CC BY
170
УДК 66.076
https://doi.org/10.24411/2310-8266-2019-10206
Jb W W
Сравнительным анализ технологии использования ПНГ на объектах ПАО «НК «Роснефть»
Е.Т. Клименко, В.О. Ростовцев, А.Е. Солодилова
Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина, 119991, Москва, Россия
ORCID ORCID ORCID
0000-0001-8041-151X, E-mail: [email protected] 0000-0001-6169-717X, E-mail: [email protected] 0000-0002-2544-1131, E-mail: [email protected]
Резюме: В статье представлены современные способы рационального использования попутного нефтяного газа. Рассмотрено одно из нефтедобывающих предприятий на территории России «РН-Уватнефтегаз», являющееся дочерним объектом компании ПАО «НК «Роснефть». Представлены разработанные, с учетом климатических, географических, экономических и др. факторов, проекты по увеличению монетизации попутного нефтяного газа (ПНГ) для рассмотренного предприятия. Приведен расчет экономических показателей для каждого проекта, дающих возможность на основе обобщенного показателя принять окончательное решение об эффективности анализируемых проектов. Рассмотрены риски, сопутствующие каждому из предложенных проектов. На основании анализа представленных в данной статье результатов выбран наиболее привлекательный по всем рассмотренным критериям вариант повышения монетизации попутного нефтяного газа для предприятия «РН-Уватнефтегаз».
Ключевые слова: повышение монетизации ПНГ, попутный нефтяной газ, рациональное использование ПНГ, генерация электроэнергии, широкая фракция углеводородов, сухой отбензиненный газ, подземное хранилище газа, разработка проектов. Для цитирования: Клименко Е.Т., Ростовцев В.О., Солодилова А.Е. Сравнительный анализ технологий использования ПНГ на объектах ПАО «НК «Роснефть» // НефтеГа-зоХимия. 2019. № 2. С. 30-35. D0I:10.24411/2310-8266-2019-10206
COMPARATIVE ANALYSIS OF ASSOCIATED PETROLEUM GAS UTILIZATION TECHNOLOGIES AT THE FACILITIES OF ROSNEFT OIL COMPANY Evgeniy T. Klimenko., Vadim O. Rostovtsev., Anastasiya E. Solodilova
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 119991, Moscow, Russia ORCID ORCID ORCID
0000-0001-8041-151X, E-mail: [email protected] 0000-0001-6169-717X, E-mail: [email protected] 0000-0002-2544-1131, E-mail: [email protected]
Abstract: The article presents modern methods of rational use of associated petroleum gas. One of the oil-producing enterprises in the territory of Russia, «RN-Uvatneftegaz», which is a subsidiary of Rosneft, was considered. The article also presents the developed, taking into account climatic, geographic, economic and other factors, projects to increase the monetization of associated petroleum gas (APG) for the considered enterprise. The calculation of economic indicators for each project is given, which makes it possible to make a final decision on the effectiveness of the analyzed projects on the basis of a generalized indicator. The risks accompanying each of the proposed projects are considered. Based on the analysis of the results presented in this article, the most attractive option for increasing the monetization of associated petroleum gas for the «RN-Uvatneftegaz» enterprise was selected for all of the considered criteria.
Keywords: increase of associated petroleum gas monetization, associated petroleum gas, rational use of associated petroleum gas associated petroleum gas, generation of electric power, wide fraction of hydrocarbons, dry stripped gas, underground gas storage, development of projects.
For citation: Klimenko E.T., Rostovtsev V.O., Solodilova A.E. COMPARATIVE ANALYSIS OF ASSOCIATED PETROLEUM GAS UTILIZATION TECHNOLOGIES AT THE FACILITIES OF ROSNEFT OIL COMPANY. Oil & Gas Chemistry. 2019, no. 2, pp. 30-35.
DOI:10.24411/2310-8266-2019-10206
Введение
В 2016 объем сожженного на факелах попутного нефтяного газа (ПНГ) составил 12,4 млрд м3. Коэффициент полезного использования ПНГ в 2016 году составил 87%, это чуть ниже показателя 2015 года (88,2%) [1, 2].
