Способы утилизации попутного нефтяного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Воздействие ПНГ на окружающую среду

2. Российский опыт утилизации ПНГ

3. Международный опыт по утилизации ПНГ

4. Опыт передовых стран в вопросах утилизации ПНГ

4.1 Канада

4.2 США

4.3 Великобритания

4.4 Норвегия

4.5 Казахстан

5. Описание и построение модели ВИНК

5.1 Блок нефтедобыча

5.1.1 Расчёт эксплуатационных затрат

5.1.2 Определение удельных нормативов текущих затрат по смете затрат

5.2. Переработка нефти

5.3 Газопереработка

5.4 Газохимия

Заключение

Список Литературы

Приложение



Введение

Актуальность

Проблема рационального использования попутного нефтяного газа в России связана с рядом факторов, из которых наиболее важным является экономический. В работе рассматриваются мировые практики утилизации попутного нефтяного газа (далее ПНГ).

Целью работы является определения наиболее приемлемых с экономической точки зрения способов утилизации попутного нефтяного газа (далее ПНГ).

Задачи исследований:

Анализ мирового опыта утилизации ПНГ;

Рассмотрение основных проблем России, связанных с утилизацией;

Рассмотрение возможных способов утилизации и их сравнительная оценка. Теоретическая значимость - исследование возможностей применения мирового опыта утилизации ПНГ в России либо поиск собственного пути.

Практическая значимость. Выработка методических рекомендаций по определению стратегии компании по утилизации попутного нефтяного газа.

Объект исследований: Способы утилизации попутного нефтяного газа.

Предмет исследования: Сравнение возможностей по утилизации ПНГ в составе ВИНК или независимого ГПЗ в России.

Методика исследований. Создание расчетной математической модели ВИНК и независимого ГПЗ в Excel и проведение вычислений с целью выполнения сравнительного анализа.

В введении дается обоснование актуальности темы, ставятся основные цели и задачи исследований, их теоретическая и практическая значимость, объект и методика исследований.

1. В первой главе «Воздействие ПНГ на окружающую среду» перечисляется состав вредных веществ, которые образуются при сжигании ПНГ, также описывается их воздействие на окружающую среду.

2. Во второй главе «Российский опыт утилизации ПНГ» рассматривается текущее состояние использования ПНГ, перечисляются нормативные и законодательные акты, сопровождающие существующие методы утилизации ПНГ, а также описываются факторы, влияющие на выбор методов утилизации.

3. В третьей главе «Международный опыт по утилизации ПНГ» рассматриваются применяемые существующие методы ограничения сжигания ПНГ в других странах, а также анализируется опыт утилизации попутного газа передовыми западными странами и странами постсоветского пространства.

4. В четвертой главе «Описание Модели ВИНК» происходит описание используемой модели, выбора набора переменных, применяемых в расчетах, описание их, а также рассмотрение модели ВИНК в виде раздельных функциональных блоков. Также представлены основные этапы расчетов необходимых показателей, используемых при получении ответов на поставленные задачи

5. В заключении приводятся итоговые результаты исследований и даются рекомендации по их практическому применению.

Пути модернизации и устойчивое развитие России связано с рациональным использованием всех имеющихся у неё ресурсов, включая углеводородные, а не только лишь с внедрением совершенных прорывных инновационных технологий для добычи нефти. Одним из таких ресурсов является попутный нефтяной газ (ПНГ), которому посвящено настоящее исследование.

Попутный нефтяной газ -- это газ, который растворен в нефти и, соответственно, добывается одновременно с ней, являясь, по сути, сопутствующим продуктом (что и зафиксировано в его названии). В советское время задачами по утилизации ПНГ занимались институты Миннефтепрома и Мингазпрома СССР. По геологическим характеристикам к ПНГ относятся также и газы газовых шапок нефтяных месторождений. Таким образом, попутный нефтяной газ это смесь газов, состоящая из парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, которые выделяются из пластовой нефти при её сепарации или непосредственно из нефтяных скважин во время её добычи.

Как правило, в зависимости от регионов добычи и типов нефтяных месторождений, удаётся из добываемой нефти выделять от 25мі до 800 мі попутного нефтяного газа. Плохие условия по утилизации ПНГ приводят к его необоснованным потерям.

Основные потери ПНГ были связаны, как правило, с отсутствием или неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки или переработки, либо с отсутствием заинтересованного конечного потребителя, а при росте объемов добычи эти потери возрастают еще больше (График 1). В этом случае ПНГ просто и без хозяйственно сжигается на факелах, поскольку, так как просто выпустить газ в атмосферу опасно и это принесёт ещё больший ущерб. О важности и масштабности проблем рационального использования попутных компонентов можно судить по упущенной выгоде от переработки 1 млрд. м3 попутного газа равен потере товарной массы на сумму 270 млн. долл. При этом потери для государственного бюджета составляют порядка 35 млн. долл. Российское государство на данный момент пришло к выводу о необходимости перехода от экспорта сырья к продуктам его переработки. Это приносит более высокий доход как для компаний, так и для самого государства. Таким образом если денежные средства от продаж сырой нефти принять за 1, то для продаж нефтепродуктов коэффициент повышения выручки составит 1,5, а для нефтегазохимической продукции - от 5 до 10. Согласно Стратегии развития химической и нефтехимической отрасли России до 2015 года предусмотрен значительный рост объема производства. Соответственно для того чтобы обеспечить такой рост, необходимо увеличить объем добываемого сырья. В противном случае это будет покрываться за счет отвлечения ресурсов с нефтеперерабатывающей отрасли.

Безусловно, что помимо потерь ценного ресурса, сжигание ПНГ наносит огромный вред окружающей среде, и человеку. Именно поэтому, начиная с 2007 года в стране была принята программа мероприятий, целью которой стал поиск рациональных и приемлемых решений обеспечивающих существенное ограничение объемов сжигания ПНГ на факелах и увеличение долей его переработки в отечественной газонефтехимии, производстве электроэнергии и закачки в пласты для повышения нефтеотдачи.



