Россия выходит из мировых антирейтингов по объему сжигания попутного нефтяного газа

Об этом заявил глава Минприроды России Сергей Донской, выступая 9 сентября 2015 г. на IV Глобальном форуме по сокращению объемов сжигания попутного газа (GGFR) в Ханты-Мансийске (ХМАО).

Как отметил Сергей Донской, в 2015 г. среднегодовой уровень утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) в России достиг 87% при общем росте добычи ПНГ. Ожидаемый годовой объем сжигания ПНГ в 2015 г. составил около 10,5 млрд. куб.м., что на 40% ниже уровня 2012 г.

По словам главы Минприроды России, самым важным шагом для снижения

уровня сжигания ПНГ стало вступление в силу с 2013 г. разработанного ведомством постановления Правительства № 1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа».

Постановлением предусмотрено двухэтапное повышение размера платы за выбросы вредных веществ путем применения повышающих коэффициентов – в 12-кратном размере на 2013 г. и 25-кратном – с 2014 г. «В большинстве случаев это стало запретительной мерой, – констатировал Министр. – С другой стороны, был введен ряд послаблений для компаний, разрабатывающих участки недр на ранней стадии, малые месторождения – когда годовой объем добычи ПНГ не превышает 5 млн куб.м., месторождения, где ПНГ в своем составе содержит не менее 50% неуглеводородных компонентов».

Согласно планам крупнейших нефтяных компаний на реализацию проектов утилизации ПНГ до 2015 г. будет потрачено около 300 млрд руб. (порядка 6% суммарных инвестиций в добычу нефти). Такой объем инвестиций позволит снизить показатель сжигания по России в целом до 18% к 2012 г. и 5% не ранее 2014 – 2015 гг. При достижении целевого показателя сжигания ежегодный объем сжигания ПНГ может сократиться на 12,4 млрд м³ – до 3,3 млрд м³ в год.

 

2.3 Альтернативные варианты использования ПНГ на Баяндысском нефтяном месторождении

 

В российской и мировой практике выделяют следующие направления использования ПНГ (исключая его неэффективное сжигание на факелах):

— нефтехимическое;

— энергетическое;

— геологическое.

Самым приоритетным в настоящее время является нефтехимическое направление. Попутный нефтяной газ может быть переработан с получением сухого газа, подаваемого в систему магистральных трубопроводов, газового бензина, ШФЛУ и сжиженного газа для бытовых нужд. ШФЛУ является сырьем для производства целого спектра продуктов нефтехимии; каучуков, пластмасс, компонентов высокооктановых бензинов и др.

Определенные перспективы, а во многих случаях и единственный способ вовлечения в промышленную эксплуатацию газа малых месторождений, расположенных вдали от магистральных трубопроводов, дает организация на месте добычи глубокой переработка газа. В качестве первичных продуктов такой переработки, в принципе, можно рассматривать синтетические углеводороды (СЖУ, продукты Фишера – Тропша) и получаемое на их основе синтетическое моторное топливо, а также метанол, диметиловый эфир (ДМЭ) и этилен. Выбор в каждом конкретном случае определяется наличием потребителей или условий для транспортировки, особенно для ДМЭ и этилена, являющихся при нормальных условиях газами.

В рамках данного направления выделяют следующие методы использования ПНГ:

— производство метанола;

— производство синтетических жидких углеводородов по технологии Gas- to- Liquid, включая процесс химического синтеза Fischer – Tropsch;

— технология получения сжиженного природного газа (СПГ);

— технология получения гелия;

— технология получения серы;

— технология получения этана.

Энергетическое направление доминирует, потому что энергетическое производство имеет практически неограниченный рынок.

Попутный газ — топливо высококалорийное и экологически чистое. Учитывая высокую энергоемкость нефтедобычи, во всём мире существует практика его использования для выработки электроэнергии для промысловых нужд. При постоянно растущих тарифах на электроэнергию и их доли в себестоимости продукции, использование ПНГ для выработки электроэнергии можно считать экономически вполне оправданным. В рамках энергетического направления выделяют следующие методы использования ПНГ:

— выработка электроэнергии;

—выработка тепловой энергии.

Геологическое направление – это использование ПНГ для газового и водогазового воздействия с целью повышения нефтеотдачи пласта. Применение данного направления осложняется необходимостью проведения сложных геологических изысканий и составлением моделей, результатом которых может явиться заключение о невозможности внедрения такого вида утилизации газа из-за геологических особенностей и характеристик пласта, а также серьезными капитальными затратами на компрессорное оборудование.