Показатель уровня ПНГ, используемого в качестве источника сырья для газонефтехимии, является характеристикой инновационного развития нефтяной и газонефтехимической отрасли, того, насколько эффективно используются в экономике страны углеводородные ресурсы. Рациональное использование ПНГ требует наличия соответствующей инфраструктуры, эффективного государственного регулирования, системы оценки, санкций и поощрения участников рынка. Поэтому доля используемого ПНГ для газонефтехимии также может характеризовать уровень экономического развития страны [3].
Достижение 95-98%-го уровня использования ПНГ, добываемого в масштабах страны и глубина его переработки с получением ценных продуктов, в том числе сырья для газонефтехимии, являются одними из важных направлений развития нефтяной и газонефтехимической отрасли в мире.
Варианты переработки и утилизации ПНГ
1. Сжигание ПНГ на факелах.
Самый простой и дешевый способ
утилизации ПНГ. Однако данный способ является экологически вредным, как для самих нефтедобывающих регионов, так и для глобальной окружающей среды.
Мировой опыт показывает, что полезное использование ПНГ включает множество вариантов, которые могут реализовываться по двум основным направлениям:
2. Сбор и переработка газа на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) с извлечением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и получением сухого отбензиненного газа (СОГ),
который поставляется потребителям через газотранспортную систему ПАО «Газпром» [4].
3. Использование газа для технологических нужд промыслов в районах добычи:
а) закачка в пласт с целью поддержания пластового давления;
б) водогазовое воздействие;
в) закачка в подземные хранилища газа (ПХГ) для использования его в будущих промышленных и социальных проектах;
Создание ПХГ возможно лишь при соответствующем благоприятном сочетании геологических и гидрогеологических условий.
г) использование ПНГ для газлифтной добычи нефти;
Технология сравнительно проста и практически не зависит от состава газа, однако она достаточно энергоемка, и ее применение ограничено геологическими особенностями залежей.
Также помимо перечисленных выше, существует ряд других известных методов утилизации ПНГ, таких как:
д) синтез моторных топлив либо других продуктов (например, метанола) по технологии GTL (Gas to Liquid);
е) сжижение ПНГ;
ж) транспортировка в виде газовых гидратов и др.
Однако эти методы не получили пока значительного распространения, ввиду отсутствия их практического применения. Оно обусловлено нерешенностью специфических технологических и инфраструктурных проблем, что не мешает рассматривать данные методы как перспективные [5].
Применение всех рассмотренных методов утилизации имеет определенные экономические и технологические ограничения, которые в первую очередь определяются составом и параметрами ПНГ.
Технология переработки ПНГ на предприятии ООО «РН-Уватнефтегаз»
Предприятие «ООО «РН-Уватнефтегаз» ведет добычу углеводородного сырья на месторождениях Тямкинское, Кальчинское, Югорское, Северо-Демьянское и др. расположенных в Уватском районе на юге Тюменской области (рис. 1).
Район представляет собой озерно-аллювиальную заболоченную равнину. На территории Уватского района отсутствует круглогодичное транспортное сообщение, передвижение возможно только в зимние периоды по зимникам. Единственная автомобильная дорога и железнодорожная станция находятся в 70 км от УПН «Кальчинский» в поселке Туртас.
Магистральный нефтепровод протяженностью 264 км обеспечивает транспорт нефти с востока на запад через УПН Кальчинского месторождения и далее - в магистральный нефтепровод «Дружба».
Состав добываемого ПНГ может значительно варьироваться в зависимости от запасов и характеристик конкретного месторождения (табл. 1).
Основным направлением использования ПНГ, в условиях полной автономии и отдаленности от основных потребителей является генерация электроэнергии для собственных нужд.
В 2016 году общий объем получаемого ПНГ достиг 431 млн м3, а уровень его использования составил 73%.
При прогнозировании использования ПНГ было выявлено, что со временем ожидается снижение производства и потребления электроэнергии, за счет уменьшения объемов добычи нефти, и это негативно скажется на показателях утилизации ПНГ.
Схема месторождений предприятия «РН-Уватнефтгаз» [6]
Рис. 1
к
-о1
В связи с этим появилась необходимость разработки новых направлений использования ПНГ, позволяющих повысить уровень использования до 95% и существенно увеличить его монетизацию.
При разработке проектов рассматривались 4 крупных кластера: Каль-чинский, Проторзановский, Тямкин-ский и Восточный центр освоения (ВЦО).
