Войти используя аккаунт
Войти используя аккаунт:
Логин Пароль Забыли свой пароль?

ПНГ: повестка дня

1.11.2012 / 21:14

Содержание дискуссии в ходе прошедшего в середине сентября XXVI Всероссийского межотраслевого совещания по вопросам утилизации попутного газа свидетельствует об изменении сущности проблематики от выбора оптимальных путей использования ПНГ к созданию комплексной федеральной системы регулирования этой сферы недропользования.

Закон «о 95%», предусматривающий повышенные штрафы за сверхнормативное сжигание попутного нефтяного газа, действует уже без малого год. Это, впрочем, вовсе не означает, что проблемы с ПНГ в России решены, а факела потухли: средний по стране уровень утилизации составляет 75%. Поэтому актуальность дискуссий вокруг попутного газа по-прежнему сохраняется. Однако изменились акценты.

Если в прошлые годы обсуждения касались в первую очередь принципиальных вариантов использования ПНГ, преимуществ тех или иных технологий, то сегодня ситуация иная. Большая часть недропользователей уже приняла решения, какими конкретно путями они будут двигаться к отметке 95%. Соответственно, рост уровня полезного использования ПНГ в большей мере связан с окончанием уже начатых проектов, в меньшей – с началом новых.

Анализируя же те проекты в области утилизации ПНГ, которые сегодня находятся в стадии реализации, трудно выделить что-то оригинальное. Подходы стандартны и проверены практикой: строительство компрессорных станций для подачи газа на газоперерабатывающие заводы, строительство объектов малой энергетики.

Поэтому в настоящее время основной акцент дискуссий о попутном газе приходится на перспективные возможности оптимизации работы уже существующих объектов, повышение энергоэффективности, совершенствование законодательной и нормативной базы, чем на принципиально новые технологии.

Именно такой оказалась повестка традиционного XXVI по счету Всероссийского межотраслевого совещания «Проблемы утилизации попутного нефтяного газа и оптимальные направления его использования. Инновации. Технологии. Энергоэффективность», организованного краснодарским проектным институтом «НИПИгазпереработка».

Проблемы регулирования

Отличительной особенностью этого мероприятия стал глубокий акцент на проблемы законодательного регулирования вопросов с использованием ПНГ. Ведь даже после исполнения норматива в 95% попутный нефтяной газ никуда не денется: он будет добываться на существующих месторождениях, а при разработке новых месторождений и провинций, шельфа вопросы с его утилизацией будут возникать заново. Поэтому сегодня, когда положительная тенденция в отношении нефтегазовых компаний к попутному газу налицо, остро встает вопрос о создании сбалансированной, комплексной системы государственного регулирования этой сферы недропользования.

Известный тезис о том, что самого определения «попутный нефтяной газ» с юридической точки зрения не существует, прозвучал в докладе заведующей лаборатории ресурсов газа и перспектив развития ОАО «НИПИгазпереработка» Лидии Сапрыкиной. То есть, проблема федерального масштаба с ПНГ существует, а соответствующего термина и федерального законодательства в его отношении нет. Следствия этого белого пятна разнообразны. Например, закон о 95% утилизации родился не только из соображений экономических, но и не в последнюю очередь из соображений охраны окружающей среды. Между тем, с точки зрения экологического ущерба существует большая разница между сжиганием «легальных» 5% попутного газа, состоящего в основном из метана, и тех же 5%, но «кислого», богатого серосодержащими соединениями газа. Однако существующая нормативная база «слепа» к различиям в компонентном составе попутных газов. По словам Лидии Сапрыкиной, «НИПИгаз» в корне не согласен с таким подходом. Ведь из равнодушия законодательства к составу газа вытекают не только проблемы с экологией при сжигании даже разрешенных объемов, но и невозможность учета потенциальных ресурсов ценных углеводородов, содержащихся в ПНГ, и, следовательно, невозможность создания стратегий развития газоперерабатыающей отрасли в масштабах страны. Между тем, нормативов, стандартизирующих методы учета объемов и составов попутных газов нет. Нет классификации газов по компонентному признаку. Так что дать законодательное определение ПНГ мало, в разработке нуждается целый комплекс регулирующих документов.

Вместе с тем, из того, что попутный газ де-юре не существует, полезным ископаемым он также не считается, а потому налогом на добычу его производство не облагается. Положительный момент для недропользователей.

