Месторождения попутного газа. Попутный нефтяной газ: переработка и использование или утилизация

Попутный нефтяной газ, или ПНГ - это газ, растворенный в нефти. Добывается попутный нефтяной газ при добыче нефти, то есть он, по сути, является сопутствующим продуктом. Но и сам по себе ПНГ - это ценное сырье для дальнейшей переработки.

Молекулярный состав

Попутный нефтяной газ состоит из легких углеводородов . Это, прежде всего, метан - главный компонент природного газа - а также более тяжелые компоненты: этан, пропан, бутан и другие.

Все эти компоненты различаются количеством атомов углерода в молекуле. Так, в составе молекулы метана один атом углерода, у этана их два, у пропана - три, у бутана - четыре и т. д.

~ 400 000 тонн - грузоподъемность нефтяного супертанкера.

По данным Всемирного фонда дикой природы (WWF), в нефтедобывающих регионах ежегодно выбрасывается в атмосферу до 400 000 тонн твердых загрязняющих веществ, значительную долю которых занимают продукты сжигания ПНГ.

Страхи экологов

Попутный нефтяной газ нужно отделять от нефти для того, чтобы она соответствовала требуемым стандартам. Долгое время ПНГ оставался для нефтяных компаний побочным продуктом, поэтому и проблему его утилизации решали достаточно просто - сжигали.

Еще некоторое время назад, пролетая на самолете над Западной Сибирью, можно было увидеть множество горящих факелов: это горел попутный нефтяной газ.

В России в результате сжигания газа в факелах ежегодно образуется почти 100 млн тонн CO 2 .
Опасность представляют также выбросы сажи: по мнению экологов, мельчайшие сажевые частички могут переноситься на большие расстояния и осаждаться на поверхности снега или льда.

Даже практически невидимое глазу загрязнение снега и льда заметно снижает их альбедо, то есть отражательную способность. В результате снег и приземный слой воздуха нагреваются, и наша планета отражает меньшее количество солнечной радиации.

Отражательная способность незагрязненного снега:

Изменения к лучшему

В последнее время ситуация с утилизацией ПНГ стала меняться. Нефтяные компании все больше внимания уделяют проблеме рационального использования попутного газа. Активизации этого процесса способствует принятое Правительством Российской Федерации постановление № 7 от 8 января 2009 года, в котором заложено требование по доведению уровня утилизации попутного газа до 95%. В случае если этого не произойдет, нефтяным компаниям грозят высокие штрафы.

В ОАО «Газпром» подготовлена Среднесрочная инвестиционная программа повышения эффективности использования ПНГ на 2011–2013 гг. Уровень использования ПНГ по Группе «Газпром» (с учетом ОАО «Газпром нефть») в 2012 г. в среднем составил около 70%, (в 2011 году - 68,4%, в 2010 году - 64%), при этом с IV квартала 2012 года на месторождениях ОАО «Газпром» уровень полезного использования ПНГ составляет 95%, а ООО «Газпром добыча Оренбург» , ООО «Газпром переработка» и ООО «Газпром нефть Оренбург» уже используют 100% ПНГ.

Варианты утилизации

Существует большое количество способов полезной утилизации ПНГ, однако на практике используется только несколько.

Основным способом утилизации ПНГ является его разделение на компоненты, из которых большую часть составляет сухой отбензиненный газ (по сути, тот же природный газ, то есть в основном метан, который может содержать некоторое количество этана). Вторая группа компонентов носит название широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Она представляет собой смесь веществ с двумя и более атомами углерода (фракция C 2 +). Именно эта смесь является сырьем для нефтехимии.

Процессы разделения попутного нефтяного газа происходят на установках низкотемпературной конденсации (НТК) и низкотемпературной абсорбции (НТА). После разделения сухой отбензиненный газ может транспортироваться по обычному газопроводу, а ШФЛУ - поставляться на дальнейшую переработку для производства нефтехимических продуктов.

По данным Министерства природных ресурсов и экологии, в 2010 году крупнейшие нефтяные компании использовали 74,5% всего добытого газа, а сожгли на факелах 23,4%.

Заводы по переработке газа, нефти и газового конденсата в нефтехимические продукты являются высокотехнологичными комплексами, сочетающими в себе химические производства с производствами нефтепереработки. Переработка углеводородного сырья осуществляется на мощностях дочерних обществ «Газпрома»: на Астраханском, Оренбургском, Сосногорском газоперерабатывающих заводах, Оренбургском гелиевом заводе, Сургутском заводе по стабилизации конденсата и Уренгойском заводе по подготовке конденсата к транспорту.

Также можно использовать попутный нефтяной газ на энергетических установках для выработки электроэнергии - это позволяет нефтяным компаниям решить проблему энергоснабжения промыслов, не прибегая к покупке электроэнергии.

Кроме того, ПНГ нагнетают обратно в пласт, что позволяет повышать уровень извлечения нефти из пласта. Этот способ называется сайклинг-процесс.

О вопросе использования попутного нефтяного газа (ПНГ) сейчас немало говорят и пишут. Именно, сам вопрос возник не сегодня, он имеет уже достаточно долгую историю. Специфика добычи попутного газа заключается в том, что он (как и следует из названия) является побочным продуктом нефтедобычи. Потери попутного нефтяного газа (ПНГ) связаны с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае попутный нефтяной газ просто сжигается на факелах.

По геологическим характеристикам различают попутные нефтяные газы (ПНГ) газовых шапок и газы, растворённые в нефти. То есть попутный нефтяной газ представляет собой смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации.

В зависимости от района добычи с 1 т нефти получают от 25 до 800 м³ попутного нефтяного газа.

Текущая ситуация

В Российской Федерации ситуация обстоит следующим образом. Только в одной Тюменской области за годы эксплуатации нефтяных месторождений было сожжено порядка 225 млрд. м³ попутных нефтяных газов (ПНГ), при этом более 20 млн. т загрязняющих веществ поступило в окружающую среду.

