2017-12-14
2540
Специфика добычи попутного нефтяного газа (ПНГ) состоит в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. По геологическим характеристикам различают газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти. ПНГ представляет собой смесь газо- и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при ее разгазировании.
Основными компонентами попутных нефтяных газов являются углеводороды от метана до гексана, включая изомеры C4 – C6. Неуглеводородные компоненты попутных нефтяных газов могут быть представлены азотом, углекислым газом, гелием, аргоном, а также сероводородом, количество которого достигает иногда нескольких процентов, в ряде случаев встречается водород.
В настоящее время доля утилизации ПНГ в развитых странах – США, Канаде, Норвегии – составляет 99 – 100%, тогда как в России, странах Ближнего Востока и Африки значительная часть попутного газа сжигается в факелах. Основные направления квалифицированного использования попутного нефтяного газа представлены на рисунке 4.
|
|
|
Рисунок 4 — Использование ПНГ в России, %
— Переработка на ГПЗ. Процесс переработки включает выделение гомологов метана и производство на их базе нефтехимической продукции, выделенный сухой отбензиненный газ поставляется далее в энергетику. Кроме того, из отбензиненного газа могут быть получены СПГ, а также жидкое топливо;
— Сайклинг-процесс и закачка в пласт;
— Энергетика. Сжигание в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии.
Как видно из рисунка 4, менее 50% газа уходит на переработку, а 24% процента сжигается, в то время как газ является ценным сырьем для последующей переработки. Необходимо учесть при этом, что компании еще и платят штраф за такую «варварскую утилизацию».
Региональная структура добычи и использования ПНГ в России
В настоящее время около 65% (44 млрд м3) всего попутного нефтяного газа в России добывается в Западной Сибири (таблица 8). Крупнейшим регионом по этому показателю здесь является ХМАО – 37 млрд м3 (или около 55% добычи ПНГ по стране в целом). Кроме того, значительные объемы попутного газа приходятся на Ямало-Ненецкий автономный округ (7,5 млрд м3) и Томскую область (1,4 млрд м3).
Таблица 8 - Добыча и утилизация ПНГ в России с дифференциацией по регионам в 2015 г., млрд м³
| Регион | Утилизировано | Сожжено в факелах | Всего | |||
| млрд м³ | % | млрд м³ | % | млрд м³ | % | |
| Поволжье | 3,4 | 6,6 | 1,0 | 6,1 | 4,4 | 6,5 |
| Коми | 1,3 | 2,5 | 1,5 | 9,2 | 2,8 | 4,1 |
| Урал | 1,9 | 3,7 | 0,4 | 2,7 | 2,3 | 3,4 |
| Кавказ и Прикаспийский район | 1,0 | 2,0 | 0,2 | 0,9 | 1,2 | 1,7 |
| Европейская часть России | 7,6 | 14,8 | 3,1 | 18,9 | 10,7 | 15,8 |
| ЯНАО | 5,6 | 10,8 | 1,9 | 11,6 | 7,5 | 11,0 |
| ХМАО | 32,1 | 62,3 | 4,9 | 30,0 | 37,0 | 54,5 |
| Томская область | 0,9 | 1,7 | 0,5 | 3,1 | 1,4 | 2,1 |
| Западная Сибирь | 38,8 | 75,3 | 7,1 | 43,5 | 45,9 | 67,6 |
| Восточная Сибирь | 1,8 | 3,6 | 5,7 | 34,9 | 7,5 | 11,1 |
| Дальний Восток | 3,3 | 6,3 | 0,4 | 2,6 | 3,7 | 5,5 |
| Всего | 51,5 | 100,0 | 16,3 | 100,0 | 67,8 | 100,0 |
|
|
|
ХМАО – второй по объемам добычи газа регион в России, здесь добывается около 37 млрд м3 (с учетом газа, который сжигается в факелах). Отличительной особенностью газодобывающего комплекса ХМАО является то, что практически весь извлекаемый из недр газ – попутный нефтяной. В связи с падением добычи нефти в ХМАО последние годы наблюдается некоторое снижение добычи ПНГ. Объем эффективного использования попутного нефтяного газа составил в 2015 г. около 32,1 млрд м3. Последние годы в ХМАО этот показатель постепенно увеличивался, что стало возможным благодаря проведению мероприятий, осуществляемых недропользователями в рамках реализации Программ по использованию попутного нефтяного газа. В результате этого в настоящее время степень утилизации ПНГ в ХМАО составляет около 87%, что в целом почти на 10 п.п. превышает общероссийский показатель.
