Состояние и перспективы комплексного использования растворенного газа в республике Коми

© H.H. Тимонина, Д.С. Кузнецов, 2013

УДК 338.45:622

Н.Н. Тимонина, Д.С. Кузнецов

СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ КОМПЛЕКСНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА В РЕСПУБЛИКЕ КОМИ

Представлен обзор проблем в области широкомасштабного использования растворенного газа, проанализирован положительный опыт эффективного использования растворенного газа в Республике Коми, предложены меры стимулирования в области использования растворенного газа. Рассмотрена методика опенки эффективности рационального использования растворенного газа нефтедобывающими предприятиями.

Ключевые слова: растворенный газ, использование, меры стимулирования, методика оценки.

В стоимостном выражении по запасам и ресурсам различных полезных ископаемых Республика Коми занимает одно из ведущих мест в России. Наибольшее значение имеют нефть и газ, уголь, титан, бокситы, редкие и редкоземельные металлы. Наиболее востребованными являются запасы нефти и газа, значительная часть которых находится в распределенном фонде недр. Для сохранения существующего уровня добычи нефти и газа необходимо не только увеличение объемов геологоразведочных работ, направленных на прирост запасов, но и интенсификация работ по внедрению перспективных методов, направленных на повышение коэффициента извлечения нефти, а также широкое внедрение комплексного использования минерального сырья.

В последние годы в нашей стране проблема утилизации попутного нефтяного газа приобретает все большую остроту. Но для нефтяников его транспортировка и переработка для дальнейшего применения нерентабельна, так как стоимость такого топлива будет выше рыночной. Альтернативой сжиганию газа является использование его в качестве топлива для выработки электрической и тепловой энергии. В последние два десятилетия Россия вышла на первое место в мире по объемам сжигания попутного нефтяного газа на нефтепромысловых фа-

келах, по некоторым данным в стране ежегодно сжигается около 20 млрд куб. м попутного нефтяного газа [1]. В 2010 году в России было извлечено 65,3 млрд куб. м попутного нефтяного газа при добыче нефти 505 млн тонн. В среднем по России уровень утилизации попутного нефтяного газа составляет 78,7 % [2], к сожалению, в Республике Коми этот показатель значительно ниже — около 50 %.

В мировой практике накоплен положительный опыт по рациональному использованию попутного нефтяного газа, разработаны технологии его утилизации. Значительных успехов по сбору и переработке растворенного газа с получением нефтехимической продукции достигли нефтяные компании ведущих стран, что позволило им довести уровень использования попутного газа до 90 % и более. К основным побудительным мотивам, влияющим на принятие решений зарубежными компаниями относительно использования или сжигания нефтяного газа, относят следующие: международные отраслевые стандарты в области определения целевых показателей по сокращению сжигания и выброса попутного нефтяного газа; фискальную политику в отношении нефтегазовой отрасли, включая плату за пользование недрами; структуру вторичных рынков сбыта энергоресурсов и наличие эффективной нормативно-правовой базы, которая обеспечивает недискриминационный доступ к трубопроводам и потребителям. [3]

Причины неполного использования попутного нефтяного газа связаны с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, транспортировки и переработки и отсутствием потребителя.

Кроме этого, растворенный газ сжигается в факелах из-за удаленности разрабатываемых месторождений от магистральных газопроводов и ограничений, по доступу в единую систему газоснабжения (чаще всего причиной является несоответствие качества попутного нефтяного газа требованиям газотранспортной системы).

Сжигание растворенного газа на факелах приводит не только к потере невосполнимого энергетического ресурса, но и наносит значительный ущерб окружающей среде. Решение проблемы эффективного использования попутного нефтяного

газа требует объединения усилий как со стороны государства, так и нефтедобывающих предприятий.

Республика Коми территориально занимает южную часть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Особенности географического положения приводят к значительным трудностям при обустройстве месторождений. В первую очередь к ним можно отнести удаленность объектов от дорог с твердым покрытием, вследствие этого завоз оборудования, нефтепродуктов возможен только по зимним автодорогам или в период навигации. Кроме того, удаленность от централизованных сетей электроснабжения заставляет искать возможности выработки собственной электроэнергии.