1. Воздействие ПНГ на окружающую среду

Анализ последствий сжигания ПНГ на факелах показывает, что из-за этого происходит заметное ухудшение качества природной среды, в результате которого возникают:

• Загрязнения окружающей среды компонентами сгорания;

• Деградация и вывод части земель из хозяйственного оборота, из-за теплового воздействия;

• Снижение численности животного вида.

Ухудшение качества природной среды приводит к снижению качества жизни населения, что выражается:

• в росте заболеваемости среди населения различными видами болезней;

• в ускоренной деградации и разрушении объектов инфраструктуры.

В аналитическом обзоре Мирового банка, посвящённом проблемам использования углеводородного сырья, отмечается, что при сжигании на факелах ПНГ, особенно, если хоть немного, но нарушаются оптимальные режимы в которых должно происходить это сгорание, в атмосферный воздух происходит выброс разнообразных и многочисленных загрязняющих веществ, среди которых обнаруживаются следы:

· «Более 250 опасных химических соединений;

· тяжёлых металлов, таких как ртуть, мышьяк и хром;

· оксидов азота и серы, а также сероводорода».

При этом, достаточно редко можно встретить в литературе полный список всех вредных веществ образующихся при сжигании ПНГ, в общем представлении это в основном СО₂, не более. Во-первых, безусловно, репутация нефтяной промышленности изначально подпорчена её антиэкологичной деятельностью, поэтому ее стараются по возможности беречь. Во-вторых, многие нефтяные месторождения находятся в регионах где население на прилегающих территориях освоения ресурсов немногочисленно, поэтому к факельным выбросам относятся снисходительно. В-третьих, для обнаружения вредных веществ, требуется очень непростая техника и, следовательно, требуются большие материальные затраты. «А накопление знаний о наносимом вреде требует тщательных долгосрочных наблюдений и фиксирования динамики происходящих изменений в результате деятельности предприятия». Что является очень затратным и дорогим мероприятием.

Таким образом, именно процесс сжигания ПНГ стал постоянной причиной для беспокойства компаний и государства в целом, поиском решений и возможностей для реализации государственной программы по утилизации ПНГ. В тоже время ПНГ рассматривается как ценный ресурс, сопровождающий добычу нефти на большинстве месторождений, которому просто необходимо найти рациональное применение.

Изначально переработка газа осуществлялась на тех месторождениях, где в силу высокого содержания вредных компонентов (сероводорода и углекислого газа) она была жизненной и производственной необходимостью. На первоначальном этапе переработке подвергалось всего 10-11% добываемого газа. При этом до последнего времени попутный газ рассматривался исключительно как побочный продукт нефтедобычи, а не как самостоятельный ценный товарный продукт. Хотя за последнее десятилетие положение несколько улучшилось, Россия по-прежнему остается мировым лидером по объёму сжигания ПНГ, сопоставимого, например, с недавними объёмами экспорта природного газа в Украину (например, по данным на 2015 г. это составило 10 668 млн м3).

В настоящий момент в России распределение долей осуществляется следующим образом:

* около 80% ресурсов ПНГ утилизируется;

* примерно 20% ПНГ сжигается на промыслах без предварительной сепарации.

В результате горения газа в факелах в России ежегодно образуется огромное количество выбросов СО₂. Сжигание на факелах просто преступно, так как газ в них не может сжигаться полностью на 100%. Следовательно, в атмосферу попадает в том числе не сгоревший метан, гораздо более активный парниковый газ, чем углекислый газ. «По результатам 2009 года до 45% уничтоженного ПНГ приходилось на труднодоступные регионы, месторождения, которые находятся на значительных расстояниях от существующих газосборных трубопроводных систем, а также малые месторождения с небольшим количеством добываемого ПНГ. Около 55% ПНГ пришлось на объёмы, полученные с территорий, имеющих относительно развитую инфраструктуру, в том числе до 17% (или до 2,8 млрд. м3) -- на подготовленный газ для транспортирования по газосборной системе, так называемый, «трубный» газ, который был сожжен из-за невозможности его поставки и попадания на газоперерабатывающие комплексы из-за их перегруженности».



2. Российский опыт утилизации ПНГ

Одна из особенностей российской нефтегазовой отрасли это исторически сложившееся отношение к добытому попутному нефтяному газу. Долгое время этот вид сырья считался побочным продуктом работы нефтяной отрасли, и, как следствие, до 1 января 2001 года он не учитывался в финансовых отчётах предприятий. Попутный нефтяной газ - это единственное углеводородное полезное ископаемое, при расчётах НДПИ на который применяется нулевая ставка. Это означает, что компании отчитываются лишь об объемах добытого ПНГ и подают налоговую декларацию с нулевой суммой. Таким образом, государство все-таки заставляет компании инвестировать денежные средства в установку измерительных приборов. Тем не менее, даже наличие таких мер, они не вполне эффективно срабатывают, так как продолжают существовать большой процент не обустроенных измерительными приборами месторождений. Лидером по объемам добычи сжигания ПНГ в период с 2006 по 2014 гг., является компания Роснефть. (Диаграмма 1) Эту «хитрость» компаний можно объяснить тем, что в случае отсутствия точных измерений, сжигание попутного газа считается безсажевым. Таким образом, несмотря на существенные выплаты в случае отсутствия измерительных приборов, компания всё ещё может иметь стимул их не устанавливать, так как в случае выявления фактического сажевого горения эти выплаты могут кратно вырасти.

С 1 января 2012 г. было введено и начало действовать постановление Правительства РФ №7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», согласно которому все компании обязаны утилизировать не менее 95% ПНГ.

