Тезисы «Решение проблемы использования попутного нефтяного и природного газа»
| Вид материала | Тезисы |
- Выставочная Компания «Новое Тысячелетие», 65.73kb.
- В г. Салехарде проводилась Международная научно-практическая конференция «Рациональное, 96.14kb.
- Производственно-технологический комплекс по производству и доставке сжиженного природного, 155.12kb.
- Технико-экономическое обоснование рациональности использования попутного нефтяного, 138.5kb.
- С. Я. Чернавский (цэми ран) экономический анализ угроз со стороны рынков природного, 56.59kb.
- Issues the research are actual due to changing legislative base of air pollution regulation, 144.21kb.
- Информационная справка по ОАО «Новатэк», 305.07kb.
- Природные источники углеводородов, 121.67kb.
- В 2002 году производство природного газа в Канаде составило 6 триллионов кубических, 695.89kb.
- О перевозке сжиженного природного газа, квалифицированные трудовые ресурсы, документация, 117.01kb.
1 2
Тезисы
«Решение проблемы использования попутного нефтяного
и природного газа»
Докладчик: Рябов Евгений Анатольевич, Заместитель начальника отдела геологии, воспроизводства и использования минерально-сырьевых ресурсов Департамента государственной политики в области геологии и недропользования МПР РФ
Факты и оценки.
По данным МПЭ России на факельных установках сжигается 14,9 млрд. м3 ПНГ в год. Эксперты Российского газового общества считают, что сжигается больше, около 20 млрд. м3 ПНГ. Эти же цифры приведены в Послании Президента Российской Федерации. Международное агентство PFC Energy дает следующую оценку: «по данным космических снимков, которые включают факелы на всех видах месторождений углеводородного сырья, достигает 60 млрд. м3 в год, что превышает объем экспорта газа России в Германию и достигает 25% от общего объема экспорта в Европу». Источник - доклад агентства на пятом международном форуму “Утилизация попутного газа”, Москва, гостиница “Президент”, 9-10 октября 2007 г.
Причины.
Низкий уровень утилизации ПНГ – результат регулирующего воздействия федеральных органов власти. Практически нулевые санкции за сжигание ПНГ, регулируемых низких тарифах на ПНГ для переработки, ограничения по доступу в транспортные сети для продуктов переработки ПНГ (метан и электрическая энергия). В существующих экономических и правовых условиях максимальная экономическая выгода для хозяйствующих субъектов в значительном количестве случаев достигается при сжигании ПНГ на факелах.
Решения.
В настоящее время нет технических и технологических препятствий для полного использования добываемого углеводородного сырья. Международный опыт, упомянутый в Послании Президента, это доказывает. С позиции государственного регулирования проблема решается изменением экономических и правовых условий недропользования: мерами принуждения и мерами стимулирования, кнутом и пряником.
Все виды побуждения недропользователей к утилизации попутного нефтяного газа разбиваются всего лишь на четыре группы:
Меры принуждения:
1) Ограничения прав на добычу нефти
2) Экономические санкции за выбросы (сжигание) ПНГ.
Меры стимулирования:
3) Снижение фискальных изъятий на добычу нефти при условии полезного использования ПНГ как сопутствующего полезного ископаемого
4) Прямое стимулирование проектов по утилизации ПНГ
В свою очередь меры принуждения могут быть только двух типов:
1) Индивидуальные санкции за сжигание в зависимости от геолого-экономических условий разработки конкретного месторождения или лицензионного участка.
2) Единый принцип наложения санкций за сжигание ПНГ.
С точки зрения недропользователя меры регулирования определяют отдачу на вложенный капитал как инвестиционного проекта по добыче углеводородного сырья в целом, так и инвестиционного проекта по утилизации попутного нефтяного газа.
Необходимо подчеркнуть, что инвестиционный проект по утилизации ПНГ может как улучшить показатели инвестиционного проекта по добыче нефти на лицензионном участке или месторождении, так и ухудшить. В любом случае недропользователю необходимы значительно большие капитальные вложения в комплексное освоение месторождения. Механизм привлечения инвестиций компаний – переработчиков в проекты по утилизации ПНГ позволит снизить инвестиционную нагрузку на нефтяные и газовые компании.