В республике на балансе числится 157 нефтяных месторождений, добыча ведется на 97 месторождениях. За всю историю на территории республики добыто 38% от разведанных извлекаемых запасов нефти. Большая часть остаточных запасов (56%) находится в распределенном фонде [4].

Период с 2000 по 2012 гг. характеризовался стабильным ростом объемов добычи нефти, обеспеченным в основном за счет ежегодного ввода в разработку мелких по запасам месторождений и вовлечением новых запасов углеводородов за счет бурения эксплуатационных скважин на разрабатываемых залежах.

Центром нефтедобычи в республике является Усинский район, его доля в общем объеме добываемой нефти составляет 63%, на втором месте Печорский район — 16,3%, в Сосно-горском районе добывается 8,9%.

Добычу нефти осуществляет 18 организаций. Если провести градацию в соответствии с ежегодными объемами добычи нефти, то в республике работает два крупных предприятия, три средних (объемы добычи от 500 до 1000 тыс. тонн), четыре малых (объем добычи от 100 до 500 тыс. тонн), девять предприятий с объемами добычи менее 100 тыс. тонн. 20% ежегодной добычи нефти приходится на долю малых и средних компаний, из них 12% нефти добывают средние компании.

В настоящее время запасы растворенного газа учтены на 112 месторождениях, разведанные запасы оцениваются в 26,8 т. у т., и предварительно оцененные — 17,8 т.у.т.

За период с 2007 г. по 2012 г. добыча растворенного газа выросла с 1,21 до 1,46 млрд м3. К сожалению, в это же время зафиксирован рост объемов растворенного газа, сжигаемого на факеле от 0,533 млрд м3 до 0,601 млрд м3.

На ряде месторождений уровень использования растворенного газа достигает 95% (Западно-Сынатыское, месторождения Баганской группы и др.). В то же время у целого ряда компаний коэффициент использования попутного газа остается достаточно низким.

В соответствии с планами компаний, добыча нефти в Республике Коми в ближайшие годы будет расти, что приведет к увеличению объемов добываемого растворенного газа, к 2020 году ожидаемый объем добычи достигнет 2,6 млрд м3. (рисунок).

В то же время ситуация в газовой отрасли Республики Коми продолжает оставаться сложной: в 2012 году эта отрасль обеспечила добычу 2,4 млрд м3 свободного газа или 98,4% от уровня 2011 года.

Прогноз объемов аобычи попутного газа

В 2020 г., если не произойдет кардинальных изменений, объем добычи природного газа снизится до менее чем 1,0 млрд м3. Сокращение объемов добычи газа обусловлено истощением сырьевой базы. Это обстоятельство делает еще более актуальной проблему рационального использования растворенного газа.

В настоящее время ситуация с использованием растворенного газа выглядит примерно следующим образом. Вся существующая на территории Тимано-Печорской провинции инфраструктура по транспорту и переработке нефти и газа размещена в Республике Коми и включает в себя: ЛУ-КОЙЛ-Ухтанефтепереработка, ЛУКОЙЛ-Усинский газоперерабатывающий завод (ГПЗ), Сосногорский ГПЗ, магистральные нефте- и газопроводы, Печорскую и Сосногорскую ТЭЦ.

В южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции месторождения можно условно разделить на три укрупненные группы:

• Войвожская группа месторождений:

• Тэбукская группа месторождений:

• Месторождения, расположенные вдоль магистрального нефтепровода «Уса-Ухта».

Ресурсы газа южной части ТПП невелики. Подача потребителям газа южной части может осуществляться с использованием существующей инфраструктуры без ввода новых объектов. Это объясняется преимуществами географического положения южной части ТПП — близостью от магистрального нефтепровода «Уса — Ярославль» и железных дорог, а также наличием в районе Ухты нефтеперерабатывающего завода.

Сбор попутного газа с месторождений, расположенных в южных районах Республики Коми, осуществляется на четырех действующих центральных пунктах сбора нефти (ЦПС). Часть добываемого попутного газа расходуется на собственные нужды нефтяных промыслов. Избыток собираемого на ЦПС-Кыртаель растворенного газа направляется для использования в качестве топлива на Печорскую ГРЭС.