Основой для определения платы за сжигание газа является содержание в нем метана, то есть, чем чище сжигаемый газ, тем плата за него больше. Хотя, основное загрязнение происходит при сжигании более «жирных» газов. «В этом случае можем наблюдать ещё одну интересную картину, которую никак нельзя объяснить с экономической точки зрения, поскольку мало того, что уничтожается особо ценное сырье для нефтехимии, так у плательщиков появляется «стимул» показывать в расчётах данные по выбросам при сгорании «жирного» газа », обеспечивая себе снижение расходов по выплатам.

Согласно ТУ 0271-016-00148300-2005 ПНГ классифицируется на тощий, средний, жирный и особо жирный. ( Табл. 3). При этом, как правило существует закономерность, когда с лёгкой нефтью добываются более жирные газы, а тяжёлым нефтям - сопутствуют в основном сухие (тощие и средние) газы.

Необходимо отметить, что с увеличением содержания углеводородов С₃₊ ценность попутного нефтяного газа возрастает.

Большинство попутных, особенно низконапорных газов, относятся к категории жирных и особо жирных. Если сравнивать с природным газом, имеющего в своём составе до 98 % метана, сфера применения попутного нефтяного газа существенно шире и разнообразнее. ПНГ газ можно использовать не только для получения тепла и электроэнергии, но и как ценное сырьё для нефтегазохимии.

Ассортимент продукции, которую возможно получить из попутного газа физическим разделением, необычайно широк:

· Широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ);

· Стабильный газовый бензин;

· Сухой отбензиненный газ (СОГ);

· Газовое моторное топливо (автомобильный пропан-бутан);

· Сжиженный нефтяной газ (СНГ) для коммунально-бытовых нужд;

· Этан и другие узкие фракции, в том числе «чистые» газы (пропан, бутан, пентан).

На данный момент государство пытается с помощью экономических методов стимулировать недропользователей утилизировать ПНГ, ужесточая меры и вводя повышающие коэффициенты за его сверхнормативное сжигание с 4,5 до 12, а в 2014 г. -- до 25 единиц (Постановление № 1148 от 08.11.2012 г). «Если штрафы будут возрастать и дальше, то для достаточно большого количества, как мелких, так крупных проблемных месторождений добыча нефти станет просто нерентабельной». Тем не менее, сжигание попутного газа все равно продолжает оставаться на высоком уровне. Доля утилизации газа хоть и растет, но очень медленно. (Диаграмма2) По сути государство пытается решить вопрос сжигать или утилизировать, а если утилизировать, то как, при этом рассматривая все за и против каждого из методов.

Над проблемой утилизации трудятся большие коллективы институтов и технических специалистов, придумано огромное количество способов «полезной утилизации ПНГ», но, к сожалению, до сих пор на практике используется всего лишь несколько.

Одним из первых и основных способов утилизации ПНГ является его разделение на компоненты. При этом большую долю этого процесса составляет сухой отбензиненный газ, а во вторую группу компонентов входят широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ), которые представляют собой смесь веществ с двумя и более атомами углерода (или фракция C₂₊). Именно эта смесь является основным сырьем для его дальнейшего применения в нефтехимии. Газопереработка ПНГ позволяет получить продукцию и товары, необходимые в промышленности и быту. «Развитие данного направления может обеспечить мультипликативный эффект: способствовать развитию и повышению экономической и экологической эффективности нефтяного сектора, воссозданию и развитию отрасли газонефтехимии, реализации государственных задач в сфере повышения энергоэффективности.» Исходя из относительно высокого компонентного содержания этана и других углеродных газов в попутном газе, ПНГ может служить важнейшим сырьём для нефтехимии. Однако этан может оказывать значительное негативное влияние на трубопроводы при транспортировке. Поэтому его вместе с метаном часто отправляют на объекты энергетики и сжигают, теряя при этом его ценность как нефтехимического сырья.

Ко второму по значению направлению утилизации ПНГ можно отнести его сжигание на энергетических установках для выработки электроэнергии. Это позволяет нефтяным компаниям решать проблему энергоснабжения удалённых промыслов, не прибегая к покупке дорогой электроэнергии в энергосетях. Однако топить «жирным» газом малорационально, расточительно, так ещё и требует применения специального оборудования, поскольку использование обычного ухудшает его работу, сокращает срок службы, наносит экологический вред. К тому же не всегда есть потребители такого количества произведённой электроэнергии.

Далее рассмотрим сильные слабые стороны газопереработки и выработки электроэнергии.

Третьим направлением утилизации ПНГ является его закачивание обратно в пласты, что позволяет повышать коэффициент нефтеотдачи, то есть увеличивает объем извлекаемой нефти из пласта (так называемый сайклинг-процесс). Однако в России использование попутного газа методом закачки в пласт пока используется менее чем 1% от общего объёма добытого ПНГ. Данный метод не является самым эффективным, так как для данных целей лучшим образом подходили бы однокомпонентные газы, имеющие малое количество дорогостоящих компонентов.

Выбор наиболее приемлемого способа утилизации попутного газа зависит, как правило, от нескольких факторов, а именно:

ь от планируемого объёма производства и поставок газа;

ь удалённости от объектов газотранспортной инфраструктуры;

ь возможности прилегающих территорий, выступать потребителями производимого сырья;

ь степени изношенности существующей системы газопроводов и т. д.

Таким образом, эти факторы можно разделить на две группы:

1) Факторы, влияющие напрямую - это технологические факторы, которые жёстко ограничивают возможности использования тех или иных методов утилизации, например Газпром может принять в свою систему газ только с определенными параметрами (давление 5.5-5.7 МПа и качество соответствующее ГОСТам по влаге;

2) Факторы, оказывающие косвенное влияние на выбор недропользователя, но не ограничивают его. Например цены реализации продукции.