По данным на 1999 г., всего в Российской Федерации извлечено из недр 34,2 млрд. м³ попутного газа, из них использовано 28,2 млрд. м³. Таким образом, уровень использования попутного нефтяного газа (ПНГ) составил 82,5%, сожжено на факелах около 6 млрд. м³ (17,5%). Основным районом добычи попутного нефтяного газа (ПНГ) является Тюменская область. В 1999 г. здесь было извлечено 27,3 млрд. м³, использовано 23,1 млрд. м³ (84,6%), сожжено соответственно 4,2 млрд. м³ (15,3%).

На газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) в 1999 г. переработано 12,3 млрд. м³ (38%), из них непосредственно в Тюменской области - 10,3 млрд. м³. На промысловые нужды с учётом технологических потерь израсходовано 4,8 млрд. м³, ещё 11,1 млрд. м³ (32,5%) использовано без переработки для выработки электроэнергии на ГРЭС. Кстати, данные об объёмах сжигаемого на факелах попутного газа, приводимые разными источниками, варьируют в весьма широких пределах: разброс данных от 4–5 до 10–15 млрд. м³ в год.

Вред от сжигания попутного газа

Поступающие в окружающую среду продукты сгорания попутного нефтяного газа (ПНГ) представляют собой потенциальную угрозу нормальному функционированию человеческого организма на физиологическом уровне.

Статистические данные по Тюменской области, основному нефтегазодобывающему региону России, свидетельствуют, что заболеваемость населения по многим классам болезней выше общероссийских показателей и данных по Западно-Сибирскому району в целом (очень высоки показатели по болезням органов дыхания!). По ряду заболеваний (новообразования, болезни нервной системы и органов чувств и пр.) наблюдается тенденция к росту. Очень опасны воздействия, последствия которых выявляются не сразу. Таковыми являются влияние загрязняющих веществ на способность людей к зачатию и вынашиванию детей, развитие наследственных патологий, ослабление иммунной системы, рост числа онкологических заболеваний.

Варианты утилизации попутного нефтяного газа

Попутный нефтяной газ (ПНГ) сжигается не потому, что не может быть полезно использован и ни для кого не представляет ценности.

Возможны два направления его использования (исключая бесполезное сжигание на факелах):

Энергетическое

Это направление доминирует, потому что энергетическое производство имеет практически неограниченный рынок. Попутный нефтяной газ - топливо высококалорийное и экологически чистое. Учитывая высокую энергоемкость нефтедобычи, во всём мире существует практика его использования для выработки электроэнергии для промысловых нужд. Технологии для этого существуют и ими полностью владеет компания «Новая генерация». При постоянно растущих тарифах на электроэнергию и их доли в себестоимости продукции, использование ПНГ для выработки электроэнергии можно считать экономически вполне оправданным.

Примерный компонентный состав попутного нефтяного газа (ПНГ)

Диаграмма состава попутного нефтяного газа

Нефтехимическое

Попутный нефтяной газ (ПНГ) может быть переработан с получением сухого газа, подаваемого в систему магистральных трубопроводов, газового бензина, широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ) и сжиженного газа для бытовых нужд. ШФЛУ является сырьём для производства целого спектра продуктов нефтехимии; каучуков, пластмасс, компонентов высокооктановых бензинов и др.

Занимает попутный нефтяной газ. Раньше этот ресурс никак не применялся. Но сейчас отношение к этому ценному природному ископаемому изменилось.

Что являет собой попутный нефтяной газ

Это углеводородный газ, который выделяется из скважин и из пластовой нефти в процессе ее сепарации. Он являет собой смесь парообразных углеводородных и неуглеводородных составляющих природного происхождения.

Его количество в нефти может быть разным: от одного кубометра до несколько тысяч в одной тонне.

По специфике получения попутный нефтяной газ считается побочным продуктом нефтедобычи. Отсюда и происходит его название. Из-за отсутствия необходимой инфраструктуры для сбора газа, транспортировки и переработки большое количество этого природного ресурса теряется. По этой причине большую часть попутного газа просто сжигают в факелах.

Состав газа

Попутный нефтяной газ состоит из метана и более тяжелых углеводородов - этана, бутана, пропана и т. д. Состав газа в разных месторождениях нефти может немного отличаться. В некоторых регионах в попутном газе могут содержаться неуглеводородные составляющие - соединения азота, серы, кислорода.

Попутный газ, который фонтанирует после вскрытия нефтяных пластов, отличается меньшим количеством тяжелых углеводородных газов. Более «тяжелая» по составу часть газа находится в самой нефти. Поэтому на начальных этапах освоения месторождений нефти, как правило, добывается много попутного газа с большим содержанием метана. В процессе эксплуатации залежей эти показатели постепенно уменьшаются, а большую часть газа составляют тяжелые компоненты.

Природный и попутный нефтяной газ: в чем разница

Попутный газ по сравнению с природным содержит меньше метана, но имеет большое количество его гомологов, в том числе пентана и гексана. Другое важное отличие - сочетание структурных компонентов в разных месторождениях, в которых добывают попутный нефтяной газ. Состав ПНГ даже может меняться в разные периоды на одном и том же месторождении. Для сравнения: количественное сочетание компонентов всегда постоянное. Поэтому ПНГ может использоваться в разных целях, а природный газ применяется только как энергетическое сырье.

Получение ПНГ

Попутный газ получают методом сепарирования от нефти. Для этого используют многоступенчатые сепараторы с разным давлением. Так, на первой ступени сепарации создается давление от 16 до 30 бар. На всех последующих ступенях давление постепенно понижают. На последнем этапе добычи параметр снижают до 1,5-4 бар. Значения температуры и давления ПНГ определяются технологией сепарирования.

Газ, полученный на первой ступени, сразу отправляется на Большие трудности возникают при использовании газа с давлением ниже 5 бар. Раньше такой ПНГ всегда сжигался в факелах, но в последнее время изменилась политика утилизации газа. Правительство начало разрабатывать стимулирующие меры по сокращению загрязнений внешней среды. Так, на государственном уровне в 2009 году был установлен показатель сжигания ПНГ, который не должен превышать 5% от общей добычи попутного газа.

Применение ПНГ в промышленности

Раньше ПНГ никак не использовался и сразу после добывания сжигался. Сейчас ученые разглядели ценность этого природного ресурса и ищут пути его эффективного использования.

