CC BY
119Оценка ресурса попутного нефтяного газа при добыче
нефти в России
\ \ -
\ V
V
Текст: С.В. Шурупов, А.С. Белоусова, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
При добыче нефти на промысле в качестве побочной продукции всегда образуется попутный нефтяной газ (ПНГ), который выделяется из потока водно-нефтяной эмульсии в сепараторах в результате снижения давления. Эти потоки нефтяного газа до сих пор рассматриваются отдельными добывающими компаниями как отходы и направляются на сжигание в факелах, что оказывает негативное влияние на экологию в районах добычи нефти. Ежегодно в мире сжигается от 150 до 170 млрд м3/год ПНГ, что наносит ущерб экологии и экономике нефтедобывающих стран [1].
По данным Федерального государственного унитарного предприятия «Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса» (ФГУП «ЦДУ ТЭК»), за 2008 г. из 60,5 млрд м3 ПНГ, выделяемого при добыче нефти, около 16 млрд м3/год было сожжено в факелах.
Президент России ДА Медведев в Послании Федеральному Собранию РФ 12.11.2009 г. обратил внимание на недопустимость расточительного отношения к ПНГ. На совещании по вопросу развития нефтегазовой отрасли Президент РФ заявил: «Примером неэффективного использования энергоресурсов остается сжигание попутного газа. Загрязняется окружающая среда, и десятки миллиардов рублей превращаются в дым. Правительство еще раз недавно обратилось к этой теме и обещало покончить с этим безобразием. Действовать нужно решительно и быстро и никаких отговорок от добывающих компаний не принимать».
По объему сжигаемого ПНГ Россия занимает первое место в мире, о чем сообщил Всемирный банк,
ссылаясь на данные космических спутников, которые показали, что в РФ в 2004 г. было сожжено 50,7 млрд м3 ПНГ [2]. Такое количество ПНГ, сжигаемого в факелах, представляется явно завышенным. Следует констатировать, что разброс в оценке количества ПНГ, сжигаемого в факелах, значителен.
Ресурсный потенциал ПНГ в РФ огромен и составляет 2,3 трлн м3, из них 2,2 трлн м3 — на суше, остальное — на шельфе. Учет и нормирование потерь добываемого ПНГ является актуальной научно-технической задачей, так как, по официальным статистическим данным, объем добычи ПНГ в РФ в настоящее время составляет 58-61 млрд м3/год, а отдельные эксперты дают более высокую величину — 70-75 млрд м3/год.
Порядок сбора статистической информации по добыче и использованию ПНГ в РФ
Публикуемые в различных информационных источниках объемы годовой добычи ПНГ, уровни его использования и объемы сжигания в факелах по отдельным компаниям-недропользователям, субъек-
70 газохимия январь-февраль 2010
наш сайт в интернете: www.gazohimiya.ru_ЦИФРЫ И ФАКТЫ
там федерации и по РФ в целом являются приближенными и устанавливаются разными структурами (Министерство природных ресурсов (МПР), Минпромэнерго, Рос-стат, нефтяные компании, Всемирный банк), исходя из собственных источников.
На государственном уровне сбор и анализ информации по добыче и использованию ПНГ осуществляется по двум независимым каналам.
Согласно Постановлению Правительства РФ от 06.09.2002 г. № 663 «О формировании и использовании государственных информационных ресурсов топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Российской Федерации» в настоящее время сбор, обработку, накопление и хранение государственных информационных ресурсов ТЭК осуществляет ФГУП «ЦДУ ТЭК».
Сбор и обработка первичной информации о добыче и использовании углеводородного сырья в РФ, в том числе ПНГ, на государственном уровне производится Федеральной службой по статистике РФ (Рос-стат) под эгидой Министерства природных ресурсов РФ.
К сожалению, до настоящего времени отсутствует единая система учета добычи ПНГ. Инструментальные, количественные замеры объема извлекаемого, используемого и сжигаемого ПНГ осуществляются не везде. Так, по данным Ростехнад-зора за 2007 г. из 522 факельных установок компаний-недропользователей, ведущих свою деятельность на территории Ханты-Мансийского автономного округа — Югры, оборудовано замерными устройствами всего 265 установок [2].
Учет добываемого ПНГ ведется расчетным путем, а именно умножением объема добываемой нефти (т) на газовый фактор (м3/т).
