«Газпром» повышает эффективность использования ПНГ. Пнг газпром
Что такое попутный нефтяной газ
Попутный нефтяной газ, или ПНГ — это газ, растворенный в нефти. Добывается попутный нефтяной газ при добыче нефти, то есть он, по сути, является сопутствующим продуктом. Но и сам по себе ПНГ — это ценное сырье для дальнейшей переработки.
Молекулярный состав
Попутный нефтяной газ состоит из легких углеводородов. Это, прежде всего, метан — главный компонент природного газа — а также более тяжелые компоненты: этан, пропан, бутан и другие.
Все эти компоненты различаются количеством атомов углерода в молекуле. Так, в составе молекулы метана один атом углерода, у этана их два, у пропана — три, у бутана — четыре и т. д.
~ 400 000 тонн — грузоподъемность нефтяного супертанкера.
По данным Всемирного фонда дикой природы (WWF), в нефтедобывающих регионах ежегодно выбрасывается в атмосферу до 400 000 тонн твердых загрязняющих веществ, значительную долю которых занимают продукты сжигания ПНГ.
Страхи экологов
Попутный нефтяной газ нужно отделять от нефти для того, чтобы она соответствовала требуемым стандартам. Долгое время ПНГ оставался для нефтяных компаний побочным продуктом, поэтому и проблему его утилизации решали достаточно просто — сжигали.
Еще некоторое время назад, пролетая на самолете над Западной Сибирью, можно было увидеть множество горящих факелов: это горел попутный нефтяной газ.
В России в результате сжигания газа в факелах ежегодно образуется почти 100 млн тонн CO2.Опасность представляют также выбросы сажи: по мнению экологов, мельчайшие сажевые частички могут переноситься на большие расстояния и осаждаться на поверхности снега или льда.
Даже практически невидимое глазу загрязнение снега и льда заметно снижает их альбедо, то есть отражательную способность. В результате снег и приземный слой воздуха нагреваются, и наша планета отражает меньшее количество солнечной радиации.
Отражательная способность незагрязненного снега:
Изменения к лучшему
В последнее время ситуация с утилизацией ПНГ стала меняться. Нефтяные компании все больше внимания уделяют проблеме рационального использования попутного газа. Активизации этого процесса способствует принятое Правительством Российской Федерации постановление № 7 от 8 января 2009 года, в котором заложено требование по доведению уровня утилизации попутного газа до 95%. В случае если этого не произойдет, нефтяным компаниям грозят высокие штрафы.
В ОАО «Газпром» подготовлена Среднесрочная инвестиционная программа повышения эффективности использования ПНГ на 2011–2013 гг. Уровень использования ПНГ по Группе «Газпром» (с учетом ОАО «Газпром нефть») в 2012 г. в среднем составил около 70%, (в 2011 году — 68,4%, в 2010 году — 64%), при этом с IV квартала 2012 года на месторождениях ОАО «Газпром» уровень полезного использования ПНГ составляет 95%, а ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Газпром переработка» и ООО «Газпром нефть Оренбург» уже используют 100% ПНГ.
Варианты утилизации
Существует большое количество способов полезной утилизации ПНГ, однако на практике используется только несколько.
Основным способом утилизации ПНГ является его разделение на компоненты, из которых большую часть составляет сухой отбензиненный газ (по сути, тот же природный газ, то есть в основном метан, который может содержать некоторое количество этана). Вторая группа компонентов носит название широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Она представляет собой смесь веществ с двумя и более атомами углерода (фракция C2+). Именно эта смесь является сырьем для нефтехимии.
Процессы разделения попутного нефтяного газа происходят на установках низкотемпературной конденсации (НТК) и низкотемпературной абсорбции (НТА). После разделения сухой отбензиненный газ может транспортироваться по обычному газопроводу, а ШФЛУ — поставляться на дальнейшую переработку для производства нефтехимических продуктов.
По данным Министерства природных ресурсов и экологии, в 2010 году крупнейшие нефтяные компании использовали 74,5% всего добытого газа, а сожгли на факелах 23,4%.
Заводы по переработке газа, нефти и газового конденсата в нефтехимические продукты являются высокотехнологичными комплексами, сочетающими в себе химические производства с производствами нефтепереработки. Переработка углеводородного сырья осуществляется на мощностях дочерних обществ «Газпрома»: на Астраханском, Оренбургском, Сосногорском газоперерабатывающих заводах, Оренбургском гелиевом заводе, Сургутском заводе по стабилизации конденсата и Уренгойском заводе по подготовке конденсата к транспорту.
Также можно использовать попутный нефтяной газ на энергетических установках для выработки электроэнергии — это позволяет нефтяным компаниям решить проблему энергоснабжения промыслов, не прибегая к покупке электроэнергии.
Кроме того, ПНГ нагнетают обратно в пласт, что позволяет повышать уровень извлечения нефти из пласта. Этот способ называется сайклинг-процесс.
Как классифицируют залежи газа
Полезные ископаемые, благодаря которым стало возможно бурное развитие современного человечества, образовались в меловом периоде мезозойской эры. Он начался 145–146 млн лет назад, а закончился 65 млн лет назад.
