Направления использования ресурсов техногенных месторождений на примере низконапорного газа

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Оглавление

Введение

Актуальность

Глава 1. Роль и место техногенных месторождений в современной экономике

1.1 Техногенные месторождения - рамки и условия их освоения

1.2 Ресурсы низконапорного газа как один из примеров техногенных месторождений

1.3 Потенциал залежей низконапорного газа в России

Выводы

Глава 2. Направления использования ресурсов техногенных месторождений, на примере низконапорного газа

2.1.1 Компримирование и транспортировка по системе магистральных трубопроводов

2.1.2 Производство моторного топлива и метанола

2.1.3 Выработка электроэнергии и энергообеспечение собственной добычи

2.1.4 Переработка с получением технического углерода и развитие газонефтехимии

2.1.5 Получение сжиженного природного газа

2.2 Роль локальных рынков в формировании спроса на продукцию техногенных месторождений

2.2.1 Факторный анализ

2.2.2 Регрессионная модель

2.2.3 Кластерный анализ

Выводы

Глава 3. Построение модели разработки газового месторождения, оценка стоимости продукции техногенных месторождений (на примере, низконапорного газа)

3.1 Построение модели разработки газового месторождения

3.2 Определение цены «net-back»

3.3 Компримирование низконапорного газа и дальнейшая транспортировка по системе газопроводов

3.4 Использование низконапорного газа для собственных нужд для выработки электро- и тепловой энергии

3.5 Малотоннажные СПГ и производство метанола

Выводы

Заключение

Список литературы

Введение

Процесс освоения минерально-сырьевых ресурсов носит ярко выраженный динамический характер - меняются не только характеристики осваиваемых источников сырья и энергоресурсов, но также меняются и сами виды, и типы минерально-сырьевых и энергетических ресурсов, которые осваивает человечество. В частности, на смену месторождениям углеводородов традиционного типа приходят на смену месторождения, которые редко отличаются и по своим характеристикам, и по типам и особенностям полезных ископаемых в них содержащихся. В современной экономике все больше возрастает роль и значение месторождений (залежей, объектов) т.н. "техногенного" типа. Т.е. таких объектов, которые в значительной степени сформированы не только под воздействием природных сил и процессов, но и условий и динамики хозяйственного освоения в предыдущие годы.Техногенные объекты уже в настоящее время обеспечивают значительную добычу многих полиметаллических и драгоценных металлов и минералов. Отличительная особенность техногенных объектов состоит в том, что их вовлечение в хозяйственный оборот связано с применением новых технологий, а также кардинальным изменением условий и подходов к освоению подобных источников сырья.

В России особенность современной ситуации состоит в том, что в нефтегазовом секторе - как в нефтяной промышленности, так и в газовой произошло формирование значительного числа объектов техногенного происхождения. Техногенный характер происхождения связан с примененными ранее подходами в освоении и выработке ресурсов недр. В итоге минеральные ресурсы, ранее приуроченные к определённым геологическим условиям их формирования, претерпели значительные изменения с точки зрения и условий залегания и подходов последующего освоения.

Базовая гипотеза работы состоит в том, что освоение отмеченных выше объектов техногенного происхождения требует не только иных технологических решений, но и иных экономических и организационных рамок. Опыт решения подобных задач в России невелик. Поэтому целесообразно и необходимо рассмотрение данной проблематики в контексте процессов в мировой экономике, вообще, и в контексте решения подобных проблем в минерально-сырьевом секторе ведущих индустриальных стран мира, в частности. Одним из важнейших видов техногенных месторождений в России являются базовые объекты добычи природного газа, которые находятся на стадии активно падающей добычи. Остаточные запасы газы представляют собой техногенно-минеральное сырье - низконапорный газ, объемы которого оцениваются несколькими триллионами кубических метров. Добычу и использование низконапорного газа как ресурса техногенного месторождения можно считать инновационным процессом. Актуальность проблемы рациональной добычи и использования низконапорного газа в России связана с рядом факторов: технологическая сложность и высокая экономическая стоимость вовлечения в хозяйственный оборот объемов низконапорного газа, вследствие низкого давления в пластах и трудности его транспортировки по газопроводам. Под рациональным использованием понимается экономическая целесообразность добычи и использования ресурса техногенного месторождения в целях получения комплексного положительного эффекта для всех участников рынка: субъектами Российской Федерации, добывающими компаниями и конечными потребителями, промышленными производствами и домохозяйствами. Каждый из участников выполняет свою роль в процессе формирования институциональной среды, включающей в себя не только нормы, правила, экономические условия реализации проектов, но и социально-экономическую целесообразность освоения техногенных месторождений, оценку влияния на внешние и внутренние факторы, а также дальнейшие пути использования результатов освоения и разработки ресурсов.

Цель работы: оценка условий и выявление рамок эффективного освоения энергетических ресурсов техногенного происхождения (на примере низконапорного газа).

Для достижения поставленной цели предполагается решение следующих задач: техногенный месторождение низконапорный газ

выявление роли и место техногенных месторождений в современной экономике: определение рамок условий их освоения и потенциала залежей низконапорного газа в России;

определение направления использования ресурсов техногенных месторождений - на примере низконапорного газа;

анализ роли локальных рынков в формировании спроса на продукцию техногенных месторождений (низконапорного газа);

оценка стоимости продукции техногенных месторождений (низконапорного газа).

Теоретической и методологической базой исследования являются работы отечественных и зарубежных ученых Козинцев А.Н., Крюков В.А., Макаров А.Б., Бажин В.Ю., Чугунов А.Н., Талалай А.Г., Иванов С.И., исследовательские отчеты мировых энергетических объединений, официальная информация добывающих и перерабатывающих компаний, а также официальные статистические данные Федеральной службы по статистике Российской Федерации и органов исполнительной власти.

