WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

Анализ существующих технических разработок, технико-технологиче-ского оснащения нефтедобывающих объектов и перспективных разработок в области подготовки, переработки и использования газа показал, что в настоящее время существуют как у нас в стране, так и за рубежом разнообразные технологии и техника, позволяющие собрать, подготовить и утилизировать нефтяной газ с различными качественными и количественными показателями на любом месторождении (Перечень методов и средств утилизации нефтяного газа по направлениям использования представлен в Приложении А к диссертации). Однако стоимость их остается высокой и непосильной для многих мелких удаленных месторождений, где экономически выгодно использовать газ только на собственные нужды. В этом случае выработка электроэнергии является самым выгодным и распространенным в последнее время методом использования нефтяного газа на месте его добычи. Причем затраты на эти мероприятия окупаются за 1,5…2,0 года. Из других мероприятий, как показали многие авторы, одним из самых перспективных при отсутствии газопроводов и потребителей сухого газа является получение из попутного газа методом термокаталитической конверсии жидких углеводородов: метанола, бензина, дизельного топлива и т.д. В последнее время ведутся разработки по выпуску малогабаритного блочного оборудования применительно к мелким месторождениям и к месторождениям с неравномерной загрузкой перерабатываемого газа.

Для реализации мероприятий по повышению уровня утилизации нефтяного газа в ближайшее время нужны действенные нормативно-правовые механизмы регулирования добычи и утилизации газа, а для этого необходимо разработать научный подход к учету всех аспектов этой проблемы не только организацией системы штрафов, но и поощрений.

В работах Аксенова А.Н., Грайфера В.И., Крюкова В.А., Панова В.Ф., Перчика А.И., Покровского С.В., Прозоровского В.В., Субботина М.А.,
Тимченко В.С., Усенко Е.В., Широкова Ю.Ф. указаны пути совершенствования правовых и организационных положений в этой области. Однако ни в одной работе не освещены механизмы регулирования утилизации НПГ с учетом его качественных и количественных характеристик и индивидуальных особенностей разрабатываемых месторождений.

В результате исследований установлено, что основная причина сжигания нефтяного газа в факелах – это высокие капитальные затраты на строительство объектов его подготовки и утилизации. Отсутствие необходимой нормативно-правовой базы, стимулирующей рациональное использование нефтяного газа, и единого системного подхода к выбору рентабельных методов не позволяет утилизировать нефтяной газ в полном объеме по всем месторождениям.

Во второй главе рассмотрены фактические показатели добычи и использования нефтяного газа по нефтегазодобывающим регионам, компаниям, предприятиям РФ, здесь же дано сопоставление их с показателями ведущих нефтедобывающих стран.

Анализ фактических показателей добычи и использования НПГ по России за период 2000-2007 годы проведен по материалам ЦДУ ТЭК, научно-исследовательских работ ГУП «ИПТЭР» и научно-технических публикаций.

Основная часть нефтяного газа (до 91 %) добывается крупными нефтяными компаниями, остальная – мелкими предприятиями, причем доля добычи НПГ мелкими предприятиями по годам незначительно снижается.

Анализ объемов добычи и использования нефтяного газа в целом по Российской Федерации за период 2000-2007 гг. показал (рисунки 1, 2):

- объемы добычи нефтяного газа по годам равномерно повышаются
(от 34,434 до 61,200 млрд м3);

- объемы использованного газа также увеличились (от 27,775 до 44,436 млрд м3);

- объемы газа, сожженного в факелах, также увеличились (от 6,658 до 16,764 млрд м3);

- средневзвешенный уровень утилизации газа снизился от 80,66 до 72,60 %.

Двенадцатью крупными компаниями уровень утилизации НПГ к 2007 году доведен до 73,0 %. Мелкими нефтегазодобывающими предприятиями, количество которых в настоящее время составляет 81, уровень утилизации газа доведен только до 40 % (рисунок 1 – прочие производители).

