В.П. Скобелина, доктор технических наук, профессор	И.С. Андриевская, кандидат экономических наук
Национальный Минерально-Сырьевой Университет «Горный»

Одним из факторов инновационного развития экономики является снижение экологической нагрузки на окружающую среду и диверсификация производства, в частности за счет переработки вторичных и попутных продуктов, комплексного использования ресурсов. В нефтегазовом комплексе в настоящее время остро стоит проблема снижения уровня сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), являющегося ценным энергетическим ресурсом и источником новых высокотехнологичных продуктов.

В рамках реализации Программ по рациональному использованию ПНГ уровень утилизации в целом по России в 2012 г. не превысил 76%: в 2012 г. добыто 72 млрд. м³, из которых 44% (32 млрд. м³) было поставлено на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), а 32% (23 млрд. м³) – на собственные нужды промыслов (рис. 1). Соответственно, согласно данным Минприроды РФ в целом по России в факелах на месторождениях было сожжено 24% ПНГ (17 млрд. м³), что говорит о росте объемов сжигания ПНГ в последние годы (рис. 2), несмотря на законодательные ограничения и санкции.[1]

Рисунок 1 – Уровень использования и сжигания ПНГ в 2012 г. в целом по России

В свою очередь, необходимо отметить, что в системе постановки на баланс запасов ПНГ mи его даль­нейшего учета имеются существенные недостатки, вызванные неточным учетом на промыслах объемов добычи и сжигания ПНГ. Из-за отсутствия у большинства компаний приборов учета добываемого ПНГ учет добычи ведется расчетным путем - умножением объемов добываемой нефти на величину газового фактора. Базой для всех дальнейших расчетов служат глубинные пробы нефти (отбираемые на стадии пробной эксплуатации для определения газового фактора) хотя свойства нефти могут меняться по структуре пласта по мере его разбуривания. Публикуемые в различных информационных источниках объемы годовой добычи ПНГ, уровни использования и объемы сжигания в факелах по компаниям – недропользователям, субъектам федерации и по РФ и представляются разными структурами (Министерство при­родных ресурсов (МПР) РФ, Минпромэнерго РФ, Росстат, нефтяные компании), исходя из собственных источников.

В связи с отсутствием достоверной системы учета добываемого и сжигаемого попутного нефтяного газа в настоящий момент оценить объемы добычи и объемы сжигания ПНГ компаниями-недропользователями с высокой точностью не представляется возможным. Так, по данным спутниковой съемки (значительно отличаются от указанных выше объемов сжигания) с 2007 по 2011 год объем сжигания ПНГ начал медленно снижаться (рис. 2), оставаясь при этом на высоком уровне.

Рисунок 2 – Объемы сжигания ПНГ в Мире и России в 2009-2012 гг.

Однако в крупнейшем регионе добычи нефти и ПНГ Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) есть и положительный опыт решения проблемы утилизации газа. В 2012 г. добыча ПНГ составила 37 млрд. м³ или более 50% добычи газа по стране (согласно данным Минприроды РФ). В тоже время уровень утилизации газа в данном регионе в 2012 г. достиг 87%, что превышает среднее общероссийское значение. Это стало возможным в результате активации процессов кластеризации на всей территории округа. Данный регион имеет стратегическое значение для России и служит гарантом обеспечения экономической безопасности, т. к. является основным районом нефтедобычи. По этой же причине территория региона привлекает внимание мировой общественности, поэтому такие проблемы, как сжигание ПНГ на факелах месторождений, приносящих огромный экологический ущерб, должны быть устранены в первоочередном порядке. Учитывая первенство ХМАО в решении этого вопроса, пути достижения нормативного значения утилизации газа могут рассматриваться как пример для других регионов, с учетом технологических особенностей того или иного месторождения.

В настоящее время с целю достижения нормативного значения утилизации ПНГ в ХМАО была разработана и реализуется «Программа развития инновационного территориального кластера ХМАО – Югры по созданию газохимического производства на основе переработки ПНГ» (далее Программа), которая предполагает развитие инфраструктуры и строительство новых производственных мощностей на лицензионных участках, на которых ПНГ в большей степени сейчас сжигается. Кластерная концепция развития предпринимательства фокусируется на взаимосвязях между корпоративными структурами, инвестиционными, посредническими, научными, учебными, общественными организациями. Суть кластерной концепции заключается в реализации консолидированного потенциала регионов, экономическая территория которых является основой для развития межрегионального сотрудничества. Благодаря разработанной и реализуемой Программе предполагается решение в том числе таких проблем, как газификация мелких и средних поселков, а также инфраструктурных проблем, связанных с качественным и количественным несовершенством транспортной системы и т.д. Необходимо отметить, что 100% использование ПНГ чаще всего технически затруднительно и экономически не целесообразно именно на малых и удаленных от основных мест переработки месторождениях.