Отдельно о санкциях.
В настоящее время санкции взимаются за продукты сжигания на факельных система. Увеличение экологических санкций за выбросы продуктов сжигания во многих случаях приведет к побочному эффекту роста инвестиций в технологии экологически чистого сжигания на факельных системах. Так как целью является не чистота сжигания на факельных системах, а уменьшение объема сжигания, МПР России предложило изменить принцип взимания санкций. Предложено связать санкции с энергетической ценностью сжигаемых на месторождениях газов.
Рост санкций за сжигание позволяет снизить сравнительную экономическую выгоду от сжигания ПНГ на факеле по сравнению с его сбором и переработкой. Но при этом резкое увеличение санкций ухудшает показатели окупаемости инвестиционных проектов по утилизации ПНГ. Поэтому их рост должен быть определен на четырех - пятилетний срок при значительном возрастании в конце этого срока. Такой подход позволит в нормальном режиме компаниям спланировать и реализовать инвестиционные проекты по утилизации попутного нефтяного и природного газа.
ПРОБЛЕМЫ РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО И КОНДЕНСАТНОГО ГАЗА
В ЯНАО И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ
Докладчик: Пономарев Андрей Александрович. Первый заместитель директора департамента природно-ресурсного регулирования и развития нефтегазового комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа. (г.Салехард)
В Ямало-Ненецком автономном округе ежегодно добывается более 36 млн. тонн нефти. Известно, что при разработке нефтяных месторождений добывается попутный нефтяной газ (ПНГ) и вопрос рационального использования ПНГ в автономном округе стоит очень остро.
Всего в автономном округе в 2006 году добыто 8,78 млрд.м3 попутного нефтяного газа, утилизация при этом составила 55,5%, остальные 44,5% сжигается на факелах.
На территории ЯНАО попутный нефтяной газ добывается 10 предприятиями, основными являются предприятиями «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»», ОАО «НК «Роснефть», ООО «Заполярнефть», ООО «Уренгойгазпром», ОАО РИТЭК».
Доля утилизации ПНГ составила по этим предприятиям, соответственно: 35,7%, 75,5%, 69,6%, 78,%, 37%.
В настоящее время попутный нефтяной газ с месторождений ЯНАО используется по следующим направлениям:
- Поставка на газоперерабатывающие предприятия ОАО «СибурТюменьГаз». В 2006 году переработано 4049 млн. м3 сырья с производством сухого отбензиненного газа – 3576 млн. м3, бензина газового – 7,7 тыс.тонн, ШФЛУ – 539 тыс. тонн;
- Использование как топливо для технических нужд на установках подготовки нефти и на котельных станциях месторождений и близлежащих поселков;
- Использование на собственные нужды, в т.ч. - для выработки электроэнергии на месторождениях, для поддержания пластового давления.
Так, на предприятиях ОАО «Ритэк», в связи с удаленностью месторождений от линий электропередач, все электроснабжение потребителей осуществляется от собственных источников. Основными источниками являются энерговагоны., которые в настоящее время переведены на газонефтяной цикл. Это позволяет уменьшить расход жидкого топлива на 50% и утилизировать нефтяной газ.
В перспективах находится проект водогазового заводнения на Средне-Хулымском месторождении. Для решения проблемы утилизации попутного нефтяного газа и повышения нефтеотдачи пластов Средне-Хулымского месторождения предполагается использовать метод водогазового воздействия. Для этой цели будут использованы излишки неизрасходованного на собственные нужды попутного нефтяного газа.
В ОАО «НК «Роснефть» (ООО «РН-Пурнефтегаз») запланировано строительство дожимной компрессорной станции в рамках проекта сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа на Комсомольском месторождении. Очищенный газ будет подаваться в магистральный газопровод ОАО «Газпром».
Предполагается, что это будет так называемый «проект совместного осуществления» (термин, введенный Киотским протоколом и подразумевающий мероприятия по сокращению выбросов парниковых газов с привлечением инвестиций другого государства) «Роснефти» и инвестора – Всемирного банка.