К северной континентальной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции относятся следующие группы месторождений:

• Варандейская, в которую входят месторождения Северо-Сарембойское, Западно-Лекейягинское, Варандейское, Тара-вейское, им. Требса, им. Титова.

• Южно-Хыльчуюская, в которую входят месторождения Южно-Хыльчуюское, Ярейюское, им. Россохина.

• Ардалинская, в которую входят месторождения Ар-далинское, Дюсушевское, Восточно-Колвинское, Ошкатын-ское, Тэдинское, Западно-Хоседаюсское, Северо-Хосе-даюсское.

• Шапкинская, в которую входят месторождения Шапкин-ское, Южно-Шапкинское, Пашшорское, Верхне-Грубешорское.

• Харьягинская, в которую входят месторождения Харья-гинское, Восточно-Харьягинское, Средне-Харьягинское, Ош-ское.

• Усинская, в которую входят месторождения Усинское, Возейское, Мастеръельское, Северо-Мастеръельское, Восточ-но-Рогозинское, Сандивейское, Салюкинское, Баганское, Вея-кошорское, Среднемакарихинское, Верхне-Возейское, Запад-но-Сынатыское.

Растворенный газ с месторождений Усинской и Харьягин-ской групп собирается на головных сооружениях газопровода «Уса — Печора», где подготавливается и подается на нужды газоснабжения г. Усинска.

Попутный нефтяной газ с Харьягинского, Возейского и Усинского месторождений транспортируется по промысловому газопроводу «Харьяга» — головные сооружения «Уса» на ОАО «ЛУКОЙЛ-Усинский ГПЗ», который осуществляет подготовку растворенного газа для дальнейшей его реализации для промышленного и коммунального бытового назначения. Газ компримируется, подвергается сероочистке и направляется потребителям Усинского района и на Печорскую ГРЭС.

На ближайшую перспективу необходимо предусмотреть развитие газотранспортной системы для растворенного газа с северных территорий с учетом потребностей промышленных районов.

В настоящее время все нефтедобывающие предприятия на промыслах часть нефтяного газа используют на собственные нужды:

• в качестве топлива для печей, котельных;

• для закачки в пласт в целях повышения нефтеотдачи;

• для нагрева вязкой парафинистой нефти при её транспортировке;

• для осуществления паротеплового воздействия на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения;

• для подогрева воды, закачиваемой в пласт на месторождении.

Для расчета балансов использования газа по группам ориентировочные объемы потребления нефтяного газа на собственные нужды:

• технологические нужды на месторождении — 17,5 % от объема добычи газа;

• технологические потери — 2,5 % от объема добычи газа;

•для подогрева нефти при ее транспортировке —

3,3 куб. м/т нефти;

• на 1 кВт/час электроэнергии для компримирования газа — 0,37 куб. м.

Кроме потребностей собственно промыслов крупными потребителями газа являются:

• Харьягинский промузел (на подогрев воды для закачки в пласт Харьягинского месторождения, подготовка нефти, прогрев нефти для транспортировки);

• Усинский промузел (на работу парогенераторов на пер-мо-карбоновой залежи Усинского месторождения, подготовка нефти, прогрев нефти);

• г. Усинск (бытовые и промышленные потребители);

• Печорская ГРЭС.

Растворенный газ Шапкинской группы месторождений в связи с отсутствием газотранспортных систем потребителям не подается, сжигаются на факелах месторождений.

На ближайшую перспективу необходимо предусмотреть развитие газотранспортной системы для растворенного газа с северных территорий с учетом потребностей промышленных районов.

Многие нефтяные месторождения не охвачены объектами транспорта газа, на ряде месторождений в последние годы развиваются системы производства электроэнергии на промысловых газоэлектростанциях. Дочернее предприятие ОАО «Роснефть» — ООО «РН-Северная нефть» начала экс-

плуатацию газогенераторных установок, работающих на попутном газе. Постепенно планируется перевести все электроснабжение на попутный газ и довести степень утилизации до 95%. ООО «Енисей» ввел в эксплуатацию первую очередь «Комплекса по подготовке и переработке нефти и газа» с одновременной переработкой попутного газа мощностью более 86 тысяч тонн в год.