Попутный нефтяной газ, состав которого представляет собой смесь пропанов, бутанов и более тяжелых углеводородов, является ценным сырьем для энергетической и химической промышленности. ПНГ обладает теплотворной способностью. Так, во время сгорания он выделяет от 9 до 15 тысяч ккал/кубометр. В первоначальном виде его не применяют. Обязательно требуется очистка.

В химической промышленности из содержащегося в попутном газе метана и этана изготавливают пластмассу и каучук. Более тяжелые углеводородные компоненты используют как сырье для производства высокооктановых топливных присадок, ароматических углеводородов и сжиженных углеводородных газов.

На территории России более 80% объема получаемого попутного газа приходится на пять компаний, добывающих нефть и газ: ОАО "НК Роснефть", ОАО "Газпром нефть", ОАО "Нефтяная ОАО "ТНК-ВР Холдинг", ОАО "Сургутнефтегаз". Согласно официальным данным, страна ежегодно добывает более 50 млрд кубометров ПНГ, из них 26% идет на переработку, 47% используется в промышленных целях, а остальные 27% сжигают в факелах.

Существуют ситуации, в которых не всегда рентабельно использовать попутный нефтяной газ. Применение этого ресурса часто зависит от размера месторождения. Так, газ, добываемый на малых месторождениях, целесообразно использовать для обеспечения электроэнергией местных потребителей. На средних месторождениях наиболее экономично извлекать сжиженный нефтяной газ на газоперерабатывающем заводе и продавать его предприятиям химической промышленности. Оптимальным вариантом для крупных месторождений является производство электроэнергии на большой электростанции с последующей продажей.

Вред от сжигания ПНГ

Сжигание попутного газа загрязняет окружающую среду. Вокруг факела действует термическое разрушение, которое поражает почву в радиусе 10-25 метров и растительность в пределах 50-150 метров. В процессе сгорания в атмосферу попадают окиси азота и углерода, сернистый ангидрид, а также несгоревшие углеводороды. Ученые подсчитали, что в результате сжигания ПНГ выбрасывается около 0,5 млн тонн сажи в год.

Также продукты сгорания газа очень опасны для здоровья человека. Согласно статистическим данным, в основном нефтеперерабатывающем регионе России - Тюменской области - заболеваемость населения по многим видам болезней выше средних показателей по всей стране. Особенно часто жители региона страдают патологиями дыхательных органов. Наблюдается тенденция роста числа новообразований, заболеваний органов чувств и нервной системы.

Кроме того, ПНГ вызывают патологии, которые проявляются только через некоторое время. К ним относятся следующие:

бесплодие;
невынашивание беременности;
наследственные заболевания;
ослабление иммунитета;
онкологические болезни.

Технологии утилизации ПНГ

Главная проблема утилизации нефтяного газа заключается в высокой концентрации тяжелых углеводородов. В современной нефтегазовой промышленности используется несколько эффективных технологий, которые дают возможность улучшить качество газа путем удаления тяжелых углеводородов:

Газофракционное разделение.
Адсорбционная технология.
Низкотемпературная сепарация.
Мембранная технология.

Пути утилизации попутного газа

Существует много методов, но на практике применяются всего несколько. Основной способ - утилизация ПНГ путем разделения на компоненты. Этот процесс переработки позволяет получить сухой отбензиненный газ, который, по сути, является тем же природным газом, и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). Эта смесь может использоваться в качестве сырья для нефтехимии.

Разделение нефтяного газа происходит на установках низкотемпературной абсорбции и конденсации. После завершения процесса сухой газ транспортируется по газопроводам, а ШФЛУ направляется на нефтеперерабатывающие заводы для дальнейшей обработки.

Второй эффективный способ переработки ПНГ - сайклинг-процесс. Этот метод подразумевает нагнетание газа обратно в пласт для повышения давления. Такое решение позволяет повысить объемы извлечения нефти из пласта.

Кроме того, попутный нефтяной газ можно применять для выработки электроэнергии. Это позволит нефтяным компаниям существенно сэкономить средства, поскольку отпадет необходимость закупать электроэнергию со стороны.

Попутный нефтяной газ (ПНГ), как ясно из самого названия, является побочным продуктом добычи нефти. Нефть залегает в земле вместе с газом и технически практически невозможно обеспечить добычу исключительно жидкой фазы углеводородного сырья, оставляя газ внутри пласта.

На данном этапе именно газ воспринимается как попутное сырье, так как мировые цены на нефть обуславливают большую ценность именно жидкой фазы. В отличие от газовых месторождений, где все производственные и технические характеристики добычи направлены на извлечение исключительно газообразной фазы (с незначительной примесью газового конденсата), нефтяные промысли не обустроены таким образом, чтобы эффективно вести процесс добычи и утилизации попутного газа.

Далее в этой главнее будут рассмотрены более детально технические и экономические аспекты добычи ПНГ, и исходя из полученных заключений будут выбраны параметры, для которых будет построена эконометрическая модель.

Общая характеристика попутного нефтяного газа

Описание технических аспектов добычи углеводородов начинается с описания условий их залегания.

Сама нефть образуется из органических остатков умерших организмов, оседающих на морском и речном дне. С течением времени вода и ил предохраняли вещество от разложения, и по мере накопления новых слоев давлением на залегающие пласты усиливалось, что в совокупности с температурными и химическими условиями обуславливало образование нефти и природного газа.

Нефть и газ залегают вместе. В условиях большого давления данные вещества скапливаются в порах так называемых материнских пород, и постепенно, проходя процесс непрерывного преобразования, микрокапиллярными силами поднимаются наверх. Но по мере выхода наверх, может образоваться ловушка - когда более плотный пласт накрывает пласт, по которому мигрирует углеводород, и таким образом происходит накапливание. В момент, когда накопилось достаточное количество углеводородов, начинает происходить процесс вытеснения оттуда вначале солёной воды, более тяжёлой, чем нефть. Далее сама нефть отделяется от более лёгкого газа, но при этом часть растворённого газа остаётся в жидкой фракции. Именно отделившаяся вода и газ служат инструментов выталкивания нефти наружу, образуя водо- или газонапорные режимы.

Исходя из условий, глубины залегания и контура территории залегания, разработчик выбирает количество скважин, позволяющее максимизировать добычу.