Как из природного газа добывают гелий
Гелий — инертный газ без цвета, вкуса и запаха. Благодаря своим уникальным свойствам это вещество широко используется в различных областях науки и техники.
www.gazprominfo.ru
Попутный ресурс – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»
Российская нефтяная отрасль продолжает постепенно двигаться к обязательному 95%-ному уровню полезного использования попутного нефтяного газа (ПНГ). «Газпром нефть» сделала большой шаг в этом направлении в сентябре — с запуском Южно-Приобского газоперерабатывающего завода в ХМАО. Параллельно с реализацией проектов создания перерабатывающей и транспортной инфраструктуры в регионах деятельности компания ведет активный поиск технологий, способных решить проблему утилизации ПНГ в активах, где неприменимы традиционные методы
За актуальностью проблемы утилизации попутного нефтяного газа стоят как социальные, так и экономические причины: с одной стороны, сжигание ПНГ в факелах дает около 1% всех мировых выбросов парникового углекислого газа, с другой — это безвозвратные потери ценных невозобновляемых ресурсов. При этом нефтяные компании не только теряют возможную прибыль, но и платят многомиллионные штрафы за загрязнение окружающей среды.
В 2002 году Всемирный банк организовал Государственно-частное Глобальное партнерство по сокращению объемов сжигаемого попутного нефтяного газа, объединившее крупнейшие нефтедобывающие страны (США, Канаду, Великобританию, Норвегию и др.) и ведущие энергетические компании. За несколько лет большинству стран, входящих в партнерство, удалось добиться значительного повышения уровня утилизации. Однако Россия на несколько лет задержалась с решением проблемы. Отправной точкой изменения государственной политики в отношении сжигания ПНГ можно считать 2007 год, когда президент РФ Владимир Путин публично признал существование проблемы и поручил правительству разработать меры ее решения. Результатом этого стало появление в 2009 году документа, радикально изменившего ситуацию: постановление Правительства РФ № 7 от 8 января 2009 года установило целевой показатель сжигания ПНГ на факелах не более 5% с 1 января 2012 года, значительно ужесточив при этом штрафные санкции за сверхнормативное сжигание. Однако исполнение этого постановления в полном объеме в российских реалиях оказалось невозможным, и уже сейчас понятно, что достигнуть 95%-ной утилизации к 2017 году по всей отрасли, как планировалось ранее, не удастся. Пока сроки сдвинулись на 2020 год. Причина кроется в специфике российской нефтянки: во‑первых, утилизация ПНГ долгое время не была важной целью для отрасли, а во‑вторых, из-за значительной выработанности старых месторождений нефтяникам приходится осваивать новые территории и разрабатывать труднодоступные и зачастую небольшие месторождения. Общее место этих проектов — отсутствие необходимой инфраструктуры для переработки и транспортировки ПНГ и значительные инвестиции в ее создание, снижающие, а иногда и полностью убивающие рентабельность разработки. С проблемами, характерными для всей отрасли, пришлось столкнуться и «Газпром нефти» с ее обширной географией активов.
Динамика утилизации ПНГ в «Газпром нефти»
Утилизация на 95
Лучше всего дела с утилизацией попутного газа в «Газпром нефти» изначально обстояли в Ноябрьском регионе, где извлекается около половины всего ПНГ в компании. Объясняется это просто — промыслы «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза » и «Газпромнефть-Муравленко» старейшие в компании, инфраструктура здесь развита хорошо, и вкладывать средства пришлось лишь в расширение и модернизацию уже существующих мощностей по сбору и переработке ПНГ, а также в строительство дополнительных газопроводов.
За счет реализации совместно с «Сибуром » проекта повышения производительности Вынгапуровского ГПЗ, а также строительства более 100 км газопроводов и четырех вакуумных компрессорных станций для утилизации низконапорного газа вопрос с 95%-ной утилизаций ПНГ в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» удалось закрыть практически полностью. Еще выше показатель полезного использования попутного газа в «Газпромнефть-Муравленко» — с 2014 года он превышает 95%. Здесь особняком стоит Еты-Пуровское месторождение, где параллельно с ростом объема добычи нефти увеличивается и количество извлекаемого ПНГ. Одна- ко уже в следующем году на месторождении должна быть запущена новая компрессорная станция мощностью 1,2 млрд м³ газа в год, откуда газ будет поступать на Вынгаяхинскую установку комплексной подготовки газа. Введение в эксплуатацию этой системы позволит говорить о полном соответствии требованиям законодательства на активах компании в регионе.
«Газпромнефть-Хантос» до недавнего времени был в числе отстающих активов компании с точки зрения уровня полезного использования ПНГ: объемы утилизации здесь еще недавно не превышали 50%. Столь скромный показатель был обусловлен в первую очередь растущими объема- ми добычи углеводородов на Южной лицензионной территории Приобского месторождения.
Антон Гладченко,руководитель дирекции по газу и энергетике «Газпром нефти»
Уровень полезного использования ПНГ в целом по компании рос с 55% в 2010 году до 81% в 2015‑м на фоне практически двукратного увеличения объема извлечения попутного газа — с 4,4 до 8 млрд м³. При этом важно учитывать, что, поскольку прогнозирование изменения объемов добычи ПНГ не самая точная дисциплина, рост этот происходил на разных месторождениях, достаточно резко, не всегда запланировано. Готовить и реализовывать проекты создания газотранспортной и газоперерабатывающей инфраструктуры в условиях столь серьезной неопределенности — задача достаточно непростая. И очевидно, что сложность ее только повысится с учетом ввода Новопортовского месторождения, Мессояхской группы, выполнения программы бурения на Восточном участке Оренбургского месторождения. По предварительным оценкам, к 2018 году объем добычи ПНГ по группе еще раз удвоится, превысив 16 млрд м³. Соответственно, от правильности и своевременности инвестиционных и коммерческих решений, четкости выполнения строительно-монтажных и пусконаладочных работ по газовой инфраструктуре именно ямальских и оренбургских активов будет в большой степени зависеть показатель уровня утилизации ПНГ в компании. Эти проекты для нас сегодня основной приоритет, центр сосредоточения фокуса внимания.