В своём докладе от 2009 года WWF выделяет следующие факторы, влияющие на утилизацию:

· Технические

o Инфраструктура

o Измерительные приборы

o Технико-технологические возможности

o Налаженные технологические цепочки

o Возможность транспортировки газа

· Экономические

o Цены на газ

o Наличие ценового регулирования

o Налоги и льготы

o Издержки на утилизацию

· Институциональные

o Законодательная база

o Государственный контроль

o Конкуренция

Таким образом при определении способа утилизации ПНГ для каждого месторождения стоит рассматривать большое количество факторов, так как для полноценной реализации самого желаемого вида утилизации - переработка на ГПЗ, необходимо наличие достаточного количества объёмов попутного газа, с целью сокращения удельных издержек для получения экономии от масштаба, наличие инфраструктуры и конечно благоприятной экономической конъюнктуры.



3. Международный опыт по утилизации ПНГ

Для большинства стран мира ПНГ из побочного продукта нефтедобычи давно превратился в ценное сырье для нефтегазохимии. Устойчивый рост мировых цен на нефть и природный газ с начала 1970г. прошлого века изменил представление о ценности природного газа и ПНГ во многих нефтедобывающих странах.

Государства стремились диверсифицировать свои источники энергии для повышения безопасности поставок и уменьшения вредного воздействия на окружающую среду.

В результате повышения экономической ценности ПНГ некоторые развивающиеся страны рассматривают целесообразные с экономической точки зрения варианты создания газоперерабатывающих мощностей для переработки ПНГ.

У большинства правительств нефтедобывающих стран сложилось понимание той роли, которую играет увеличение уровня использования ПНГ в первую очередь это защита окружающей среды и снижение уровня выбросов парниковых газов.

Таким образом, на операции, связанные со сжиганием и выбросом ПНГ, могут распространяться различные требования:

1) Технология и практика сжигания_ могут быть указано конкретное оборудование и технология, которые требуется использовать для обеспечения сжигания «чистого» газа и эффективного его сгорания. Например, сначала в Эквадоре горелки должны были быть оснащены насадкой, предназначенной для обеспечения хорошего смешивания с воздухом для устойчивости горения пламени. «Горелка должна быть оснащена постоянно действующей вспомогательной горелкой-поджигом или другой автоматической системой зажигания, которая обеспечивает непрерывное горение, а также незамедлительно предупреждает оператора о неисправности. Сегодня это практически стало стандартом для всех.»

2) Сроки сжигания _ также максимальная продолжительность непрерывного сжигания может быть ограничена. Например, в Малайзии было принято правило, что единовременная продолжительность сжигания в факеле не может превышать 72 часа согласно местному законодательству. Дольше нельзя из-за возможности нанесения природе существенного ущерба, связанного с разогревом почвы и растений.

3) Местоположение факельной установки _ как правило, факельная установка должна размещаться на безопасном расстоянии от жилых блоков и населённых пунктов. Например, в соответствии с нормативными требованиями «Нигерии должна быть обеспечена свободная зона максимальным диаметром 60 м от основания факельной стойки и в этой зоне не должно находиться какое-либо другое оборудование кроме оборудования, относящегося непосредственно к факельной установке.»

4) Сопутствующее тепло и шум_ могут быть установлены предельно допустимые уровни тепла и шума на указанном расстоянии от места сжигания. Так например в Нигерии допустимая величина теплового излучения на уровне земли составляет 6,31 квт/м2 при максимальном объёме сжигания на расстоянии 60м от основания пламени.

5) Дым и неприятный запах_ могут также быть установлены ограничения на прозрачность воздуха, образующегося в результате сжигания, а также неприятные запахи.

В большинстве случаев в разрешениях на разработку месторождений отсутствует конкретное упоминание о сжигании и выбросе ПНГ, однако в них обычно содержится требование о том, чтобы добывающие компании использовали передовую практику добычи нефти.

В тоже время в большинстве стран могут возникать особые условия, когда сжигание и выброс ПНГ разрешаются:

1. По соображению безопасности (например, сжигание с помощью особой горелки для поддержания необходимого давления и ликвидации случайных выбросов);

2. В силу технических причин (например, выброс в результате продувки);

3. При опробовании скважин и наладочных работах;

4. В чрезвычайных ситуациях (например повышение давления или остановка добычи).

Для сжигания и выброса попутного нефтяного газа в указанных обстоятельствах, как правило, не требуется разрешения регулирующих органов.

Обычно выбирается вариант, который обеспечивает максимальную экономическую эффективность разработки месторождения. «Регулирующие органы обычно применяют «приростной» подход, который предполагает, что добывающим компаниям разрешается осуществлять сжигание или выброс ПНГ только в том случае, если они могут доказать, что дополнительные выгоды от использования ПНГ меньше дополнительных затрат.»



4. Опыт передовых стран в вопросах утилизации ПНГ

4.1 Канада

Правительство Альберты (Канада) требует от недропользователей чтобы они оценивали все возможности полного исключения сжигания и рассеяния ПНГ.

Если не может быть полностью исключено сжигание ПНГ, то гарантировали, то сжигание ПНГ должно производиться в соответствии с требованиями правительства.

Управление по энергетике и коммунальному хозяйству провинции Альберта считает проект экономически выгодным, если приростные экономические показатели утилизации ПНГ обеспечивают получение более чем нулевого чистого дисконтированного дохода (ЧДД) до вычета налогов.

Также существует «комплексный» подход, в соответствии с которым экономические расчеты использования ПНГ делаются в рамках первоначального утверждения проекта разработки месторождения.

Основными элементами системы регулирования сжигания и распыления ПНГ в Альберте являются:

· Управление (Дерево решений) сжигания газа;

· Экономическая оценка проектов утилизации газа;

· Требования по характеристикам процесса сжигания газа;

· Измерение и отчётность;

· Меры контроля и принуждения.

Все проекты со сжиганием газа должны быть оценены недропользователями, применяя систему управления сжигания и рассеяния ПНГ, включая регламентированный процесс принятия решений - «дерево решений». Основное содержание этого процесса - требуется исключить сжигание и рассеяние ПНГ. Если этого не удается, то рассматриваются различные варианты сокращения сжигания ПНГ. И только если по экономическим соображениям не удаётся найти приемлемых вариантов утилизации, разрешается сжигать ПНГ.