Рисунок 1 – Объемы добычи и использования нефтяного газа и

уровни его утилизации по нефтегазодобывающим

компаниям и предприятиям РФ за 2007 год

Утилизация газа на предприятиях РФ осуществляется по следующим направлениям (рисунок 2):

- объем поставки газа на ГПЗ за исследуемый период в целом по России повысился с 21,339 до 30,638 млрд м3, но доля перерабатываемого газа от добытого незначительно снижается (с 62 до 50 %);

- объем поставки НПГ прочим потребителям повысился с 1,562 до
4,138 млрд м3, в долях от извлеченного газа также увеличился с 4,5 до 6,8 %;

- расход газа на собственные нужды увеличился с 4,866 до 8,842 млрд м3, в объемных долях от добытого газа остался почти прежним (14,1…14,4 %).

Рисунок 2 – Динамика показателей добычи и использования нефтяного

газа в целом по Российской Федерации за период 2000-2007 гг.

Технологические потери газа, связанные с применяемыми техникой и технологиями, варьируются по годам в пределах 2 % и в натуральном выражении составляют 0,567…0,818 млрд м3, т.е. объем технологических потерь растет с ростом добычи НПГ.

На рисунке 3 представлена диаграмма уровня утилизации НПГ по субъектам Российской Федерации за 2007 год. Наиболее высокие потери нефтяного газа отмечены в Республике Коми, где теряется до 42 % извлеченного из недр газа, Ненецком АО – 50 %, Саратовской области – 72 %, Томской – 74 %, Эвенкии – 100 %, Республике Саха (Якутия) – 100 %. Потери НПГ в этих регионах связаны с отсутствием инфраструктуры, отдаленностью нефтедобывающих месторождений друг от друга и от мест потребления газа и малыми объемами добычи.

Рисунок 3 – Уровень утилизации нефтяного газа по субъектам

Российской Федерации

Анализ методов утилизации НПГ показал, что в России и за рубежом разработан и применяется полный комплекс технологий и оборудования, необходимых для практически полного использования нефтяного газа в нефтегазовом комплексе. Основные технологические аспекты раскладываются на следующие направления. Это переработка газа на месте с получением ценных компонентов, транспорт на газобензиновый завод или газовую магистраль, использование на собственные нужды и выработку электроэнергии, закачка газа для повышения нефтеотдачи пласта, закачка в газовые подземные хранилища. Следует сказать, что существующий набор технологических мероприятий позволяет обеспечить утилизацию газа в любых условиях. Сегодня стоит вопрос только о рациональном выборе наиболее эффективных мероприятий конкретно для каждого месторождения с учетом его индивидуальных особенностей.

По результатам деятельности 2007 года в мире, согласно официальным данным, сожжено в факелах 128 млрд м3 нефтяного газа. Россия среди двадцати ведущих стран, которые сжигают газ, занимает первое место, причем во всех странах намечается тенденция к снижению объемов сжигаемого газа. Лишь в пяти странах, где фигурирует и Россия, эти объемы не снижаются.

В ведущих нефтедобывающих странах, среди которых США, Канада, Норвегия, уровни утилизации НПГ доведены до 99 %. В этих странах высока доля НПГ в валовой добыче газа. Так, например, в США на протяжении тридцати лет поддерживается самый высокий уровень добычи газа в мире, при этом по сравнению с российскими масштабами (3…5 %) доля нефтяного газа достаточно велика, составляла в разные годы от 20 до 27 %.

Высока степень утилизации нефтяного газа и его использования в США как в качестве сырья для нефтехимической промышленности, так и на собственные нужды нефтегазодобывающих предприятий. В нефтегазодобыче ведущих стран более 95 % энергоресурсов (включая электроэнергию), затрачиваемых на собственные нужды, получают за счет использования НПГ, извлекаемого на месте. Сжигание газа в факелах является исключительным явлением. Это объясняется как жестким законодательством (высокий экологический налог), так и системой налоговых льгот и скидок на капиталовложения, в том числе на утилизацию НПГ.

В результате анализа деятельности нефтедобывающих компаний и предприятий в стране за период 2000-2007 годы выявлено, что объемы нефтяного газа, сжигаемого в факелах, продолжают расти, уровни утилизации снижаются.

Выявлено, что по сравнению с ведущими нефтедобывающими странами, в которых достигнут высокий уровень утилизации нефтяного газа, у нас в стране пока нет действенных механизмов, как принуждающих недропользователя к утилизации газа, так и стимулирующих неэффективные мероприятия, и нет единого системного подхода к выбору рентабельных методов утилизации газа применительно к каждому конкретному месторождению.