Основной современный используемый тип бурения - это роторное бурение. В этом случае бурение сопровождается непрерывным подъёмом бурового шлама - фрагментов пласта, отделённых буровым долотом, наружу. При этом, для улучшения условий бурения, используется буровой раствор, зачастую состоящий из смеси химических реагентов. [Грей Форест, 2001]

Состав попутного нефтяного газа будет различаться от месторождения к месторождению - в зависимости от всей геологической истории формирования данных залежей (материнская порода, физико-химические условия и т.д.). В среднем, доля содержания метана в таком газе составляет 70% (для сравнения - природный газ имеет в метан своём составе до 99% объёма). Большое количество примесей создаёт, с одной стороны, трудности для транспортировки газа посредством газотранспортной системы (ГТС), с другой стороны, наличие таких крайне важных составляющих, как этан, пропан, бутан, изобутан и др. делаёт попутный газ крайне желанным сырьём для нефтехимического производства. Для нефтяных месторождений Западной Сибири характерны следующие показатели содержания углеводородов в попутном газе [Популярная нефтехимия, 2011]:

· Метан 60-70%
· Этан 5-13%
· Пропан 10-17%
· Бутан 8-9%

ТУ 0271-016-00148300-2005 «Газ нефтяной попутный, подлежащий сдаче потребителям» определяет следующие категории ПНГ (по содержанию компонентов C 3 ++, г/м 3):

· «Тощий» - менее 100
· «Средний» - 101-200
· «Жирный» - 201-350
· Особо жирный - более 351

На следующем рисунке [Филиппов, 2011] указаны основные мероприятия, проводимые с попутным нефтяным газом и эффекты, достигаемые этими мероприятиями.

Рисунок 1 - Основные мероприятия, проводимые с ПНГ и эффекты от них, источник: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

При добычи нефти и дальнейшей поступенчатой сепарации, выделяющийся газ имеет разный состав - самым первым выделяется газ с высоким содержанием метановой фракции, на следующих ступенях сепарации выделяется газ со всё большим содержание углеводородов более высокого порядка. Факторами, влияющими на выделение попутного газа, является температура и давление.

Для определения содержания попутного газа используется газовый хроматограф. При определении состава попутного газа важно так же обратить внимание на присутствие неуглеводородных компонентов - так, наличие сероводорода в составе ПНГ может негативным образом сказаться на возможности транспортировки газа, так как в трубопроводе могут происходить коррозийные процессы.

Рисунок 2 - Схема подготовки нефти и учёта ПНГ, источник: Энергетический центр Сколково

На рисунке 2 схематически изображён процесс поэтапной доработки нефти с выделением попутного газа. Как видно из рисунка, попутный газ - это в основной своей массе побочный продукт первичной сепарации углеводородного сырья, добываемого из нефтяной скважины. Проблема учёта попутного газа заключается в необходимости установки автоматических учётных приборов на нескольких стадиях сепарации, а в дальнейшем и поставках на утилизацию (ГПЗ, котельные и т.д.).

Основные применяемые установки на объектах добычи [Филиппов, 2009]:

· Дожимные насосные станции (ДНС)
· Установки сепарации нефти (УСН)
· Установки подготовки нефти (УПН)
· Центральные пункты подготовки нефти (ЦППН)

Количество ступеней зависит от физико-химических свойств попутного газа, в частности от такого фактора, как газосодержание и газовый фактор. Часто газ первой стадии сепарации используется в печах для выработки тепла и подогрева всей массы нефти, с целью увеличение выхода газа на следующих стадиях сепарации. Для движущих механизмов используется электроэнергия, которая так же вырабатывается на промысле, либо используются магистральные электросети. В основном используется газопоршневые элекстростанции (ГПЭС), газотурбинные (ГТС) и дизельгенераторные (ДГУ). Газовые мощности работают на газе первой ступени сепарации, дизельная станция работает на привозном жидком топливе. Конкретный тип электрогенерации выбирается исходя из потребностей и особенностей каждого отдельного проекта. ГТЭС в некоторых случаях может вырабатывать избыточное количество электроэнергии, хватающее на соседние объекты добычи нефти, а в некоторых случаях остатки могут быть проданы на оптовом рынке электроэнергии. При когенерирующем типе производства энергии установки одновременно производят тепло и электроэнергию.

Факельные линии являются обязательным атрибутом любого месторождения. Даже в случае их неиспользования они необходимы для сжигания избытка газа в аварийном случае.

С точки зрения экономики нефтедобычи, инвестиционные процессы в области утилизации попутного газа достаточно инерционны, и ориентируются в первую очередь не на конъюнктуру рынка в краткосрочном периоде, а на совокупность всех экономических и институциональных факторов на достаточно долгосрочном горизонте.

Экономические аспекты добычи углеводородов имеют свою особую специфику. Особенностью нефтедобычи является:

· Долгосрочный характер ключевых инвестиционных решений
· Значительные инвестиционные лаги
· Крупные начальные инвестиции
· Необратимость начальных инвестиций
· Естественное снижение добычи во времени

Для того, чтобы оценить эффективность любого проекта, распространённой моделью оценки стоимости бизнеса является оценка NPV.

NPV (Net Present Value) - оценка основывается на том, что все будущие предположительные доходы фирмы будут просуммированы и приведены к нынешней стоимости этих доходов. Одна и та же денежная сумма сегодня и завтра отличается на ставку дисконта (i). Это связано с тем, что в период времени t=0 имеющиеся у нас деньги имеют определённую ценность. В то время как в период времени t=1 на данные денежные средства будет распространена инфляция, будут иметься всевозможные риски и негативные влияния. Все это делает будущие деньги «дешевле», чем нынешние.

Средний срок проекта по добыче нефти может составлять около 30 лет с последующим длительным прекращением добычи, растянутым иногда на десятилетия, что связано с уровнем цен на нефть и с окупаемостью операционных затрат. Причём пика добыча нефти достигает в первые пять лет добычи, а потом, в виду естественного падения добычи, постепенно затухает.

В первые годы компания проводит крупные начальные инвестиции. Но сама добыча начинается только через несколько лет после начала капитальных вложений. Каждая компания стремится минимизировать инвестиционный лаг, чтобы как можно скорее выйти на окупаемость проекта.