Практическая значимость заключается в выявлении условий и рамок эффективного освоения ресурса техногенных месторождений и методологических рекомендаций добывающим компаниям и регионам по добыче и рациональному использованию низконапорного газа.

Объект исследования:месторождения минерально-сырьевых ресурсов техногенного происхождения (на примере объектов, содержащих низконапорный газ).

Предмет исследования: условия и рамки эффективного освоения ресурсов техногенных месторождений (на примеренизконапорного газа).

Методика исследования:статистический анализ и численное моделирование эконометрических параметров, определяющих спрос на продукцию техногенных месторождений, а также моделирование затрат и доходов в процессе освоения низконапорного газа.

Краткое содержание работы (аннотация).

Введение содержит обоснование актуальности работы, определяются основные цели и задачи исследования, их теоретическая и практическая значимость, а также характеризуется методика исследования.

В первой главе «Роль и место техногенных месторождений в современной экономике» дается определение техногенных месторождений и низконапорного газа (далее - ННГ), дается анализ ресурсов ННГ и потенциальных залежей в России.

Вторая глава включает характеристику направлений использования низконапорного газа в России на основе анализа мирового опыта. Кроме того, данной части работы проведен статистический анализ и численное моделирование эконометрических параметров, определяющих спрос на продукцию техногенных месторождений по субъектам Российской Федерации, также проведен кластерный анализ по регионам России и потенциальному определению направлений спроса на ресурс техногенных-месторождений.

Третья глава работы включает в себя расчеты по оценке экономической эффективности газового месторождения с момента начала добычи и до наступления этапа падающей добычи, проанализирована цена «нэт-бэк» низконапорного газа и проведено сравнение с издержками по направлениям использования продукта из ННГ на территории региона.В заключении проводятся результаты исследования и рекомендации по их применению.

Глава 1. Роль и место техногенных месторождений в современной экономике

Одним из последствий периода активного индустриального развития является образование техногенных месторождений: скоплений минеральных веществ на поверхности Земли или в горных выработках, представляющих собой отходы горного, обогатительного, металлургического и других производств и пригодные по количеству и качеству для промышленного использования. [32]

Техногенно-минеральное сырье обладает разнообразным химическим и минеральным составом, условно подразделяясь на две группы - близкое по своему составу к природному сырью и существенно отличающееся от него. Эти особенности техногенно-минерального сырья определяют и области его применения. Сырье первой группы широко применяется в стройиндустрии, а также как крупнотоннажные отходы используется для сооружения дамб хвостохранилищ, засыпки выработанного пространства и т. п. Особую ценность здесь представляет техногенно-минеральное сырье в виде забалансовых убогих руд, а также техногенно-минеральных образований отвалов разработки рудных месторождений, содержащих повышенные концентрации различных металлов. [33]

Более сложным для практического применения является техногенно-минеральное сырье второй группы. Здесь активно ведется поиск новых технологий и новых направлений использования, что наиболее ярко проявляется в использовании техногенно-минерального сырья топливно-энергетического комплекса.

Выделяются следующие причины образования техногенных месторождений:

потери ценных компонентов, неизвестных науке в период отработки месторождения, в продуктах горно-металлургического передела;

потери ценных компонентов вследствие несовершенства существующих на момент отработки технологий их извлечения;

потери ценных компонентов из-за недостаточной степени изученности руд и продуктов их переработки на содержание ценных компонентов;

потери в технологических цепях химических, металлургических и других производств, когда используемые в технологии ценные компоненты накапливаются в шламах, отстойниках, сбросных водах и т.д.;

потери ценных компонентов, образующихся в результате ядерных превращений и захораниваемых в отходах производств ядерно-топливного цикла;

потери ценных компонентов при проведении технологических процессов (плавка и т.д.) в зданиях и помещениях;

потери ценных компонентов в свалках промышленных и бытовых отходов;

потери ценных компонентов вдоль путей транспортировки, в районах перегрузки и хранения сырья и готовой продукции;

сточные шахтные и карьерные воды, подтоварные воды, извлекаемые при добыче углеводородного сырья;

накопление отходов добычи, обогащения и переработки, для которых не были найдены эффективные направления использования.[11]

Как правило, рассматриваются те техногенные месторождения, которые обладают следующими особенностями: 1) расположены в промышленно развитых районах; 2) зачастую - находятся на поверхности и имеют высокую степень рассеянности полезных ископаемых ; 3) очень большой спектр искусственных минеральных форм, их количество превышает 30000, что почти в десять раз превосходит число известных природных минералов; 4) часто представляют вред для окружающей среды; 5) для разработки требуются более совершенные технологии.[34]

Существуют различные основания классификации техногенных месторождений: по морфологическому признаку, составу, возможным областям использования, экологическому воздействию, процессам образования и др.[11] А.Б. Макаровпредложил использование иерархической классификации по ряду признаков, ключевым из которых выступает процесс образования техногенного месторождения. [32] Данный подход к классификации нам представляется наиболее соответствующим целям работы: он охватывает всю производственную цепочку добычи ископаемых и в первой категории инкорпорирует технологические месторождения углеводородов.

Месторождения, образованные в ходе добычи:

- отвалы горных предприятий:

терриконы угольных шахт и разрезов;

отвалы рудников и карьеров сульфидных руд цветных металлов;

отвалы рудников и карьеров оксидных и силикатных руд черных и легирующих металлов

- разработанные месторождения углеводородов.

Месторождения, образованные в процессе обогащения:

- шламо- и хвостохранилища

Месторождения, образованные в процессе переработки:

- отвалы металлургических производств черной и цветной металлургии:

шлаки;

шламы.

Таким образом технологические месторождения значительно отличаются по морфологическому признаку, составу, возможным областям использования добытого ресурса от первоначальных (традиционных) объектов добычи и освоения минерально-сырьевых ресурсов.