В качестве перспективных зон кластеризации в Программе были выделены следующие лицензионные участки (ЛУ) (4 основных зоны и 1 дополнительная): Верхне-Колик-Еганский, Бахиловский, Западно-Варьеганский, Тагринский, Киняминский, Угутский, Средне-Угутский, Западно-Угутский, Ачимовский, Мало-Балыкский, Ван-Еганский.

Одним из успешно реализуемых мероприятий на данных ЛУ является строительство объектов малой энергетики – малогабаритных установок по производству электроэнергии и мини-заводов, что позволяет сократить сжигание ПНГ на удаленных и новых месторождениях. Также по сравнению с 2010 г. в 2011 и 2012 гг. наблюдается устойчивое увеличение производства сухого отбензиненного газа (СОГ) и сжиженного газа на ГПЗ. Основную долю в общем объеме переработки ПНГ в ХМАО занимают УПГ ОАО «Сургутнефтегаз» - 32,6%; ООО «Нижневартовский ГПК» - 23,9%; ООО «Белозерский ГПК» - 20,3%[2].

Фактическое состояние ресурсной базы ПНГ ХМАО, объемов использования, сжигания попутного нефтяного газа, уровень сжигания в 2004-2012 гг. и прогноз на 2013-2014 гг. согласно данным Программы представлены на рис. 3-7.

Рисунок 3 – Фактические объемы ресурсов, использования и сжигания ПНГ в ХМАО в 2004-2014 гг.

Рисунок 4 – Уровень использования ПНГ в ХМАО в 2004 – 2012 и прогноз на 2013-2014 гг.

Рисунок 5 – Фактические и прогнозные объемы добычи нефти в ХМАО-Югре в 2004-2020 гг. согласно различным сценариям

Анализ динамики объема выхода ПНГ с 1 т нефти (рис. 6) в период 2004-2012 гг. и прогноз до 2020 гг. позволяет экстраполировать объем ПНГ до 2020 г. в ХМАО (рис. 7).

Рисунок 6 – Фактические и прогнозные объемы выхода ПНГ с 1 т нефти в ХМАО-Югре в 2004-2020 гг.

В зависимости от района добычи с 1 т сырой нефти получают от 25 до 800 м3 ПНГ. Содержание газа до 200 м³ на 1 т нефти считается низким, 400–600 м³ – высоким. В ряде случаев добыча нефти производится при аномально высоком содержании газообразных продуктов – до 2,5 тыс. м³ на 1 т нефти. Учитывая уровень развития технологий, ввод новых лицензионных участков, а также устойчивую динамику роста этого показателя в последние 10 лет прогноз роста объемов выхода ПНГ с 1 т нефти до 2020 г. согласно рис. 6 можно считать реальным. Прогноз составлен с учетом среднегодового выбытия скважин с высоким газовым фактором и перспективой освоения новых месторождений ресурсной базы.

В соответствии с возможными вариантами развития нефтяной отрасли ХМАО, заявленных в Программе, на рис. 7 представлены данные о фактическоих и прогнозных объемах добычи нефти до 2020 г., с учетом данных на 2012 г. (в Программе данный прогноз базируется на статистической взаимосвязи показатели объема выхода ПНГ и уровня добычи нефти).

Заявленные в Программе варианты развития предполагают три сценария:

1. инновационный: вводится большое количество новых скважин, а также наблюдается повсеместное применение инновационных методов увеличения отдачи и интенсификации углеводородных месторождений округа, что позволяет не только снизить темпы падения, но и нарастить объемы выхода ПНГ и уровня добычи нефти.
2. энерго-сырьевой: интенсивный ввод скважин, а также частичное вовлечение наиболее экономически привлекательных запасов категории С2, что способствует снижению темпов падения объема выхода ПНГ и уровня добычи нефти.
3. инерционный: происходит интенсивное падение объема выхода ПНГ и уровня добычи нефти на территории округа.

Рисунок 7 - Фактические и прогнозные объемы добычи нефти в ХМАО-Югре в 2004-2020 гг. согласно различным сценариям

Динамика показателей использования ПНГ, представленная на графиках, положительная, что подтверждает эффективность кластеризации на территории ХМАО-Югра. Однако по мере развития кластера необходимо вовлекать в его структуру другие лицензионные участки, что позволит достигнуть уровень использования газа до нормативного.

