Из этого объема на Россию приходится около 50 млрд. м3, Нигерию более 20 млрд. м3, Иран более 10 млрд. м3, Казахстан более 5 млрд. м3 и так далее. По словам заместителя начальника департамента отраслевой политики НП «Российское газовое общество» Александра Петлякова, у нас существует около 1200 нефтегазоконденсатных месторождений, где добывается 55 млрд. м3 попутного газа в год. Как отметил директор департамента государственной политики и регулирования в области природопользования министерства природных ресурсов России Сергей Федоров: из них лишь 26% (14,3 млрд. м3) направляются по трубопроводу на газоперерабатывающие заводы, остальные идут на нужды промыслов, списываются на технологические потери, сжигаются на факелах. Источник: «Эксперт Урал» №18 (327)/5 мая 2008. Можно по-разному относиться к этим данным. Предлагаем свой взгляд на эту официальную информацию: в России в 2008 было добыто более 500 млн. тонн нефти. В изученном нами регионе ХМАО-Югре и соседних с округом областях добывается 70% нефти. Газовый фактор (содержание газа в тонне нефти) в этих районах колеблется в пределах 110 – 160 м3/т. Ориентировочный расчет по добыче в этом регионе показывает, что при добыче 350 млн. тонн нефти, соответственно добывается и 350*125 м3/т (примерное среднее значение газового фактора)= 44 млрд. м³/год или более 55 млн. тонн НПГ (средняя плотность выделяемых при подготовке нефти газов составляет 1,25 кг/м3. Перемножим и получим эту цифру). 30% (т.е. 150 млн. тонн) нефти добывается в остальной части РФ, где газовый фактор на много ниже и может быть принят в среднем выражении в пределах 60-90 м3/т. Тогда получаем 150*75(примерное среднее значение газового фактора)=11250 млн. м3/год добывается НПГ в остальной части России, что составит 11,25*1,25=14 062 млн. тонн. Получается всего добыто 69 млн. тонн НПГ. По официальным данным ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЛУЖБЫ ГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАТИСТИКИ среднегодовая мощность предприятий в РФ по переработке НПГ, действовавшая в отчетном 2007 году составила 34 491,2 млн. тонн (http://www.gks.ru). Если перерабатывается порядка 14,3 млрд. м3/год или (14,3 млрд. м3*1,25 кг/м3=17,8 млн. тонн), то получается что 50% (34 491,2 млн. тонн - 17,8 млн. тонн) мощностей перерабатывающих предприятий практически не загружены. Итого по России не перерабатывается порядка 51 млн. тонн ценного углеводородного сырья ежегодно, по одному из видов расчетов: 55 млрд. м3*1,25 кг/м3=68,75 млн. тонн -17,8 млн. тонн. По данным спутниковых съемок Geocentre Consulting image 2009 Terra Metrics и инженерным изысканиям ЗАО «Глоботэк» расчеты по замеру свечения ночных съемок, светоотражающих свойств различных поверхностей дают результат до 57 млн. тонн в год. В ночной съёмке со спутника в ХМАО-Югра присутствуют 13 городских округов и 26 городских поселений, это 39 отчётливых огней. Остальные огни - факельные установки. Хорошо различимы факельные прожектора мощностью более 10 млн. м3/год. Мощности излучения малых и лежачих факелов не хватает для прохождения через слой атмосферы планеты. Используя приближение спутника можно отчетливо рассмотреть факельные установки. Их численность в ХМАО на 2007 год превышает 560 штук (по результатам проверки рабочей группы, созданной по Поручению Президента и Правительства РФ Приказом №555 от 07 августа 2007 года). В своем докладе: «Международные проблемы сжигания попутного (нефтяного) и природного газа» автор - Евгений Рябов, Заместитель начальника отдела геологии, воспроизводства и использования минерально-сырьевых ресурсов Департамента государственной политики в области геологии и недропользования МПР РФ, предполагает, что в Ханты-Мансийском автономном округе (главном нефтяном регионе России) на факелах сожжено 24 млрд. м3. Таким образом, по расчетам специалистов ЗАО «Глоботэк» на 2007 год сжигалось не менее 57 млн. тонн газа в год, а если пересчитать через среднюю плотность 1,25 кг/м3, получаем объем сжигания НПГ в России не менее 45,6 млрд. м3/год. Надо отметить, что эти исследования не разделяют факела газодобывающих и нефтедобывающих предприятий. Ежегодный прирост добычи углеводородов увеличивает эту цифру на 10% в случае отсутствия дополнительно введенных мощностей по переработке. Причины отсутствия достоверной информации о НПГ и сжигания НПГ одинаковы: в первую очередь, это историческое отношение к нему как к нежелательному побочному продукту, в силу его уникальности для каждого конкретного объекта при несопоставимой по отношению к нефти ценности. Эта его уникальность и изменчивость характеристик во времени на одном и том же месторождении, определяла невозможность его рассмотрения в качестве нормализованного сырья для использования в серийном оборудовании, т.