1.1 Техногенные месторождения - рамки и условия их освоения

Освоение техногенных месторождений зачастую сталкивается с трудностями на самом первом этапе, поскольку основной Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 N 2395-1, регулирующий деятельность по добыче, не содержит указаний относительно техногенных месторождений. В основе всех нормативных актов лежит принцип освоения крупных месторождений: разработка и согласование проекта геолого-разведочных работ, многостадийная разведка, утверждение запасов в государственной или территориальной комиссии по территориальным запасам полезных ископаемых, разработка и согласование технических проектов отработки месторождения во многих инстанциях с проведением многочисленных экспертиз. [62] Таким образом, в результате прохождения всех требуемых законом процедур удорожается конечный продукт, который зачастую изначально имеет низкую рентабельность. Техногенные месторождения требуют иного подхода к исследованию и разработке.

Значительные отличия методики исследования техногенных месторождений от разведки природных месторождений отмечаются многими исследователями. [32] Данные различия обусловлены приведенными выше особенностями техногенных месторождений, вследствие которых существует необходимость исследования сложного минерального состава на ограниченной территории. [55]

Технологии исследования техногенно-минеральных месторождений определяются прежде всего особенностями их вещественного состава и возможными направлениями использования техногенно-минерального сырья.[33]

Комплексное исследование техногенного месторождения проводится в несколько основных этапов, первым и наиболее важным из которых являются оценочные работы. Они включают исследование материалов откосов, поверхности отвалов, керна скважин колонкового бурения.

На втором этапе проводятся минералогические анализы, направленные на изучение состава техногенного месторождения. В настоящее время для этого все чаще применяют ядерно-физические методы анализа, которые подходят для веществ в любом агрегатном состоянии (твердом, жидком и газообразном) и которые наиболее эффективны для определения тяжелых и радиоактивных металлов.

Третий этап предполагает обработку полученной информации, составление геологической карты и разрезов, оценку концентраций полезных компонентов и прогнозную оценку запасов. Для оценки прогнозных ресурсов полезных компонентов, характеризующихся в первую очередь объемом отвала и содержанием полезных компонентов, привлекаются все доступные аналитические данные.

Требуется совершенствование нормативно-правовой базы обращения с отходами с точки зрения уточнений основных категорий георесурсов. В «Методических рекомендациях по технико-экономическому обоснованию кондиций для подсчета запасов месторождений твердых полезных ископаемых (кроме углей и горючих сланцев)», утвержденных распоряжением МПР России от 05.06.2007 г. № 37-р, техногенные месторождения представлены отвалами вскрышных торфов, гале-эфельными отвалами и накоплениями илов бывших илоотстойников. И только с определенной долей условности к техногенным россыпям относят остаточные целиковые части месторождения, частично или полностью погребенные под отвалами («хвостами») предшествующих отработок. Инвесторов же в первую очередь интересует именно последний вид техногенных месторождений.

В Приложении 1 представлены основные технологии эксплуатации техногенных месторождений, применяемые в настоящее время, а также перспективы вовлечения в эксплуатацию в условиях применения нового подхода. [45]

Противоречия в законодательстве препятствуют разработке техногенных месторождений в границах горного отвода, на котором предприятие ведет добычу согласно лицензии на право пользования недрами. С одной стороны, статья 22 закона «О недрах» гласит, что пользователь недр имеет право проводить без дополнительных разрешений геологическое изучение недр за счет собственных средств в границах горного отвода, предоставленного ему в соответствии с лицензией. С другой стороны, невозможно вести какие-либо горные работы без согласованного технического проекта разработки месторождения или проекта геологоразведочных работ. [62]Суммируя вышесказанное, специалисты выделяют следующие необходимые корректировки законодательной базы, направленные на стимуляцию разработки техногенных месторождений:

1. Ввести новую классификацию запасов углеводородов,

2. В законе «О недрах»:

- установить критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым, техногенным и высоко выработанным,

- установить безаукционный (безконкурсный) доступ малых предприятий к мелким, трудноизвлекаемым, техногенным и высоко выработанным запасам.[36]

Таким образом,освоение техногенных объектов требует кардинального изменения условий и рамок реализации проектов.

Изучая мировой опыт, можно отметить, что освоение техногенных месторождений производится в таких странах как США, ЮАР, Канада, Чили, Австралия. В указанных странах активно строятся и эксплуатируются более 20 видов установок для переработки лежалых хвостов, с содержанием меди, свинца, олова, золота, тяжелых металлов, флюорита. В США существует Геологическая служба Соединенных Штатов, которая ежегодно проводит оценку количества техногенных месторождений и потенциальных ресурсов, расположенных на данных участках. Кроме того, Геологическая служба совместно с государственными органами и представителями бизнеса проводят оценку экономическо-социальных критериев, экологических параметров, чтобы определить потребность в разработке техногенных месторождений. Оценка экологического воздействия техногенных ресурсов мотивирует регуляторы формировать благоприятные условия для добывающих компаний в целях минимизации экологических рисков. К таким условиям относятся:

снижение налоговой нагрузки на добычу полезных ископаемых, а также на полученную прибыль;

формирование институциональных условий для развития высокотехнологичных устройств (низкие кредитные ставки, поддержка НИОКР);

ужесточение экологического законодательства;

ежегодный контроль и оценка экономическо-социальных и экологических последствий освоения техногенных объектов. [3]

Таким образом, освоение техногенных месторождений в Северной Америке активно развивается. Например, на фабрике Моренси (США) располагается самая крупная установка мощностью 60 тыс. т хвостов в сутки, которая позволяет повторно переработать 1 млн. т хвостов с содержанием меди 0,5% и получить дополнительно 5 тыс. т металла. Также на месторождениях применяется метод цианирования,с помощью которого извлекается золото, а остаточный материал промываютводой и направляют в закладку выработанных пространств на рудниках. Тем самым добывается необходимый ресурс и утилизируются отходы. Кроме того, в США полностью перерабатываются все доменные исталеплавильные шлаки. В свою очередь золошлаковые отходы (например, германий) активно используют в военной области: строительство и оснащение боевой техники, приборы инфракрасного видения.Несмотря на активное использование указанных отходов в промышленности, в народном хозяйстве потребление продуктов техногенных месторожденийсоставляет около 5% общего выхода этой продукции.