Сегодня попутный газ поставляется на Губкинский газоперерабатывающий комплекс, однако проектные мощности этого предприятия не удовлетворяют существующим потребностям – перерабатывается лишь часть сырья. Поэтому «РН-Пурнефтегаз» вынужден строить свою компрессорную станцию для переработки всего добываемого газа. В настоящее время уже идет проектирование станции.
В ОАО «Газпром нефть» в настоящее время разрабатывают концепцию повышения степени утилизации и эффективности использования ПНГ. Планируется, что уровень утилизации ПНГ в компании к 2009 году составит не менее 80%, а к 2012 году достигнет 95%. Сегодня, после интеграции «Газпрома» с «Сибнефтью», прорабатываются проекты наиболее эффективного использования попутного нефтяного газа для промышленных нужд газовой корпорации.
В ООО «Уренгойгазпром» в целях повышения использования ПНГ до 95% запланировано строительство двух компрессорных станций. Ввод в эксплуатацию КС запланирован в конце 2008 года, что позволит осуществлять подготовку и подачу ПНГ в межпромысловый коллектор «Ямбург-Уренгой», а также обеспечить потребность промысла в газлифтном газе.
Несмотря на принимаемые меры по решению вопроса утилизации нефтяного газа существует ряд проблем затрудняющих утилизацию газа:
Проблема утилизации ПНГ лежит в нескольких плоскостях:
-Это нормативная база, которая ныне не запрещает сжигание нефтяного газа в факелах.
-Это нерациональная налоговая политика.
-Это несовершенство лицензионных соглашений, в рамках которых достижение установленного уровня использования ПНГ сопряжено со значительными капитальными затратами, в связи с тем, что в сложившейся экономической ситуации предприятия не могут обеспечить строительство объектов транспортировки на газоперерабатывающие заводы.
-Это недостоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов со стороны недропользователей.
-Это отсутствие технического регламента по сжиганию ПНГ.
Попутный нефтяной газ – очень важный природный продукт, стоящий на балансе вместе с нефтью. В тот момент, когда нефть ставят на баланс и газ в ней растворен, он учитывается только гипотетически и становится товаром лишь тогда, когда нефть извлечена из недр и газ отделен, Но, к сожалению, нормативная база в нашем государстве этого не предусматривает. Ставка налога на добычу полезных ископаемых относительно ПНГ нулевая.
Сегодня все затраты на добычу нефти и газа относят на себестоимость добычи нефти, поэтому и НДПИ платится исходя из добытой нефти. Но ведь когда газ находится в недрах, он объемным методом увеличивает балансовые запасы, и когда газ сожгли, получается, что мы сознательно уменьшили запасы и нерационально использовали углеводородное сырье.
Согласно приказу Минэкономразвития от 30 апреля 2002 года №117 «Об оптовых ценах на нефтяной (попутный) газ», реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки жестко регулируется цена на ПНГ в зависимости от содержания жидкой фракции. Учитывая, что цена на каждый компонент в отдельности – метан и ШФЛУ гораздо выше стоимости ПНГ, даже учитывая все затраты на процессинг (компремирование отделения жидкой фракции, транспорт по магистральным газопроводам), все экономические выгоды остаются за газоперерабатывающими предприятиями и компаниями. Попутный нефтяной газ, прошедший стадию отделения широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), по своему составу аналогичен природному газу. Цена бензина и продуктов нефтехимии, произведенного из ШФЛУ в десятки раз выше ПНГ в переводе на тонну.
Практически на всех месторождениях, не имеющих достаточно развитой инфраструктуры, подготовка и сама транспортировка ПНГ связаны с высокими начальными затратами, а средний уровень цен определен ценой газа, регулируемой государством. Поэтому ценообразование является важным аспектом в проблеме использования попутного газа
Следует отметить, что нефтяные компании фактически не могут самостоятельно реализовывать инвестиционные проекты по переработке ПНГ. Поскольку после переработки появляется на только жидкое сырье для химических производств (ШФЛУ), которое можно транспортировать железнодорожным транспортом, но и сухой газ, требующий доступ в трубу «Газпрома». А свободного места в ней нет даже для поставок с новых месторождений природного газа, которые собираются разрабатывать независимые производители.