В Республике Коми действует ООО «Сосногорский газоперерабатывающий завод», являющийся единственным в Северо-Западном федеральном округе предприятием по комплексной переработке природного газа и нестабильного конденсата. В 2004 году на Сосногорском газоперерабатывающим заводе была построена новая установка газопереработки мощностью 3 млрд. куб. м газа в год, которая выпускает такие виды продукции как технический углерод, бензин автомобильный, сжиженный газ, стабильный газовый конденсат, газ стабилизации, сухой газ. Производственные мощности Сосногорского ГПЗ по переработке конденсата загружены лишь на четверть.

Исправлению сложившейся ситуации могли бы послужить меры, направленные на реализацию проектов по организации переработки на Сосногорском ГПЗ растворенного газа с месторождений нефти, расположенных в Республике Коми и Ненецком АО.

Согласно действующему законодательству Российской Федерации, с 2009 года проектными технологическими документами на разработку нефтяных месторождений предусматривается утилизация растворенного газа на уровне 95 %. Все крупные нефтяные компании уже имеют свои программы утилизации попутного нефтяного газа, согласно которым они стремятся сократить объем его сжигания до 5 % от добытого, чтобы не платить повышенные экологические штрафы. При этом ремонтные работы на факелах потребуют существенных затрат, а перспектива оборудования факельных установок счетчиками газа выглядит нерентабельной при отсутствии дифференциации по уровню сложности разработки месторождений и их удаленности от инфраструктуры. Направления использования попутного нефтяного газа на территории Республики Коми, главным образом, связаны с использованием его на подачу по-

требителям в качестве топлива, собственные технологические нужды и выработку электроэнергии.

Реализация любого из способов эффективного использования растворенного газа требует значительных капитальных вложений, в связи с чем возникает необходимость объективной оценки различных вариантов использования. Для этого необходимо выделить факторы, определяющие целесообразность реализации того или иного проекта.

Среди них следует выделить:

• объемы добычи попутного газа;

• запасы растворенного газа;

• качественный состав газа;

• удаленность от перерабатывающих заводов;

• удаленность от энергосистемы и др.

Для оценки эффективности наиболее приемлемым является метод дисконтирования денежных потоков, включая расчет чистого дисконтированного дохода (ЧДД) и срока окупаемости. Необходимо соотнести запасы газа со сроком окупаемости, для этого можно использовать показатель, который является отношением запасов к текущим годовым объемам добычи газа. Если срок окупаемости меньше расчетного показателя, то предприятие сможет окупить затраты и рассматриваемый вариант будет выгоден предприятию. В противном случае предприятие не сможет окупить затраты по данному варианту. Тогда возникает необходимость соотнесения значения ЧДД с размерами штрафов, которые будут уплачены при отказе от проекта [5].

Отдаленность северных месторождений от основной нефтяной инфраструктуры, отсутствие газотранспортных систем требуют значительных затрат со стороны предприятий, это обуславливает необходимость разработки механизма возмещения затрат на добычу и транспортировку газа, особенно, для малых и средних компаний.

Регулирование вопросов использования нефтяного попутного газа с начала рыночных отношений в России осуществлялось в соответствии с нормативными правовыми актами — федеральными законами, постановлениями и распоряжениями Правительства Российской Федерации. Целевой показатель сжигания растворенного газа на факельных установках на 2012 год и последующие годы в размере не более 5 % от объ-

ема добытого газа установлен постановлением Правительства Российской Федерации от 8.01.2009. Экономические и финансовые механизмы государственного регулирования связаны с проведением налоговой политики и политики ценообразования, созданием выгодных налоговых условий для проведения деятельности, выделением прямых государственных инвестиций для реализации проектов.

Следует отметить, что в решении Правительства РФ лишь дано указание довести уровень утилизации растворенного газа до 95%, но нет механизма реализации — стимулов для недропользователя, системы контроля за выполнением и т.д. Если решение будет ограничиваться лишь штрафами, то можно предполагать разорение большинства мелких нефтяных компаний.

