Доклад ОАО «НижневартовскНИПИнефть» на ЦКР 14 июня 2007г.

Два года назад ОАО «НижневартовскНИПИнефть» выступило на заседании ЦКР Роснедра (протокол от 20.10.2005г. №3458), посвященном вопросам использования попутного нефтяного газа, на котором было установлено следующее:

— сформировавшаяся в России система использования ПНГ в нынешнем виде не устраивает ни постав­щиков, ни потребителей ПНГ;

— рекомендовать нефтяным компаниям разработать детальные программы инвестиций в процессы и техно­логии использования ПНГ с целью реального сокраще­ния потерь до 2012 г. и в связи с обязательствами России согласно Киотскому протоколу;

— с целью усиления контроля за реализацией недропользователями мероприятий по использованию попутного нефтяного газа при освоении новых и развитии разрабатываемых месторождений считать необходимым на всех стадиях проектирования разработки месторождений предусматривать в составе проектных документов разделы по использованию попутного нефтяного газа с проведением их обязательной экспертизы;

— установить порядок, при котором, начиная с 01.01.2006 г., проектные документы, представляемые на экспертизу и последующее рассмотрение на нефтяной секции ЦКР без разделов, содержащих перечень мероприятий, их стоимость и календарные планы добычи, реализации и использования попутного нефтяного газа, приниматься не будут;

— территориальным отделениям ЦКР в обязательном порядке рассматривать состояние использования попутного нефтяного газа при утверждении ежегодных уровней добычи недропользователям;

— рекомендовать органам законодательной власти закрепить в законодательстве РФ требования, обязывающие недропользователя к использованию ПНГ и исключению сжигания его в факелах, внеся соответствующие дополнения в проект Федерального Закона «О недрах»;

— предложить Российской академии естественных наук, ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «ВНИИнефть», Институту независимых правовых экспертиз провести научно-исследовательские работы, обеспечиваю­щие разработку нормативно-правовой базы использования ПНГ;

— считать целесообразным разработать федеральную и региональные целевые программы по обеспечению использования попутного нефтяного газа, предусмотрев предоставление субсидий, гарантий и субвенций из федерального и региональных бюджетов на финансирование создания мощностей по транспортировке и переработке попутного нефтяного газа;

— рекомендовать Росприроднадзору осуществлять контроль за процессами добычи, учета и использования попутного нефтяного газа.

Рассмотрим, что было сделано за истекший период.

Изучение причин неудовлетворительного использования ресурсов нефтяного газа показало, что их корни лежат в несовершенстве принятой в отечественной нефтяной промышленности системе газового хозяйства, с помощью которой реализуется нефтяной газ.

До середины 80-х годов прошлого столетия, когда вводились в разработку и обустройство уникальные и крупные месторождения, принятая система в большей мере себя оправдывала. Было построены ГПЗ, КС, тысячи километров газопроводов и уровень утилизации газа был доведен до 70-80%.
Достоинствами существующей системы использования ресурсов попутного нефтяного газа (рис. 1) для централизованной выработки электроэнергии являются:

— высокий коэффициент эффективности использования установленной мощности (более 94%);

— экономичность (на уровне лучших электростанций отрасли);

— относительно низкая себестоимость выработки электроэнергии.

В то же время данная система использования ресурсов ПНГ имеет и ряд недостатков:

— она содержит в себе большие и сложные технологические объекты (газопроводные сети, компрессорные станции, ГПЗ, продуктопровод, электростанцию, магистральные и промысловые линии электропередач, промысловые электроустановки) и «растягивается» на сотни километров;

— требует весьма крупных капитальных вложений;

— на строительство системы затрачивается от 8 до 14 лет;

— объекты системы не могут поставляться в блочно-модульном исполнении полной заводской готовности, поэтому создаются сложности при строительстве системы в отдаленных северных районах, характеризующихся тяжёлыми и суровыми почвенно-климатическими условиями;

— происходят огромные прямые потери газа, вызванные низким энергетическим коэффициентом полезного действия (КПД) большинства тех процессов, которые осуществляются системой, и вследствие этого низкая эффективность системы.