Типичный график доходности проекта предоставлен на рисунке 3:

Рисунок 3 - схема NPV для типичного проекта нефтедобычи

На данном рисунке изображено NPV проекта. Максимально отрицательное значение - это показатель MCO (maximum cash outlay), является отображением того, насколько больших инвестиций требует проект. Пересечение графика линии накопленных денежных потоков с осью времени в годах - это точка времени окупаемости проекта. Скорость накопления NPV имеет убывающий характер, в связи как со снижающимся темпом добычи, так и со ставкой дисконта времени.

Помимо капитальных вложений, ежегодно добыча требует операционных затрат. Увеличение операционных затрат, коими могут являться ежегодные технические затраты, связанные с экологическими рисками, уменьшают NPV проекта и увеличивают срок окупаемости проекта.

Таким образом, дополнительные траты на учёт, сбор и утилизацию попутного нефтяного газа могут быть оправданы с точки зрения проекта, только если данные расходы будут увеличивать NPV проекта. В ином случае будет происходить уменьшение привлекательности проекта и, как следствие, либо уменьшение количество реализуемых проектов, либо скорректированы объёмы добычи нефти и газа в рамках одного проекта.

Условно, все проекты по утилизации попутного газа можно разделить на три группы:

1. Проект по утилизации сам по себе является прибыльными (с учётом всех экономических и институциональных факторов), и компании не будут нуждаться в дополнительном стимулировании к реализации.
2. Проект по утилизации имеет отрицательный ЧДД, при этом кумулятивный ЧДД от всего проекта по нефтедобычи является положительным. Именно на эту группу могут быть сконцентрированы все меры по стимулированию. Общий принцип будет заключаться в том, чтобы создать условия (льготами и штрафами), при которых компании будет выгодно проводить проекты по утилизации, а не платить штрафы. Причём чтобы суммарные затраты на проект не превышали совокупный NPV.
3. Проекты по утилизации имеют отрицательный NPV, при этом в случае их реализации общий проект нефтедобычи данного месторождения так же становится убыточным. В таком случае меры по стимулированию либо не будут приводить к уменьшению выбросов (компания будут платить штрафы вплоть до их кумулятивной стоимости, равной ЧДД проекта), либо месторождение будет консервироваться, а лицензия сдаваться.

По данным Энергетического центра Сколково, инвестиционный цикл в области реализации проектов по утилизации ПНГ составляет более 3 лет.

Инвестиции, по данным Минприроды, должны составить около 300 млрд рублей до 2014 года для достижения целевого уровня. Исходя из логики администрирования проектов второго типа, ставки выплат за загрязнения должны быть таковы, чтобы потенциальная стоимость всех выплат была бы выше 300 млрд рублей, а альтернативная стоимость равнялась бы совокупным инвестициям.

Переработка попутного нефтяного газа (ПНГ) - направление, которому сегодня уделяется повышенное внимание. Этому способствует ряд обстоятельств, прежде всего рост добычи нефти и ужесточение экологических норм. По данным 2002 г., всего в Российской Федерации извлечено из недр 34,2 млрд. м3 ПНГ, из них потреблено 28,2 млрд. м3. Таким образом, уровень использования ПНГ составил 82,5%, при этом в факелах сгорело около 6 млрд. м3 (17,5%).

В том же 2002 г. на газоперерабатывающих заводах России было переработано 12,3 млрд. м3 ПНГ (43,6% «потребленного» газа), из них в Тюменской области, основном регионе производства ПНГ - 10,3 млрд. м3. На промысловые нужды (подогрев нефти, отопление вахтовых поселков и т.п.) с учетом технологических потерь было израсходовано 4,8 млрд. м3 (17,1%), еще 11,1 млрд. м3 (39,3%) использовано для выработки электроэнергии на ГРЭС. Дальнейший рост утилизации ПНГ до заложенных в лицензионных соглашениях 95% наталкивается на ряд трудностей. Прежде всего, при существующих ценовых «вилках» 1 продажа газа на ГПЗ с небольшого месторождения (1-1,5 млн. т нефти в год) рентабельна, если перерабатывающий завод находится на расстоянии не более 60-80 км.
Однако вновь вводимые нефтяные месторождения удалены от ГПЗ на 150-200 км. В этом случае учет всех элементов затрат выводит себестоимость попутного газа на уровень, при котором вариант утилизации попутного газа на ГПЗ для многих недропользователей неэффективен и ими ищутся варианты переработки ПНГ непосредственно на нефтепромыслах.

Основные решения по утилизации ПНГ, которыми сегодня могут воспользоваться нефтедобывающие компании таковы:

1. Переработка ПНГ средствами нефтехимии.
2. «Малая энергетика» на базе ПНГ.
3. Закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи.
4. Переработка газа на синтетическое топливо (технологии СЖТ/GTL).
5. Сжижение подготовленного ПНГ.

Как видно по приведенным ранее цифрам, в РФ в «глобальных масштабах» из этих направлений развиваются лишь два: потребление ПНГ в качестве топлива с целью выработки электроэнергии и как сырья для нефтехимии (получение сухого отбензиненного газа, газового бензина, ШФЛУ и сжиженного газа для бытовых нужд).
Между тем, новые технологии и оборудование позволяют реализовать многие процессы непосредственно на промыслах, что полностью устранит или существенно снизит потребность в дорогостоящей сетевой инфраструктуре, вовлечет в переработку неиспользуемые объемы ПНГ, улучшит экономическую эффективность нефтедобычи.
Согласно проведенному анализу к перспективным направлениям промысловой утилизации ПНГ сегодня относятся:

Микротурбинные или газопоршневые установки, покрывающие потребность нефтепромыслов в электрической и тепловой энергии.
. малогабаритные установки сепарации для получения товарной продукции (топливного метана на собственные нужды, ШФЛУ, газового бензина и ПБТ).
. комплексы (установки) конвертации ПНГ в метанол и синтетические жидкие углеводороды (автомобильный бензин, дизтопливо и т.п.).