Газовый фактор — это количество газа дегазации, выделяющегося при получении 1 т разгазированной нефти. Газовый фактор определяют на основании термодинамических расчетов или экспериментально в соответствии с инструкцией [3] и публикацией [4] в результате разга-зирования и анализа пробы нестабильного конденсата или нефти, отобранной при промысловых параметрах обработки.
Объем добычи ПНГ напрямую зависит от количества добываемой нефти, так как к ПНГ относится растворимый в нефти газ или смесь растворенного газа и газа газовой
ТаблТГ.
Уровни добычи нефти в РФ в период 2000-2008 гг.
Наименование
Годы
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Добыча нефти в РФ, млн т 323,4 348 379 421 443 470 480 491,5 488,5
Добыча ПНГ, млрд м3 27,8 28,8 31,5 37,4 40,2 41,3 43,7 44,4 45,9
Ресурс ПНГ, млрд м3 34,4 35,9 42,6 48,5 54,9 56,2 57,9 61,2 60,5
(59,1)* (62,4)* (61,2)*
Среднее значение 106 103 112 115 124 120 121 125 124
газового фактора, м3/т (123)* (127)* (125)*
* При расчете ресурса ПНГ учтена отсутствующая информация по уровням добычи ПНГ у отдельных нефтедобывающих компаний. Поправка рассчитывалась по среднегодовому средневзвешенному значению газового фактора на месторождениях головной компании.
Распределение среднегодовых средневзвешенных значений газового фактора по нефтедобывающей отрасли РФ за период 2006-2008 гг.
25
2006 год
оч oí
*•
1
сп
00 ■ 7,4 5,9 7,8 m
1 i II ■ 1 " 1л ■
Я-1 1й|й!5 - 1 1 ч I
1111 ra Ei т
20
15
10
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280
Газовый фактор,м3/т
2007 ГОД
О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110120 130140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280
2008 год
О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110120 130140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280
шапки всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемого через нефтяные скважины [5].
В табл. 1 приведены данные по уровню добычи нефти (включая газовый конденсат) и ресурсу ПНГ, добытых в РФ в период 2000-2008 гг.
Величина газового фактора на месторождениях варьируется в широком диапазоне, от 5 до 1000 м3/т. Как правило, на начальной стадии эксплуатации нефтяного месторождения оно характеризуется низким значением газового фактора, который со временем повышается. Этот факт объясняется услови-
ями формирования нефтяной залежи, неоднородностью состава пород, присутствием приконтурных вод, газовых шапок и пр. Поэтому при расчете годового уровня добычи ПНГ используют усредненное значение газового фактора [2]. Физический смысл этого значения заключается только в том, что оно позволяет оценить (рассчитать с некоторой точностью) потенциальное количество ПНГ, выделяемого при добыче нефти.
Дефицит информации по результатам прямых измерений газового фактора по конкретным нефтяным
ТаблТГ!
Добыча нефти и конденсата отдельными компаниями, тыс.т
Наименование 2006 год 2007 год 2008 год
ЛУКОЙЛ 91 144 91 432 90 245
Роснефть 106 616 110 383 113 847
Газпром нефть 32 671 32 570 30 735
Сургутнефтегаз 65 552 64 495 61 684
ТНК-ВР 70 798 69 438 68 794
Татнефть им. В.Д. Шашина 25 453 25 933 26 060
Башнефть 11 937 11 799 11 738
Славнефть 23 301 20 910 19 571
РуссНефть 14 505 14 169 14 247
Газпром 13 417 13 170 12 723
НОВАТЭК 2 609 2 610 2 736
Прочие производители 17 475 20 584 24 126
Операторы СРП 5 071 13 824 11 983
Всего по России 480 548 491 317 488 488
месторождениям обуславливает необходимость проведения оценочных расчетов газового фактора на основании количественных данных по объемам добычи нефти, уровням добычи ПНГ, его использованию и объему газа, сжигаемого в факелах.
Результаты табл. 1 показывают, что среднегодовое средневзвешенное значение газового фактора при добыче нефти в РФ за период 20002008 гг. составило 116 ± 13 м3/т.