е. в качестве массового товара. Соответственно не было необходимости в его точном учете, что приводило к отсутствию методик и специального оборудования для такого учета и анализа НПГ и т.д. Отсутствие серийного оборудования, «серийных» технологий, необходимость каждый раз выдумывать что-то новое циклично увеличивало нежелание заниматься нефтяным попутным газом. Существующие методы до сих пор не удовлетворяют необходимости переработки всего добываемого газа. Исключения составляли крупные узловые ГПЗ, построенные в советское время плановой экономики в местах прогнозируемой концентрации НПГ в больших объемах на долгую перспективу. Рынок переработки нефтяного попутного газа в нашей стране практически отсутствует. В это же время, например, на территории США действует более 400 мини-ГПЗ, при меньшей добыче нефти по отношению к России, поставляя около 70 млн. тонн жидких углеводородов на внутренний рынок. В настоящее время всем, и добывающим нефть и газ компаниям и правительству РФ, пришлось обратить особое внимание на поддержку и развитие рынка газопереработки. Необходимо понимание того, что объем проблемы слишком велик. Правительство ставит задачу решить вопрос утилизации НПГ к 2012 году, и времени на раскачку не осталось.. Объем рынка оборудования необходимого для переработки всего объема НПГ на территории России оценивается нами в 450 млрд. руб. или $12 млрд. (45,6 млрд. м3/год НПГ*10 руб./м3(цена Российского оборудования из расчета переработки 1 м3 НПГ)), что соответствует трехгодовому объему промышленного производства химического и нефтехимического машиностроения России. Т.е. даже при ежегодном росте объема производства этой отрасли на 10%, понадобится более 10 лет до достижения нужного результата. Поэтому очень важно именно сейчас, в начале пути по переработке НПГ, найти максимально эффективные и быстрые в реализации методы и технологии, верно определить наиболее перспективные направления, предпринять максимум мер, создающих условия для развития и внедрения технологий в выбранных направлениях. В случае правильно принятых решений, по оценке Минприроды РФ ежегодный суммарный эффект от переработки Попутного Нефтяного Газа в России возможен порядка $10 млрд. (без учета экологического эффекта), что примерно составляет 10% годовой выручки РФ от реализации нефти на экспорт в 2008 г. Мы считаем, что наиболее правильным будет развитие в России рынка переработки нефтяного попутного газа в нефтехимическое сырье на месте его образования. Для справки: О использовании ресурса НПГ. Наиболее распространенные методы его переработки: 1. Централизованный сбор на существующие предприятия переработки по газопроводам. Существующие перерабатывающие предприятия рассчитаны на широкий диапазон составов газов, но требуют на входе небольшого избыточного давления, обеспечивающего безопасность процесса транспортировки газа. Регулирование этого давления, обеспечивающее безопасные свойства газа в трубопроводе при нескольких десятках поставщиков, ответственный процесс. С учетом общих свойств ПНГ по взрывоопасности, коррозионной активности и токсичности, многокилометровых трубопроводов сбора ПНГ - это целое хозяйство. Например, для Самарской области, имеющей более 100 источников ПНГ это сотни километров подземных труб отклонение в параметрах при эксплуатации может привести к серьезной аварии. Вспомним аварию под Уфой, когда в лощине сгорели два пассажирских поезда. Только для обеспечения этой самой безаварийной эксплуатации эксплуатирующая организация серьезно «осушает» от ценных компонентов перекачиваемый газ, не направляет в трубопровод полезные, но