Варианты технико-технологических решений использования ПНГ
Для обеспечения рационально использования ПНГ на уровне 95% предлагаются следующие варианты технико-технологических решений (ТТР):
1. Транспорт ПНГ с Тямкинского Центрального пункта сбора нефти (ЦПС) и Протозановской Установки предварительного сброса воды (УПСВ) на газотурбинную электростанцию ВЦО
Вариант предусматривает сбор и подготовку ПНГ на установке подготовки газа (УПГ) Тямкинского и Протоза-новского месторождений с его последующей транспортировкой на газотурбинную электростанцию (ГТЭС) ВЦО.
Строительство межпромыслового газопровода от Тямкинского до Усть-Тегусского месторождения протяженностью 153 км, включающего 2 участка: Тямкинское месторождение - Протозановское месторождение протяженностью 53 км и Протозановское месторождение - Усть-Тегусское месторождение протяженностью 99 км.
Таблица 1
Компонентный состав ПНГ добываемого на месторождениях РН-Уватнефтгаз
Компоненты Суммарный объем, млн м3 Усредненный состав, % об.
Кислород (О2) 2,5 0,579
Азот (1\12) 8,45 1,955
Диоксид углерода (СО2) 10,86 2,521
Этан (С2Н6) 22,42 5,202
Пропан (С3Н8) 24,76 5,747
Н-бутан (н-С4Н10) 9,57 2,222
Изо-бутан П-С4Н10) 5,89 1,367
Изо-пентан П-С5Н12) 2,49 0,578
Н-пентан (н-С5Н12) 2,69 0,625
Гексан (С6Н14) 1,52 0,352
Метан (СН4) 339,85 78,852
Итого 431 100
Для обеспечения беспробкового режима транспортировки газа, на Тямкинском и Протозановском месторождении предусматривается строительство УПГ, включающих блоки подготовки газа (БПГ) и компрессорные станции (КС) (рис. 2).
Строительство газопрошневых электростанций (ГПЭС) осуществляется опережающими темпами вне рамок данного проекта. Строительство планируется закончить к 2019 году.
2. Подготовка ПНГ и сдача СОГ в систему магистрального газопровода (МГ) Уренгой-Челябинск ПАО «Газпром»
Вариант предусматривает компримирование и осушку ПНГ на Тямкинском и Протозановском м/р, использование
Транспорт ПНГ с Тямкинского ЦПС и Протозановского УПСВ на ГТЭС ВЦО
Рис. 2
Рис. 3
Подготовка и сдача ПНГ в систему МГ Газпром
Таблица 2
Сравнение вариантов программы использования ПНГ
Транспорт ПНГ Тямкинского и Протозановского м/р на ГТЭС ВЦО Подготовка и сдача ПНГ в магистральный газопровод ПАО «Газпром» Переработка ПНГ на собственном ГПЗ Закачка ПНГ в ПХГ
Варианты включают в себя строительство следующих объектов:
1. Компрессорная станция для ПНГ - 2 шт. 1. Компрессорная станция для ПНГ - 2 шт. 1. Компрессорная станция для ПНГ - 2 шт. 1. Компрессорная станция для закачки ПНГ в ПХГ - 2 шт.
2. Межпромысловые газопроводы - 152 км 2. Установка комплексной подготовки газа - 1 шт. 2. Газоперерабатывающий завод - 1 шт. 2. Межпромысловые газопроводы - 30 км
3. Оптимизация факельных установок на Кальчинской УПН и Тямкинской ЦПС - 2 шт. 3. Газопровод внешнего транспорта - 21 км 3. Межпромысловые газопроводы - 182 км
4. Межпромысловые газопроводы - 182 км 4. Газопровод внешнего транспорта - 21 км
+ Вариантов использования ПНГ
1. Уровень использования ПНГ 95% в целом по ДО достигается с 2022 года 1. Уровень использования ПНГ 95% в целом по ДО достигается с 2022 г. 1. Уровень использования ПНГ 95% в целом по ДО достигается с 2022 г. 1.Уровень использования ПНГ 95% в целом по ДО достигается с 2022 г.