Общий (или интегральный) энергетический КПД системы, состоящей из последовательно соединенных технологических объектов, будет равен произведению энергетических КПД каждого объекта системы.

Например, общий или интегральный энергетический КПД традиционной системы использования ресурсов нефтяного газа при расстоянии от ГПЗ до ГРЭС и от ГРЭС до промыслов в 500 км составит 14,5%.

Это значит, что на промыслы после прохождения системы возвращается всего 14-15% от того количества газа или эквивалентной ему энергии, которое было подано в систему на тех же промыслах, а 85-86% затрачиваются самой системой на свою внутреннюю работу, заключающуюся в компенсации гидродинамических сопротивлений в газопроводах на выработку конденсата, электроэнергии и потерь в линиях электропередач.

Следует отметить еще один немаловажный момент. Пока создается традиционная система по использованию ресурсов газа (не менее чем десять лет), газ практически не используется, вследствие чего половина его запасов сжигается на факелах. Оказывается, что и после ввода системы в действие оставшаяся половина запасов используется с КПД 0,14. Следовательно, при этой системе запасы газа могут быть эффективно использованы только на 0,07 или всего на 7%, а остальные 93% запасов сначала сжигаются на факелах (это видимые потери), а затем расходуются на собственные нужды системы (скрытые потери).

Приведенные результаты анализа энергетического КПД весьма дорогостоящей традиционной системы доказывают, что эта система неэффективна для увеличения использования запасов нефтяного газа (рис. 2).

Рис. 2 — Суммарная добыча нефтяного газа по годам на территории ХМАО-Югры с учетом фактической добычи нефти за 2004 год, млн. м³

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, хотя свойства нефти могут меняться по структуре пласта по мере его разбуривания. Однако недропользователи неохотно идут на остановки скважин для проведения исследований. Есть случаи, когда газовые факторы (и расчеты ресурсов) принимаются по аналогии, что совершенно недопустимо. Учет газа на промыслах до настоящего времени ведется неудовлетворительно, хотя нам известно широкая номенклатура приборов учета, настроенных на различные производительности и составы газа. По данным Департамента нефти, газа и минеральных ресурсов ХМАО-Югры из 560 факельных систем только 261 оборудованы узлами учета, при этом основное количество из них — не сертифицированы.

С середины 80-х годов, когда начали вводиться средние и малые месторождения в Западной Сибири, с её огромной территорией, чрезвычайно тяжелыми и суровыми почвенно-климатическими условиями, дороговизной транспортных перевозок и строительства резко обнажились все недостатки традиционной системы по использованию ресурсов газа, вследствие чего в округе зажглись и продолжают гореть многочисленные факелы из газа (рис. 3).

В настоящее время по Западной Сибири ежегодно, согласно данным статистики, сжигается около 10 млрд.м³. Потери нефтяного газа формируются в основном за счет мелких, малых и средних удаленных месторождений, доля которых по Западной Сибири продолжает увеличиваться. Цифра плавающая, так как далеко не все месторождения оснащены узлами учета газа. Согласно данным Всемирного банка, приведенным Анастасией Рожковой (рис. 4) на заседании круглого стола, в целом по России в 2004г. сожжено 14,7 млрд.м³.

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.По данным департамента государственной политики и регулирования в области природопользования МПР России из 55 млрд. кубометров ежегодно добываемого ПНГ лишь 26% направляется в переработку, 27% сжигается в факелах и 47% идет на нужды промыслов, либо списывается на технологические потери. Между тем в других нефтедобывающих странах использование попутных газов достигает 95-98%.