Пиритные концентраты комплексно используются в Германии, Японии, Италии, Канаде, США, Швеции, Испании, Бельгии, Франции, Финляндии, Португалии, Румынии, Чехии, Польше, Кубе.Из пиритных концентратов извлекаются цветные и благородные металлы, а железистый остаток используются в производстве и металлургии в качестве доменного сырья. Так, например, в Германии переработке подвергаются 100% доменных и 88% сталеплавильных шлаков. [13] Немецкое Правительство активно формирует внутреннюю структуру взаимоотношений малого и среднего бизнеса в цепочке производства, основанную на контрактных отношениях различных узкоспециализированных компаний и операторов. Правительство поддерживает свои добывающие и перерабатывающие компании, активно лоббируется система заключения контрактов и выдачи разрешений на тот или иной вид деятельности в рамках только немецких компаний. Производители других стран, даже стран ЕС, сталкиваются с трудностями и административными барьерами при включении в данную цепочку производства.

Значительные запасы ресурсов техногенных месторождений (бурого угля) были обнаружены в Польше, также были проведены исследования в заинтересованности промышленных компаний по производству плитки, кирпича в освоение данных месторождений, однако, как и в России, в Польше освоение данных месторождений невозможно без конкретного определения правового статуса техногенного ресурса и техногенных месторождений, норм и законодательства для регулирования процессов, а также соответствующих финансовых стимулов. [4]

1.2 Ресурсы низконапорного газа как один из примеров техногенных месторождений

Основные газодобывающие районы и крупнейшие газовые месторождения России сейчас вступают в завершающий период эксплуатации (рис. 1), который характеризуется нерентабельностью бескомпрессорной подачи газа в магистральные газопроводы, необходимостью поддержания достаточно высоких давлений в устьях скважин и связанным с этим изменением технологических режимов их эксплуатации. [40]

Рисунок 1: Динамика добычи сеноманского газа Сеноманский ярус (сеноман) -- самый нижний ярус верхнего мела. Включает породы, образовавшиеся в течение сеноманского века. В Западной Сибири сеноманский ярус содержит уникальные месторождения природного газа, из которых в настоящее время производится бомльшая часть добычи российского газа. (Сеноманский ярус -- статья из Большой советской энциклопедии (3-е издание)) по месторождениям ЯНАO [53]

Источник: Саранча А.В. и др. Технологии добычи низконапорного сеноманского газа

Между российскими экспертами существуют разночтения в подходах к определению низконапорного газа, ниже представлены несколько примеров, иллюстрирующих существующую разнородность.

Представители ООО «ИРЦ Газпром» определяют низконапорный газ как газ, «промышленное использование которого с глубоким компримированием и дальнейший транспорт экономически не рентабельны или низкорентабельны». [39]

Специалисты ООО «Оренбурггазпром» дают определение с точки зрения экономического и технологического аспектов: «Низконапорный газ - это газ, имеющий место в технологических схемах разработки, добычи и переработки продукции нефтегазоконденсатных месторождений, вовлечение которого в промышленный оборот и хозяйственное использование сопряжено со значительными техническими проблемами и материальными затратами». [16]

Подход, предлагаемый ООО «ВНИИгаз», и поддерживаемый научным сообществом, делит процесс добычи на следующие этапы и соответствующие им категории запасов газа: [57]

- бескомпрессорный - газ категории А;

- с компримированием для дальнейшего транспорта:

в одну ступень (n = 1,44) - газ категории В,

в две ступени (n = 1,44х2,2) - газ категории С,

в три ступени (n = 1,44х2,2х2,2) - газ категории D;

- утилизация газа в районе добычи - газ категории Е;

- неизвлекаемый газ - категория F.

Выделенные категории А, В и С относят к «высоконапорному газу», который извлекается в периоды нарастающей и постоянной добычи при помощи традиционных технологий и способов извлечения.

Категории D и E включают «низконапорный газ», который добывается в период падающей добычи, и таким образом требует значительных дополнительных затрат, связанных с реконструкцией существующей инфраструктуры, применением более совершенных технологий.

Низконапорный газ по ряду свойств относится к техногенным месторождениям, образованным в ходе добычи:

процесс образования месторождения низконапорного газа связан с промышленной деятельностью;

нахождение на инфраструктурно развитой территории;

для извлечения требуются дополнительные технологии.

Как и для техногенных месторождений в общем, в рамках процесса освоения и использования ННГ существуют следующие риски, которые могут повлиять на добычу, переработку ННГ, а также на формирование спроса на продукт.

- Цена добычи ННГ, которая может влиять на цену конечного продукта. При высоком уровне затрат на добычу и транспортировку компании не будут готовы добывать ресурс, ни для собственных нужд, ни для дальнейшей реализации. В случае приемлемой цены добычи, но высокой цены конечного продукта потребитель не сможет покупать продукт.

- Наличие доступа к инфраструктуре (газотранспортным и дорожно-транспортным системам). ОАО «Газпром» обладает монопольным правом на магистральный трубопровод и может ограничить доступ к системе других участников.

- Наличие доступа к перерабатывающим заводам. ОАО «Газпром» и ОАО «Сибур» на праве собственников заводов, могут отказать участникам рынке поставлять ресурс для дальнейшей переработки.

- Отсутствие рыночных механизмов при формировании цены на газ для потребителей. Государство регулирует цены на газ для каждого региона, а также тарифы по транспортировке и доступу к транспортной системе.

- «Горизонтальная» система налогообложения по добыче полезных ископаемых. НДПИ не учитывает технологические особенности и затраты на добычу полезных ископаемых.

- Отсутствие на рынке отечественных технологий для генерации электроэнергии на ресурсе с низким давлением, технологий для СПГ.