2. Топливный газ на существующую генерацию по себестоимости 2. Монетизация продуктов подготовки ПНГ 2. Монетизация продуктов подготовки ПНГ
3. Продление максимальной загрузки существующих мощностей ГТЭС ВЦО 3. Топливный газ на существующую генерацию по себестоимости 3. Топливный газ на существующую генерацию по себестоимости
4. Высвобождение мощностей сети 220 кВ для развития месторождений
5. Уменьшение объема покупной электроэнергии из внешней сети
— Вариантов использования ПНГ
1. Высокие капитальные затраты на строительство трубопроводов и компрессорных станций 1. Высокие капитальные вложения на площадочные объекты и трубопроводы 1. Высокие капитальные вложения на площадочные объекты и трубопроводы 1. Неопределенности по монетизации ПНГ
Риски
1. Неопределенности при поиске рынка сбыта для жидких (сжиженных) продуктов 1. Неопределенности по наличию ловушек 1. Ограничения по объемам и параметрам для ПХГ сдачи СОГ в магистральный газопровод
2. Ограничения по объемам и параметрам сдачи СОГ в магистральный газопровод 2. Увеличение капитальных вложений на инфраструктуру в связи с геологическими неопределенностями при определении параметров ПХГ
Переработка ПНГ на собственном ГПЗ
его части для топливных нужд и генерации собственной электроэнергии на этих м/р. Избыток ПНГ транспортируется по газопроводу на установку комплексной переработки газа (УКПГ) Кальчинского месторождения где из него получают СОГ, для последующей сдачи МГ Уренгой - Челябинск (ПАО «Газпром»).
Повышение монетизации ПНГ планируется достичь за счет извлечения из ПНГ ШФЛУ и их дальнейшей продаже. Доставку ШФЛУ до потребителей планируется осуществлять с помощью автогазовозов (рис. 3).
При реализации предложенного варианта переработки, получаемый СОГ подаваемый в магистральный трубопровод ПАО «Газпром» будет соответствовать требования организации, указанным в стандарте «СТО Газпром 089-2010».
3. Переработка ПНГ на собственном газоперерабатывающем заводе
Данный вариант предусматривает компримирование и осушку ПНГ на Тямкинском и Протозановском м/р, использование его части для топливных нужд и генерации собственной электроэнергии на этих м/р.
Избыток ПНГ транспортируется по газопроводу на ГПЗ, размещенный на площадке Кальчинского месторождения, проектная мощность которого по переработке газового сырья составляет 230 млн м3/год, где из него получают СОГ для последующей сдачи в МГ Уренгой - Челябинск (ПАО «Газпром»). Повышение монетизации ПНГ предполагается достичь за счет извлечения из ПНГ пропана-бутана технического (ПБТ) и бензина газового стабильного (БГС) и их
Таблица 3
Сравнение вариантов газовой стратегии
Сравнение вариантов газовой стратегии, млн руб. Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4
CAPEX (без НДС) 3 394 8 204 8 635 5 362
OPEX -1 403 7 044 7 350 8 445
Валовая выручка 5 760 5 557 6 688 -
NPV -881 -4 502 -4 622 -4 093
Плата за негативное воздействие на окружающую среду (справочно) -24 591 -24 591 -24 591 -24 591
NPV с учетом НВОС (справочно) 2 220 -1 401 -1 521 -992
продажи. Доставку до потребителей планируется осуществлять с помощью автогазовозов (рис. 4). 4. Закачка ПНГ в подземное хранилище газа Вариант предусматривает закачку ПНГ Тямкинского и Протозановского м/р в ПХГ. Подземные хранилища планируется устраивать на месте законсервированных нефтяных скважин.
Экономическое обоснование предложенных программ
Для сравнения вариантов программ использования ПНГ в табл. 2 представлены необходимые для каждого варианта объекты строительства, плюсы и минусы вариантов, а также риски, связанные с внедрением предложенных программ.
Рис. 4
Была произведена оценка эффективности каждого из предложенных проектов, с помощью «методики расчета эффективности проектов» для Уватнефтегаза, данные представлены в табл. 3. Оценка производилась на основе нормативов операционных затрат, ценовых предпосылок для оценки проектов ООО «РН-Уватнефтегаз», без НДС, а также исходя из перечня объектов, их мощностей и тарифов.
