(доклад Андреевой Н.Н.) Оптимальные пути решения вопроса рационального использования нефтяного попутного газа в ОАО «Сургутнефтегаз»(доклад Гуляева В.А.)

О деятельности НП «Консорциум «Союзнефтегазинвест» по утилизации газа и энергообеспечению месторождений

(доклад Саркисяна А.Л.)

Присутствовали: Лисовский Н.Н. Жданов С.А. Шахвердиев А.Х. Пономарев Н.С. Макеева Е.К.
— руководитель нефтяной секции

— заместитель руководителя нефтяной секции

— заместитель руководителя нефтяной секции

— ученый секретарь секции

— заместитель ученого секретаря секции

Члены ЦКР Роснедра (нефтяная секция): Америка Л.Д., Абдуллин Р.А., Андреева Н.Н., Арешев Е.Г., Ахапкин М.Ю., Базив В.Ф., Васильев И.П., Денисов СБ., Жечков А.И., Иванова М.М., Костюченко СВ., Кульпин Л.Г., Курамшин P.M., Лапидус В.З., Лебединец Н.П., Лысенко В.Д., Максимов М.М., Малюгин В.М., Малютина ГС, Мартос В.Н., Сиятский М.В., Стасенков В.В., Стрижов И.Н., Храмов П.Ф., Шаевский О.Ю., Шагиев Р.Г., Шелепов В.В., Юферов Ю.К., Яшин Ю.Н.Приглашенные:

от НП «НАЭН»: Иванов А.И., Красюкова O.K., Кузнецова Е.Б., Седач В.Ф.,

Сидимиров СМ., Юйдэмин М.С., Яковлев А.В. от ОАО «ЦГЭ»: Лейбин М.К., Трошина Е.К. от ТО ЦКР по УР: Погребняк Я.И.

от Компании «Бенодет Инвестментс Лимитед»: Егорова Л.И. от ОАО « НК «Роснефть»: Ювченко Н.В. от ОАО «Сургутнефтегаз»: Гуляев В.А., Сергеева Н.А. от ОАО «НК «РуссНефть»: Сафронов В.И.

от ООО «НТЦ-Русснефть»: Лубяная Т.А., Тарасов А.И., Фомочкина Н.В. от ООО «Альянснефтегаз»: Гончаров И.В., Наймушин Л.Г., Новиков О.В. от ЗАО «Томская нефть»: Бурцев Е.А. от ОАО «ВНИИнефть» им. акад А.П. Крылова: Америка В.В. от ОАО «ТомскНИПИнефть» ВНК»: Шевелев П.В. от ОАО «НижневартовскНИПИнефть»: Чернышева Н.А. от ООО «АНТ Технойл»: Челикина Л.В., Урманчеева Т.А. от ЦППС НД ТПУ: Баранов В.Е., Кузьмин Т.Г., Куреленков С.Х., Молодых П.В от Консорциума «Союзнефтегазинвест»: Саркисян А.Л., Светлов Б.И. от Компании «ПетроАпьянс»: Максимкин В.В. от ООО «НПО «Сибтехнефть»: Соколов СВ. от ЗАО «ТИНГ»: Аржиловский А.В., Гнилицкий Р.А., Чезганова О.Н.

Слушали: Андрееву Н.Н. — д.т.н., генерального директора ОАО «НижневартовскНИПИнефть» об «Использовании попутного нефтяного газа -шаги от анализа проблемы до реализации проектов».

Гуляева В. А. — заместителя начальника технического управления, начальника отдела добычи и транспортировки газа ОАО «Сургутнефтегаз» об «Оптимальные пути решения вопроса по рациональному использованию нефтяного попутного газа в ОАО «Сургутнефтегаз».

Саркисяна А.Л. — исполнительного директора НП Консорциума «Союзнефтегазинвест» о «Деятельности Консорциума «Союзнефтегазинвест» по утилизации газа и энергообеспечению месторождений».

Два года назад ОАО «НижневартовскНИПИнефть» выступило на заседании ЦКР Роснедра (протокол от 20.10.2005г. №3458), посвященном вопросам использования попутного нефтяного газа (ПНГ), на котором были сформулированы проблемы использования ПНГ и установлен ряд требований к недропользователям по этому вопросу.

На сегодня единственным легитимным документом является решение ЦКР Роснедра (протокол от 20.10.2005г. №3458) и оно сыграло свою огромную положительную роль в решении проблем использования ПНГ. Принятые решения ЦКР частично реализованы, однако не все проблемы решены за прошедшее время.