На рис. 1 приведено распределение среднегодовых средневзвешенных значений газового фактора по нефтедобывающей отрасли РФ за период 2006-2008 гг., также наглядно продемонстрировано наличие двух пиков в распределении газового фактора (60 ± 5 м3/т и 240 ± 5 м3/т). Такая картина остается неизменной на протяжении длительного времени, по крайней мере, за период 2004-2008 гг.
Статистические данные по уровням добычи нефти (включая газовый конденсат) отдельными нефтедобывающими компаниями, взятые из открытых источников [6-8], приведены в табл. 2.
В соответствии со схемой учетных показателей баланса ПНГ в РФ ресурс добываемого ПНГ складывается из объема ПНГ, добываемого компаниями, плюс невосполнимые
потери ПНГ, обусловленные сжиганием в факеле и соответствующим выбросом в атмосферу [2, 9].
Добытый объем ПНГ частично расходуется на собственные нужды, которые включают производственно-энергетические нужды (ПЭН) и производственно-технические нужды (ПТН), а также технологические потери газа [2, 9]. Основное количество добываемого ПНГ (от 24 до 36 млрд м3/год) поступает на переработку на ГПЗ, станции компримиро-вания и прочим потребителям.
На рис. 2 представлена структура и баланс использования ресурса ПНГ, добытого в РФ в период 20002008 гг.
В табл. 3 представлена информация по оценке ресурса ПНГ по отдельным нефтедобывающим компаниям РФ за период 2000-2008 гг.
Ресурс ПНГ (59,1 млрд м3 за 2006 г., 62,4 млрд м3 за 2007 г., 61,2 млрд м3 за 2008 г.), рассчитанный с учетом отсутствующей информации по уровням добычи ПНГ у отдельных нефтедобывающих компаний, сделанный на основании информации по среднегодовому средневзвешенному значению газового фактора на месторождениях головной нефтедобывающей компании, превышает ресурс ПНГ без учета такой поправки за этот период соответственно на 1,2; 1,2 и 0,7 млрд м3 (см. табл. 1).
Принимая во внимание тот факт, что среднее значение газового фактора по всей нефтедобывающей отрасли за период 2000-2008 гг. составило 115 ± 12 м3/т, можно оценить ошибку определения ресурса ПНГ как ±10%. Начиная с 2004 г. значение газового фактора практически не менялось и составило 123 ± 4 м3/т. Это говорит о том, что, несмотря на ввод новых нефтяных месторождений и отсутствие информации по величине газового фактора на этих месторождениях, абсолютное значение ресурса ПНГ по РФ может быть вычислено умножением количества добытой нефти за год на средневзвешенное среднегодовое значение газового фактора. Ошибка при этом расчете не превысит ±3,3%.
Используя данный подход, оценим абсолютное количество нефти, добытой в РФ нефтяными компаниями, по которым отсутствует информация по уровням добычи ПНГ и, соответственно, ресурсу ПНГ. Получаем, что в 2006, 2007 и 2008 гг., такое количество нефти составило, соответственно 9,9; 9,4 и 5,6 млн т, или 2,1;
ТаблГЗ.
Ресурс ПНГ по отдельным нефтяным компаниям за период 2000-2008 гг., млн м3
Наименование Годы
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
ЛУКОЙЛ 4720 4786 4931 5186 5585 6151 7081 7724 7498
Роснефть 2999 3377 4127 5093 5701 8489 11154 11715 12019
ЮКОС 2703 3268 4689 5645 5777 2605 — — —
Газпром нефть 1734 2140 2547 3478 5365 5661 4389 4878 4503
Сургутнефтегаз 11765 11627 13936 14642 15292 15417 15634 14993 14780
ТНК-ВР 4948 5070 7100 8252 10026 10699 11663 12414 12359
Татнефть им. В.Д. Шашина 780 784 749 759 769 771 779 783 814
Башнефть 417 404 409 414 413 429 405 386 392
Славнефть 1418 1515 1576 1081 1369 1533 1428 1368 1296
РуссНефть — — 71 832 1190 1555 1713 1627 1482
Газпром 2159 2089 1952
НОВАТЭК 120 136 130
Прочие производители 2655 2521 2 158 2754 2948 2051 1712 1904 2121
Операторы СРП 278 420 343 367 463 465 856 2246 1913
Всего по России 34416 35913 42634 48504 54897 56269 59092 62447 61246
Табл.4.