Ежегодно «Газпром» принимает в свою газотранспортную систему значительный объем попутного нефтяного газа – до 16 млрд кубометров. Однако, нефтяной газ имеет сложный компонентный состав, поэтому может быть принят в ГТС «только после проведения соответствующей подготовки нефтяными компаниями».
В связи с этим возникает проблема ограниченного доступа газопроизводителей к системе магистральных газопроводов и сложная процедура согласования технических условий на право доступа к магистральным сетям.
Ограничен и доступ производителей к системам газопереработки. Мощности «Сибур Холдинга», объединяющего все перерабатывающие предприятия, особенно в Западной Сибири не расширялись и в настоящее время недостаточны.
С 2001 года федеральные органы перестали рассматривать и согласовывать условия разработки месторождений и согласовывать проценты утилизации попутного нефтяного газа. Невозможно точно определиться в ресурсной базе ПНГ на нефтяных месторождениях без опытно-промышленной эксплуатации. А без оценки ресурсов и прогнозов извлечения газа невозможно оценить в инвестиционных проектах и объективном расчете пропускной способности трубопроводов.
Отсутствует правовая база и регламент согласования технологических потерь при добыче углеводородов, в т. ч. нефти и ПНГ. Нефтяные компании до сегодняшнего дня не могут получить утвержденные технологические потери на 2007 год. Кроме того, нет единой методики подсчета потерь при добыче нефти и газа: по нормативам (когда расчет технологических потерь осуществляется на основании нормативов, разработанных независимыми организациями на основании проведенных исследований по существующей системе сбора и транспорта нефти и газа) и прямым методом (потери определены путем разницы добытого (взвешенного или измеренного) количества добытого продукта и доставленного на перерабатывающие предприятия).
-Отсутствует государственная программа и поддержка в реализации программы утилизации газа на нефтяных месторождениях, газоконденсатных оторочках газовых месторождений. Времена разработки крупных и уникальных месторождений прошли. В настоящее время вводятся в разработку и эксплуатацию месторождения с небольшими извлекаемыми запасами нефти. Современные методы извлечения нефти сократили срок разработки месторождений. Срок окупаемости газопроводов при существующей ценовой политике до 10 лет и более. На начальной стадии разработки и на конечной (4-5 стадиях) нет необходимости в строительстве газопроводов с большой пропускной способностью. Строительство и эксплуатация газопровода с необоснованной пропускной способностью влечет увеличение капиталовложений и эксплуатационных затрат.
По этой причине деятельность по использованию ПНГ для нефтедобывающих предприятий непривлекательна и даже убыточна, а на мелких месторождениях с незначительными ресурсами газа, весьма удаленных от потребителя, вообще нецелесообразна.
Необходимо заинтересовать недропользователя в максимально эффективном использовании продукта недр.
Таким образом, проблема утилизации попутного нефтяного газа, одна из наиболее актуальных для Ямало-Ненецкого автономного округа.
Она требует всестороннего решения, как со стороны нефтедобывающих предприятий, так и со стороны органов государственной власти, в частности разработки Государственной программы по рациональному использованию попутного нефтяного газа.
Для решения государственной программы утилизации ПНГ необходимо создание консолидированной компании, которая целенаправленно занималась бы внедрением современных и новых технологий и оборудования для утилизации ПНГ. Необходимы мобильные газоперерабатывающие установки, которые могли бы утилизировать ПНГ для выработки электроэнергии, переработки газа в химическое сырье удобное для транспорта, быстрого развертывания и быстрого перебазирования. Сдача этих установок в лизинг или же утилизация ПНГ на основе договора о совместном производстве продукта.
Необходимо пересмотреть ценовую политику правительства в отношении ПНГ, особенно учитывая сложившуюся ситуацию по ценам на природный газ
Считаю целесообразным упростить процедуру и разрешить газовым предприятиям на местах согласовывать условия поставки ПНГ на объекты магистральных газопроводов транспорта газа.
