USD ЦБ — 59,00 −0,23
EUR ЦБ — 69,42 0,00
Brent — 52,71 −0,28%
понедельник 21 августа 03:41

Аналитика // Нефть и газ

Попутный нефтяной газ в России: состояние и перспективы рационального применения

07 августа 2017 г., 02:40Neftegaz.RU2493


История попутного нефтяного газа в России постепенно меняется к лучшему. Государство и экологическое сообщество неуклонно требуют и ждут от нефтяников достижения норм рационального использования ПНГ. Это ценное углеводородное сырье уверенно выходит на рынок как уникальный и все более востребованный продукт.

Многие нефтяные компании системно и ответственно работают с попутным газом на всех этапах его разумной утилизации. Однако многие - это еще далеко не все.

Итоги 2016 года подведены - доля полезного использования ПНГ выросла до 87% (при государственном нормативе 95%). Но это «средняя температура по больнице». Данный показатель удерживается и поднимается благодаря передовым нефтедобывающим регионам - при том, что эта цифра значительно ниже на большинстве труднодоступных месторождений. Одно из экспертных объяснений состоит в том, что эффективные технологии работы с ПНГ до таких промыслов еще не дошли, или их внедрение там экономически нерентабельно, а потому - не востребовано.

Справедливым, мудрым арбитром и организатором процесса дальнейшего выгодного использования ПНГ может выступить только государство. С опорой на гражданское общество лишь оно способно через определенные правовые механизмы и финансово-экономические стимулы гарантированно заинтересовать нефтяников и постоянно поддерживать их мотивацию к занятию столь хлопотным и сложным делом - эффективной утилизацией попутного газа (включая низконапорный ПНГ).

И делать это предстоит в максимально возможных объемах, которые реально достижимы только через современные технологии разгазирования нефти и многоступенчатую сепарацию - при качественной подготовке ПНГ к транспорту, применению его в виде топливного газа или комплексной химической переработке.

8-я международная конференция «ПНГ 2017», организованная в Москве компанией CREON Energy, рассмотрела поставленные вопросы именно через призму эффективности. Генеральный директор CREON Energy Санджар Тургунов подчеркнул: вся индустрия ПНГ будет вращаться вокруг эффективности попутного газа. Технологии его рационального использования давно разработаны, и они есть в России. Теперь мы основательно оцениваем их экономическую эффективность. И главное условие здесь - прийти к балансу интересов государства, нефтяников и экологического сообщества.

На конференции отмечено, что по итогам прошлого года добыча газа в России увеличилась на 0,6%, причем прирост обеспечен исключительно за счет ПНГ. Его объемы выросли с 78,6 до 83,3 млрд м3. Доля же добытого природного газа осталась без изменений. Причем, объемы добычи ПНГ названы без учета газа, сожженного на факелах. Объем же ПНГ, утилизированного на факелах, составил 12,4 млрд м3 (рост 15%). Такое увеличение объемов сжигания связано с рядом факторов, среди которых - остановки ГПЗ на ремонт и запуск новых месторождений.

В структуре добычи попутного газа традиционно лидируют вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК), которые за 2016 год нарастили объемы почти на 8%, и теперь их суммарная доля рынка ПНГ составляет 80%. В итоге, коэффициент полезного использования, как отмечено выше, составил 87%, что несколько ниже показателя 2015 года (88,2%). Данный показатель снизился впервые с 2011 г.

Однако к 2020 г. ожидается ужесточение штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ на факелах, что подвигнет добывающие компании к увеличению использования попутного газа.

Эксперты констатируют: специальную программу утилизации ПНГ реализуют несколько крупных добывающих компаний. В то же время факелы продолжат гореть на новых месторождениях, для которых действует особый налоговый режим. Ряд компаний еще будут находиться в процессе реализации инвестиционных программ. Поэтому, несмотря на то что прогнозируется значительное повышение доли полезного использования ПНГ, обязательный уровень в 95% к 2020 г. в целом достигнут не будет.

Есть на то и причины фундаментальные - системные. К примеру, в нефтегазовой отрасли оперируют универсальными понятиями Upstream (это технологические операции по извлечению минерального сырья из недр) и Downstream (технологические операции по превращению минерального сырья в продукты конечного потребления). Сегодня предлагается также ввести промежуточное понятие Midstream.

Экспертное обоснование здесь следующее. Ни нефть, ни газ не могут быть приняты в переработку (Downstream) в том виде, в котором они были добыты. Как минимум, нужен транспорт, а на самом деле - еще и подготовка к транспорту. К тому же и нефтяной, и газовый Upstream генерирует большой поток попутных продуктов: ПНГ, конденсат, сера, гелий и др. Напрямую потреблять их невозможно, так как требуются технологические операции, чтобы придать попутным продуктам определенные потребительские свойства.