Рассмотрим масштабы развития предлагаемого в Программе кластера с учетом характеристики протокластеров (табл. 1), разработанной на основе классификации Е.С. Куценко и формализованной для нефтегазового комплекса в части использования ПНГ. [3]

Таблица 1 - Характеристика типов протокластеров для хозяйственных организаций нефтегазовой промышленности с учетом направлений, методов и технологий использования ПНГ

1.  Первая зона - Верхне-Колик-Еганский и Бахиловский лицензионные участки (л/у) (ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»)

Программой предусмотрено строительство на Верхне-Колик-Еганском  л/у компрессорной станции и строительство ГТЭС, мощностью 24 МВт (2012-2013 годы). Расстояние до системы магистрального газопровода достаточно большое – порядка 230 километров, поэтому   строительство установки по переработке ПНГ (мини ГПЗ) не приведет к решению проблемы полного использования ПНГ. В таком случае СОГ будет сжигаться на факеле. В данном случае целесообразнее всего строить установку по синтезу газа с применением GTL – технологий.

2.  Вторая зона - Западно-Варьеганский и Тагринский л/у  (ООО «Белые Ночи», ОАО НК «РуссНефть»)

На Западно-Варьеганском л/у Программой предусмотрено строительство газопровода УПСВ Западно-Варьеганское  м/р - КС-3 «Варьеганская» Ду720мм, 74км, с подводящим г/пр ДНС Рославльское – точка врезки Ду426мм, 22км. На данном участке имеется возможность реализации проекта использования до 400 млн. м³ ПНГ в год (газ жирный, подходит для переработки). Одной из проблем является большая отдалённость  от магистрального газопровода, около 100 километров. Строительство установки по переработке ПНГ (мини ГПЗ) не приведет к решению проблемы полного использования ПНГ. СОГ будет сжигаться на факеле.

На Тагринском л/у мероприятия не запланированы. Сверхнормативное сжигание ПНГ допускается нефтяной компанией только ввиду ограничений со стороны газоперерабатывающих предприятий. В настоящее время достигнута договоренность  с ООО «Юграгазпереработка» по увеличению мощностей по приему ПНГ на 200 млн. м³ газа на переработку, что позволит достигнуть 95% уровня использования ПНГ.     

3. Третья зона - Киняминский, Угутский, Средне-Угутский, Западно-Угутский л/у (ООО «РН-Юганскнефтегаз» ОАО НК «Роснефть» Ачимовский л/у ОАО «НГК «Славнефть»).

На Киняминском л/у предусмотрено строительство газопровода «ДНС-2 Кинямино - КС Угутская 530х8мм» протяженностью 33 км, компрессорной станции ступеней низкого давления ПНГ на ДНС-2 с УПСВ Киняминского месторождения.   На Угутском л/у Программой предусмотрено строительство напорного газопровода «КС Угутская - Южно-Балыкский ГПК; (426х8мм) 1 этап -27км, 2 этап - 69км. КС «Угутская». На Западно-Угутском л/у Строительство газопровода ДНС Западно-Угутская - точка врезки 273х8/  14км. На Срдне-Угутском л/у Программой предусмотрено строительство газопровода «ДНС-2 Средний Угут - КС Угутская (325х8мм)» протяженностью 21 км. На Ачимовском л/у программой предусмотрено строительство мульти-фазной насосной станции и ВКС (на 2013 год).

Отдалённость ЛУ от магистрального газопровода около 40 километров. Строительство установки по переработке ПНГ (мини-ГПЗ) не приведет к решению проблемы полного использования ПНГ. СОГ будет сжигаться на факеле.

4. Четвертая зона - Мало-Балыкский л/у ООО «РН-Юганскнефтегаз» ОАО НК «Роснефть»

Программой мероприятий на Мало-Балыкском л/у запланировано: строительство газопровода протяженностью 60 км, приемо-сдаточного пункта нефти в районе ЛПДС «Южный Балык. ВКС». На данном участке имеется возможность использования 500 млн. м³ ПНГ в год (газ не жирный). Расстояние до магистрального газопровода порядка 30 километров. Строительство установки по переработке ПНГ (мини ГПЗ) и строительство газопровода до точки врезки в магистральный газопровод для транспортировки СОГ приведет к решению проблемы полного использования ПНГ.     На данном лицензионном участке недр реально выполнить проект по строительству мини ГПЗ и газопровода.

5. Пятая зона (дополнительная) - Ван-Еганский  л/у ООО «СП «Ваньеганнефть» ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

На данном участке имеется возможность использования порядка 500-600 млн. м³ ПНГ в год. Расстояние до магистрального газопровода (Уренгой-Челябинск) порядка 120 километров, до магистрального газопровода (Парабель-Кузбасс) порядка 97 км.        Отдаленность л/у от магистральных газопроводов делает проект строительства установки по переработке ПНГ (мини-ГПЗ) нецелесообразным, так как не приведет к решению проблемы полного использования ПНГ. СОГ будет сжигаться на факеле.