В этой связи нельзя не согласиться с теми экспертами, кто предлагает рассматривать регулирование добычи и использования ПНГ как часть более широкой проблематики.
По мнению экспертов, закон о ПНГ не может существовать, поскольку он не является самостоятельным объектом добычи и продажи. Между тем, поскольку попутный газ является составной частью нефти, в нашей стране нужно работать над законом «О нефти», который существует во многих добывающих странах. Именно этот закон должен регулировать добычу и использование ПНГ.
Возможно и внесение дополнительных разделов о ПНГ в закон «О недрах», которые бы предусматривали процедуры измерения его количества, нормирования использования и его потерь и т. д. Этот вариант наиболее вероятен в нашей стране.
В нормативно-правовых документах нужно четко прописать условия выполнения процента утилизации на заданный период. За счет плановых и аварийных остановок предприятий переработки годовой процент утилизации снижается ниже нормативного, если в остальное время процент утилизации в норме. Потери газа при ограничении приема на газоперерабатывающие предприятия необходимо считать по факту как нормативными и согласованными.
Необходимо законодательно закрепить за субъектами Российской Федерации полномочия по осуществлению контроля за рациональным использованием нефтяного газа, в том числе по ведению мониторинга за выполнением проектов обустройства месторождений углеводородного сырья
Администрация Ямало-Ненецкого автономного округа выходила с законодательной инициативой. В частности, в начале 2007 года в государственную Думу Ямало-Ненецкого автономного округа было внесено предложение поддержать Государственную Думу Ханты-Мансийского автономного округа - Югры инициировать поправки в Налоговый кодекс, предусматривающий введение налога для нефтегазодобывающих компаний за неутилизированный попутный газ и газ сепарации.
Таким образом, очевидно, что законодательная основа должна быть создана в рамках разработки долгосрочной государственной программы по рациональному использованию попутного газа с учетом региональной составляющей проблемы.
Ямало-Ненецкий автономный округ наравне с добычей природного газа, занимает лидирующую позицию и по добыче газового конденсата. На открытых в автономном округе месторождениях сосредоточено 56% текущих разведанных запасов конденсата России.
Из 216 открытых месторождений на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 103 месторождения содержат запасы конденсата. В год из недр автономного округа добывается более 10 млн.т. этого важного продукта.
Основная доля в добыче конденсата - 54%, приходится на дочерние общества ОАО «Газпром», далее идут такие компании как ОАО «НОВАТЭК» и ОАО «НК «Роснефть». На их долю приходится по 15% добычи конденсата в автономном округе. С начала разработки газоконденсатных месторождений накопленная добыча конденсата составила более 110 (112.7) млн.тонн.
При проведении опытно-промышленной эксплуатации, а иногда и в процессе промышленной разработки газоконденсатных залежей, нефтегазовые компании утилизируют природный газ путем сжигания на факеле. На некоторых месторождениях сжигается до 100% природного газа. В год на территории Ямало-Ненецкого автономного округа сжигается 6 млрд.м3 природного газа, добытого при разработке газоконденсатных залежей.
Лидирующее положение Ямало-Ненецкого автономного округа в добыче газового конденсата вызывает необходимость решения ряда вопросов, что позволит стабильно развиваться газоконденсатной отрасли не только в регионе, но и по России в целом.
Так, в Ямало-Ненецком автономном округе недостаточно решена проблема транспорта и переработки конденсата. В округе действуют только два завода по переработке газового конденсата. Это Пуровский завод по переработке конденсата ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК» с проектной мощностью первой очереди 1,5 млн.т в год по стабильному конденсату и 500 тыс.т в год по сжиженным газам и Ново-Уренгойский завод переработки газового конденсата управления по подготовке конденсата к транспорту ООО «Уренгойгазпром». Проектная мощность по сырью которого составляет до 12 млн.т в год нестабильного газового конденсата.