Использование ПНГ в период 2006-2008 гг., %
Наименование 2006 2007 2008
ЛУКОЙЛ 72,2 70,2 71,0
Росефть 63,2 62,5 64,6
ЮКОС — — —
Газпром нефть 46,5 35,3 47,6
Сургутнефтегаз 93,5 94,3 95,4
ТНК-ВР 77,5 68,4 78,7
Татнефть им. В.Д. Шашина 95,0 95,0 94,6
Башнефть 76,0 80,0 82,3
Славефть 62,5 68,0 69,5
РуссНефть 73,7 71,4 60,5
Газпром 75,7 82,5 85,0
НОВАТЭК 36,0 25,1 20,7
Прочие производители 45,4 40,1 36,1
Операторы СРП 64,9 89,1 90,5
Всего по России 75,6 72,6 75,9
1,9 и 1,1 масс. % от общего объема добытой нефти за этот период.
Несколько слов о существующем уровне утилизации ПНГ в РФ.
В табл. 4 приведены данные по уровню использования ПНГ отдельными нефтедобывающими компаниями за период 2006-2008 гг. [6-13].
Структура и баланс использования ПНГ в РФ в период 2000-2008 гг.
ш Поставка газа на ГПЗ и КС
Сожжено в факелах и выпущено в атмосферу Технологические потери
I Поставка газа прочим потребителям Расход газа на ПЭН и ПТН
Для увеличения утилизации ПНГ компания «ЛУКОЙЛ» в рамках развития малой энергетики строит газовые электростанции на месторождениях. Это позволяет сократить сжигание газа в факелах, снизить расходы на производство электроэнергии. В компании реализуется утвержденная в 2007 г. программа утилизации ПНГ организаций Группы ЛУКОЙЛ на 2008-2010 гг., предусматривающая доведение уровня использования ПНГ на месторождениях Группы ЛУКОЙЛ до 95% [11].
Компания ОАО «Газпром нефть» приняла среднесрочную инвестиционную программу по утилизации и повышению эффективности использования ПНГ, которая позволит довести уровень утилизации ПНГ на месторождениях ОАО «Газпром нефть» до 95% начиная с 2012 г. [12].
Целью программы компании ОАО «Роснефть» на период до 2012 г. является повышение уровня использования ПНГ до 95% по каждому лицензионному участку компании [13]. ГХ
Рис. 3.
Эффективность использования ПНГ отдельными компаниями, %
100
%
95 90 85 80 75 70 65 60 55 50
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
ОАО «ЛУКОЙЛ» ОАО «РОСНЕФТЬ»
ОАО «Сургутнефтегаз» ОАО «ТНК-ВР Холдинге
На рис. 3 показана эффективность использования ПНГ основных нефтедобывающих компаний РФ.
Самый высокий уровень использования ПНГ в РФ у ОАО «Сургутнефте-
газ» (95,40% в 2008 г. и 95,65% в 2009 г.). Компании с невысоким уровнем утилизации ПНГ разрабатывают и реализуют программы по повышению эффективности утилизации ПНГ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Рачевский Б.С. Технологии коммерческой утилизации факельных попутных газов нефтяных месторождений // Мир нефтепродуктов, 2008. — №7. — С.24-31.
2. Соловьянов А.А., Андреева Н.Н., Крюков В.А., Лятс К.Г. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации. — М.: ЗАО «Редакция газеты «Кворум», 2008. — 320 с.
3. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсат-ных пластов и скважин (утверждена Министерством газовой промышленности СССР 14 июня 1979 г.).
4. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин. — М.: Наука, 1995.
5. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая).
6. Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК в декабре и с начала 2006 г // Журнал «МИНТОП», 2007. — №1, — С. 22-27.
7. Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК в январе -декабре 2007 г. // Журнал «МИНТОП», 2008. — №1. — С. 22-28.
8. Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК в январе - декабре 2008 г. // Журнал «МИНТОП», 2009. — №1. — С. 22-27.
9. Шурупов С.В. К вопросу утилизации попутного нефтяного газа // Газохимия, 2008. — №1. — С. 42-44.
10. Годовой отчет ОАО «Газпром» за 2008 г.
11. Годовой отчет ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2008 г.
12. Годовой отчет ОАО «Газпром нефть» за 2008 г.
13. Отчет в области устойчивого развития ОАО «Роснефть» за 2008 г.