Выработка попутного нефтяного газа
Доведение добытой сырой нефти до товарных кондиций происходит в установках комплексной подготовки нефти (УКПН). В УКПН, помимо обезвоживания, сероочистки и обессоливания нефти, осуществляется ее стабилизация, то есть отделение в специальных стабилизационных колоннах легких фракций (т.е. ПНГ и газа выветривания). С УКПН стабилизированная нефть требуемого качества подается через коммерческие узлы учета нефти в магистральные нефтепроводы. Выделенный ПНГ при наличии специального газопровода доставляется потребителям, а при отсутствии «трубы» сжигается, используется на собственные нужды или перерабатывается. Отметим, что ПНГ отличается от природного газа, состоящего на 70-99% из метана, высоким содержанием тяжелых углеводородов, что и делает его ценным сырьем для нефтехимических производств.

Состав ПНГ различных месторождений Западной Сибири

Месторождение	Состав газа, % масс.
Месторождение	СН 4	С 2 Н 6	С 3 Н 8	i-С 4 Н 10	n-С 4 Н 10	i-С 5 Н 12	n-С 5 Н 12	СO 2	N 2
Самотлорское	60,64	4,13	13,05	4,04	8,6	2,52	2,65	0,59	1,48
Варьеганское	59,33	8,31	13,51	4,05	6,65	2,2	1,8	0,69	1,51
Аганское	46,94	6,89	17,37	4,47	10,84	3,36	3,88	0,5	1,53
Советское	51,89	5,29	15,57	5,02	10,33	2,99	3,26	1,02	1,53

ПРИМЕР: стоимость УКПН зависит от пластового содержания ПНГ, а также количества попутных водяных паров, сероводорода и т.п. Ориентировочная оценка стоимости установки на 100-150 тыс. т. в год товарной нефти - $20-40 млн.

Фракционная («нехимическая») переработка ПНГ

В результате переработки ПНГ на газоперерабатывающих установках (заводах) получают «сухой» газ, сходный с природным, и продукт под названием «широкая фракция легких углеводородов» (ШФЛУ). При более глубокой переработке номенклатура продуктов расширяется - газы («сухой» газ, этан), сжиженные газы (СУГ, ПБТ, пропан, бутан и т.д.) и стабильный газовый бензин (СГБ). Все они, включая ШФЛУ, находят спрос, как на внутреннем, так и на внешнем рынках2.

Доставка продуктов переработки ПНГ до потребителя чаще всего осуществляется по трубопроводу. Необходимо помнить, что транспортировка трубопроводом довольно опасна. Как и ПНГ, ШФЛУ, СУГ и ПБТ тяжелее воздуха, поэтому при негерметичности трубы пары будут накапливаться в приземном слое с образованием взрывоопасного облака. Взрыв в облаке распыленного горючего вещества (т.н. «объемный») характеризуется повышенной разрушительной силой3. Альтернативные варианты транспортировки ШФЛУ, СУГ и ПБТ не представляют технических проблем. Сжиженные газы перевозится в ж/д цистернах и т.н. «универсальных контейнерах» под давлением до 16 атм. железнодорожным, речным (водным) и автомобильным транспортом.
При определении экономического эффекта от переработки ПНГ следует иметь в виду, что на российских производителей СУГ накладывается т.н. «балансовое задание» по поставкам СУГ для бытовых потребителей по «балансовым ценам» (по данным АК «СИБУР» - это 1,7 тыс. руб./т). «Задания» на практике достигают 30% от объема производства, что ведет к росту стоимости СУГ для коммерческих пользователей (4,5-27 тыс. руб./т в зависимости от региона). Министерство промышленности и энергетики РФ обещает отменить «балансовые задания» в конце 2006 года и это может вызвать снижение цен на рынке СУГ. Впрочем, производители сжиженного газа убеждены, что окончательное решение будет принято не ранее 2008 г. Из-за стабильно высоких цен на СУГ в Европе выгоднее перерабатывать ПНГ и ШФЛУ в СУГ. В России же более прибыльным может оказаться получение метанола или БТК (смесь бензола, толуола и ксилола). В дальнейшем смесь БТК может быть переработана деалкилированием в бензол, который является товарным продуктом, пользующимся высоким спросом.

ПРИМЕР: Комплекс по выработке ШФЛУ из ПНГ по схеме низкотемпературной конденсации запущен на ОАО «Губкинский ГПК» в 2005 г. Перерабатывается 1,5 млрд. м3 попутного нефтяного газа, производство ШФЛУ - до 330 тыс. т/г, общая стоимость комплекса, включая 32-х километровую врезку в конденсатопровод «Уренгой-Сургутский ЗСК», - 630 млн. рублей ($22,5 млн.). По схожей технологии могут работать малогабаритные установки сепарации, предназначенные для установки на промыслах.

Закачка ПНГ в пласт для повышения нефтеотдачи

Количество технологий, схем эксплуатации и оборудования (разной степени эффективности и освоенности) для повышения нефтеотдачи (см. диаграмму «Методы повышения нефтеотдачи») очень велико.

ПНГ, в силу своей гомологической близости к нефти, представляется оптимальным агентом газового и в особенности водогазового воздействия (ВГВ) на пласт закачкой попутного нефтяного газа и иных рабочих жидкостей с его использованием (ПНГ+ вода, водно-полимерные композиции, растворы кислот и др.) 4. При этом увеличение нефтеизвлечения по сравнению с заводнением пласта необработанной водой зависит от конкретных условий. Скажем, разработчики технологии ВГВ (ПНГ+вода) указывают, что наряду с утилизацией ПНГ дополнительная добыча нефти составила 4-9 тыс. т/г нефти на 1 участок.
Более перспективными видятся технологии сочетающие закачку ПНГ с переработкой. При проектировании обустройства Копанского газоконденсатнонефтяного месторождения был исследован следующий вариант освоения ресурсов углеводородов. Из пласта извлекается нефть вместе с растворенным и попутными газами. Из газа отделяется конденсат и часть осушенного газа сжигается на электростанции для получения электроэнергии и выхлопных газов. Выхлопные газы закачиваются в газоконденсатную шапку («сайклинг-процесс») для повышения конденсатоотдачи.