Располагая огромной сырьевой базой по производству жидких продуктов газопереработки (этана, пропана, бутанов, пентанов и плюс высших углеводородов), за последние десятилетия не получили какого-либо развития как мощности по переработке, так и выработки сжиженных газов. Это происходит на фоне того, что в принятых «Энергетических стратегиях России 1995-2003 гг.» этой проблеме уделялось особое внимание. Так, в «Энергетической стратегии 1995 года» подчеркивалась необходимость придать приоритет глубокой переработке и комплексному использованию углеводородного сырья. В «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» предусмотрены технические модернизации и реконструкции действующих газоперерабатывающих заводов, направленные на повышение извлечения ценных компонентов из газа. Аналогичные задачи ставит перед собой и «Газпром», который в своей последней Стратегии бизнеса наметил расширение производства продуктов газохимии, повышение извлечения ценных компонентов из газа, увеличение производства продуктов более глубокой степени переработки, а также увеличение загрузки перерабатывающих мощностей.

Однако общее количество газоперерабатывающих заводов в стране за последнее десятилетие не претерпело каких-либо изменений (рис. 5): из 24 ГПЗ 6 находятся в ведении «Газпрома» и 18 — в составе нефтяных компаний. При меньших объемах добычи газа в США и Канаде (по сравнению с Россией) количество ГПЗ и газобензиновых установок на 01.01.06 у них составило соответственно 566 и 940. Еще хуже положение в России с объемами переработки газа: в 2005 году при добыче 615 млрд. куб. м газа на ГПЗ переработано немногим более 45 млрд. куб. м, или около 7%. В США при объеме добычи в том же году 538,6 млрд. куб. м переработано 472,2 млрд. куб. м, т. е. 88%; в Канаде при объеме добычи 170 млрд. куб. м загрузка мощностей по переработке газа составила 335 млрд. куб. м. Такое превышение объемов переработки газа над добычей связано с неглубокой переработкой газа на небольших установках на многочисленных месторождениях с повторной переработкой газа на крупных ГПЗ с глубоким извлечением этана и других компонентов перед подачей газа в магистральные газопроводы.Небольшие объемы переработки газа в России крайне негативно сказываются и на объемах выработки сжиженных газов газопереработки. По данным «Газпрома», в 2005 году выработано нестабильного газового конденсата и нефти 12 млн. тонн, хотя их объемы следует показывать отдельно. Дочерняя нефтехимическая компания «Газпрома» «СИБУР» выработала в 2005 году сжиженных углеводородных газов 2,9 млн. тонн. Уровень выработки сжиженных газов в США, несмотря на продолжающееся снижение объемов добычи газа, находится в течение многих лет на уровне 55-56 млн. тонн, в 2005 году она составила 56,4 млн. тонн. По данным журнала Oil and Gas Journal, выработка сжиженных газов в России в 2005 году достигла всего 6,8 млн. тонн, или в 8,3 раза меньше, чем в США, и в 2,8 раза меньше, чем в Канаде. Объем же добычи газа в России в 1,2 раза превосходит объем добычи газа в США и в 3,8 раза — в Канаде.

Еще большее отставание от США наметилось в выработке этана, бутанов, являющихся ценнейшим сырьем для производства нефтехимической продукции. Выработка этана в России более чем в 21 раз меньше, чем в США, бутанов — в 8,4 раза. Небольшие объемы выработки сжиженных углеводородных газов оказывают крайне негативную роль на развитие нефтехимической промышленности страны.

За последние 2 года ОАО «НижневартовскНИПИнефть» выполнен комплекс научно-исследовательских и проектных работ, в которых использованы результаты проведенных исследований (рис. 6).

Основные проблемы по использованию ПНГ неоднократно обсуждались в органах государственной власти и общественно-политических организациях (рис. 7).

Для наиболее эффективного использования ПНГ и получения дополнительной прибыли для крупных нефтегазовых компаний (ВИК) целесообразно разрабатывать и утверждать на территориальных отделениях ЦКР собственные газовые программы.