Основными факторами, предопределяющими проблемное отношение к растворенному газу и его низкий процент использования, являются:

• законодательный фактор — слабое нормативно-правовое регулирование рационального использования ПНГ, не обеспечивающее немедленное распоряжение этим ресурсом самого недропользователя, доступа к нему заинтересованных в переработке сторонних хозяйствующих субъектов, не определяющее функции и роль государства в этих процессах. Отсутствие механизмов мотивации и принуждения к обязательному использованию ПНГ;

• инфраструктурный фактор — большое количество малых и средних объектов добычи ПНГ на территории Республики Коми, их удаленность от магистральных трубопроводов (для транспортировки сухого газа), газоперерабатывающих заводов, линий электропередачи (для вырабатываемой на ПНГ электроэнергии), железных дорог (для транспортировки жидких продуктов переработки), отсутствие или плохое качество подводящей к объектам добычи системы автодорог;

• экономический фактор — относительно высокие затраты на отделение от нефти ПНГ по сравнению с добычей природного газа, высокие инвестиционные затраты на создание инфраструктуры по доставке ПНГ к объектам газопереработки, низкая рентабельность, либо убыточность строительства собственных объектов переработки на малых и средних месторож-

дениях, отсутствие возможности вовлечения ПНГ в хозяйственный оборот на удаленных месторождениях;

• регуляторный фактор — нежелание владельцев газотранспортной системы принимать «чужой» сухой газ (частично связанное с загруженностью сети и традиционно низким качеством поступающего в систему продукта.

Для успешного решения проблемы рационального использования растворенного газа необходимо реализовать целый комплекс мероприятий, первоочередными среди которых являются следующие.

1. Организация сотрудничества государственного и частного секторов в форме государственно-частного партнерства с целью разработки и реализации проектов развития газотранспортных систем для сбора растворенного газа.

2. Создание механизмов мотивации недропользователей к использованию растворенного газа на региональном уровне.

Для стимулирования деятельности крупных компаний и вовлечения малых и средних предприятий в инвестирование на строительство систем сбора, переработки и транспортировки растворенного газа следует предусмотреть налоговые льготы. С этой целью инвестиционные программы недропользователей, осуществляющих мероприятия, направленные на эффективное использование растворенного газа, следовало бы включить в перечень приоритетных инвестиционных проектов по упрощенной схеме. Эта схема предполагает наличие программы, согласованной с Министерством развития промышленности и транспорта Республики Коми. На этот период предлагается освободить предприятие от части налогов, поступающих в республиканский бюджет в случае неукоснительного выполнения программы.

3. Разработка методов экономического стимулирования на федеральном уровне: предусмотреть введение дифференцированного налог на добычу полезных ископаемых на раство-ернный газ в зависимости от достигнутого коэффициента его использования и предоставить нефтяным компаниям право направлять высвобождаемые средства на развитие газотранспортной системы попутного нефтяного газа.

Работа выполнена при поддержке Программы Президиума РАН № 27 (проект УрО РАН № 12-П-5—1027).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Скобелина В.П. Мировой опыт государственного регулирования сжигания и выброса попутного нефтяного газа / В.П. Скобелина, О.С. Краснов, И.С. Тремасова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2011. — Т. 6. — № 2.

2. Елисеева O.A. Основные факторы повышения эффективности использования попутного нефтяного газа / О.А. Елисеева // Энергия: экономика, техника, экология. — 2012. — № 1. — С. 22—27.

3. Орлов В.П. Попутный газ снижает риски / В.П. Орлов // Нефть России. — 2008. — № 11. — С. 80—81.

4. Боровинских А.П. Стратегия развития минерально-сырьевой базы углеводородов / А.П. Боровинских [и др.] // Горный журнал. — 2007. — № 3. — С. 52—57.

5. Гамилярова Ä.A. Принятие инвестиционных решений о вариантах использования нефтяного попутного газа / Д.А. Гамилярова, Э.И. Габ-драшитова // Альманах современной науки и образования. — 2013. — № 4 (71). — С. 28—31.

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -

Тимонина Наталья Николаевна — кандидат геолого-минералогических наук, ппйтошпа@део. komisc.ru,

Кузнецов Д.С. — Институт геологии Коми НЦ УРО РАН, Институт геологии Коми НЦ УРО РАН, тел.: раб. 8 8212 20 39 81