В округе недостаточно развит транспорт газового конденсата. Сегодня действует только одна нитка продуктопровода до Сургутского завода стабилизации конденсата, производительность которой составляет 7 млн. тонн в год. Особенно остро вопрос с транспортом конденсата встанет после ввода в промышленную разработку ачимовских отложений Уренгойского региона. Причем, по продуктопроводу и магистральным нефтепроводам транспортируется смесь из нефти и конденсата, что абсолютно недопустимо, учитывая ценнейшие химические свойства конденсата.
При решении вопроса транспорта и утилизации добываемого углеводородного сырья, уже сегодня уровень добычи в Ямало-Ненецком автономном округе достиг бы 15 млн.тонн конденсата.
Проблемам газового конденсата была посвящена научно-практическая сессия «Современные проблемы разработки газоконденсатных и газоконденсатонефтяных месторождений», которая прошла в департаменте природно-ресурсного регулирования и развития нефтегазового комплекса ЯНАО 15 февраля 2007 года в рамках совместного заседания Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР Роснедра) и территориального отделения ЦКР Роснедра.
Целью совместного заседания нефтяной и газовой секций ЦКР Роснедра и ТО ЦКР по ЯНАО было выявление проблем по разработке газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, определение пути для решения поднятых вопросов и перспективного развития газоконденсатной отрасли в России.
Участники совещания отметили положительную деятельность Координационного совета по газоконденсатным исследованиям, по разработке нормативной документации по исследованию скважин и пластов ОАО «Газпром».
В «Газпроме» близится к завершению разработка нормативов, связанных с добычей газоконденсата, которые в будущем неплохо было бы использовать для всех предприятий, добывающих конденсат
Но вместе с тем, подчеркнули отсутствие единой государственной стратегии по освоению газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе и в России в целом.
Были выработаны предложения заинтересованным ведомствам и принято решение рекомендовать Федеральному агентству по недропользованию (Роснедра) согласовать принятые решения.
Таким образом, только создание экономического и правового механизмов, делающих сбор и переработку ПНГ и «жирного» газа газоконденсатных месторождений рентабельными, вместе с серьезным государственным давлением позволят решить проблему рационального использования этих видов полезных ископаемых в России.
Тезисы
РОЛЬ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПЕРЕРАБОТКИ ПопутнОГО нефтяноГО газа в улучшении экологической ситуации в России.
Докладчик: Чайка Сергей Евгеньевич. Генеральный директор ООО ″АМТЕК инжиниринг″.
Если природный газ в объеме около 600 млрд. м3 в год добывается на десятках крупных газовых месторождениях, сосредоточенных в основном в ЯНАО, то ПНГ около 60 млрд. м3 в год, выделяется при сепарации из нефти сотен нефтяных месторождений Сибири, Поволжья и др. нефтеносных провинциях рассредоточенных на огромной территории России. Газоперерабатывающие заводы, построенные еще в СССР размещены в нескольких регионах и не могут принять газ не столько из-за недостатка мощностей, сколько из-за удаленности и рассредоточенности нефтяных месторождений. ПНГ, в отличие от природного газа, имеет в своем составе до 40% тяжелых углеводородов, которые с одной стороны ценное сырье для газохимии, а с другой, в силу физико-химических свойств – труднотранспортируемый продукт, образующий в трубопроводе гидратные пробки, склонный выпадать в жидкую фазу при понижении температуры ниже точки росы, что в условиях Сибири и Крайнего Севера создает большие проблемы. Следует отметить, что за редким исключением, только газы 1-й ступени сепарации нефти имеют давление достаточное для бескомпрессорного транспорта или переработки на месте добычи, газы концевых ступеней сепарации, имеющие наибольшее содержание ценных компонентов, из-за низкого давления горят на факелах. Все эти факторы ограничивают возможности нефтедобывающих компаний по утилизации ПНГ.
Рассмотрены перспективы создания отечественных малотоннажных GTL-технологий, позволяющих эффективно переработать ПНГ в жидкие углеводородные продукты на месте добычи. Создание и совершенствование новых технологий – ключ к решению проблемы рационального использования ПНГ нефтедобывающими компаниями. Решить эту комплексную экономическую, техническую, экологическую проблему самим компаниям без вмешательства государства невозможно. Предложены конкретные пути решения проблемы.