На сегодня институтом ОАО «НижневартовскНИПИнефть» созданы основные подходы к разработке программ использования ПНГ на месторождениях нефтегазодобывающих компаний и технико-экономическое обоснование выбора способов его использования (рис. 8).

В результате постоянного поиска, выполнения собственных оригинальных расчетов нами доказано, что практически для каждого месторождения можно найти инвестиционно-привлекательные варианты эффективного использования ПНГ (рис. 9). Было доказано, что переработка ПНГ на малых и средних месторождениях рентабельна и представляет коммерческий интерес для малого и среднего бизнеса. Эти подходы реализованы в научно-исследовательской работе «Разработка программы использования попутного нефтяного газа на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» на 2007-2016 г.г.», позволяющей довести уровень использования нефтяного газа на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» до 90-95%. Кроме этого, была разработана программа мероприятий по обеспечению рационального использования попутного газа на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз».В настоящее время нефтяными компаниями предпринимаются шаги по организации производства работ по газовым программам. При реализации газовых проектов 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 ВИНК;

— отсутствие у большинства компаний собственных или сервисных управлений по переработке ПНГ и эксплуатации в больших количествах ГПЭС, АГТЭС, пунктов отгрузки продуктов переработки ПНГ;

— невозможность выпуска в ближайшие годы машиностроительными заводами необходимого количества установок по переработке 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.

В настоящее время в Российском законодательстве существует большой пробел в вопросах утилизации попутного нефтяного газа, не разработан механизм, регулирующий взаимоотношения добывающих ПНГ нефтяников и переработчиков углеводородного сырья.

Несмотря на отсутствие нормативно-правовой базы, природоохранные органы ХМАО-Югры предъявляют к недропользователям обязательные требования по 95% утилизации ПНГ. На наш взгляд, такое требование бывает не всегда обоснованным. Процент утилизации ПНГ должен определяться рядом факторов, таких как удаленность месторождения от инфраструктуры, стадия его освоения, объем добываемого газа, и рассчитываться в проектах разработки месторождения. В настоящее время коэффициенты использования газа, приводимые в лицензионных соглашениях, не учитывают этих факторов. Для новых месторождений норматив утилизации ПНГ сначала должен быть минимальным, постепенно достигая максимума при полном обустройстве месторождения.

На рисунке 10 представлена схема применения оборудования, имеющего производительность, обеспечивающую максимальное использование ресурсов. При большом числе агрегатов в составе оборудования по использованию ПНГ возможна ситуация, при которой часть технологического оборудования используется меньше нормативного срока амортизации. Добыча нефти и попутного нефтяного газа по годам имеет выраженный максимум, в связи с этим появляется проблема неэффективного использования оборудования. Как правило, максимум добычи приходится на три-четыре года. При выборе вариантов использования ПНГ необходимо учесть использование газа в этот период. Наиболее целесообразным является рассмотрение группы месторождений с максимумами по добыче ПНГ, приходящимся на разные годы.

Затраты на использование ПНГ не имеют линейной зависимости от уровня утилизации газа. Повышение степени использования газа с 90 до 95% требует увеличения затрат на 20%. Дальнейшее повышение уровня утилизации газа приведет к более стремительному увеличению затрат.

Исходя из вышеизложенного, на отдаленных и средних нефтегазовых месторождениях довольно сложно достичь уровня утилизации ПНГ 95% с полным использованием нормативного срока службы оборудования. Для месторождений с коротким сроком максимального объема добычи газа необходимо уровень утилизации ПНГ рассчитывать исходя из среднегодовых объемов добычи газа за 10 лет. А уровень использования ПНГ 95%, можно устанавливать в целом для нефтяной компании или по региону исходя из совокупных уровней использования газа.

