность жизни. Учебник для вузов / С.В. Белов, А. Ильинская, А.Ф. Козьяков и др., — М .: Высшая школа, 2016.
7. Бортников, Э.Ф. Кутырев, Ю.В. Белоусов, К. Кордик. Об изменении газового фактора нефти при разработке обводненных пластов // Территория Нефтегаз, 2018. № 2.
8. Грауэр Вальд, «Ölförderung» / Пер. С англ. — М .: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2017. — 416 с.
9. Громов Антон Юрьевич Способы утилизации попутных газов нефтяных месторождений // Проблемы науки. 2018. №12 (36). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sposoby-utilizatsii-poputnyh-gazov-neftyanyh-mestorozhdeniy (дата обращения: 03.11.2020).
10. Использование попутного нефтяного газа: проблема 2012, Сколково Энергоцентр, Москва 2018
11. Книжников А., Пусенкова Н., «Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России. Выпуск 2 », Москва 2018 г.
12. Книжников А., Пусенкова Н., «Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России. Выпуск 3 », Москва 2019 г.
13. Книжников А., Пусенкова Н., «Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России. Выпуск 1 », Москва 2017 г.
14. Книжников А., Пусенкова Н., Кочи К. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России. Выпуск 4 », Москва 2020 г.
15. Книжников А.Ю., Кутепова Е.А. «Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России», г. Москва, 2018 г.
16. Коржубаев А.Г., Ламерт Д.А., Эдер Л.В. Проблемы и перспективы эффективного использования попутного нефтяного газа в России. // Бурение и нефть, №4 / 2017.
17. Костин А.А., «Популярная нефтехимия, увлекательный мир химических процессов», СИБУР, Москва, 2017 г.
18. Крюков В.А. Организационный и финансовый реинжиниринг проектов освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири. Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса» // Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН, 19 июня 2019 г.
19. Крюков В.А., Силкин В.Ю. Токарев А.Н., Шмат В.В. Как тушить факелы на нефтяных месторождениях? Институциональный анализ условий комплексного использования углеводородов (на примере попутного нефтяного газа). // ИОЭПП СО РАН. Новосибирск, 2018.
20. Русак О.Н., Малаян К.Р., Занко Н.Г. Безопасность жизни. Петербургский учебник; Верлаг «Лань», 2020. — 448 с.
21. Салихов Р.М., «Доступ к газопроводной сети — дополнительный стимул к снижению объемов сжигания ПНГ», Территория Нефтегаз, № 6, 2019.
22. Славинская Л. Газохимия: цена стратегии. // Нефтегазовая вертикаль, № 03/2017.
23. Турышева А.В. Способы утилизации попутного нефтяного газа // Современная техника и технологии. 2015. № 5 [Электронный ресурс]. URL: http://technology.snauka.ru/2015/05/6931 (дата обращения: 1.11.2020).
24. Филиппов А.В., Вартумян Г.Т., Ткаченко Л.Г. «Попутный нефтяной газ -« поездка »или ценный ресурс?», «Нефть, газ и бизнес» № 12, 2019 г.
25. Хазова Т. Нефтехимия — важнейшее направление инноваций в России. Интервью с Тамарой Хазовой, руководителем отдела аналитики Альянс-Аналитика. // Нефтегазовая вертикаль, №4 / 2017.