900 млн кубометров попутного нефтяного газа в год — проектная мощность нового Южно‑Приобского газоперерабатывающего завода
Ситуация стала улучшаться к 2013 году — с вводом в эксплуатацию мощной газокомпрессорной станции, четырех ВКС и газопровода внешнего транспорта до Южно-Балыкского газоперерабатывающего завода, принадлежащего «Сибуру». Строительство большей части инфраструктуры также финансировалось на паритетных началах с традиционным партнером «Газпром нефти» по реализации нефтехимических проектов. Рост объемов добываемого газа и положительный прогноз геологов стали логичным основанием для следующего шага — строительства ГПЗ непосредственно на территории месторождения.
Проектная мощность нового Южно-Приобского газоперерабатывающего завода, построенного на базе существовавшей на месторождении компрессорной станции и запущенного в эксплуатацию в сентябре, — 900 млн кубометров попутного нефтяного газа в год. Этого достаточно для полного удовлетворения потребности в переработке добываемого здесь ПНГ.
Южно-Приобский ГПЗ — проект федерального значения, это один из составных элементов стратегии развития Западно-Сибирского нефтехимического кластера, входящего в государственный План развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года. Посетивший в сентябре предприятие министр энергетики РФ Александр Новак отметил: «Завод соответствует самым современным требованиям, технологиям, построен с использованием отечественного оборудования, с привлечением людей, которые проживают в Ханты-Мансийском округе. Здесь целый комплекс позитивных моментов по развитию территории, по развитию наших отраслей».
Неплохо обстоят дела с утилизацией ПНГ и в «Газпром нефть Оренбурге». Нынешний показатель в 80% — это на самом деле историческая данность. Основная добыча здесь ведется на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, где изначально добывался практически только газ, для переработки которого был построен Оренбургский ГПЗ (принадлежит «Газпрому»). Именно туда сегодня направляется весь ПНГ, получаемый при освоении нефтяной оторочки месторождения. Задача на ближайшее время — расширить транспортную инфраструктуру и построить мощную компрессорную станцию с учетом растущей добычи. Что касается экономической обоснованности, то на этом промысле утилизация газа приносит ощутимую прибыль.
Несколько сложнее ситуация на западной группе месторождений «Газпром нефть Оренбурга» — Балейкинском, Царичанском, Капитоновском, — где требуется дополнительное время, чтобы точнее определить газовый профиль и техническую конфигурацию газотранспортной инфраструктуры. Впрочем, на поставку ПНГ с западной группы на Оренбургский ГПЗ уже подписан контракт с «Газпромом».
После открытия газоперерабатывающего завода на Приобке уровень полезного использования попутного газа в «Газпром нефти» в среднем по 2015 году должен составить порядка 81%. Значительный вклад в те 15%, которых не хватает компании для того, чтобы полностью вписаться в целевые показатели, вносят томские активы.
В активе «Газпром нефти» немало месторождений, отдаленность которых от объектов переработки газа и транспортной инфраструктуры делает практически невозможным использование традиционных методов утилизации ПНГ. Решать проблему планируется за счет применения прогрессивных технологий, таких, например, как закачка попутного газа в пласт
Недостающие проценты
Особенность месторождений «Газпромнефть-Востока» — в их разрозненности и удаленности от инфраструктуры, в том числе и от систем подготовки и транспортировки газа. Инвестиции в создание необходимых магистралей и технологических комплексов могут свести на нет всю экономику промыслов.
Однако и здесь проблема решается, просто не столь быстро, как на других предприятиях компании. Реализация томского проекта началась со строительства инфраструктуры для Шингинского месторождения — газопровода до Лугинецкой газокомпрессорной станции, принадлежащей «Томскнефти» (СП «Газпром нефти» и «Роснефти»). Впрочем, этот проект можно назвать скорее временным, не решающим проблему целиком. Сейчас на месторождении строится газотурбинная электростанция (ГТЭС), где в дальнейшем будет использоваться газ как с Шингинского, так и с Западно-Лугинецкого и Нижне-Лугинецкого месторождений. ГТЭС будет полностью обеспечивать потребности Шингинки, а если понадобится, то и сторонних потребителей. Дополнительно на месторождении построят газокомпрессорную станцию мощностью до 150 млн м³/год, две вакуумные компрессорные станции и газопровод до магистрали «Томскгазпрома» Казанское — Мыльджинское. Уровень утилизации ПНГ на Шингинском и Западно-Лугинецком месторождениях при этом достигнет отметки в 95%.
Еще один хвост томского предприятия — Арчинское и Урманское месторождения. Это достаточно новые активы, потому в первую очередь требовалось их подробное геологическое изучение, которое позволило бы оценить перспективу добычи ПНГ. С инфраструктурой здесь тоже проблемы — поблизости ее нет. Между тем Урманское уже разрабатывается и при этом отличается высоким газосодержанием. Значительный газовый фактор ожидается и на Арчинском. Пока рассматриваются два возможных варианта утилизации ПНГ — строительство газопровода до мощностей «Томскгазпрома» и обратная закачка в газовую шапку Арчинского. Второй способ можно отнести к прогрессивным технологиям утилизации попутного газа, к внедрению которых «Газпром нефть» подошла уже практически вплотную.
Попутный нефтяной газ (ПНГ)
Газ, растворенный в нефти. Состоит из легких углеводородов, прежде всего из метана, и более тяжелых компонентов: этана, пропана, бутана и других. Для доведения нефти до товарных стандартов необходимо отделение от нее ПНГ. Утилизация попутного газа требует создания дорогостоящей инфраструктуры, поэтому долгое время эту проблему решали самым дешевым способом — за счет сжигания ПНГ в факелах на месторождениях, что наносило серьезный ущерб окружающей среде. 8 января 2009 года Правительство РФ издало постановления № 7, в котором ограничило уровень сжигания попутного нефтяного газа 5%, введя серьезные штрафы за сверхнормативное сжигание.