Для стимуляции извлечения низконапорного газа со стороны государства требуется создание благоприятных институциональных условий. Помимо устранения противоречий и пробелов в законодательстве, необходимо формирование ценовых и/или налоговых стимулов для освоения залежей низконапорного газа, поскольку последние характеризуются высокой себестоимостью добычи.

В целях минимизации существующих рисков Федеральной службой по тарифам были установлены стандартные тарифные ставки, определяющие величину платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования с проектным рабочим давлением в присоединяемом газопроводе 0,6 МПа и менее. Кроме того, возможен переход к системе СРП или дифференцированной налоговой ставке для объектов добычи ННГ.

Дифференцированный подход к налогообложению в наиболее совершенном виде:

- учитывающий различие месторождений по географическому положению, горно-геологическим условиям, качеству запасов и стадиям их разработки;

- базирующийся на объективной исходной информации;

- учитывающий как интересы государства, так и недропользователей;

- стимулирующий недропользователей к применению современных энергосберегающих технологий, повышающих эффективность добычи углеводородного сырья;

- способствующий соблюдению сроков освоения месторождения. [21]

Данные методы позволят стимулировать развитие независимых малых и средних нефтегазовых компаний, которым, как правило, достаются сложные и низкорентабельные месторождения.

В процесс снижения вероятностных рисков должны быть вовлечены все участники рынка. В свою очередь, добывающие компании должны вовлечь в процесс добычи малодебитных месторождений и трудноизвлекаемых ресурсов энергосберегающие технологии, повышающие производительность. В период активного импортозамещения данные технологии вполне вероятно могут оказаться на рынке. Кроме того, компании могут брать на субподрядные работы компании - представителей малого и среднего бизнеса. Административно-управленческие и накладные затраты небольших компаний значительно меньше, чем аналогичные затраты ВИНКов, что может минимизировать совокупные затраты в процессе добычи. Также стимулировать добычу ННГ может переход от регулируемых государством цен на газ к свободным ценам, устанавливаемым рыночными законами, но данный механизм влечет за собой изменение институциональных условия и вряд ли является реалистичным.

1.3 Потенциал залежей низконапорного газа в России

В «Энергетической стратегии России до 2030 года» «увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (низконапорный газ) в структуре минерально-сырьевой базы газовой промышленности» включено в долгосрочные тенденции развития газовой промышленности страны.

Многими экспертами отмечается, что запасы газа крупнейших разрабатываемых месторождений Западной Сибири - основного газодобывающего региона страны (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское) выработаны на 65 - 80 процентов и перешли в стадию активно падающей добычи. [26]На текущий момент суммарные остаточные запасы газа сопоставимы с объемами новых газовых месторождений, а к 2020 году их потенциал в ЯНАО по прогнозам достигнет 3 трлн. м3 с перспективой удваивания к 2030 году. [20] Ученые указывают на неоднозначность оценки запасов низконапорного газа, обусловленную разницей в результатах оценки объемным методом и методом материального запаса. Несовпадение в величине остаточных запасов, оцененных разными методами, составляет около 1 трлн. м3.[12]

В Таблице 1 приведены существующие количественные данные об остаточных запасах сеноманского газа в основных месторождениях Западной Сибири. Предстваленная динамика исчерпания запасов природного газа свидетельствует, что к 2020 году на добычу низконапорного газа будут вынуждены перейти все перечисленные месторождения, кроме Заполярного.

Таблица 1:Остаточные запасы сеноманского газа по основным месторождениям Западной Сибири (% от начальных запасов) [41]

Месторождение	Годы
	2010	2015	2020	2025	2030
Медвежье	16,8	13	11
Юбилейное	49,1	24,1	14,4
Ямсовейское	54,2	35,5	22	13,3	8,2
Вынгапуровское	20,7	19,5
Комсомольское	36,8	23,7	15,9	11,4
Западно-Таркосалинское	42,3	30,3	21	15,3
Уренгойское	27,6	23,5	20,7	18,7	17,2
Ямбургское	37,3	31,2	25,2	20,6	17,3
Заполярное	77,3	59,1	41,2	28,7	20,9

Переход крупнейших месторождений на добычу исключительно низконапорного газа ориентировочно ожидается экспертами в следующие сроки: [28]

- Медвежье месторождение - 2016-2017 г.

- Уренгойское месторождение:

Уренгойская площадь - в 2014-2019 г.,

Ен-Яхинская площадь - в 2021 - 2025 г.;

- Северо-Уренгойское месторождение - в 2017 - 2025 г.;

- Ямбургское месторождение (Центральная часть) - в 2024-2031 г.

Добыча низконапорного газа осложнена рядом негативных процессов, из-за чего требует применения нового технологического оснащения и подходов к извлечению. Указанные негативные процессы также ведут к уменьшению дебитов скважин, вплоть до их остановки, и существенно повышают себестоимость извлекаемого газа К наиболее распространенным негативным явлениям относятся, например: [15]

- обводнение залежи;

- образование зон защемленных объемов газа вследствие неравномерности отработки залежи;

- деградация и разрушение призабойной зоны;

- моральный и физический износ оборудования;

- снижение эффективности промысловой обработки добываемого газа.

Текущий уровень развития технологий добычи и проектирования освоения месторождений позволяет достичь газоотдачи месторождений свыше 90% при принятии мер, направленных на снижение затрат на добычу низконапорного газа. [30]

Альтернативным направлением развития является экстенсивное расширение области добычи природного газа, поиск новых газоносных провинций. Это потребует значительного увеличения удельных и абсолютных инвестиций, поскольку около 70% затрат при освоении новых месторождений приходится на создание газотранспортной системы. В результате, по оценкам экспертов, себестоимость добычи сеноманского газа на новых месторождениях будет выше в 1,5-2 раза. [43]

Еще более дорогим решением будет продолжение добычи и переработки углеводородов («жирного» газа) из глубоких валанжинских и ачимовских залежей: уже сейчас себестоимость продукта на разведанных месторождениях в 1,5-2 раза выше, чем сеноманский газ.