Традиционные способы использования попутного газа ориентированы, как правило, на его переработку за пределами месторождений и являются громоздкими и капиталоемкими. По этой причине утилизация большей части добываемого ПНГ до сих пор остается одной из главных проблем для нефтедобывающих предприятий.

Анализ зарубежного опыта использования ПНГ показал наличие широко разветвленной индустрии использования ПНГ в мире, инженерных расчетов определения способов использования ПНГ в зависимости от его качества, существование развитых отраслей машиностроения и производств оборудования, направленного на использование (переработку) ПНГ, расположенных по всему миру. На современном этапе промышленного развития российские машиностроительные заводы вполне могут развернуть подобные производства.

При детальном рассмотрении процессов использования попутного нефтяного газа определены существенные недостатки в системе постановки на баланс его запасов и их дальнейшего учета. Как правило, на стадии пробной эксплуатации отбираются глубинные пробы нефти для определения газового фактора. Именно они становятся базой для всех дальнейших расчетов. Однако недропользователи неохотно идут на остановки скважин для проведения исследований. Есть случаи, когда газовые факторы (и расчеты ресурсов) принимаются по аналогии, что совершенно недопустимо.

Для наиболее эффективного использования ПНГ и получения дополнительной прибыли для крупных нефтегазовых компаний целесообразно разрабатывать и утверждать на ЦКР собственные газовые программы, состоящие условно из 4 этапов.

I этап — сбор исходных данных для расчёта объёмов добычи ПНГ. На этом же этапе происходит группировка месторождений по геолого-физическим признакам.

II этап — анализ имеющейся информации и исследовании рынков технологий и
оборудования, используемых в компании и применяемых в мире для утилизации ПНГ.
Проводится исследование рынка реализации продуктов переработки ПНГ.
Исследуются трудовые ресурсы для обеспечения обслуживающим персоналом
предполагаемых установок использования (переработки) ПНГ.

III этап — на основании проведённого анализа определяют технологические
варианты использования ПНГ, проводят экологическую оценку и оценку их
экономической эффективности.

IV этап — на основании многофакторного анализа определяют целесообразные
варианты и уровень использования ПНГ по каждому месторождению.

В результате постоянного поиска, выполнения расчетов доказано, что практически для каждого месторождения можно найти инвестиционно-привлекательные варианты эффективного использования ПНГ.

В настоящее время при выполнении экономической оценки по-прежнему применяют удельные стоимостные показатели технологического оборудования, разработанные во времена социализма. Использование этих показателей при современных рыночных отношениях абсолютно некорректно для определения рентабельности того или иного механизма производства. Существует необходимость в разработке методологии технико-экономических расчетов определения целесообразности использования попутного нефтяного газа.

При реализации газовых программ у нефтяных компаний возникают следующие проблемы:

— отсутствует утвержденная процедура по изменению уровня
использования ПНГ, установленного в лицензионном соглашении;

— не разработан порядок согласования и финансирования газовых программ
недропользователей вышестоящими структурами вертикально-
интегрированных нефтяных компаний;

— отсутствие у большинства компаний собственных или сервисных
управлений по переработке ПНГ и эксплуатации в больших количествах
автономных газотурбинных электростанций, газопоршневых
электростанций, пунктов отгрузки продуктов переработки ПНГ;

— трудности, возникающие между нефтяной компанией (владельцем газа) и
независимым инвестором, связанные с ценой и местом реализации газа, а
также оплатой за созданную инфраструктуру для транспорта продуктов
переработки газа;

— межведомственные отношения при сооружении ГПЗ, ПЭС, пунктов
отгрузки продуктов переработки ПНГ.

Ключевым пунктом является определение порядка согласования и утверждения газовой программы и, особенно, утверждение уровней использования ПНГ по лицензионным участкам. Этот вопрос прорабатывается в рамках создания «Методики определения технико-экономической целесообразности использования попутного нефтяного газа», выполняемой по заказу Правительства Ханты-Мансийского автономного округа.

Проектные документы на разработку месторождения должны содержать в своем составе основные решения по вариантам использования ПНГ и обоснование уровней его использования, современные технологии воздействия на пласты, строительства и эксплуатации скважин, обустройства промыслов, в т.ч. предусматривающие максимально возможный уровень использования ПНГ,

основные технико-экономические показатели расчетных вариантов разработки с учетом уровня использования ПНГ, планы развития мощностей с учетом максимальных уровней отборов нефти, газа и воды, а также использования ПНГ. В целом процедура сбора, подготовки и использования ПНГ должна стать неотъемлемой частью комплексного подхода к обустройству месторождений.