Среди основных способов полезной утилизации ПНГ — разделение его на компоненты: сухой отбензиненный газ и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) — ценное сырье для нефтехимии. Кроме того, попутный нефтяной газ активно используется как топливо для газотурбинных электростанций, обеспечивающих энергией промыслы.
На Новопортовском месторождении инфраструктура для закачки газа в пласт уже создается. Это одно из самых северных нефтяных месторождений России, и транспортировать нефть отсюда планируется по морю (опытные отгрузки уже проведены), а вот с транспортом газа возникают проблемы. Единственный возможный вариант — это врезаться в газотранспортную систему «Газпрома». При этом трубу придется не только строить по суше, но и прокладывать по дну Обской губы, что потребует значительных инвестиций. С другой стороны, по предварительным оценкам, объемы газа с Нового Порта могут составить до 10 млрд м³ в год. Цифра внушительная, и компания должна быть уверена, что сможет полностью разместить такой объем на рынке.
Поэтому для Новопортовского обратная закачка попутного газа в пласт — хорошее решение проблемы. Геология месторождения такова, что эта операция пойдет только на пользу, позволит поддерживать внутрипластовое давление и повысить эффективность добычи. К тому же впоследствии газ можно будет снова извлечь из пласта. Тем самым сохраняется ценное сырье, а утилизация ПНГ на месторождении будет сразу выведена на отметку в 95%. Строительство установки комплексной подготовки, предназначенной для сжатия, очистки и осушки попутного нефтяного газа, уже началось. Ее проектная производительность превысит 7 млрд м³ газа в год.
Региональные газовые хабы активов «Газпром нефти»
В мире применяются и другие технологии утилизации ПНГ, полезные в сложных случаях, которые, возможно, позволят решить и проблемы «Газпром нефти». Например, когда транспортировка газа с месторождения затруднена, может быть применима технология GTL (gas to liquid) — трансформация газа в жидкие углеводороды. В случае с «Газпром нефтью» технологию можно было бы применять на удаленных месторождениях, преобразуя попутный газ в синтетическую нефть и транспортируя ее затем вместе с добываемой продукцией. Еще одна перспективная технология — мягкий паровой реформинг. Это, по сути, обратный GTL: жидкие остатки переработки нефтяного газа и газоконденсата — ШФЛУ — трансформируются в газ, который затем можно использовать как топливо для генерации электроэнергии или транспортировать по обычному газопроводу.
www.gazprom-neft.ru
Благодаря совместному проекту «Газпром» и «Лукойл» уровень утилизации ПНГ в Коми достигнет 90%
Благодаря совместному проекту «Газпром» и «Лукойл» уровень утилизации ПНГ в Коми достигнет 90%
«В 2016 году уровень утилизации попутного нефтяного газа с месторождений в Республике Коми составил 81,6%, в этом году компании намерены добиться 90% утилизации (порядка 1,8 млрд кубометров из 2 млрд кубометров попутного газа — прим. ТАСС). Это хороший результат, который позволяет обойтись без сжигания газа на факелах», — сообщил заместитель председателя правительства Республики Коми — министр промышленности, природных ресурсов, энергетики и транспорта Николай Герасимов.
Как пояснил он ТАСС, «это блистательное достижение реализовали компании-недропользователи за последние пять-шесть лет и намерены добиться предельного коэффициента утилизации в 95%». «Надо отдать должное, предприятия сняли серьезную экологическую проблему, газ на факелах сжигаться больше не будет в Коми. Это стало нормой для промышленных разработок в регионе», — отметил глава Минпрома.Как заявлял он ранее, проект утилизации попутного газа с нефтяных месторождений — это наиболее успешный экологический проект недропользователей последних 10 лет не только в Коми, но и в Ханты-Мансийском, Ямало-Ненецком автономных округах.Совместный проект «Лукойла» и «Газпрома» по переработке попутного нефтяного газа реализуется в Коми с 2011 года в соответствии с требованиями федерального законодательства о доведении объема переработки попутного газа до 95%. С октября 2015 года этот газ поступает с месторождений «Лукойла-Коми» на Сосногорский ГПЗ, филиал ООО «Газпром переработка», что позволило загрузить завод, который снижал объемы производства из-за истощения сырьевой базы.Благодаря попутному нефтяному газу мощность Сосногорского ГПЗ прогнозируется до 2020 года в объемах 3,65 млрд кубометров (с учетом добычи природного газа), с 2013 по 2015 год она не превышала 3,3–3,4 млрд кубометров.Кроме того, многие недропользователи стали активно использовать попутный газ для обслуживания своих месторождений, отметил Герасимов.
Справка
7 октября 2015 года совместный проект ПАО «Газпром» и ПАО «ЛУКОЙЛ» по привлечению углеводородного сырья (попутного нефтяного газа) с северной группы месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» для переработки на Сосногорский газоперерабатывающий завод ООО «Газпром переработка» вошел в стадию реализации.
С Усинского газоперерабатывающего завода ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» попутный нефтяной газ северной группы месторождений поступил в газотранспортную систему ООО «Газпром добыча Краснодар» для последующей транспортировки и переработки на Сосногорском ГПЗ.
Мощности по переработке Сосногорского ГПЗ составляют 3 млрд. кубометров газа и 1,25 млн. тонн жидких углеводородов в год.