4.2 США

«В 1983г. постановлением Верховного суда США право регулирования вопросов, связанных с природным газом, было делегировано самим штатам. Кроме того, в целях предотвращения выброса газа в атмосферу и его сжигания на факелах в 1946г. в штате Техас, основном нефтедобывающем регионе страны, комиссия штата, регулирующая вопросы, связанные с нефтегазодобычей в штате, объявила нефтедобывающим компаниям, что будет останавливать добычу нефти, если вопросы утилизации ПНГ ими не будут решены. На ряде месторождений эта угроза в дальнейшем была реализована.»

В дальнейшем в стране была построена мощная инфраструктура газоснабжения, благодаря которой газ начал поступать по безопасной и надёжной системе подземных трубопроводов. Также в США существует мощная система газовых хранилищ, что позволяет покрывать нагрузки в периоды пикового потребления.

«Мощности по переработке газа в США и, особенно в Канаде, значительно превышают объёмы добычи газа: в Канаде почти в 3,8 раза, в США - в 1,2 раза. Это связано с тем, что проектирование и строительство заводов рассчитываются на обеспечение переработки максимального объёма добычи природного или попутного газа. Этот максимальный объем добычи на месторождении обычно удерживается несколько лет, после чего в течение продолжительного времени, вплоть до полного истощения месторождения, идет процесс падения добычи с соответствующим снижением объемов поступления газа на перерабатывающие заводы. По этой причине многими нефтяными компаниями было принято решение о строительстве небольших по мощности газоперерабатывающих заводов в основном для извлечения пропан-бутановых фракций. Такие небольшие по мощности газоперерабатывающие заводы и по настоящее время занимают львиную долю в общем количестве ГПЗ этих стран.»

4.3 Великобритания

Политика по сжиганию попутного нефтяного газа в Великобритании проводится согласно принципу рационального освоения нефтегазовых ресурсов:

1) Максимизация экономически эффективного извлечения нефтегазовых запасов;

2) Сокращение парниковых выбросов.

При оценке предложений для разработки новых объектов правительство рассматривает и учитывает следующие задачи:

1) Обеспечение извлечения всех экономически эффективных запасов углеводородного сырья;

2) Обеспечение адекватных и конкурентных условий для отрасли по транспорту и переработке углеводородов;

3) Учёт экологического влияния и интерес других пользователей морских ресурсов.

Таким образом, правительство определяет не единственную цель, а там где возникает конфликт интересов, позиции каждой сторон рассматриваются в каждом конкретном случае. В Великобритании для освоения новых месторождений необходимо, чтобы была одобрена подготовленная программа освоения месторождения, которая конечно включает вопросы использования ПНГ.

«Данная форма программы включает и ежегодную информацию об сжигании и рассеивании ПНГ. Оценка воздействия на окружающую среду обязательна для всех субъектов с добычей нефти более 3750 барр./сут.» Если не удается достичь положительной экономической эффективности для доставки газа на сушу, требуется рассмотреть несколько вариантов использования ПНГ:

· Использование в качестве топлива;

· Использование для увеличения нефтеотдачи пластов;

· Конверсия в топливо;

· Закачка газа в пласт;

· Продажа компаниям, разрабатывающим соседние участки недр;

· Сжигание /рассеивание

Однако существуют разрешения на сжигание ПНГ для каждого месторождения, которые содержат, например, квоты для целей безопасности и при непредвиденных обстоятельствах. Суть предлагаемой схемы состоит в том, чтобы обеспечить для операторов возможности торговли такими неиспользованными объёмами квот.

Таким образом, основная задача правительства состоит в формировании условий, повышающих эффективность утилизации попутного нефтяного газа. В результате этого в 1986г. была запущена реформа газового рынка Великобритании, которая началась с приватизации компании British Gas. В результате из одной большой компании было выделено несколько ГТС, компании поставщики и потребители. К тому же в 1998г. был построен газопровод, который соединил Великобританию с Европой. В этот же самый момент была проведена либеральная реформа на рынке электроэнергии, что привело к существенному росту количества электростанций. Доступ к ГТС и конкуренция на рынке сократили совокупные издержки на поставку газа с месторождений на рынок. Данные меры также позволили производителям газа напрямую выходить на рынок и реализовывать свою продукцию.

4.4 Норвегия

Управление нефтяной отраслью и выбросами в атмосферу осуществляет Норвежский нефтяной директорат, который подчиняется Министерству нефти и энергетики и ответственен за рациональное использование сырьевых ресурсов, а также за безопасность эксплуатации установок и проведение работ по сжиганию попутного нефтяного газа на территории Норвегии.

Одним из наиболее часто применяемых способов утилизации попутного нефтяного газа в Норвегии является закачка в пласты. На месторождениях с низким газовым фактором, объем попутного нефтяного газа перераспределяется за счет месторождений с высоким газовым фактором. Перераспределение и закачка попутного нефтяного газа связаны со значительными экономическими издержками и требуют использование специального компрессорного оборудования, в свою очередь это повышает нефтеотдачу и добычу конденсата. Сеть газопроводов охватывает самые мелкие месторождения, а для обеспечения входа в систему любому производителю газа, правительством создана система договоров поставки газа- публичная оферта на покупку ПНГ. Меньшая часть попутного нефтяного газа используется для производства метанола, а также на собственные нужды и для специально построенной белковой фабрики.

Сегодня в Норвегии наименьший уровень сжигания газа: примерно 2м³ на каждый м³ добытой нефти. «При этом каждый проект обустройства месторождения согласуется в Министерстве нефти и энергетики, которое может разрешить сжигание газа, но в подавляющем большинстве случаев этого не делает.