В решении этой проблемы мы возлагали большие надежды на новые правила разработки и обустройства нефтяных месторождений, которые должны быть созданы в рамках Закона РФ «О техническом регулировании». Нашим институтом дважды вносились предложения по использованию ПНГ в проект ГОСТ Р «Месторождения нефтяные, газонефтяные и нефтегазовые. Правила проектирования разработки», но, увы, нормативный документ был утвержден без учета наших поправок.Законодательная основа должна быть создана в рамках разработки долгосрочной государственной программы по рациональному использованию попутного газа. Возможно, в России необходимо разработать единые стандарты по снижению объемов сжигания попутного газа.

ПНГ при условии внесения изменений в законодательство и проявлении политической воли со стороны органов власти должен занять свою нишу в экономике страны как ценное химическое сырье и альтернатива в производстве электроэнергии.

Такие понятия, как нефтяные компании, газовые компании, компании по производству электроэнергии уходят в прошлое. На смену им идет глобальная энергетическая компания — компания, способная обеспечить различные виды энергоносителей в масштабах всего мира.

Тенденция к созданию глобальной энергетики означает, что одно лишь владение сырьевыми ресурсами уже не гарантирует получения прибыли. Это лишь исходное условие, которого недостаточно, чтобы выйти на конечного потребителя. Решающим фактором становится доступ непосредственно на конечный рынок сбыта, а это подталкивает компанию к освоению новой концепции вертикальной интеграции, которая отличается от традиционных определений. Она выходит за рамки представления о нефтяной компании, интегрирующейся с нефтеперерабатывающим заводом, или газовой компании покупающей перекачивающую станцию. Эта концепция означает, что успешно действующая энергетическая компания постоянно ищет любые пути, ведущие к конечному потребителю. Компании, добывающие природный газ, заключают соглашения с нефтехимическими компаниями, производители энергии покупают фирмы, предоставляющие телекоммуникационные услуги, разработчики компьютерной аппаратуры и программного обеспечения сотрудничают с газовыми компаниями, изготовители оборудования создают совместные предприятия с нефтяными компаниями, а те, в свою очередь, приобретают фирмы, производящие электроэнергию, или становятся владельцами электростанции, рассматривая ее как один из вариантов переработки нефти в полезный продукт — электроэнергию.

Трансформация нефтяных компаний в интегрированные энергетические компании во всем мире признается положительным опытом повышения эффективности бизнеса. Для ОАО «Сургутнефтегаз», обеспечивающего производство более 14 млрд. м³ газа в год (32% от добычи газа всеми нефтяными компаниями России) выход в новый газоэнергетический сектор явился реальным шагом на пути формирования полноценной энергетической компании.

ОАО «Сургутнефтегаз» фактически первым в России осваивает непростую практику объединения в рамках деятельности одной компании разведки и разработки месторождений, добычи нефти и газа, их глубокой переработки, маркетинга конечных продуктов на внешнем и внутренним рынке, выработки собственной электроэнергии.

Мы неоднократно в своих выступлениях говорили о том, что требования к разработке технических регламентов диктуют необходимость разработки специального технического регламента о разработке месторождений углеводородного сырья.

Опираясь на положительную практику зарубежных стран, учитывая особенности политического и экономического развития России, необходимо, на наш взгляд, в интересах страны и в целях усиления государственного регулирования нефтяной деятельности, разработать и принять на федеральном уровне нормативно-правовые акты, закрепляющие правовой режим нефтяных ресурсов и особенности осуществления деятельности в сфере нефтедобычи.

Действующий сегодня Закон РФ «О недрах» не отражает специфики разведки, освоения и использования углеводородного сырья, не устанавливает особенностей правового режима, не обеспечивает приток инвестиций и должную охрану интересов общества.

Сегодня в России институт государственного управления нефтегазодобывающем комплексом «распылен» между министерствами и ведомствами, что, с одной стороны, мешает построению четкой государственной концепции, а, с другой, препятствует нормальному функционированию нефтяных компаний, вынужденных «разрываться» между государственными структурами для легитимации своей деятельности.