Существует также способ закачки неиспользуемого ПНГ в «пустой» пласт на хранение. Закачанный в пласт газ может храниться до того времени, когда при многократном увеличении стоимости его использование станет экономически выгодным. Но для этого необходим пласт с подходящими характеристиками вблизи от месторождения. Таким образом, в рамках геологического направления выделяют следующие методы использования ПНГ:

— закачка в пласт, как мероприятие по увеличению нефтеотдачи;

— закачка в «пустой» пласт, с целью хранения неиспользуемого ПНГ.

Изучив все имеющиеся методы использования попутного нефтяного газа, мы сформировали банк проектов эффективного использования попутного нефтяного газа:

— производство метанола;

— производство синтетических жидких углеводородов;

— технология получения сжиженного природного газа (СПГ);

— технология получения гелия;

—технология получения серы;

— технология получения этана;

— выработка электроэнергии;

— выработка тепловой энергии;

— закачка в пласт, с целью увеличения нефтеотдачи;

— закачка в «пустой» пласт, с целью хранения неиспользуемого ПНГ.

 

3Выбор варианта утилизации попутного нефтяного газа для условий ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ»

 

Цель инвестирования заключается в поиске и определении такого способа вложения инвестиций, при котором обеспечивался бы требуе­мый уровень доходности и минимальный риск.

Основными показателями, оценивающими экономическую эффективность инвестиционного проекта являются: чистый дисконтированный доход, внутренней нормы доходности, срока окупаемости (Т_ок) и индекса доходности.

Чистый дисконтированный доход (netpresentvalue, NPV) позволяет получить наиболее обобщенную характеристику результата инвестирования, т.е. его конечный эффект в абсолютной сумме. Под чистым приведенным доходом понимается разница между приведенными к настоящей стоимости суммой чистого денежного потока за период эксплуатации инвестиционного проекта и суммой инвестиционных затрат на его реализацию. Расчет этого показателя осуществляется по формуле 1.

, (1)

где – сумма чистого денежного дохода (прибыль и амортизационные отчисления) по отдельным интервалам общего периода эксплуатации инвестиционного проекта;

– сумма инвестиционных затрат по отдельным интервалам общего периода реализации инвестиционного проекта;

i – используемая норма приведения (дисконтная ставка);

n – число интервалов в общем расчетном периоде t.

Расчёт ЧДД – стандартный метод оценки эффективности инвестиционного проекта, показывает оценку эффекта от инвестиции, приведённую к настоящему моменту времени с учётом разной временной стоимости денег. Если ЧДД больше 0, то инвестиция прибыльна, а если ЧДД меньше 0 – инвестиция убыточна.

В формуле (2) приводится расчет индекса доходности (incometerm, IT) – относительного показателя, равного отношению приведенных денежных потоков (не учитывающих капитальные затраты) к приведенным капитальным затратам.

, (2)

где – сумма чистого денежного потока по отдельным интервалам общего периода эксплуатации инвестиционного проекта;

– сумма инвестиционных затрат по отдельным интервалам общего периода реализации инвестиционного проекта;

i – используемая норма приведения (дисконтная ставка);

n – число интервалов в общем расчетном периоде t.

Внутренняя норма доходности (internalrateofreturn, IRR) характеризует уровень доходности конкретного инвестиционного проекта, выражаемой дисконтной ставкой, по которой будущая стоимость чистого денежного потока приводится к настоящей стоимости инвестиционных затрат. При этом чистый приведенный доход в процессе дисконтирования будет приведен к нулю по формуле (3).

.(3)

Расчет срока окупаемости может быть произведен двумя методами – статичным (pay-backperiod, PBP) и дисконтным (discountpay-backperiod, DPBP). DPBP определяется моментом перехода величины NPV через нулевое значение, т.е. перекрытием приведенных доходов над приведенными капитальными затратами.

В соответствии с рисунком 7 дисконтированный денежный доход является приведенной величиной статичного потока по определенной ставке дисконтирования. Период времени, начиная от инвестирования до момента времени, когда аккумулированная величина равняется 0, является сроком окупаемости инвестиционного проекта. На данном графике срок окупаемости равен приблизительно 4,5 годам.

Рисунок 7 – Определение дисконтированного срока окупаемости проекта

Существенным фактором при определении процентной ставки, используемой для дисконтирования компонентов денежного потока инвестицион­ного проекта, является уровень риска проекта. Реализация реального инвестиционного проекта всегда связана с опре­деленной долей риска. Однако увеличение риска сопряжено с ростом ве­роятного дохода. Следовательно, чем рискованней проект, тем выше должна быть премия. Для учета степени риска к безрисковой процентной ставке добавляется ве­личина премии за риск, которая определяется экспертным путем.