Заявление на получение разрешения на сжигание попутного газа в факелах рассматриваются Норвежским нефтяным директоратом и выдаются непосредственно Министерством нефти и энергетики. Директорат и министерство производят оценку факельного оборудования и технологических процессов. В заявлении должны быть указаны тип и уровень атмосферных выбросов и технология, применяемая для снижения и предотвращения загрязнения окружающей среды. Лимиты на атмосферные выбросы устанавливаются в индивидуальном порядке с учетом требований действующих национальных и региональных нормативов. Ни один план разработки месторождения не утверждается, если в нем нет операции по повторной закачке газа и \или, пути его реализации.»

Норвежское правительство не устанавливает специальных нормативов по сжиганию ПНГ, но разрешение на сжигание ПНГ предоставляются в очень ограниченном количестве ситуаций, в определённых случаях. Сжигание ПНГ в объёмах более чем необходимых для обеспечения безопасности не разрешаются без одобрения Министерства нефти и энергетики.

Таким образом в США, Канаде, Великобритании, Норвегии присутствует определенные процедуры принятия решений об утилизации газа («дерево альтернатив»). «Требования утилизации опираются на определенные правовые и регулирующие нормы, обеспечивающие свободный (openaccess) или недискриминационный (non-discriminatoryaccess) доступ к объектам инфраструктуры в секторах upstream и downstream, включая газотранспортные системы.»

Общий принцип при реализации метода «дерева альтернатив» состоит в том, что рассматриваются различные варианты утилизации ПНГ, выбирается наиболее экономичный (учитывающий экономические факторы и условия). Только если ни один из вариантов утилизации не отвечает экономическим критериям, разрешается часть ПНГ распылять или сжигать

4.5 Казахстан

Опыт Казахстана представляет особый интерес для России по многим причинам. Газотранспортная система по утилизации ПНГ сформировалась в рамках плановой экономики СССР. В настоящее время Казахстан идёт впереди России в вопросах развития законодательства в нефтегазовом секторе в частности в вопросах утилизации попутного нефтяного газа. Однако общие направления в политике России по проблемам утилизации ПНГ во многом схожи с тем, что происходит в Казахстане. В Казахстане законами «О нефти» и «О недрах и недропользовании» и их последующими подзаконными актами введён запрет на промышленную эксплуатацию нефтегазовых месторождений без утилизации попутного нефтяного газа. Благодаря этому в стране удалось существенно увеличить уровень переработки ПНГ, построить и ввести в эксплуатацию большое количество новых газоперерабатывающих заводов, привлечь инвестиции в рамках международных проектов. Газоперерабатывающие мощности в 2006г. составляли примерно 8 млрд. м3/год. В 2010 г. суммарные мощности по переработке газа в стране увеличились до 28 млрд.м3. И на данный момент составляет 35млрд.м3. Развитие нефтегазохимического производства, ориентированного на выпуск высокотехнологичной продукции, в Казахстане определено как приоритетное направление развития нефтяной и газовой отрасли. В соответствии с Налоговым кодексом, инвестиционные налоговые преференции предоставляются по корпоративному подоходному налогу, земельному налогу и налогу на имущество. Инвесторы могут получить налоговые льготы либо право на дополнительные вычеты из совокупного годового дохода. Также они могут рассчитывать на освобождение от уплаты налога на имущество по вновь введённым в эксплуатацию объектам, а также на освобождение от уплаты земельного налога по земельным участкам, который используется для реализации инвестиционного проекта.

Таким образом, мы видим, что практически все проблемы по утилизации ПНГ упираются в отсутствие развитой инфраструктуры. Поэтому опыт мировых лидеров в этой сфере мало применим, для России. Единственным направлением, по моему мнению, является внесение существенных поправок в законодательство, как это было применено в Казахстане. Однако Российский и зарубежный опыт показывают, что утилизация ПНГ включает несколько направлений:

1) В первую очередь это переработка газа на ГПЗ с извлечением ШФЛУ и СОГ, который отправляется в ГТС;

2) Использование газа в районах промысла на технологические нужды(выработки электроэнергии)или для удовлетворения потребностей местного населения;

3) закачку газа в продуктивные нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления.



5. Описание и построение модели ВИНК

Функционирование нефтедобывающего комплекса России сопряжено с рядом существенных проблем, которые необходимо учитывать для повышения эффективности нефтегазового комплекса используя все преимущества вертикальной и горизонтальной интеграции.

Использование нефтяных активов в хозяйственном обороте ВИНК представляет собой последовательность процессов, промышленное освоение, транспортировка, переработка и реализация конечной продукции (сбыт).

В нашем рассматриваемом ВИНКе под нефтяными активами мы подразумеваем активы, связанные с лицензионными участками, которые принадлежат дочерним предприятиям ВИНК, инфраструктура месторождения и транспорт продукции.

Результаты предыдущего процесса, определяют условия функционирования последующего. На этапе добычи необходимо анализировать параметр, показывающий степень извлечения и первичной утилизации всех полезных ресурсов из недр: нефти, попутного газа, конденсата. На этапе транспортировки сырой нефти и нефтепродуктов, нужно оценить два показателя: расход нефтяных ресурсов на внутренние нужды и коэффициент потерь нефти и газа при транспортировке. В сфере конечного потребления предлагается использовать показатель эластичности потребления нефтепродуктов.

«На "вход" каждого из этапов поступает продукция из предшествующего этапа. Этап характеризуется частной целью и средствами для её выполнения. Регулирование осуществляется распределением ресурсов между этапами и интенсивностью их выполнения. С точки зрения ВИНК задача освоения месторождения рассматривается как последовательность выполнения этапов единого производственного процесса.»

Весь процесс освоения ресурсов может быть разделен на три этапа - поиск ресурсов (ГРР), подготовка запасов к промышленному освоению (и извлечение запасов. Первый этап рассматривается как потребность в запасах ресурсов, который включает в себя арендную плату собственнику недр за право освоения ресурсов и капитальные затраты в ГРР для перевода ресурсов в категорию подготовленные.

На стадии разработки запасы переводятся из одной категории в другую. На стадии добычи разбуренные запасы превращаются в готовую продукцию.

