Башнефть разработала технологию, позволяющую утилизировать 100% попутного нефтяного газа в Башкирии. Другим придется -тоже
"Большинство месторождений Башкортостана находятся на поздней стадии, общие остаточные объемы ПНГ невелики. Традиционные схемы сбора, транспортировки ПНГ требуют дополнительных капвложений в несколько млрд долл США. В качестве решения проблемы предложено устройство по эжекции газа, работающее при минимальных избыточных давлениях в газовых линиях", - сообщил 26 июня 2012 г на заседании 10 -го Российского нефтегазового Конгресса , прошедшего в г Москва, довольный 1-й вице-президент Башнефти М. Ставский.
Изобретение имеет значительный технологический, экономический и экологический потенциал для утилизации ПНГ компании и может позволить Башнефти достичь 100% утилизации ПНГ в Башкирии.
2 года назад в Башнефти была разработана «Программа повышения уровня использования ПНГ на 2010—2013 гг общей стоимостью 1,57 млрд рублей, в соответствии с которой уровень утилизации ПНГ к 2013 г должен вырасти до 95%.
Высокого уровня утилизации ПНГ планировалось достичь за счет его использования в системах поддержания пластового давления, в качестве топлива в котельных и на мини-электростанциях, в качестве сырья для переработки на ГПЗ.
Реализация мероприятий, включенных в Программу, позволит повысить уровень утилизации ПНГ с 83,1% в 2010 г до 95% в 2013 г.
Именно это требуется в Постановлении «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», вступившему в силу с 1 января 2012 г.
В 2010 г Башнефтью был осуществлен целый ряд мероприятий по улучшению ситуации в области охраны окружающей среды (оснащение основных резервуарных парков компании современными герметичными системами улавливания легких фракций углеводородов; улавливание легких фракций углеводородов на установках рекуперации углеводородных паров в комплексе с установками герметичного налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны на НПЗ компании; внедрение системы сбора аварийных сбросов газов с их компримированием (сжатием) и возвратом в топливную систему на повторное использование на всех факельных установках заводов).
Всего на выполнение природоохранных мероприятий по всем подразделениям компании было направлено 1,94 млрд рублей.
Если взять шире, то примером рационального использования ПНГ является строительство газопоршневых электростанций ( например, ГПЭС ТПК-ВР на Увате) и газотурбинных электростанций (ГТЭС).
В частности, строительство ГПЭС на Кирско-Коттынском месторождении в ХМАО позволило уже к концу 2009 г повысить коэффициент утилизации ПНГ с 18 до 83,1%, снизив себестоимость добычи за счет использования собственной электроэнергии. После того, как в 2010 г была организована подача на данную ГПЭС газа с Люкпайского месторождения, коэффициент утилизации ПНГ на западносибирских промыслах Башнефть превысил 96%.
Другим примером внедрения ресурсосберегающих технологий является применяемая на Илишевском месторождении технология закачки водогазовой смеси в пласт с использованием бустерных мультифазных насосов. Этот метод, наравне с сокращением вредных выбросов в атмосферу, позволяет решать задачу поддержания пластового давления. Уникальным способом утилизации попутного газа является его закачка в сводовую часть залежей на истощенных рифовых месторождениях Ишимбайской группы. На сегодня это один из самых эффективных методов повышения нефтеотдачи.
Мероприятия по повышению полезного использования НПГ проводят и другие компании.
По данным Росприроднадзора в 2012 году мероприятия по повышению уровня утилизации НПГ в большинстве случаев будут реализованы в основном на участках недр с высоким уровнем добычи НПГ. При этом количество лицензионных участков обеспечивающих уровень утилизации НПГ свыше 95 процентов составляет в Лукойл - 109, Газпром нефть – 46, Русснефть - 72, Роснефть – 263, ТНК-ВР Менеджмент – 87, Башнефть – 75.
При этом, планируемые затраты на мероприятия по повышению утилизации НПГ в 2012 г. должны составить в Роснефти - 100,0 млрд. руб, Славнефти - 5,6 млрд. руб, ТНК-ВР Менеджмент - 58,87 млрд. руб, Газпром нефть - 45,23 млрд. руб, Лукойле - 22 млрд. руб, Сургутнефтегазе - 13,4 млрд. рублей.
Для ряда мелких месторождений с уровнем добычи 20-30 млн. куб. метров/год программы по увеличению утилизации НПГ основаны на использования газа для собственных нужд и развитии малой энергетики. Однако при выработке электроэнергии в больших объемах появляется проблема ее сбыта. В настоящее время практически все вертикально интегрированные компании разработали и реализуют программы по повышению уровня утилизации НПГ.
По мнению Минприроды основными проблемами утилизации НПГ, являются, во-первых, удаленность ряда месторождений от существующей инфраструктуры по переработке и транспортировке газа, требует дополнительных значительных капитальных затрат по доставке НПГ к ним.
Во-вторых, невозможность планирования и реализации эффективных мероприятий по утилизации НПГ, в связи с недостаточностью геологической изученностью пластов и малыми объемами добычи газа.
В-третьих, значительная продолжительность проектирования и строительства объектов утилизации газа (строительство газоперерабатывающих предприятий длится 3-4 года), а также газопроводов.
В-четвертых, высокое содержание азота и кислых компонентов в газе не позволяют его использование в качестве энергоносителей, при этом затраты на его подготовку не соизмеримы со стоимостью энергоносителей в регионе, где добывается НПГ.
Определенная система сбора и подготовки попутного нефтяного газа сложилась еще в советский период и носила централизованный характер. Приватизационные процессы практически разорвали единую технологическую цепь, отделили сбор и подготовку газа от сырьевых ресурсов.
В Советском Союзе была разработана схема, предусматривающая создание системы сбора и переработки НПГ на приближенных к основным месторождениям нефти нескольких газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с последующей транспортировкой готовой продукции на предприятия нефтехимии. Государство устанавливало цену на продукцию и выделяло средства на строительство мощностей, как производителям, так и потребителям нефтяного газа.
В мировой практике НПГ, как правило, внутренний продукт вертикально интегрированных нефтяных компаний. Нефтяные компании имеют в своем составе производственные мощности по утилизации Hill и сами выбирают оптимальные направления его использования.
Прошедшая приватизация привела к тому, что значительная часть предприятий газопереработки, 41,7 % общего числа ГПЗ, находятся под контролем Газпрома и его дочерних компаний. Так, из 24-х газоперерабатывающих заводов России 4 ГПЗ находятся в составе Газпром и шесть - в составе СИБУР-Холдинг. Остальные ГПЗ принадлежат различным нефтяным компаниям, в том числе ЛУКОЙЛ имеет 4 ГПЗ, НК Роснефть - 3 ГПЗ, Башнефть - 2 ГПЗ. По одному газоперерабатывающему заводу имеют в своем составе ТНК-ВР Холдинг, НОВАТЭК, Сургутнефтегаз, Татнефть, ННГК Сахатранснефтегаз.
Еще совсем недавно невозможно было сделать однозначные выводы об обеспеченности потребности в переработке попутного нефтяного газа в том или ином регионе, а также дать конъюнктурную оценку российского рынка потребителей продуктов переработки именно попутного нефтяного газа из-за различной конфигурации технологических цепочек переработки НПГ на различных газоперерабатывающих заводах, а также из-за различного состава входного сырья.
И, наконец, в начале 2012 г. было принято постановление, обязывающее утилизировать 95% ПНГ и, так или иначе, вне зависимости от специфики технологических процессов, компаниям придется искать новые технические решения.