Сайклинг-процесс считается одним из эффективных методов повышения конденсатоотдачи пласта5. Однако в нашей стране он не реализован ни на одном газоконденсатном месторождении или газоконденсатнои шапке6. Одна из причин - дороговизна процесса консервации запасов сухого газа. В рассматриваемой же технологии часть сухого газа подается потребителю. Другая, сжигаемая часть, обеспечивает получение достаточного для сайклинг-процесса количества закачиваемого газа, поскольку 1 м3 метана при сжигании превращается примерно в 10 м3 выхлопных газов.

ПРИМЕР: Консорциум по разработке Харьягинского месторождения - Total, Norsk Hydro и «ННК» - планирует реализовать проект по утилизации попутного нефтяного газа7 стоимостью от $10-20 млн. На Харьягинском месторождении ежегодно добывается около 900 тыс. т нефти и 150 млн. м3 ПНГ. Часть попутного газа идет на собственные нужды, а остальное - сжигается. Предложено три решения проблемы, одно из которых - закачка ПНГ в скважину ниже пласта, откуда добывается нефть. По предварительным расчетам, так возможно закачать весь ПНГ, однако есть опасения, что газ дойдет до близлежащей скважины, которая уже ликвидирована и принадлежит ЛУКОЙЛу. Тем не менее, этот вариант - предпочтительный. Другие два менее приоритетных варианта - продажа ПНГ ЛУКОЙЛу (нет инфраструктуры) или производство электроэнергии (проблема с потенциальным покупателем).

Установка энергоблоков

Один из наиболее распространенных способов утилизации ПНГ - использование как топлива для электростанций. При приемлемом составе ПНГ эффективность этого способа высока. По данным разработчиков 80%), работающая на ПНГ, при егоэлектростанция с утилизацией тепла (кпд учетной стоимости 300 руб. за 1000 м3, окупается за 3-4 года.
Предложение энергоблоков на рынке очень широко. Отечественные и зарубежные компании наладили выпуск установок, как в газотурбинном (ГТУ), так и в поршневом вариантах. Как правило, для большинства конструкций имеется возможность работы на ШФЛУ или ПНГ (определенного состава). Практически всегда предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов в систему теплоснабжения промысла, предлагаются варианты самых современных и технологичных парогазовых установок. Одним словом можно с уверенностью говорить о буме внедрения объектов малой энергетики нефтяными компаниями для снижения зависимости от поставок электроэнергии РАО «ЕЭС», упрощения требований к инфраструктуре при освоении новых месторождений, снижения затрат на электроэнергию с одновременной утилизацией ПНГ и ШФЛУ. Согласно расчетам, себестоимость 1 кВтч электроэнергии для ГТУ «Пермских моторов» составляет 52 коп, а для импортного агрегата на основе поршневого двигателя «Катерпиллер» - 38 коп. (при невозможности работать на чистом ШФЛУ и наблюдается потеря мощности при работе на смешанном топливе).

ПРИМЕРЫ: Типичная стоимость дизельной электростанции зарубежного производства мощностью 1,5 МВт по прайс-листу дилера составляет €340 тысяч ($418 тыс.). Однако установка на промысле энергоблока такой же мощности с инфраструктурой (резервированием) и работающего на подготовленном газе требует капитальных вложений в $1,85-2,0 млн. 8

При этом себестоимость 1 КВтч при цене газа 294 руб./тыс. м3 и расходе 451-580 м3/тыс. КВтч составит уже 1,08-1,21 руб., что превышает текущий тариф - 1,003 руб./КВтч. При повышении действующего тарифа до 2,5 руб./КВтч и сохранении цены газа на сегодняшнем уровне дисконтированный срок окупаемости 8-10 лет.
«Сургутнефтегаз», утилизирующий до 96% ПНГ, ведет строительство 5 газотурбинных электростанций на отдаленных месторождениях - Лукъявинском, Русскинском, Биттемском и Лянторском. Реализация проекта позволит обеспечить выработку 1,2 млрд. КВтч/год (суммарная мощность электростанции 156 МВт на базе 13 энергоблоков единичной мощностью 12 МВт производства «Искра-Энергетика»). Каждый из этих энергоблоков способен в год переработать до 30 млн. м3 попутного газа и выработать до 100 млн. кВтч электроэнергии. Суммарная стоимость проекта составляет по разным оценкам от $125-200 млн., его выполнение задерживается в связи со срывом графика поставки энергоблоков.

Переработка ПНГ на синтетическое топливо (GTL)

Технология GTL только начинает свое распространение. Ожидается, что при дальнейшем развитии и росте цен на топливо она станет рентабельной. Пока GTL-проекты, реализующие технологию Фишера-Тропша, рентабельны только при достаточно больших объемах перерабатываемого сырья (от 1,4-2,0 млрд. м3 в год). Обычно GTL-проект рассчитан на утилизацию метана, однако есть сведения, что процесс может быть реализован и для углеводородных фракций C3-C4 и соответственно применен для переработки ПНГ. Первой стадией производства на базе технологии GTL является получение синтез-газа, который может быть получен даже из угля. Однако этот способ переработки более применим к ПНГ и ШФЛУ, а газовый бензин выгоднее утилизировать отдельно в качестве нефтехимического сырья.

На сегодняшний день в мире реализовано 2 крупных GTL-проекта:

Shell Middle Distillate Synthesis (SMDS) - Бинтулу, Малайзия, 600 000 т/г,

Завод в ЮАР постройки Sasol, заказчик Mossgas для PetroSA, 1 100 000 т/г.

В ближайшее время планируется осуществить полтора десятка других крупных проектов, находящихся в разной стадии готовности. Один из них, например, проект строительства завода в Катаре мощностью 7 млн. т нефтяного эквивалента. Его ориентировочная стоимость составит $4 млрд., или $600 на тонну продукции. Текущая стоимость строительства GTL-завода, по оценкам специалистов, составляет $400-500 на тонну продукции, и продолжает снижаться. В качестве комментария к этой цифре добавим, что хотя опыт эксплуатации коммерческих предприятий GTL-FT имеется, он ограничен жаркой и умеренной климатической зоной. Таким образом, имеющиеся проекты не могут быть перенесены без изменений в Россию, например, в район Якутии. Учитывая отсутствие у компаний опыта эксплуатации установок GTL-FT в жестких климатических условиях, изменение и доработка проектов могут потребовать значительного времени и, возможно, проведения дополнительных исследовательских работ. Среди известных разработчиков GTL-проектов отметим американскую венчурную компанию «Syntroleum» (www.syntroleum.com ), поставившую задачу проведения исследований с целью получения малых модульных производств для временного размещения на месторождениях, в т.ч. с возможностью утилизации ПНГ и ШФЛУ.