Следующий этап, это транспортировка нефти на внутренний рынок (НПЗ) или на экспорт, в первую очередь, зависит от тарифов по перекачке и качества самой нефти. Для того чтобы уменьшить потери в стоимости нефти, связанных с транспортировкой нефти, необходимо контролировать вопрос смешивания различных сортов нефти, так как они могут иметь различные свойства, то есть необходимо осуществлять их раздельную транспортировку. В нефтепроводах раздельная транспортировка сортов нефти может осуществляться только при условии использовании отдельных линий трубопроводов, или при последовательной перекачке продукта, когда по одной и той же трубе поочередно перекачиваются партии нефти, которые в дальнейшем поступают на хранение в различные резервуары в соответствии согласно их свойствам. Для российских нефтепроводов наиболее подходящим является второй вариант, но и он практически нигде не используется. Таким образом, при перекачке нефти набольшие расстояния грузоотправитель почти никогда не получает нефть с теми же качествами, которые имелись у нефти в момент её отправления.

Нефтехимическая переработка нефти подразумевает под собой производство сырья для нефтехимии (нафта), а также выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза. «Выбор конкретного направления, соответственно схем переработки нефтяного сырья и ассортимента выпускаемых нефтепродуктов, обуславливается, прежде всего, качеством нефти, её отдельных топливных и масляных фракций, требований на качество товарных нефтепродуктов, а также потребностями в них данного экономического района. Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефти. Однако этих показателей не достаточно для определения набора технологических процессов, ассортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального баланса установок, цехов и НПЗ в целом.»

Газопереработка предусматривает выделение из ПНГ всех ценных компонентов (метан, этан, пропан, бутан и.т.д.), которые в дальнейшем будут продана своему же предприятию по соответствующей цене или проданы на внутреннем рынке, по рыночным ценам.

Газохимия подразумевает переработку природного, попутного и технологического газа, а также превращение их в ценное химическое вещество (Полипропилен, полиэтилен).

За базу для расчета модели была принята модель ВИНК к.э.н. Анашкина Олега Станиславовича, однако она была модифицированна и были добавлены 2 дополнительных блока, газопереработка и газохимия, также был рассмотрел период начиная с 2005 по 2014 гг.

Расчет в данной модели проводился при постоянных ценах. Объем добычи нефти и попутного газа (Таблица 5) представляет собой данные ЦДУ собранные на основе статистики, которую компании предоставляют ежегодно с 2005-2014 гг. В таблице 6 представлены данные о стоимости нефти на международном рынке, ставке налога на добычу полезных ископаемых в РФ, экспортная пошли на нефть в РФ и средний курс дола США на период с 2005 по 2014 гг. Капитальные затраты также были взяты из модели О. С Анашкина и увеличены пропорционально увеличению объема добычи.

Таким образом, в данной модели экономической оценки можно выделить следующие основные расчетные модули.

Расчет капитальных вложений--осуществляется для определения уровня капитальных вложений, необходимых для нефтегазового месторождения.

Расчет выручки от реализации -- проводится для того чтобы определить поток наличности, который получает компания

Расчет эксплуатационных затрат -- состоит из суммы всех затрат относимых на себестоимость. Часть затрат определена как условно-переменные и зависящие от количества скважин, часть -- как условно-переменные от добычи жидкости.

Расчет потока наличности проекта -- данный блок используется для определения эффективности всего проекта.

5.1 Блок нефтедобыча

В состав экономических условий должны входить следующие данные:

· Цены на нефть и другие виды углеводородов;

· Цены на материально-технические и трудовые ресурсы;

· Темп годовой инфляции валюты и ставка процента;

· Распределение продукции между внутренним и внешним рынком;

· Налог на прибыль;

· Налог на добавленную стоимость (НДС);

· Ставка дисконтирования

Капитальные вложения рассчитываются по годам ввода месторождения. Величина капитальных вложений определяется по отдельным направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и нефтепромысловое обустройство. В состав капитальных вложений входят следующие параметры:

Капитальные вложения в бурение скважин осуществляются отдельно по каждому классу скважин и определяется на основе сметной стоимости. Капитальные вложения в обустройство нефтяных месторождений- сюда входят станки-качалки, компрессорные трубы, насосы, оборудование для ГРП пласта, оборудование для специального ремонтов, и т.д. Капитальные вложения на нефтепромысловое строительство более укрупненные статьи затрат для каждого нефтепромыслового объекта.

Капитальные вложения на транспорт нефти и газа. Затраты на транспортировку нефти включают в себя ЛЭП, дороги и трубопроводы.

Капитальные вложения в объекты сбора и подготовки нефти и газа. В состав сооружений входит замерные установки, насосные станции, резервуарный парк.

Капитальные вложения на электроснабжение и связь. Затраты электроснабжение включают в себя стоимость трансформаторных подстанций, линий электропередач и.т.д.

Капитальные вложения на промводоснабжение. Стоимость затрат на водоснабжение и оборудования для его подключения.

Капитальные вложения на теплоснабжение. Сюда входят затраты на покупку котлов, а также подготовка площадки для их установки.

Капитальные вложения в базы производственного обслуживания. В состав затрат входят производственного корпуса, административные здания, склады, объекты жизнеобеспечения работников.

Капитальные вложения в автодорожное строительство. В состав затрат включаются затраты по следующим видам автодорог: автомобильные дороги по территории нефтяных промыслов, подъездные дороги к промыслу, автодороги между отдельными промыслами.

Капитальные вложения в систему ППД. В состав затрат на систему ППД входит стоимостью насосных станций, водозаборных сооружений и т.д.

Капитальные вложения на технологическую подготовку нефти. В состав сооружений технологической подготовки нефти и газа входят установки по обезвоживанию обессоливанию.

Капитальные вложения на очистные сооружения. В состав затрат включаются стоимость резервуаров-отстойников, очистных сооружений, блока приема и откачки уловленной нефти и т.д.