Реализация данного проекта позволит не только дозагрузить производственные мощности Сосногорского ГПЗ по переработке газа до проектной мощности, но и снизить эксплуатационные и инвестиционные затраты, связанные с необходимостью реконструкции производственных и технологических мощностей газотранспортной системы ПАО «Газпром», а также позволит минимизировать выбросы вредных веществ в атмосферу. Кроме того, проект приведет к более стремительному развитию технологических и производственных мощностей ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» на Ярегской группе месторождений.
Автор: Наталия Казаковцева
Источник: ТАСС
pererabotka.gazprom.ru
Попутный ресурс – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»
Российская нефтяная отрасль продолжает постепенно двигаться к обязательному 95%-ному уровню полезного использования попутного нефтяного газа (ПНГ). «Газпром нефть» сделала большой шаг в этом направлении в сентябре — с запуском Южно-Приобского газоперерабатывающего завода в ХМАО. Параллельно с реализацией проектов создания перерабатывающей и транспортной инфраструктуры в регионах деятельности компания ведет активный поиск технологий, способных решить проблему утилизации ПНГ в активах, где неприменимы традиционные методы
За актуальностью проблемы утилизации попутного нефтяного газа стоят как социальные, так и экономические причины: с одной стороны, сжигание ПНГ в факелах дает около 1% всех мировых выбросов парникового углекислого газа, с другой — это безвозвратные потери ценных невозобновляемых ресурсов. При этом нефтяные компании не только теряют возможную прибыль, но и платят многомиллионные штрафы за загрязнение окружающей среды.
В 2002 году Всемирный банк организовал Государственно-частное Глобальное партнерство по сокращению объемов сжигаемого попутного нефтяного газа, объединившее крупнейшие нефтедобывающие страны (США, Канаду, Великобританию, Норвегию и др.) и ведущие энергетические компании. За несколько лет большинству стран, входящих в партнерство, удалось добиться значительного повышения уровня утилизации. Однако Россия на несколько лет задержалась с решением проблемы. Отправной точкой изменения государственной политики в отношении сжигания ПНГ можно считать 2007 год, когда президент РФ Владимир Путин публично признал существование проблемы и поручил правительству разработать меры ее решения. Результатом этого стало появление в 2009 году документа, радикально изменившего ситуацию: постановление Правительства РФ № 7 от 8 января 2009 года установило целевой показатель сжигания ПНГ на факелах не более 5% с 1 января 2012 года, значительно ужесточив при этом штрафные санкции за сверхнормативное сжигание. Однако исполнение этого постановления в полном объеме в российских реалиях оказалось невозможным, и уже сейчас понятно, что достигнуть 95%-ной утилизации к 2017 году по всей отрасли, как планировалось ранее, не удастся. Пока сроки сдвинулись на 2020 год. Причина кроется в специфике российской нефтянки: во‑первых, утилизация ПНГ долгое время не была важной целью для отрасли, а во‑вторых, из-за значительной выработанности старых месторождений нефтяникам приходится осваивать новые территории и разрабатывать труднодоступные и зачастую небольшие месторождения. Общее место этих проектов — отсутствие необходимой инфраструктуры для переработки и транспортировки ПНГ и значительные инвестиции в ее создание, снижающие, а иногда и полностью убивающие рентабельность разработки. С проблемами, характерными для всей отрасли, пришлось столкнуться и «Газпром нефти» с ее обширной географией активов.
Динамика утилизации ПНГ в «Газпром нефти»
Утилизация на 95
Лучше всего дела с утилизацией попутного газа в «Газпром нефти» изначально обстояли в Ноябрьском регионе, где извлекается около половины всего ПНГ в компании. Объясняется это просто — промыслы «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза » и «Газпромнефть-Муравленко» старейшие в компании, инфраструктура здесь развита хорошо, и вкладывать средства пришлось лишь в расширение и модернизацию уже существующих мощностей по сбору и переработке ПНГ, а также в строительство дополнительных газопроводов.
За счет реализации совместно с «Сибуром » проекта повышения производительности Вынгапуровского ГПЗ, а также строительства более 100 км газопроводов и четырех вакуумных компрессорных станций для утилизации низконапорного газа вопрос с 95%-ной утилизаций ПНГ в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» удалось закрыть практически полностью. Еще выше показатель полезного использования попутного газа в «Газпромнефть-Муравленко» — с 2014 года он превышает 95%. Здесь особняком стоит Еты-Пуровское месторождение, где параллельно с ростом объема добычи нефти увеличивается и количество извлекаемого ПНГ. Одна- ко уже в следующем году на месторождении должна быть запущена новая компрессорная станция мощностью 1,2 млрд м³ газа в год, откуда газ будет поступать на Вынгаяхинскую установку комплексной подготовки газа. Введение в эксплуатацию этой системы позволит говорить о полном соответствии требованиям законодательства на активах компании в регионе.
«Газпромнефть-Хантос» до недавнего времени был в числе отстающих активов компании с точки зрения уровня полезного использования ПНГ: объемы утилизации здесь еще недавно не превышали 50%. Столь скромный показатель был обусловлен в первую очередь растущими объема- ми добычи углеводородов на Южной лицензионной территории Приобского месторождения.