Таким образом, в сегмент Midstream могли бы войти промысловая подготовка нефти и газа к транспортировке, полноценная переработка («жирный» и высокосернистый газ), транспортировка нефти и газа, сбор и первичная подготовка попутных продуктов (переработка ПНГ, деэтанизация конденсата), вторичная переработка попутных продуктов до «товарного вида» (стабилизация конденсата, фракционирование ШФЛУ).

При этом увеличение штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ поддерживает исключительно сегмент Upstream, а для стимулирования Midstream конкретных мер пока не предпринимается. Как результат, за последнее десятилетие в России рациональное использование ПНГ растет за счет энергетики и дозагрузки существующих мощностей переработки.

Кроме расширения Вынгапуровского ГПЗ «Сибура» за счет ввода второй очереди (март 2016 г.) и пуска в эксплуатацию Каспийского ГПЗ «Лукойла» (декабрь 2015 г.), новых ГПЗ пока нет. Ждет своего государственного решения и стимулирования проблема малых дебитов и удаленных месторождений.

Назрела также проблема участия в утилизации ПНГ коммерческих организаций, не связанных с ресурсодержателями попутного газа в лице ВИНК. Вопрос даже не в процессе привлечения инвестиций, а в правовой неопределенности сторон, возникающей при исполнении долгосрочных (более 10 лет) контрактов. То есть действующее законодательство не обеспечивает нормативную защиту ни предприятий Upstream - как поставщиков ресурсов, ни предприятий Midstream - как переработчиков и инвесторов. Поэтому примеры участия независимых коммерческих организаций в таких проектах по-прежнему остаются единичными.

НАША СПРАВКА

В нефтегазовом сообществе существует традиция - нестандартные технологические задачи доверять инженерным коллективам, многократно проверенным в деле. Опыт реализации проектов подготовки и компримирования ПНГ постоянно наращивается в Группе компаний ЭНЕРГАЗ.

Начиная с 2007 года ЭНЕРГАЗ поставил и ввел в действие 243 дожимных компрессорных станций (ДКС) и блочных пунктов подготовки газа (БППГ). В нефтегазовой отрасли они подготавливают попутный газ на 40 нефтяных месторождениях. В электроэнергетике - обеспечивают качественным топливным газом 60 современных энергоблоков суммарной мощностью более 4 300 МВт. Всего в активе компании - 123 реализованных проекта.

Установки газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» действуют в сопряжении с разными видами газоиспользующего оборудования, среди которых: газотурбинные и газопоршневые установки, газоперекачивающие агрегаты, котельные.

Уникальный опыт индивидуального проектирования и длительной эксплуатации технологических систем и модульных установок подготовки природного или попутного нефтяного газа наработан при совместном использовании с газотурбинным оборудованием ведущих отечественных и мировых производителей: «ОДК-Газовые турбины» и НПО «Сатурн», «ОДК-Пермские моторы» и «ОДК-Авиадвигатель», Казанское и Уфимское моторостроительные производственные объединения, «Невский завод», General Electric, Siemens, Alstom, Turbomach, Centrax, Solar, Pratt&Whitney, Rolls-Royce, Kawasaki.

ДКС и БППГ «ЭНЕРГАЗ» функционируют на различных объектах нефтегазодобывающей отрасли. Это энергоцентры и электростанции собственных нужд, установки подготовки нефти, цеха подготовки и перекачки нефти, цеха контрольной проверки нефти, дожимные насосные станции, центральные перекачивающие станции, установки предварительного сброса воды, центральные пункты сбора нефти, центральные нефтегазосборные пункты, концевые сепарационные установки, установки комплексной подготовки газа.

Малые газовые компрессорные установки - это новое актуальное предложение в перечне оборудования, производимого и поставляемого ЭНЕРГАЗом. МГКУ создаются для следующих целей:

  • сбор и транспортировка ПНГ на промыслах с небольшими запасами углеводородов;
  • подготовка топлива для турбин небольшой мощности на объектах малой энергетики;
  • снабжение топливным газом генерирующего оборудования автономных центров энергоснабжения предприятий;
  • обеспечение деятельности нефтегазохимических и других промышленных производств.

В целом, технологическое оборудование от ЭНЕРГАЗа, предназначенное для комплексной подготовки и компримирования газа, надежно эксплуатируется на различных объектах нефтегазовой отрасли и электроэнергетики, включая объекты особого назначения - испытательные стенды газовых турбин на предприятиях энергетического машиностроения. При этом гарантированно достигаются и стабильно поддерживаются проектные параметры газа по чистоте, температуре, давлению и расходу.

«При подготовке статьи были использованы материалы компании CREON Energy»


Neftegaz.RU context