Проблема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) стоит перед всеми нефтяными компаниями. Существует целый ряд объективных факторов, препятствующих эффективному решению этой проблемы в России: высокие затраты на добычу и отделение от нефти ПНГ по сравнению с добычей природного газа; высокие инвестиционные затраты на создание инфраструктуры по доставке ПНГ к объектам газопереработки; отсутствие возможности перерабатывать ПНГ на условиях процессинга на существующих газоперерабатывающих комплексах (ГПК), так как порядок доступа к производственным мощностям ГПК отсутствует; отсутствие мощностей либо ограниченные мощности ГПК в зоне добычи ПНГ и наконец непрозрачный механизм доступа к ГТС «Газпрома» для транспортировки сухого отбензиненного газа.

На первый взгляд, существующий комплекс проблем не позволяет добиться рентабельности при утилизации попутного нефтяного газа. На самом деле, это возможно, если к решению этого комплекса проблем также подходить комплексно.

В ОАО «Сургутнефтегаз» с 2002 года создана единая система сбора, транспорта и утилизации нефтяного попутного газа, которая позволяет комплексно решать вопросы эксплуатации оборудования, загрузки мощностей и реализации продукции, выполнения лицензионных соглашений в области утилизации газа. Данная система включает в себя:

— внутрипромысловый сбор, магистральный транспорт и поставку газа
потребителям (2350 км газопроводов, 4 газораспределительные станции);

— компримирование (11 транспортных компрессорных станций и 7
компрессорных станций концевых ступеней сепарации);

— переработку газа (3 установки переработки газа);

— производство электроэнергии.

Обустройство новых месторождений ведется по принципу одновременного бурения, строительства ДНС, газопроводов и объектов генерации

Для обеспечения утилизации газа и обеспечения собственной электроэнергией Обществом разработана программа по строительству газотурбинных и газопоршневых электростанций. На сегодняшний день на территории ХМАО эксплуатируется 13 ГТЭС общей суммарной мощностью 343,5 МВт и 1 ГПЭС на 4 МВт, а также 1 ГПЭС на 12 МВТ в Восточной Сибири (Талаканское месторождение).

Общая мощность генерации к 2015 году составит около 600МВт установленной мощности, что позволит обеспечить до 35% от общего объема потребляемой Обществом электроэнергии

Капитальные затраты за период с 2002 по 2006 годы на строительство ГТЭС и ГПЭС составили 6 995 683 тыс.рублей.

Для увеличения надежности работы объектов силами Общества ведется замена устаревшего, аварийно-опасного оборудования:

— проведена реконструкция систем управления компрессорных станций и
объектов Управления по переработке газа;

— проведено перепрофилирование газлифтных компрессорных станций для
работы в режиме транспорта газа.

— построены блоки редуцирования и узлы сбора конденсата, введены в
эксплуатацию газосборные и магистральные газопроводы, газораспределительная
станция перед Сургутской ГРЭС-2.

Затраты на строительство газопроводов и реконструкцию компрессорных станций составили 5 241 705 тысяч рублей.

Проектируются 3 транспортных компрессорных станций производительностью 420 млн.мЗ в год на территории ХМАО с вводом в 2008 году и 1 компрессорная станция в Восточной Сибири для закачки попутного нефтяного газа в пласт, производительностью 1,5 млрд.мЗ в год с вводом в 2009 году.

Для увеличения объемов переработки газа и выпуска жидкой продукции проведены реконструкции системы управления установок переработки газа, построены: установка наполнения баллонов пропаном, установка переработки газа №3, товарный парк №3, сливно-наливная эстакада ШФЛУ, СПБт и БГС. Капитальные вложения составили 3 838 738 тыс.рублей. Экономический эффект: переработка газа до 7 млрд. мЗ в год, выпуск жидкой продукции в 1,5 раза до 600 тыс.тонн в год.

Освоение вышеперечисленных капиталовложений с высокой рентабельностью обеспечило следующие показатели использования газа:

Консорциум «Союзнефтегазинвест» разработал и предлагает реализовать комплексную программу утилизации ПНГ, состоящую из:

1. Энергетического направления, заключающегося в выработке
электроэнергии для промысловых нужд. Комплектация газопоршневых установок
котлами-утилизаторами позволяет эксплуатировать установки в режиме
когенерации, т.е. совместного производства электроэнергии и тепла.

2. Нефтехимического направления, когда попутный нефтяной газ
перерабатывается с получением сухого газа, подаваемого в систему
магистральных трубопроводов, газового бензина, широкой фракции лёгких
углеводородов (ШФЛУ) и сжиженного газа для бытовых нужд.