Перечисленные выше факторы обуславливают экономическую привлекательность добычи низконапорного газа в условиях развитой промышленной инфраструктуры. Однако существуют ограничения на рентабельность передачи низконапорного газа по магистральным трубопроводам, вследствие чего объекты газопотребления должны быть приближены к его источнику.

ОАО «Газпром» и другие российские компании предпринимают шаги в направлении вовлечения низконапорного газа в топливный баланс России. О своей заинтересованности в технологии освоения ННГ заявляли ОАО «Газпром», ОАО «Роснефть» и ОАО «ЛУКОЙЛ», однако все проекты пока находятся на стадии технико-экономического обоснования.[44]

Как отметил заместитель председателя правления компании Александр Ананенков, мировая практика еще не имела опыта утилизации таких огромных запасов низконапорного газа.[25]

Выводы

В первой главе дипломной работы рассмотрены вопросы разработки техногенных месторождений в целом и месторождений низконапорного газа в частности.

Техногенно-минеральное сырье охватывает широкий спектр полезных ископаемых и элементов и обладает рядом характеристик, отличающих его добычу от разработки природных месторождений. Эти отличия определяют необходимость создания отдельного институционального режима для разработки техногенных месторождений: определения их понятия в законодательстве, введения отличных процедур для установления доступа к месторождениям.

Ресурсы низконапорного газа по ряду характеристик являются одним из видов техногенных месторождений с высоким экономическим потенциалом. В текущих условиях основная газодобыча ведется на ограниченной территории в Западной Сибири, и расположенные на ней месторождения вошли в фазу падающей добычи. Эксперты прогнозируют исчерпание высоконапорного газа в них уже в среднесрочной перспективе, что поднимает вопрос о способах добычи и направлениях потребления большого объема низконапорного газа. Создание государством экономических стимулов к освоению залежей низконапорного газа включает введение дифференцированной шкалы налогообложения.

Потенциал залежей низконапорного газа оценивается специалистами на уровне 5 трлн. м3 к 2030 году. Сейчас ведутся работы по снижению затрат на добычу низконапорного газа посредством развития технологий и способов извлечения. Также параллельно идет поиск альтернативных путей передачи и потребления низконапорного газа.

Глава 2. Направления использования ресурсов техногенных месторождений, на примере низконапорного газа

В настоящий момент месторождения, разработанные еще в СССР, иссякают. В виду чего, все большую актуальность приобретает вопрос замещений снижающихся объемов добычи новыми источниками углеводородов. Сохранение добычных мощностей на прежнем уровне возможно в случае применения следующих мер: вовлечение технологий в процесс добычи на месторождениях с падающим дебитом скважин, развитие сланцевых месторождений и разработка шельфовых месторождений.

Добыча сланцевого газа и нефти в России находится на начальном этапе. ОАО «Газпром» проявлял интерес к развитию добычи сланцевой нефти, но с вводом санкций на иностранные технологии процесс практически остановился.

Освоение и добыча на молодых материковых месторождениях и морских (шельфовых) ресурсов, бурение на которых с высокой долей вероятности может показать высокие дебиты. также связана с процессом вовлечения новейших дорогостоящих технологий, которые подразумевают значительные капитальные вложения. По прогнозным показателям ОАО "Газпром" потенциальный объем ресурса на шельфовых месторождениях достигнет 11 трлн. куб.м. газа, а добыча - около 210 млрд. куб.м. газа к 2025 году. [47]

В акватории Карского моря компания ОАО «Газпром» будет проводить сейсмологические исследования на участках, лицензии на которые компания получила без конкурса в 2013 году. Проведение сейсморазведки на данных участках займет весь рассматриваемый период ввиду значительных размеров участков. Кроме того, активные сейсмологические исследования компания ОАО «Газпром» в 2015 году будет проводить на перспективных Семаковском, Антипаютинском и Тота-Яхинском участках. Данные месторождения находятся в непосредственной близости от материка и обладают большим добычным потенциалом. Близость от берега упрощает процесс исследования и дальнейшей добычи на вышеперечисленных участках.

Имея технологический потенциал и платежеспособный спрос ОАО «Газпром» может нарастить объем добываемого углеводородного ресурса до 650-670 млрд куб. м. к 2020 году.

Процесс подготовки запасов и ввода месторождения характеризуются значительными объемами финансовых вложений, сложностью и многостадийностью процессов, длительным периодом окупаемости проектов.

Кроме того, в рамках существующих условий, которые ограничивают возможность привлечение иностранных технологий и приглашение в проекты иностранных партнеров, остаточные запасы выработанных газовых месторождений в большей степени формируют резерв для сохранения объемов добычи.

Данный резерв включает в себя объемы низконапорного газа на месторождениях с падающей добычей Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа, Приволжского федерального округа. Стоит отметить, что остаточные запасы газа сопоставимы с объемами новых газовых месторождений. Например, остаточные запасы в выработанных месторожденияхЗападной-Сибири оцениваются примерно в 2,5трл. куб. м. газа к 2020 году и около 5 трл. куб.м. к 2030 году. Кроме того, основной активный этап добычи на данных месторождениях пришелся не период СССР. Это стало определяющим фактором при определении принципов функционирования отрасли. В условиях централизованного управления задача стояла в максимизации объемов добычи при минимальных народнохозяйственных затратах. [61] В результате оптимизации сформировалась инфраструктура, представляющая ЕГС и газодобывающие районы с разветвленной системой магистральных и региональных трубопроводов.Разработанная модель также включала в себя централизованную цепочку процесса добычи, транспортировки и сбыта. Данный фактор указывает на то, объекты с падающей добычей обладают необходимой инфраструктурой для транспортировки ресурса, со сформированной отлаженной структура добычи и обслуживания объекта, что в первую очередь, снижает значительный уровень потенциальных издержек. Однако добыча низконапорного газа влечет за собой дополнительные капитальные затраты и технические сложности, связанные с низким давлением ресурса. Следовательно, классическая структура добычи газа, и его дальнейшая транспортировка по региональным и магистральным сетям в рамках добычи низконапорного газа не является экономически целесообразной.