Общая добыча попутного нефтяного газа в ЯНАО составляет 7,5 млрд м3. Из них 61% сдается на газоперерабатывающие заводы или другим потребителям, в том числе на газотурбинные станции и установки, 14% используется на собственные нужды, 1% приходится на технические потери и 25% сжигается.
На территории округа ПНГ поступает на газоперерабатывающие предприятия ОАО «Сибур Тюмень Газ» – Губкинский газоперерабатывающий комплекс (ГПК) и Ноябрьский ГПК. В состав последнего входят муравленковское производство по переработке газа, Холмогорская, Вынгапуровская и Вынгаяхинская компрессорные станции. Это, в основном, попутный нефтяной газ с месторождений «Газпром нефти», «Роснефти» и «Пурнефти».
Вторым крупным регионам в России по добыче попутного нефтяного газа является Восточная Сибирь (7,5 млрд м3, или 11%), где рост его добычи связан с интенсивным освоением месторождений Красноярского края и Иркутской области. Основная причина низкого показателя этого коэффициента – неразвитая инфраструктура добычи и переработки газа, значительная удаленность от центров потребления. Основная доля добычи и сжигания ПНГ в Восточной Сибири приходится на Ванкорское месторождение, эксплуатируемое НК «Роснефть». На его долю приходится около более 25% от всего сожженного ПНГ в России. Несмотря на то что компания строит газотурбинные электростанции на своих месторождениях, использование ГТЭС ограничено собственными потребностями компании. Например, на Ванкорском месторождении сооружаются газотурбинная электростанция мощностью 200 МВт и две газопоршневые мощностью по 42 МВт каждая. Дополнительно планируется, что 2 млрд м3 планируется закачивать обратно в пласт для поддержания давления. Для утилизации остальных объемов газа необходимо строительство газопровода до магистральных сетей Газпрома в ЯНАО.
В Иркутской области ближайшие два года ТНК-ВР планирует поставить и ввести в эксплуатацию на Верхнечонском месторождении установки по утилизации попутного нефтяного газа компании GeneralElectric, что позволит довести утилизацию ПНГ до 95%. На Дальнем Востоке объем добываемого ПНГ составляет около 3,7 млрд м3 (5,5% от общероссийского показателя), эффективно утилизируется – 3,3 млрд м3. Здесь выделяется два основных центра нефтедобычи – Республика Саха (Якутия) и о. Сахалин.
В Республике Саха (Якутия) компания «Сургутнефтегаз» эксплуатирует одно из крупнейших нефтяных месторождений на Востоке России – Талаканское. На промысле утилизируется более 95% всего попутного газа, который частично закачивается в пласт, остальной объем направляется на энергетические установки.
|
|
|
На Сахалине компания «Сахалин Энерджи», оператор проекта «Сахалин-2», эксплуатирует три газотурбинных электростанции ГТЭС «Урал-4000» мощностью по 4 МВт, предназначенные для обеспечения электроэнергией насосно-компрессорной станции и два дожимных насосных агрегата ГТНА «Урал-6000», состоящих из газотурбинного привода мощностью 6 МВт, предназначенных для перекачки сырой нефти по магистральным трубопроводам.
В рамках проекта «Сахалин-1» «РН-Сахалинморнефтегаз», дочернее предприятие «НК «Роснефть», в 2015 г. запустило в работу компрессорную станцию и установку подготовки газа. В результате газ подается в систему газоснабжения севера Сахалинской области.
На европейскую часть России приходится около 15,8% (10,7 млрд м3) всего добываемого в России попутного газа. Крупнейшими регионами здесь по этому показателю являются Поволжье (4,4 млрд м3), Коми (2,8 млрд м3) и Урал (2,3 млрд м3). Высокая степень эффективной утилизации попутного газа имеет место на юге европейской части России на Кавказе и в Прикаспийском районе – 87% и на Урале – 81%. В то время как в Тимано-Печорской провинции в Республике Коми этот коэффициент имеет наименьшее значение – 46%.
Поставки попутного нефтяного газа на ГПЗ
На большинстве российских заводов по переработке ПНГ происходит разделение ПНГ на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции (отбензиненный газ) подаются в распределительные сети и магистральные газопроводы. Тяжелые фракции (ШФЛУ) поставляются на ГПЗ, НХК, где имеются газофракционные установки, для выделения по отдельности бутана, пропана, пентана, гексана и их смеси.