Консорциум «Союзнефтегазинвест» предлагает использовать ПНГ как для собственных нужд (производство тепловой и электрической энергии, обеспечение топливом), так и для производства товарной продукции: пропан-бутана, сжиженного метана, бензинов, сырья для химической промышленности. Консорциум готов принять на себя выполнение всего комплекса работ, начиная от проектирования, подбора и поставки необходимого оборудования, до сдачи объекта «под ключ», его последующей эксплуатации и сервисного обслуживания во всех регионах России, транспортного обеспечения и доставки готовой продукции до потребителя, обеспечивая, в случае необходимости, организацию финансирования.

В обсуждении приняли участие: Лапидус В.З., Америка Л.Д., Абдуллин Р.А., Мартос В.Н., Лебединец Н.П., Курамшин P.M., Шахвердиев А.Х., Жданов С.А., Арешев Е.Г., Шаевский О.Ю., Лысенко В.Д., Яшин Ю.Н., Лисовский Н.Н.

ЦКР Роснедра (нефтяная секция) ОТМЕЧАЕТ:

1. В Российской Федерации не создана полноценная нормативно-правовая
база, регулирующая использование попутного (растворённого) нефтяного газа как
ценного природного сырья.

2. На сегодня единственным действующим документом является решение
ЦКР Роснедра (протокол от 20.10.2005г. №3458) и оно сыграло свою
положительную роль в решении проблем использования ПНГ.

3. Законодательная основа по рациональному использованию попутного
(растворённого) нефтяного газа должна быть создана в рамках разработки
долгосрочной государственной программы.

ЦКР Роснедра (нефтяная секция) ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Предложить Российской академии естественных наук (РАЕН), ОАО
«НижневартовскНИПИнефть», ОАО «ВНИИнефть» направить предложения по
внесению изменений в проектные документы на разработку месторождений в части
использования попутного (растворённого) нефтяного газа (ПНГ) в
уполномоченные органы (МПР России, Минпромэнерго России и
Минэкономразвитие России) для включения во вновь разрабатываемые
нормативно- инструктивные документы.

2. Во исполнение раздела 5.2 «Методических рекомендаций по
проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (приказ
МПР России от21 марта 2007 г. № 61) утвердить в составе проектного
технологического документа на разработку нефтяных месторождений раздел по
использованию попутного (растворённого) нефтяного газа (ПНГ), в котором
рекомендуется предусматривать:

— расчет годовых объемов извлечения попутного (растворённого) нефтяного
газа;

— показатель накопленной добычи газа по годам с целью выбора способа его
использования;

8

— определение физико-химических характеристик попутного (растворённого)
нефтяного газа и описание его потребительских свойств;

— определение возможных потребителей попутного (растворённого)
нефтяного газа и продуктов его переработки;

— выбор оборудования и технологий по использованию попутного
(растворённого) нефтяного газа;

— экологическая оценка вариантов использования попутного (растворённого)
нефтяного газа;

— технико-экономические расчеты, обосновывающие выбор вариантов
использования и достигаемый максимальный коэффициент использования
попутного (растворённого) нефтяного газа.

3.Считать процедуру сбора, подготовки и использования попутного (растворённого) нефтяного газа неотъемлемой частью общей структуры обустройства месторождений.

4. При экспертизе проектных технологических документов на разработку
нефтяных месторождений в обязательном порядке проводить экспертизу раздела
по использованию попутного (растворённого) нефтяного газа.

5. Установить порядок, при котором уровни использования ПНГ и
коэффициент использования ПНГ (КИГ) утверждаются ЦКР Роснедра в
соответствии с законом «О недрах».

6. Рекомендовать нефтяным компаниям использовать в качестве базового
образца схему разработки программы использования ПНГ, предлагаемую ОАО
«НижневартовскНИПИнефть».

7. Одобрить опыт ОАО «Сургутнефтегаз» по достижению высокого
коэффициента использования попутного (растворённого) нефтяного газа и
рекомендовать недропользователям:

• использование попутного (растворённого) нефтяного газа с
целью повышения нефтеотдачи;

• — обустройство новых месторождений вести по принципу
одновременного бурения, строительства ДНС, газопроводов и
объектов генерации;

• максимально использовать попутный (растворённый) нефтяной
газ на собственные нужды.

8. Нефтяным компаниям изучить предложения НП Консорциума «Союзнефтегазинвест» по использованию попутного (растворённого) нефтяного газа для собственных нужд и производства товарной продукции.

9. Рекомендовать Федеральному агентству по недропользованию (Роснедра) согласовать принятые решения.