В виду вышеперечисленных особенностей компании ищут новые стратегические маневры для освоения остаточных запасов на уже обустроенных месторождениях.

Основываясь на мировом и отечественном опыте, основными направлениями использования низконапорного газа являются:

- компримирование и транспортировка через систему трубопроводов, в том числе для потребителей в местах непосредственной близости месторождения с крупными объектами потребления;

- производство метанола и моторного топлив;

- выработка электроэнергии и энергообеспечение собственного добывающего комплекса;

- переработка на технический углеводород и применение в газонефтехимии;

- производство сжиженного природного газа.

2.1.1 Компримирование и транспортировка по системе магистральных трубопроводов

Собственное давление низконапорного газа не превышает 0,4-0,5 Мпа. Данного давления недостаточно для транспортировки низконапорного газа между объектами нефтегазодобывающего комплекса, а также для закачки в трубопровод с целью транспортировки до головной компрессорной станции, обеспечивающей доставку газа стороннему потребителю. Для обеспечения необходимого давления на месторождениях устанавливают «малые» компрессорные станции, мобильные компримированные установки и вакуумные компрессорные установки, сконструированные на основе дожимных компрессорных установок. Кроме того, при падение объемов добычи ресурса необходимо устанавливать более мощные дожимные компрессорные станции, что влечет за собой значительные капитальные вложения. Например, установка дополнительной ДКС мощностью 16 МВт обойдется в среднем 11 млн. дол. США (Ц =700$*16000КВт).

Транспортировка некомпримированного низконапорного газа актуальна только в случае наличия транспортной инфраструктуры для обеспечения ресурсом основных промышленных потребителей и жилищно-коммунальных хозяйств, расположенных в непосредственной близости к объекту добычи.

Очевидно, что строительство отдельной инфраструктуры для транспортировки низконапорного газа, либо высвобождение существующих трубопроводов является экономически нецелесообразной для регионов, удаленных от места добычи. Кроме того, при организации доступа к магистральной газопроводной системе природный газ получает приоритет над низконапорным газом. Это происходит вследствие того, что при прочих равных условиях природный газ требует меньших (по сравнению с ННГ) затрат на его добычу, транспортировку и подключение к газопроводу. Низкая конкурентоспособность ННГ объясняется его неудовлетворительным компонентным составом:сухой отбензиненный газ не всегда соответствует высоким стандартам, предъявляемым к газу,сдаваемому в магистральную газотранспортную сеть. Эта ситуация является препятствием по организации равного доступа к магистральной трубе и газоперерабатывающим заводам для нефтяных компаний, пришедших на рынок с ННГ. Ни ОАО «Газпром», ни ОАО «Сибур» не подотчётны перед государством за безосновательный отказ в приёмке ННГ для транспортировки и переработки. [58]

В виду удаленности основных месторождений с ресурсом ННГ, наличие развитой сети трубопроводов, а также отсутствием транспортной наземной инфраструктуры (асфальтированные дороги) компримирование газа и дальнейшее перемещение его по существующей системе трубопроводов является актуальным направлением использования ресурса.

2.1.2 Производство моторного топлива и метанола

Направление, включающее использование ННГ для производства газохимической продукции (метанола, моторного топлива и т.д.).

В соответствии с расчетами BPмировой спрос на газомоторное топливо в 2014 году составил около 60 млрд. куб. м.[1] По оценкамIEA потребление газомоторного топлива в мире будет расти и составит 213 млрд. куб. м. к 2035 году. Преимущественно СПГ и КПГ планируется использовать в качестве топлива для автобусов и грузовиков.[2] В России также развивается рынок ГМТ, который получил свой старт с Распоряжения Правительства РФ от 13 мая 2013 года №767-р «О расширении использования природного газа в качестве моторного топлива». В соответствии с указанным документом не менее половины общественного и коммунального транспорта в крупных российских городах планируется перевести на газомоторное топливо, что позволит увеличить внутренний спрос на газ.

В целях исполнения распоряжения к 2020 году на ГМТ должны перейти:

а) в городах с численностью населения более 1000 тыс. человек - до 50 процентов общего количества единиц техники;

б) в городах с численностью населения более 300 тыс. человек - до 30 процентов общего количества единиц техники;

в) в городах и населенных пунктах с численностью населения более 100 тыс. человек - до 10 процентов общего количества единиц техники

Кроме того, низконапорный газ является ресурсом для производства нафты, нормальных парафинов, базовых смазочных масел, керосина (авиационного топлива) и газойля (дизельное топливо), используя технологию GTL.

Мировыми лидерами по использованию данной технологии являются компании: Shell, Sesol, Pedro SA, Chevron. Shell является лидером по производству синтетических масел, которые популярны на рынке и позволяют экономить около 3 % топлива, повышают стойкость двигателя к окислению при высоких температурах, снижают количество испарений в двигателе, и являются средством очищения двигателя. [35]В России опыт развития технологии GTL находится на стадии становления. В 2014 году ОАО «НК «Роснефть» начала проект по установке GTL на Новокуйбышевском НПЗ. По оценкам компании ОАО «НК «Роснефть» установка будет производить 300 - 600 тонн синтетических жидких углеводородов, а инвестиции на реализацию проекта оказались ниже иностранных аналогов. [8] Для сравнения, аналогичный проект около города Надым планировался к запуску совместными усилиями компаний Shellи ОАО «Газпромнефть». Плановый объем переработки составлял 12 млрд. куб.м. газа в год и мощностью около 7 млн. т. в год по технологии GTL, с объемом начальных инвестиций 7-8 млрд. дол. США. Также разработки по данному направлению ведут такие компании как ОАО "Газпром", ОАО "Лукойл", ЯТЭК.