ПРИМЕРЫ: По оценке ООО НПО «Синтез» капитальные затраты на завод GTL-FT производительностью 500 тысяч тонн жидкого топлива в год с потреблением 1,4 млрд. м3 природного газа в год при размещении в Якутии составит $650 млн. ($1300 на тонну годовой производительности). Согласно рекламным материалам российского разработчика строительство установки, использующей традиционные технологии (паровая конверсия, получение 82% метанола-сырца) с годовой мощностью 12,5 тыс. тонн метанола и утилизацией 12 млн. м3 газа требует капитальных затрат $12 млн. ($960 на тонну годовой производительности). Установка «Энергосинтоп10000» примерно такой же производительности (12 тыс. тонн 96% технического метанола) обойдется в $10 млн. ($830 на тонну годовой производительности). А благодаря низким эксплутационных расходов себестоимость метанола окажется на 17-20% ниже.

Криогенная переработка ПНГ в сжиженный газ

Разработчики и изготовители предлагают как крупнотоннажные установки получения сжиженного природного газа производительностью 10-40 т/час с высоким (более 90%) коэффициентом ожижения перерабатываемого газа, так и установки малой производительности до 1 т/час. Способ сжижения - использование замкнутого однопоточного холодильного цикла на смеси углеводородов с азотом.
Для установок малой производительности по сжиженному природному газу возможны следующие способы сжижения:

Применение однопоточного холодильного цикла при переработке малых расходов исходного газа (коэффициент ожижения 0,95)
. применение детандерного цикла:
. а) замкнутого с коэффициентом ожижения 0,7-0,8;
. б) разомкнутого с коэффициентом ожижения 0,08-0,12.

Последний рекомендуется к применению на газораспределительных станциях, где узел редуцирования заменяется установкой получения сжиженного природного газа с расширением газа в детандере и частичным его ожижением. Этот способ практически не требует затрат энергии. Производительность установки зависит от расхода поступающего на газораспределительные станции газа и диапазона перепада давлений на входе и выходе станции. Получение сжиженного газа (метана) из ПНГ требует его предварительной подготовки. Условия перспективности криогенной переработки ПНГ (по данным «ЛенНИИхиммаш»):

Наиболее рентабельны установки при производительности от 500 млн. нм3/год до 3,0 млрд. нм3/год по перерабатываемому газу.

Располагаемое давление исходного газа для переработки не менее 3,5 МПа. При давлении ниже установка должна быть укомплектована блоком предварительного дожатия газа, что увеличивает капитальные и энергетические затраты.
. Запас газа не менее чем на 20 лет эксплуатации установки.
. Содержание тяжелых углеводородов, % об.: С3Н8 > 1,2. Сумма C 4+В > 0,45.
. Низкое содержание сернистых соединений (не более 60 мг/куб.м) и двуокиси углерода (не более 3%), не требующее очистки от них исходного газа.
. При содержании в газе этана более 3,5% об. и наличия его потребителей целесообразно получение в качестве товарного продукта этановой фракции. Это значительно снижает удельные эксплуатационные затраты.

1 Например, в ценах 2000 г.: себестоимость добычи ПНГ была 200-250 руб./тыс. м3, транспортировка могла добавить еще до 400 руб./тыс. м3 при рекомендованной Минэкономразвития и Минфином цене 150 руб./тыс. м3. Сегодня эту цену регулируют ФЭКи и в среднем это $10/тыс. м3.

2 Например, в РФ ежегодно производится 8 млн. т СУГ на сумму около $1 млрд. СУГ используется как сырье для предприятий нефтехимической промышленности (50-52% газа), в бытовых целях, на транспорте и в промышленности (28-30%). 18-20% газа идет на экспорт. Вследствие невысокого уровня газификации страны для личных нужд СУГ потребляют около 50 млн. человек, в то время как природный газ - 78 млн. человек.

3 3 июня 1989 года около дер. Улу-Теляк произошел разрыв трубы диаметром 700 мм продуктопровода широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) Западная Сибирь - Урал-Поволжье с последующим взрывом углеводородно-воздушной смеси, эквивалентным взрыву 300 тонн тротила. Возникший при этом пожар охватил территорию около 250 га, с находящимися на ней двумя пассажирскими поездами (Новосибирск-Адлер, 20 вагонов и Адлер-Новосибирск, 18 вагонов), в которых следовало 1284 пассажира (в т.ч. 383 - дети) и 86 членов поездных и локомотивных бригад. Взрывом были разрушены 37 вагонов и 2 электровоза, из которых 7 вагонов сгорели полностью, 26 - выгорели изнутри, Ударной волной было оторвано и сброшено с путей 11 вагонов. На месте аварии было обнаружено 258 трупов, 806 человек получили ожоги и травмы различной степени тяжести, из них 317 умерло в больницах. Всего погибло 575 человек, травмировано - 623.

4 Известно, что закачивать газ в залежи вязких нефтей с целью вытеснения и поддержания давления не очень эффективно, так как вследствие языкообразования происходит преждевременный прорыв газа к эксплуатационным скважинам.

5 Удовлетворительные технико-экономические показатели сайклинг-процесса достигаются только на ГКМ с начальным содержанием конденсата в газе не ниже 250—300 г/м3.

6 Среди проблем, связанных с закачкой газа, эксперты отмечают отсутствие в России подобного опыта, а как следствие - сложность согласования проектов. Единственный пример практически реализованного в странах СНГ сайклинг-процесса - Новотроицкое ГКМ (Украина).

7 По материалам круглого стола "Современные технологии и практика по сокращению объемов сжигания попутного нефтяного газа", 2005 г. Данных о реализации проекта пока нет.
8 Данные по тарифам, капвложениям, окупаемости и т.п. согласно «Инвестиционному замыслу строительства ЭСН на Западно-Таркосалинском ГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» с использованием газа выветривания в качестве топлива». ТюменьНИИГипрогаз, ОАО «Газпром», 2005.