Антон Гладченко,руководитель дирекции по газу и энергетике «Газпром нефти»
Уровень полезного использования ПНГ в целом по компании рос с 55% в 2010 году до 81% в 2015‑м на фоне практически двукратного увеличения объема извлечения попутного газа — с 4,4 до 8 млрд м³. При этом важно учитывать, что, поскольку прогнозирование изменения объемов добычи ПНГ не самая точная дисциплина, рост этот происходил на разных месторождениях, достаточно резко, не всегда запланировано. Готовить и реализовывать проекты создания газотранспортной и газоперерабатывающей инфраструктуры в условиях столь серьезной неопределенности — задача достаточно непростая. И очевидно, что сложность ее только повысится с учетом ввода Новопортовского месторождения, Мессояхской группы, выполнения программы бурения на Восточном участке Оренбургского месторождения. По предварительным оценкам, к 2018 году объем добычи ПНГ по группе еще раз удвоится, превысив 16 млрд м³. Соответственно, от правильности и своевременности инвестиционных и коммерческих решений, четкости выполнения строительно-монтажных и пусконаладочных работ по газовой инфраструктуре именно ямальских и оренбургских активов будет в большой степени зависеть показатель уровня утилизации ПНГ в компании. Эти проекты для нас сегодня основной приоритет, центр сосредоточения фокуса внимания.
900 млн кубометров попутного нефтяного газа в год — проектная мощность нового Южно‑Приобского газоперерабатывающего завода
Ситуация стала улучшаться к 2013 году — с вводом в эксплуатацию мощной газокомпрессорной станции, четырех ВКС и газопровода внешнего транспорта до Южно-Балыкского газоперерабатывающего завода, принадлежащего «Сибуру». Строительство большей части инфраструктуры также финансировалось на паритетных началах с традиционным партнером «Газпром нефти» по реализации нефтехимических проектов. Рост объемов добываемого газа и положительный прогноз геологов стали логичным основанием для следующего шага — строительства ГПЗ непосредственно на территории месторождения.
Проектная мощность нового Южно-Приобского газоперерабатывающего завода, построенного на базе существовавшей на месторождении компрессорной станции и запущенного в эксплуатацию в сентябре, — 900 млн кубометров попутного нефтяного газа в год. Этого достаточно для полного удовлетворения потребности в переработке добываемого здесь ПНГ.
Южно-Приобский ГПЗ — проект федерального значения, это один из составных элементов стратегии развития Западно-Сибирского нефтехимического кластера, входящего в государственный План развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года. Посетивший в сентябре предприятие министр энергетики РФ Александр Новак отметил: «Завод соответствует самым современным требованиям, технологиям, построен с использованием отечественного оборудования, с привлечением людей, которые проживают в Ханты-Мансийском округе. Здесь целый комплекс позитивных моментов по развитию территории, по развитию наших отраслей».
Неплохо обстоят дела с утилизацией ПНГ и в «Газпром нефть Оренбурге». Нынешний показатель в 80% — это на самом деле историческая данность. Основная добыча здесь ведется на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, где изначально добывался практически только газ, для переработки которого был построен Оренбургский ГПЗ (принадлежит «Газпрому»). Именно туда сегодня направляется весь ПНГ, получаемый при освоении нефтяной оторочки месторождения. Задача на ближайшее время — расширить транспортную инфраструктуру и построить мощную компрессорную станцию с учетом растущей добычи. Что касается экономической обоснованности, то на этом промысле утилизация газа приносит ощутимую прибыль.
Несколько сложнее ситуация на западной группе месторождений «Газпром нефть Оренбурга» — Балейкинском, Царичанском, Капитоновском, — где требуется дополнительное время, чтобы точнее определить газовый профиль и техническую конфигурацию газотранспортной инфраструктуры. Впрочем, на поставку ПНГ с западной группы на Оренбургский ГПЗ уже подписан контракт с «Газпромом».
После открытия газоперерабатывающего завода на Приобке уровень полезного использования попутного газа в «Газпром нефти» в среднем по 2015 году должен составить порядка 81%. Значительный вклад в те 15%, которых не хватает компании для того, чтобы полностью вписаться в целевые показатели, вносят томские активы.
В активе «Газпром нефти» немало месторождений, отдаленность которых от объектов переработки газа и транспортной инфраструктуры делает практически невозможным использование традиционных методов утилизации ПНГ. Решать проблему планируется за счет применения прогрессивных технологий, таких, например, как закачка попутного газа в пласт
Недостающие проценты
Особенность месторождений «Газпромнефть-Востока» — в их разрозненности и удаленности от инфраструктуры, в том числе и от систем подготовки и транспортировки газа. Инвестиции в создание необходимых магистралей и технологических комплексов могут свести на нет всю экономику промыслов.
Однако и здесь проблема решается, просто не столь быстро, как на других предприятиях компании. Реализация томского проекта началась со строительства инфраструктуры для Шингинского месторождения — газопровода до Лугинецкой газокомпрессорной станции, принадлежащей «Томскнефти» (СП «Газпром нефти» и «Роснефти»). Впрочем, этот проект можно назвать скорее временным, не решающим проблему целиком. Сейчас на месторождении строится газотурбинная электростанция (ГТЭС), где в дальнейшем будет использоваться газ как с Шингинского, так и с Западно-Лугинецкого и Нижне-Лугинецкого месторождений. ГТЭС будет полностью обеспечивать потребности Шингинки, а если понадобится, то и сторонних потребителей. Дополнительно на месторождении построят газокомпрессорную станцию мощностью до 150 млн м³/год, две вакуумные компрессорные станции и газопровод до магистрали «Томскгазпрома» Казанское — Мыльджинское. Уровень утилизации ПНГ на Шингинском и Западно-Лугинецком месторождениях при этом достигнет отметки в 95%.