Введенный в действие 27 декабря 2003 года Федеральный закон №184-ФЗ «О техническом регулировании» выстраивает новую систему взаимоотношений между государством и бизнесом. При этом роль и ответственность бизнеса неизмеримо повышается. Бизнес должен стать соавтором нового технического законодательства и главной заинтересованной стороной создания современной системы стандартизации мирового уровня для своих производств.

В целях достижения максимально эффективного использования природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для роста экономики и повышения качества жизни населения страны, стабильного, бесперебойного и экономически эффективного удовлетворения внутреннего и внешнего спроса на нефть, газ и продукты их переработки, обеспечения стабильно высоких поступлений в доход консолидированного бюджета, обеспечения политических интересов России в мире, формирования устойчивого платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей российской экономики (обрабатывающей промышленности, сферы услуг, транспорта и т.п.), необходимо обеспечить функционирование нефтегазодобывающего комплекса надлежащим законодательством.

Значительный уровень государственного воздействия на деятельность нефтегазодобывающего комплекса, безусловно, необходим для того, чтобы гарантировать уважение законов и подзаконных нормативно-правовых актов, реализацию планирования развития нефтегазодобывающего комплекса и координацию усилий государственных органов и частных субъектов предпринимательской деятельности, технический контроль. Кроме того, он способствует сохранению контактов с научными учреждениями, которые занимаются проблемами нефтегазодобывающего комплекса, а также обеспечением постоянного информационного потока, на основе которого осуществляется принятие тех или иных управленческих решений.

Принятие на федеральном уровне законов, устанавливающих правовой режим углеводородных ресурсов и особенности осуществления нефтяной деятельности, кроме того, позволит установить общие положения, которым должны соответствовать принимаемые различными государственными органами власти подзаконные нормативно-правовые акты.

Меры, способствующие повышению уровня использования попутного газа

1. Разработать «Закон о нефтяной деятельности», в рамках которого должно найти отражение использование попутного нефтяного газа.

2. Составить (разработать) баланс, учёт, гармонизацию деятельности ведомств.

3. Провести инвентаризацию ресурсов ПНГ и определиться с понятием ресурсов попутного нефтяного газа.

4. Внести изменения в лицензионные соглашения нефтяных компаний в части
уровней утилизации газа.

5. На ЦКР утверждать одновременно с уровнями добычи нефти уровни использования ПНГ по месторождениям.

6. Обязать нефтяные компании разработать программы по использованию ПНГ и доведения его уровня до экономически обоснованного по компании в целом.

7. Содействовать независимым компаниям в получении доступа к неиспользуемому нефтяными компаниями попутному газу.

8. Обязать нефтяные компании привести факельные системы в соответствие с действующими правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, в том числе оснастить их узлами учёта.

9. Составить регламенты на узлы учёта газа и указать периодичность контроля
качества газа.

10.Создать систему мониторинга за объемами сжигания ПНГ на факельных
установках.

11.Признать, что малые комплексы по переработке ПНГ должны стать частью обустройства месторождения и к ним применять нормы проектирования для нефтепромысловых объектов, а не полномасштабных ГПЗ.

12.Рассмотреть возможности российских машиностроительных заводов по выпуску блочных малогабаритных установок по переработке ПНГ и узлов учёта к ним.

Основные перспективные направления работы в ХМАО-Югре по увеличению уровня использования ПНГ

1. Разработка «Программы мероприятий по обеспечению рационального использования ПНГ на территории ХМАО-Югры на 2008-2018 гг.».

2. Мониторинг выполнения нефтегазодобывающими компаниями Программ мероприятий по использованию ПНГ.

3. Строительство новых объектов по использованию ПНГ: переработки, отгрузки, транспорта и т.д.

4. Начало биржевой торговли продуктами переработки ПНГ.

5. Принятие новых законов и распоряжений Правительства РФ, направленных на увеличение использования ПНГ.

6. Привлечение внешних инвестиций, направленных на решение вопросов рационального использования ПНГ.

Отчет в PDF-формате с иллюстрациями