Капитальные вложения в прочие объекты и затраты. Объем капитальных вложений по прочим объектам и затратам включает в себя гаражи, стоянки, склады, вахтовые поселки, и прочие затраты.

Общие капитальные затраты в разработку месторождения, включают в себя расходы на разбуривание и обустройство месторождения, а также включают затраты на:

· строительство производственной инфраструктуры;

· строительство объектов внешнего транспорта продукции;

· межпромысловые коммуникации;

· утилизацию ПНГ;

· реконструкцию наземных объектов;

· геологоразведочные работы;

· социальная инфраструктура, необходимая для реализации проекта.

5.1.1 Расчёт эксплуатационных затрат

«Эксплуатационные затраты рассчитываются на основе технологических показателей и нормативов затрат (на единицу объема добываемой жидкости, на одну скважину действующего фонда и т.д.).

Обоснование эксплуатационных затрат на добычу нефти производится на основе нормативного метода с использованием двух подходов:

- определение эксплуатационных затрат по удельным нормативам затрат, рассчитанным на основе калькуляции себестоимости добычи нефти»;

Согласно соответствующей методике, основными статьями расходов на добычу нефти являются следующие:

· расходы на энергию;

· расходы по нагнетанию на пласт;

· основная заработная плата производственных рабочих;

· дополнительная заработная плата производственных рабочих;

· отчисления на социальные нужды;

· амортизация скважин;

· расходы по сбору и транспортировке нефти;

· расходы по сбору и транспортировке газа;

· расходы по технологической подготовке нефти;

· расходы на подготовку и освоение производства;

· расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;

· общепроизводственные расходы;

· общехозяйственные расходы;

· прочие производственные расходы

5.1.2 Определение удельных нормативов текущих затрат по смете затрат

В смете производства расходы формируются по экономическим элементам. Группировка затрат осуществляется для выявления всех планируемых и фактических затрат на производство продукции по видам. Указанная группировка отличается от группировки затрат по статьям тем, что в ней все затраты распределяются по видам, характеризующим их экономический смысл. Затраты на производство при их планировании и учете группируются по следующим экономическим элементам:

· сырье и ресурсы;

· вспомогательные материалы;

· топливо для транспорта;

· энергия для производственных объектов;

· фонд заработной платы;

· отчисления от фонда оплаты труда в социальные фонды;

· амортизация основных фондов;

· транспортные расходы;

· прочие расходы.

В состав затрат входят следующие элементы:

Сырье и основные материалы - данный элемент включает в себя стоимость нефти и газа, расходуемых на добычу;

Вспомогательные материалы - стоимость дополнительных материалов, используемых для обеспечения постоянности технологического процесса. Которая включает различные реагенты и материалы, расходуемые при ремонте скважин, средства необходимые для обессоливании нефтяной жидкости, а также ремонт и эксплуатация оборудования, зданий, сооружений, трубопроводов. ;

Топливо - стоимость всех видов топлива, включая нефть и газ используемые для собственных нужд.(выработка тепло- и электро- энергии, а также как топливо для транспортных средств на промысле.);

Энергия - стоимость всех видов энергии, которые используются на технологические, двигательные, осветительные и другие хозяйственные нужды. Сюда же входит стоимость воды, закачиваемой в пласт для искусственного поддержания пластового давления, а также стоимость газа собственной добычи.

Затраты на оплату труда -- основная и дополнительная заработная плата промышленно-производственного персонала предприятия, включая премии рабочим и служащим за производственные результаты, стимулирующие и компенсирующие выплаты. Социальные, страховые и пенсионные отчисления в соответствии с установленным законодательством порядком;

Амортизация основных фондов -- сумма амортизационных отчислений, рассчитанных на основе первоначальной стоимости всех основных средств и действующих норм амортизационных отчислений.

Прочие расходы-«все затраты, которые не могут быть отнесены ни к одному из перечисленных выше элементов затрат, в частности, командировочные расходы, подъёмные, арендная плата, налоги и сборы, стипендия работникам, вознаграждения за рационализаторские предложения и изобретательство, оплата услуг, оказываемых сторонним транспортом, оплата услуг всех видов связи, плата сторонним организациям за пожарную, военизированную и сторожевую охрану, расходы на организованный набор рабочих, стоимость услуг сторонних предприятий и организаций и др. При использовании иных способов расчёта эксплуатационных затрат должно быть представлено обоснование соответствующих подходов.»

Капитальные затраты и эксплуатационные затраты рассчитываются без НДС, уплачиваемого подрядным организациям.

Конечной целью экономической оценки вариантов разработки должен стать выбор наилучшего варианта, обеспечивающего целесообразность промышленного освоения проектируемого объекта, наибольшую эффективность по всему инвестиционному циклу вплоть до получения конечной продукции. Таким образом в результате наших расчетов получаем чистый денежный поток от добычи нефти в размере 14 390 028 млн. руб. (Таблица 7).

утилизация попутный нефтяной газ

5.2 Переработка нефти

Наиболее важным показателем эффективности НПЗ является соотношение объемов производства дизельного топлива и бензинов (ДТ/Б). Однако на НПЗ не относящегося к «современным», достаточно тяжело оценить этот показатель. На НПЗ с углубленной или глубокой переработкой нефти данный показатель регулируется наличием вторичных процессов, позволяющим увеличить пропорцию в ту или иную сторону. Так например для того чтобы увеличить выход бензиновой фракции необходимо применить каталитический крекинг и риформинг, а для дизельной фракции гидрокрекинг.

Особенностью подхода к финансовой оценке проектов разработки группы новых месторождений ВИНК с использованием блока "Нефтепереработка" является то, что часть нефти, которая поступает на внутренний рынок для переработки на собственных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗВИНК), проходит не как выручка от продажи сырой нефти, а как реализации нефтепродуктов полученных из нее. При этом нефть рассматривается как давальческая, то есть НПЗ осуществляет её переработку в соответствии с заключённым договором для получения нефтепродуктов определённого ассортимента.