В промышленную зону газо-химического кластера попадают 22 ЛУ со сверхнормативными объемами сжигания ПНГ (более 50 млн. м³ на 01.01.2012). Кроме того, действующие программы утилизации ПНГ не распространяются на новые участки. Поэтому, несмотря на выполнение недропользователями данных программ, уровень сжигания ПНГ остается высоким в связи с отсутствием новых программ для расширяющейся в настоящее время ресурсной базы. Вместе с тем все участки находятся в северо-восточной части ХМАО – Югры в районе города Радужного. Такой уровень концентрации ресурсной базы позволяет выделить г. Радужный как ядро кластера по рациональному использованию ПНГ, в котором среди хозяйственных организаций по переработке газа на месторождениях будут преобладать протокластеры III-его типа (в основном I-ой подтип). Дальнейшее формирование хозяйственных объединений будет иметь характеристики протокластеров I типа, а в границах особой экономической зоны II типа. В структуре промузлов при замене действующего энергооборудования на газотурбинное и внедрении новых технологий подогрева нефти и системы УЛФ формируются протокластры I-ого типа (технопарки, сервисные службы).

Согласно Программе в 1, 2, 3 и 5 зонах помимо заявленных направлений использования ПНГ целесообразно строительство установок с применением GTL –технологий. Это указывает на  возможности повышения инновационной составляющей по мере развития кластера и предполагает развитие протокластеров I и II типа. 

В целом наличие протокластеров III-ого типа обеспечивает реализацию инвестиционных проектов по активизации использования ПНГ на месторождениях  (в группе лицензионных участков). Формирование протокластеров I-го и II-го типа способствует внедрению инновационных проектов по первичной переработке попутного газа и созданию логистических систем продажи и сбыта товарной продукции.

Таким образом, глубокая химическая переработка ПНГ непосредственно в районах добычи открывает перед нефтегазовой отраслью автономного округа новые перспективы и будет иметь важное значение для его экономического развития. Анализ основных направлений и результатов использования ПНГ подтверждает наличие в округе промышленных агломераций и убеждает в необходимости углубления межкооперативных   связей на базе активации инновационных проектов расширения сферы использования ПНГ.

Список литературы

1. Концепция программы развития инновационного территориального кластера Ханты-Мансийского автономного округа-Югры по созданию газохимического производства на основе переработки попутного нефтяного газа / Автономное учреждение ХМАО-Югры «Технопарк высоких технологий». – Ханты-Мансийск. – 2012. – 163 с.
2. Бузник В. М. Инновационные технологии переработки и использования попутного нефтяного газа / под общей  ред. Бузника В.М. - Сборник материалов. Издание Совета Федерации. – М. – 2010. – 174 с.
3. Коржубаев А.Г., Ламерт Д.А., Эдер Л.В. Проблемы и перспективы эффективного использования попутного нефтяного газа / Бурение и нефть. - №4- 2012. - С. 3-6
4. Колчин Д. Потенциал рынка утилизации попутного нефтяного газа в Российской Федерации [Электронный ресурс] / E-xecutive. – М. – 2012. -  Режим доступа: http://www.e-xecutive.ru/knowledge/announcement/1768783/?
5. Филиппов А.В. Попутный нефтяной газ нужен России [Электронный ресурс]  / Neftegaz.RU. – Режим доступа: http://energas.ru/files/smi/2013/06_png-1/13.06_png-1.pdf
6. Иванов М. Попутный нефтяной газ как топливо [Электронный ресурс]  / http://www.bpcenergy.ru. – Режим доступа: http://www.bpcenergy.ru/upload/bpcenergy/information_system_87/1/1/7/item_1179/information_items_property_6284.pdf
7. Кутепова Е., Книжников А., Кочи К. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России: ежегодный обзор. Вып. 4. М.: WWF России, КПМГ, 2012. – 35 с.
8. Скобелина В.П., Тремасова (Андриевская) И.С. Экономические проблемы формирования промышленных кластеров по переработке попутного нефтяного газа в Российской Федерации // Научные Ведомости Белгородского государственного университета. История Политология Экономика Информатика. Вып.1 – 2011. – No 19 (114). – С. 58-64.
9. Скобелина В.П., Тремасова (Андриевская) И. С. Методические аспекты формирования инновационно-промышленных кластеров минерально- сырьевой специализации // Записки Горного Института. – 2012. – Том 195. – С. 207-211.
10. Тремасова И., Скобелина В. Формирование инновационно-промышленных кластеров в России. Монография / Palmarium Academic Publishing. – Германия. – 2012. - 73 с.

Тэги: нефтегазовый комплекс, попутный нефтяной газ, Россия

Опубликовано: 19.10.2013 Просмотров: 7513 Вернуться к публикациям