Крупнейшей компанией по переработке попутного газа в России является «Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания», в структуру которой входят «Юграгазпереработка» и «СИБУР Тюмень Газ». Компания «СИБУР» перерабатывает около 17 млрд м3 попутного газа, что составило 57% от общего объема переработки попутного газа в России (таблица 9).
Таблица 9 - Организационная структура переработки попутного нефтяного газа на ГПЗ
|
|
|
| Предприятие | Название ГПЗ | Объем переработки, млн м³ | % |
| СИБУР-Холдинг | |||
| СИБУР Тюмень Газ | Губкинский ГПК | ||
| Няганьгазпереработка | |||
| Ноябрьский ГПК | |||
| Южнобалыкский ГПК | |||
| Юграгазпереработка | Белозерный ГПК | ||
| Нижневартовский ГПК | |||
| ЛУКОЙЛ | |||
| Коробковский ГПЗ | Коробковский ГПЗ | ||
| Пермьнефтегаз-переработка | Пермьнефтегаз-переработка | ||
| ЛУКОЙЛ-Коми | Усинский ГПЗ | ||
| ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь | Лангепаснефтегаз-Управление по переработке попутного нефтяного газа | ||
| «Сургутнефтегаз» | |||
| Сургутское управление по переработке газа | Сургутское управление по переработке газа | ||
| НК Роснефть |
Продолжение таблицы 9
| Предприятие | Название ГПЗ | Объем переработки, млн м³ | % |
| Нефтегорский ГПЗ | Нефтегорский ГПЗ | ||
| Отрадненский ГПЗ | Отрадненский ГПЗ | ||
| «Ставропольнефтегаз» | «Ставропольнефтегаз» | ||
| ТНК ВР | |||
| «Оренбургнефть» | Зайкинское ГПП | ||
| Башнефть | 0,3 | ||
| Октябрьское УДНГ | Туймазинское ГПП | ||
| Аксаковское УДНГ | Шкаповское ГПП | ||
| Татнефть | |||
| «Татнефтьпереработка» | «Татнефтьгазпереработка» | ||
| Итого |
На рисунке 6 представлен сводный график переработки нефтяного газа на ГПЗ.
Рисунок 6 — Сводный график переработки попутного нефтяного газа на ГПЗ, млн м³
Также крупной компанией по переработке попутного газа является «Сургутнефтегаз», на долю которой в 2014 г. приходилось около 23% от общего объема переработки попутного газа в России. В состав «Сургутнефтегаза» входит Сургутское управление по переработке газа, которое перерабатывает попутный газ Быстринского, Западно-Сургутского, Лянторского, Соколинского и других месторождений. Объем переработки ПНГ Сургутским УПГ составляет около 7,1 млрд м3 попутного газа. Остальной объем переработки попутного газа приходится на компании: ЛУКОЙЛ (10%), ТНК-ВР (4%), «Роснефть» и «Татнефть» (3%), «Башнефть» (0,3%).
Перспективы и условия повышения уровня эффективного использовании ПНГ в России
В целях реализации поручений Правительства Российской Федерации в соответствии с постановлением от 08.01.2012 (протокол № 7, пункт 2) по принятию мер для предотвращения загрязнения атмосферного воздуха выбросами вредных (загрязняющих) веществ и сокращению эмиссии парниковых газов, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа, установить целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках на 2012 г. и последующие годы в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа. Соответствующим постановлением установить, что с 1 января 2012 г. плата за выбросы вредных (загрязняющих) веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках, будет рассчитываться исходя из принятых коэффициентов.
Постановление Правительства РФ «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» вступило в силу 1 января 2012 г.
Теперь при сжигании на факельных установках более 5% объема добытого попутного нефтяного газа плата за выбросы вредных веществ, образующихся при этом, рассчитывается как за сверхлимитное загрязнение. При расчете к нормативам платы применяется дополнительный коэффициент, равный 4,5.
При отсутствии средств измерения и учета, подтверждающих фактический объем образования, использования и сжигания на факельных установках попутного нефтяного газа, значение коэффициента принимается равным шести.
Первые платежи за сверхлимитное сжигание ПНГ начали поступать в конце марта 2012 г.