По данным компании ОАО «GTL» и ОАО «НК «Роснефть» среднее значение затрат в мире на тонну получаемого продукта методом GTL составляет 2767 долл. США в год.



Таблица2:Перечень действующих и планируемых заводов по производству продукции методом GTL.

Проект	Местоположение	Мощность тыс. т./год	Объем инвестиций, млрд. дол. США	Объем инвестиций, дол. США в год
Текущие проекты
Mossel Bay GTL	ЮАР	1500	4	2666,67
Mossel Bay GTL Expansion	ЮАР	700	3,7	5285,71
Bintulu GTL	Малайзия	700	1	1428,57
Oryx GTL	Катар	1600	1,5	937,50
Pearl GTL	Катар	7500	19	2533,33
GTL	Россия, Братское газоконденсатное месторождение	100	0,51	5060,00
Syntroleum	Австралия	470	0,50	1080,00
BBPLC	США	14	2,89	6150,00
Conoco	США	18,8	0,10	4000,00
Планируемые проекты
Uzbekistan GTL	Узбекистан	1300	3,7	2846,15
Navum & Turkmengas	Туркменистан	500	0,8	1600,00
China GTL	Китай	800	1	1250,00
Shell, ОАО "Газпромнефть"	Россия, Надым	7000	8	1142,86

Источник: ИК «Энергокапитал» [17], А.М. Кузнецов, д.т.н., В.И. Савельев, Н.В. Бахтизина, к.э.н., Индустрия GTL: состояние и перспективы. [29]

В настоящее время в России инновационными организациями (ООО «Газохим - Техно», ООО «Энергосинтоп-Инжиниринг», ООО «Инфратехнологии», Институт нефтехимического синтеза РАН, ООО «СИТИС» и др.) разрабатываются технологии внедрения и развития GTL в России, однако, большинство проектов находятся на стадии научной проработки и оценки эффектов и пилотных проектов.

Помимо развития рынков КПГ, СПГи продуктов, произведенных по технологии GTL, приоритетным является развитие рынка метанола. В 2014 году мир потребил 71 млн. т. метанола:

Рисунок2: Мировое потребление метанола, 2014г., %

Источник: Сайт компании Methanol Market Services Asia [48]

По оценкам Methanol Market Services Asia мировой спрос на метанол вырастет на 22 % к 2018 году, существенная доля потребления также сохранится за Азиатскими странами.[48]

В России на 2014 год по оценкам компании CREONEnergy производится около 36 млн./т. в год, основными производителями продукта являются «Метафракс», «Сибметахим» и «Томет». [49] Стоит отметить, что 30 % от общего объема производимого метанола используется внутри заводов, остальные 70 % применяется в нефтехимической (производство формальдегида и изопропена), газовой промышленности и экспортируется:



Рисунок3: Потребление метанола, исключая внутреннее потребление, 2014 г., %

Источник: CREON Energy, Материалы Девятой международной конференции «Метанол 2014».

Наиболее крупными потребителями метанола являются нефтехимические производства «Сибур» и ГК «Титан».Добывающая отрасль использует метанол в качестве антигидратного реагента для предупреждения гидратообразования, так и для ликвидации возникающих по каким-либо причинам гидратных отложений (несплошных гидратных пробок). Он также постоянно рекомендуется как ингибитор гидратообразования и на вновь проектируемых месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона и группы месторождений п-ова Ямал. Метанол используется на Оренбургском, Карачаганакском и Астраханском ГКМ, в составе природного газа которых присутствует сероводород и диоксид углерода, а также на большинстве ПХГ, ГРС и шельфовых ГКМ. [14]Кроме того, Россия является экспортером метанола в страны Восточной Европы и Турцию, объем экспорта метанола в 2014 году составил около 38 %.

Такой рост потребление метанола в качестве топлива и горючего в мире связан с тем, что запасы данного ресурса значительно больше запасов нефти, кроме того метанол как топливо обладает рядом преимуществ перед СПГ и КПГ. В частности, двигатели на метаноле не требуют кардинальных модификаций двигателя и развитой системы заправочных станций.В нефтехимическом и добывающем производстве метанол также будет продолжаться использоваться в виду относительной небольшой стоимости продукта, технологических характеристик (низкая температура замерзания, сравнительная малая растворимость в нестабильном конденсате, высокая эффективность реагента) и доступность продукта на внутреннем рынке. Таким образом, производство метанола из низконапорного газа будет обеспечено спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынках.

2.1.3 Выработка электроэнергии и энергообеспечение собственной добычи

Низконапорный газ в качестве ресурса для генерации энергии может использоваться по двум направлениям. Первое направление - компримирование низконапорного газа до давления необходимого для транспортировки по газопроводам. Использование данного метода позволит обеспечивать ресурсом генерирующие мощности регионов. Также ННГ можно использовать как ресурс для выработки электро - теплоэнергии на децентрализованных объектах генерации, которые устанавливаются в малых поселениях, удаленных от распределительных и магистральных энергетических сетей. Так как основные месторождения ННГ расположены именно в таких регионах, это направления использования ННГ является перспективным.

Второй менее затратный способ (так как нет затрат на транспортировку ресурса) - это использование низконапорного газа для обеспечения энергией и теплом добывающего комплекса. Применение ННГ при втором варианте генерирующие мощности устанавливаются вблизи кустов скважин. Однако, рассматривая данный метод использования ННГ, необходимо также учитывать, что большинство генерирующих установок также работают с газом нормального давления. Следовательно, для нужд собственной генерации необходимо будет использовать генерирующие мощности, которые способны работать с газом низкого давления, либо также использовать мощности по компримированию.

2.1.4 Переработка с получением технического углерода и развитие газонефтехимии