легко конденсируемые вещества и сжигает их во благо безопасности. Оставшийся после осушки газ, попавший централизованно на переработку проходит классическую конденсацию и в соответствии со своими свойствами потребует энергетику для осуществления этих процессов. Один большой комбинат должен учесть возможности сотни поставщиков газа по объему и качеству переработки, держать в своем составе энергетику для нужд переработки, обслуживать разветвленную сеть трубопроводов. В силу перечисленных выше процессов добычи углеводородного сырья решить в каждом конкретном случае установить или нет газоперекачивающее оборудование бывает проблематично. Кроме того, строительство и содержание газотранспортных сетей – решение очень дорогостоящее, при существенно уменьшающемся с годами объеме добычи НПГ на конкретном месторождении. С последним связана недозагрузка мощностей (а значит простой установленного оборудования) многих крупных комбинатов. Но и комбинат зажигает факела для части полупродуктов и отходов собственного производства, что обусловлено разными факторами, но характеризует метод и способ как имеющий потери при достаточно обедненном изначально углеводородами сырье. Таким образом, для использования централизованного сбора ПНГ на существующие комбинаты есть свои ограничения, которые необходимо учитывать при решении об использовании газа при добыче. Перекачка по трубопроводам на большие расстояния нефтегазовой смеси, сжиженных газов, эмульсий – очень ответственный шаг и дорогое удовольствие. Если (сравнить) перекачку сухого природного газа, процесса наиболее простого с точки зрения организации, то принятые мировые цены около 2$ за 1 тонну на 100 км добавляют в себестоимость около 70 рублей к каждой реализованной тонне этого газа в Самарском регионе. Если сравнить с перекачкой сжиженного аммиака (близкий аналог по температуре кипения к пропанобутановой смеси), то это те же 2$ за 1 тонну на 100 км. Но при этом перекачивается насосами по двух ниточному трубопроводу вещество 100% предсказуемости в технологическом поведении, с давлением 25 – 80 атмосфер, высоко автоматизированным способом и в количестве 3 млн. тонн/год. Высокая аварийность на трубопроводах перекачки именно попутного газа по отношению к перекачке природного газа свидетельствует в подтверждение непредсказуемости этого процесса. Если провести интерполяцию цены для перекачки небольших количеств сжиженных топлив, то становится понятной бесперспективность пути централизованного сбора малых количеств (500 – 2000 тонн/год) продуктов и полупродуктов в связи с прибавкой цены более чем в 100 раз (до 7000 руб./тонну) себестоимости перекачки на расстояниях менее 10 километров. 2. Прямое использование в качестве топлива на: а) узловых ГРЭС б) локальных электрогазогенераторных установках. В первом случае это все тоже строительство и содержание газотранспортной системы, как описано выше. В обоих случаях необходима определенная подготовка НПГ, очистка, осушка, компремирование. Проблема реализация излишков электроэнергии в сеть РАО ЕЭС и отсутствие потребителей тепла. В случае работы установки на ненормализованном газе возникает снижение срока службы оборудования на 50 - 60% и снижение КПД на 40 - 50%. 3. Использование для нужд месторождения: Закачка в пласт: возможна в случае наличия значительных объемов НПГ и наличия необходимости повышения нефтеотдачи. Необходимые условия: Подготовка НПГ, строительство мощной компрессорной станции. Возможные проблемы: Увеличение газового фактора, увеличение энергетических затрат на подготовку нефти. Практически всегда во всех прочих случаях использования НПГ для нужд месторождения, ресурс НПГ намного превышает потребности месторождения, во многих случаях его нельзя использовать без предварительно значительной подготовки. 4. Технологии переработки газа и конденсата на месте. К таким технологиям относятся все виды переработки ПНГ непосредственно на месторождении, при этом объект переработки газа может принадлежать тому же юридическому лицу, имеющему ПНГ как сопутствующую добыче продукцию, или независимому юридическому лицу, принимающему ПНГ как сырье для переработки. А.Н. Лапкин Директор по науке ЗАО Глоботэк.
|