В третьей главе разработаны и обоснованы критерии выбора мероприятий по утилизации нефтяного газа и создания условий, стимулирующих их реализацию.

Предлагается единая, приемлемая для всех нефтяных месторождений, система выбора методов утилизации нефтяного газа и создания условий, стимулирующих их реализацию, путем ранжирования нефтяного газа по критериям:
А – инфраструктура района расположения месторождения; Б – стадия разработки месторождения; В – количественная характеристика газа; Г – качественная характеристика газа.

Критерии подразделены на уровни и подуровни, учитывающие все возможные фактические значения каждого из них (рисунок 4).

Основным критерием, определяющим себестоимость мероприятий по утилизации НПГ, является критерий А. По степени развития инфраструктуры критерий разделен на три уровня A.I; А.II; А.III соответственно с развитой, недостаточно развитой и неразвитой инфраструктурой. Затраты на утилизацию газа на месторождениях, находящихся в области А.III, значительно повышаются, и многие из них становятся нерентабельными. В этом случае единственно приемлемым методом утилизации НПГ является использование газа на собственные нужды или реализация методов закачки газа в пласт для хранения.

Следующим важным критерием является критерий Б – стадия разработки месторождения с тремя уровнями: начальная (Б.I), средняя (Б.II) и поздняя (Б.III). Исследования показали, что любой метод, рентабельный на стадиях Б.I и Б.II, становится убыточным при внедрении его на стадии Б.III. Выбор рентабельного метода утилизации газа в период поздней стадии разработки месторождения значительно ограничен, и для полной утилизации газа в этот период нужна финансовая поддержка со стороны государства.

Рисунок 4 – Критерии применительно к выбору методов утилизации нефтяного газа по месторождениям

Качественная и количественная характеристики НПГ, оцениваемые критериями В и Г, также существенно влияют на выбор метода его утилизации. Затраты на реализацию мероприятий по утилизации газа в несколько раз повышаются при несоответствии показателей его качества требованиям ГОСТа на его транспорт и использование. Окупаемость мероприятий напрямую зависит от объемов НПГ, и при этом любое мероприятие по утилизации газа становится убыточным при объемах добычи газа менее 5 млн м3/год и при несоответствии газа по качеству требованиям ГОСТа.

В таблице 1 приведены методы и направления утилизации НПГ с указанием области рентабельности этих методов на конкретных месторождениях по их критериям.

Таблица 1 – Выбор экономически эффективных направлений и методов

утилизации нефтяного газа с использованием его критериев

Технологические и организационные мероприятия, предшествующие

утилизации НПГ, направления и методы утилизации

Применимость мероприятий и методов утилизации НПГ по его критериям

(рисунок 4)

Технологические и организационные мероприятия и методы

Варианты реализации мероприятий и методов

1

2

3

I. Утилизация газа недропользователем

1. Сбор газа

1.1

Межпромысловый транспорт газа с пунктов сепарации до центральных пунктов сбора (ЦПС) газопроводом:

1.1.1

под собственным давлением;

А.I; А.II; Б.I-Б.III;

В.I-В.IV; Г.I; Г.III

1.1.2

путем компримирования

А.I; А.II; Б.I-Б.III;

В.I-В.IV; Г.I; Г.III

1.2

Межпромысловый транспорт нефтегазовой смеси с первичных пунктов сбора до центральных сборных пунктов:

1.2.1

многофазными насосами (МФН) с устья нефтяной скважины, с куста скважин или иных сборных пунктов;

А.I-А.III; Б.I-Б.III;

В.I-В.IV

1.2.2

путем подачи струйным насосом или эжектором газа с пунктов сепарации в поток перекачиваемой нефти на выкид насоса дожимных насосных станций (ДНС)

А.I-А.III; Б.I; Б.II

2. Подготовка газа

2.1

Очистка от мехпримесей; осушка газа от влаги

А.I-А.III; Б.I; Б.II;

В.I-В.III; Г.II.6; Г.IV.1; Г.IV.2

2.2

Спецподготовка газа:

2.2.1

очистка от сероводорода;

А.I; А.II; Б.I-Б.III;

В.I-В.IV; Г.II.3; Г.IV.3

2.2.2

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»