Еще один хвост томского предприятия — Арчинское и Урманское месторождения. Это достаточно новые активы, потому в первую очередь требовалось их подробное геологическое изучение, которое позволило бы оценить перспективу добычи ПНГ. С инфраструктурой здесь тоже проблемы — поблизости ее нет. Между тем Урманское уже разрабатывается и при этом отличается высоким газосодержанием. Значительный газовый фактор ожидается и на Арчинском. Пока рассматриваются два возможных варианта утилизации ПНГ — строительство газопровода до мощностей «Томскгазпрома» и обратная закачка в газовую шапку Арчинского. Второй способ можно отнести к прогрессивным технологиям утилизации попутного газа, к внедрению которых «Газпром нефть» подошла уже практически вплотную.
Попутный нефтяной газ (ПНГ)
Газ, растворенный в нефти. Состоит из легких углеводородов, прежде всего из метана, и более тяжелых компонентов: этана, пропана, бутана и других. Для доведения нефти до товарных стандартов необходимо отделение от нее ПНГ. Утилизация попутного газа требует создания дорогостоящей инфраструктуры, поэтому долгое время эту проблему решали самым дешевым способом — за счет сжигания ПНГ в факелах на месторождениях, что наносило серьезный ущерб окружающей среде. 8 января 2009 года Правительство РФ издало постановления № 7, в котором ограничило уровень сжигания попутного нефтяного газа 5%, введя серьезные штрафы за сверхнормативное сжигание.
Среди основных способов полезной утилизации ПНГ — разделение его на компоненты: сухой отбензиненный газ и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) — ценное сырье для нефтехимии. Кроме того, попутный нефтяной газ активно используется как топливо для газотурбинных электростанций, обеспечивающих энергией промыслы.
На Новопортовском месторождении инфраструктура для закачки газа в пласт уже создается. Это одно из самых северных нефтяных месторождений России, и транспортировать нефть отсюда планируется по морю (опытные отгрузки уже проведены), а вот с транспортом газа возникают проблемы. Единственный возможный вариант — это врезаться в газотранспортную систему «Газпрома». При этом трубу придется не только строить по суше, но и прокладывать по дну Обской губы, что потребует значительных инвестиций. С другой стороны, по предварительным оценкам, объемы газа с Нового Порта могут составить до 10 млрд м³ в год. Цифра внушительная, и компания должна быть уверена, что сможет полностью разместить такой объем на рынке.
Поэтому для Новопортовского обратная закачка попутного газа в пласт — хорошее решение проблемы. Геология месторождения такова, что эта операция пойдет только на пользу, позволит поддерживать внутрипластовое давление и повысить эффективность добычи. К тому же впоследствии газ можно будет снова извлечь из пласта. Тем самым сохраняется ценное сырье, а утилизация ПНГ на месторождении будет сразу выведена на отметку в 95%. Строительство установки комплексной подготовки, предназначенной для сжатия, очистки и осушки попутного нефтяного газа, уже началось. Ее проектная производительность превысит 7 млрд м³ газа в год.
Региональные газовые хабы активов «Газпром нефти»
В мире применяются и другие технологии утилизации ПНГ, полезные в сложных случаях, которые, возможно, позволят решить и проблемы «Газпром нефти». Например, когда транспортировка газа с месторождения затруднена, может быть применима технология GTL (gas to liquid) — трансформация газа в жидкие углеводороды. В случае с «Газпром нефтью» технологию можно было бы применять на удаленных месторождениях, преобразуя попутный газ в синтетическую нефть и транспортируя ее затем вместе с добываемой продукцией. Еще одна перспективная технология — мягкий паровой реформинг. Это, по сути, обратный GTL: жидкие остатки переработки нефтяного газа и газоконденсата — ШФЛУ — трансформируются в газ, который затем можно использовать как топливо для генерации электроэнергии или транспортировать по обычному газопроводу.
www.gazprom-neft.ru
«Газпром» повышает эффективность использования ПНГ
Сжигание ПНГ является острой современной проблемой нефтегазового сектора по причинам экономических, экологических и социальных потерь и рисков, особенно в условиях общемировых тенденций по переходу экономики на низкоуглеродный и энергоэффективный путь развития. При этом попутный нефтяной газ является ценным ресурсом и может активно использоваться в качестве энергоносителя, сырья для газопереработки и газохимии, а также для закачки в пласт и повышения нефтеотдачи.
Начиная с 2009 года «Газпром» ведет активную работу для повышения уровня полезного использования добываемого ПНГ. Компания демонстрирует стабильную динамику роста уровня утилизации ПНГ с 59% до 70% в 2012 году.
Также «Газпром» развивает сотрудничество с независимыми производителями в данной области. Так, создана постоянно действующая рабочая группа по координации взаимодействия «Газпрома» и нефтяных компаний при разработке и последующей реализации совместных проектов по сбору, подготовке и транспортировке попутного нефтяного и природного газа с месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе на производственных объектах «Газпрома». Ведется подготовка к реализации совместного проекта с ОАО «ЛУКОЙЛ» по организации переработки ПНГ, добываемого в Республике Коми, на Сосногорском ГПЗ. В рамках проекта строительства газотранспортной системы «Сила Сибири» будет предусмотрена возможность приема ПНГ от сторонних недропользователей в Иркутской области и Якутии.
Кроме реализации инвестиционных проектов по утилизации ПНГ, «Газпром» предоставляет приоритетный доступ к своей газотранспортной системе (ГТС) организациям, поставляющим сухой отбензиненный газ (СОГ), получаемый в результате переработки ПНГ. Объемы транспортировки СОГ ежегодно увеличиваются: ожидается, что в 2013 году «Газпром» примет от независимых производителей в ГТС 22,3 млрд куб. м СОГ, что на 6,7% превысит показатели 2012 года (20,9 млрд куб. м).