Принимая во внимание экономические показатели проектов повышения уровня использования ПНГ до 95%,
наиболее эффективным был признан вариант, предусматривающий транспорт ПНГ с Тямкинского ЦПС и Протоза-новскоой УПСВ на ГТЭС ВЦО. В результате этот вариант был рекомендован к реализации технико-технологическим советом общества.
Альтернативные варианты тоже могут быть реализованы, однако срок их окупаемости будет существенно больше, чем у рекомендованного варианта.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Статистический сборник «ТЭК в России в 2016 году». URL: http://ac.gov. ru/files/publication/a/13691.pdf (дата обращения 18.05.2019).
2. Годовой отчет к общему собранию акционеров ПАО «НК «Роснефть» за 2016 год. URL: https://raex-a.ru/annualreport/rosneft_2016.pdf (дата обращения 18.05.2019). Годовой отчет к общему собранию акционеров ПАО «НК «Роснефть» за 2017 год. URL: https://raex-a.ru/annual_reports/ reports/2017_rosneft.pdf (дата обращения 18.05.2019).
3. Филиппов А.В. Компонентный состав попутного нефтяного газа // Neftegaz.RU. 2013. № 10. С. 22-26.
4. Соловьянов А.А., Тетельмин В.В., Язев В.А. Попутный нефтяной газ. Технологии добычи, стратегии использования. М.: Интеллект, 2013. 207 с.
5. Гулянский М.А., Котенко А.А., Крашенинников Е.Г., Потехин С.В. Методы утилизации нефтяного газа: технологические и экономические аспекты, новые решения на основе мембранных технологий // Сфера. Нефть и газ, 2013. № 4 С.100-107.
6. Проект по монетизации попутного нефтяного газа: Проектная документация «РН-Уватнефегаз», ПАО «НК «Роснефть», 2017 г.
REFERENCES
1. Statisticheskiy sbornik «TEK v Rossii v 2016 godu» (Statistical compilation "Fuel and Energy Complex in Russia in 2016") Available at: http://ac.gov.ru/files/ publication/a/13691.pdf (accessed 18 May 2019).
2. Godovoy otchet k obshchemu sobraniyu aktsionerov PAO «NK «Rosneft'» za 2016 god (Annual report to the general meeting of shareholders of Rosneft PJSC for 2016) Available at: https://raex-a.ru/annualreport/rosneft_2016.pdf (accessed 18 May 2019). Godovoy otchet k obshchemu sobraniyu aktsionerov PAO «NK «Rosneft'» za 2017 god (Annual report to the general meeting of shareholders of Rosneft PJSC for 2017) Available at: https://raex-a.ru/annual_ reports/reports/2017_rosneft.pdf (accessed 18 May 2019).
3. Filippov A.V. Component composition of associated petroleum gas. Neftegaz. RU, 2013, no. 10, S. 22-26 (In Russian).
4. Solov'yanov A.A., Tetel'min V.V., YAzev V.A. Poputnyy neftyanoy gaz. Tekhnologii dobychi, strategii ispol'zovaniya [Associated petroleum gas. Mining technologies, use strategies]. Moscow, Intellekt Publ., 2013. 207 p.
5. Gulyanskiy M.A., Kotenko A.A., Krasheninnikov Ye.G., Potekhin S.V. Petroleum gas utilization methods: technological and economic aspects, new solutions based on membrane technologies. Sfera. Neft' i gaz, 2013, no. 4, pp.100-107 (In Russian).
6. Proyekt po monetizatsii poputnogo neftyanogo gaza: Proyektnaya dokumentatsiya «RN-Uvatnefegaz», PAO «NK «Rosneft'», 2017 g. [Associated petroleum gas monetization project: RN-Uvatnefegaz Design Documentation, Rosneft PJSC, 2017].
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Клименко Евгений Тихонович, к.т.н., доцент кафедры промышленной экологии, РГУ нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина.
Ростовцев Вадим Олегович, ст. преподаватель кафедры промышленной экологии, РГУ нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина.
Солодилова Анастасия Евгеньевна, магистр кафедры промышленной экологии, РГУ нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина.
Evgeniy T. Klimenko, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Industrial Ecology, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University).
Vadim O. Rostovtsev, Senior Lecturer of the Department of Industrial Ecology, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University). Anastasiya Е. Solodilova, Master of the Department of Industrial Ecology, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University).