Предпринимаемые государством шаги стимулируют недропользователей к наращиванию инвестиций в объекты утилизации ПНГ. C текущего года одновременно с ростом коэффициента увеличения платежей за сжигание ПНГ вводится система вычетов инвестиций, при которой капитальные вложения в проекты утилизации ПНГ будут вычитаться из платежей за его сжигание. Таким образом, объем использования ПНГ в целом в России будет расти.
В этой связи профильным подразделениям «Газпрома» поручено разработать в IV квартале 2013 года программу мероприятий, направленных на синхронизацию деятельности ОАО «Газпром» и независимых поставщиков ПНГ с целью повышения эффективности его использования.
источник: www.energyland.info
sdelano-u-nas.livejournal.com
««Газпром» повышает эффективность использования ПНГ» в блоге «Энергетика и ТЭК»
Сжигание ПНГ является острой современной проблемой нефтегазового сектора по причинам экономических, экологических и социальных потерь и рисков, особенно в условиях общемировых тенденций по переходу экономики на низкоуглеродный и энергоэффективный путь развития. При этом попутный нефтяной газ является ценным ресурсом и может активно использоваться в качестве энергоносителя, сырья для газопереработки и газохимии, а также для закачки в пласт и повышения нефтеотдачи.
Начиная с 2009 года «Газпром» ведет активную работу для повышения уровня полезного использования добываемого ПНГ. Компания демонстрирует стабильную динамику роста уровня утилизации ПНГ с 59% до 70% в 2012 году.
Также «Газпром» развивает сотрудничество с независимыми производителями в данной области. Так, создана постоянно действующая рабочая группа по координации взаимодействия «Газпрома» и нефтяных компаний при разработке и последующей реализации совместных проектов по сбору, подготовке и транспортировке попутного нефтяного и природного газа с месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе на производственных объектах «Газпрома». Ведется подготовка к реализации совместного проекта с ОАО «ЛУКОЙЛ» по организации переработки ПНГ, добываемого в Республике Коми, на Сосногорском ГПЗ. В рамках проекта строительства газотранспортной системы «Сила Сибири» будет предусмотрена возможность приема ПНГ от сторонних недропользователей в Иркутской области и Якутии.
Кроме реализации инвестиционных проектов по утилизации ПНГ, «Газпром» предоставляет приоритетный доступ к своей газотранспортной системе (ГТС) организациям, поставляющим сухой отбензиненный газ (СОГ), получаемый в результате переработки ПНГ. Объемы транспортировки СОГ ежегодно увеличиваются: ожидается, что в 2013 году «Газпром» примет от независимых производителей в ГТС 22,3 млрд куб. м СОГ, что на 6,7% превысит показатели 2012 года (20,9 млрд куб. м).
Предпринимаемые государством шаги стимулируют недропользователей к наращиванию инвестиций в объекты утилизации ПНГ. C текущего года одновременно с ростом коэффициента увеличения платежей за сжигание ПНГ вводится система вычетов инвестиций, при которой капитальные вложения в проекты утилизации ПНГ будут вычитаться из платежей за его сжигание. Таким образом, объем использования ПНГ в целом в России будет расти.
В этой связи профильным подразделениям «Газпрома» поручено разработать в IV квартале 2013 года программу мероприятий, направленных на синхронизацию деятельности ОАО «Газпром» и независимых поставщиков ПНГ с целью повышения эффективности его использования.
sdelanounas.ru
Газпром нефть провела пилотные испытания новой технологии переработки ПНГ
"Газпром нефть" провела пилотные испытания новой технологии переработки попутного нефтяного газа. Полученные результаты показали возможность ее применения на малых и удаленных месторождениях, сообщает компания.
Технология мягкого парового риформинга (МПР) для переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) прошла успешные испытания. Установка МПР позволяет перерабатывать в газ один из компонентов ПНГ - широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) без ее предварительного выделения. Полученный продукт может использоваться для собственной электрогенерации или может направляться в трубопровод для дальнейшей транспортировки потребителям.
Разработкой технологии занимался Институт катализа им. Г.К.Борескова Сибирского отделения РАН. Пилотная установка была подготовлена дочерней компанией института "БИ АЙ Технолоджи" под контролем экспертов научно-технического центра "Газпром нефти" и дирекции по газу и энергетике.
"Модульное исполнение установки позволяет легко ее транспортировать на удаленные месторождения. В ходе испытаний степень превращения углеводородов от этана и выше составила 94%, что превышает запланированные показатели", - отмечает компания.
В пресс-службе "Газпром нефти" "Рупеку" пояснили, что компания заинтересовалась новой технологией для рационального использования ПНГ, предложенной одной из российских компаний, в середине 2014 года. "К концу года была получена научно-исследовательская работа с описанием технологии и оценкой экономической эффективности. После экспертизы полученных материалов, а также ознакомления с работой лабораторной установки, специалистами "Газпром нефти" было принято решение о проведении опытно-промышленных испытаний. По итогам первых испытаний в работу установки были внесены корректировки, чтобы она лучше соответствовала необходимым требованиям", - прокомментировали в пресс-службе.
Пилотные испытания технологии проводились на Крапивинском месторождении в Омской области. Предложенные к использованию на юго-западной части месторождения техрешения позволяют полностью вовлечь добываемый ПНГ в производственный процесс, обеспечив его утилизацию и увеличив рентабельность проекта.
Компания также выдала рекомендации по внедрению МПР на малых и удаленных нефтяных месторождениях, где другие способы полезного использования ПНГ являются нецелесообразными. В пресс-службе отметили, что в каждом конкретном случае будет оцениваться экономическая эффективность технологии.
RUPEC в Twitter, в Telegram, на Facebook
www.rupec.ru