Тему законодательной базы в вопросах попутного газа продолжила в своем докладе Наталья Андреева, директор Института комплексного проектирования обустройства месторождений углеводородов РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Она сделала обзор истории утилизации попутного газа в России и текущего положения вещей в законодательстве, действий ключевых компаний по достижению требуемого уровня утилизации и роли общественных организаций в совершенствовании законодательной базы. В частности, действует направление «Попутный нефтяной газа» в экспертном совете при Российском газовом обществе, законодательные инициативы исходят от Союза нефтегазопромышленников России. Положительным Наталья Андреева отметила тот факт, что с недавнего времени центральная комиссия по разработке нефтяных месторождений при экспертизе проектов освоения (которых более 500 в рассмотрении) отклоняет те проекты, где отсутствуют решения по полезному использованию попутного газа. Это говорит о том, что на новых объектах мероприятия по утилизации ПНГ не будут «догонять» добычу нефти и «пристраиваться» к технологическим решениям и инфраструктуре нефтедобычи, а учитываться на начальном этапе в составе комплексного проекта освоения недр. По словам Натальи Андреевой, включение мероприятий по утилизации газа в первоначальный проект позволяет экономить 7-10% капитальных затрат на эти объекты. Все это говорит о том, что ЦКР своими решениями обозначает качественно новое отношение к ПНГ – не как побочному продукту, а как к равноправному с нефтью самостоятельному товару.

К сожалению, такая позиция пока законодательно не закреплена. По словам Натальи Андреевой, несмотря на то, что комплексный документ «Генеральная схема развития нефтяной отрасли до 2020 года» был утвержден и получил в целом высокую оценку, стратегических инициатив в вопросах попутного газа он не несет, ссылаясь на планы нефтяных компаний, не раскрывая даже положения вещей с ресурсами попутного газа, подлежащих освоению. Отсюда вытекает необходимость создания самостоятельной программы использования ПНГ в федеральном масштабе. Программа должна по меньшей мере вносить ясность в ресурсную базу и методы ее определения, контроля и актуализации. Важным инструментом в работе по обновлению и созданию стандартов, регулирующих использование ПНГ, должна стать созданная по инициативе «НИПИгазпереработки» Рабочая группа №9 в Межотраслевом совете по техническому регулированию в нефтегазовом комплексе. Рабочая группа провела уже 6 заседаний. На последнем, например, была выдвинута инициатива разработки комплекса национальных стандартов «Попутный нефтяной газ. Методы определения состава, свойств и кондиционности».

Еще одним важным направлением работы в области попутного газа является построение эффективно функционирующей системы учета объемов добываемого ПНГ. Ведь, по словам Натальи Андреевой, автономный подсчет добытого нефтяного газа ведут и Ростехнадзор, и ЦДУ ТЭК на основе данных компаний и своих расчетов, и ряд других ведомств. Эти статистические данные подчас противоречат друг другу. Одной из тем, над которой Наталья Андреева предложила поразмыслить участникам мероприятий, является придание «НИПИгазпереработке» статуса головной организации, ведущей базу данных по ресурсам ПНГ, загрузке мощностей транспорта и газопереработки.

Более подробно тематики необходимой нормативной документации для анализа ПНГ коснулся в своем докладе Леонид Сапрыкин, заведующей лабораторией «Аккредитованная аналитическая лаборатория» ОАО «НИПИгазпереработка». Он затронул острую проблему необходимости организации анализа ПНГ на всех стадиях его добычи и подготовки. Был приведен пример использования современных портативных хроматографических экспресс-анализаторов, позволяющих проводить «он-лайн» отбор проб прямо из трубопровода и анализ всего за 7 минут около 40 компонентов в составе газа. Им было также отмечено, создание уже упомянутого национального стандарта «Попутный нефтяной газ. Методы определения состава, свойств и кондиционности» позволит унифицировать подходы к анализу состава ПНГ, более объективно судить о его потребительских и технологических свойствах, а также оптимизировать методы его использования. В составе этого нацстандарта целесообразно выделить 6 нормативных документов: «Отбор проб ПНГ», «Определение полного компонентного состава ПНГ», «Определение содержания сероводорода и сернистых соединений», «Определение содержания специфических примесей», «Определение содержания механических примесей и аэрозольно-капельной жидкости», «Определение содержания метанола методом газовой хроматографии»

Статус проблемы

Собственно, статус-кво в проектах по утилизации ПНГ зафиксировала в своем выступлении начальник отдела развития инфраструктуры ТЭК Департамента по недропользованию ХМАО-Югры Ирина Макуха.

Из 16,8 млрд м3 сожженного в 2011 году попутного газа 5,38 м3 пришлось на ХМАО. Причем именно в округе добывается 53,5% всего попутного газа в России. Так что решение проблемы полной утилизации ПНГ в Югре должно стать самым весомым вкладом в выполнение этой задачи в стране в целом.

Какими путями нефтяные компании идут к отметке в 95%? В 2011 году основным способом полезного использования попутного газа в округе стала подача его на переработку на ГПЗ – 63,8% объемов или 23,4 млрд м3. Вторым по значимости (2,52 млр м3, 6,9%) является поставка газа на крупные ГРЭС для выработки электроэнергии. Третье место – поставки газа на объекты промысловой энергетики (ГТЭС и ГПЭС). На эти цели было использовано 2,2 млрд м3 или 6%. Причем это направление утилизации ПНГ является наиболее динамично развивающимся в Югре. За 10 лет с 2001 по 2011 годы количество промысловых электростанций увеличилось с 3 до 56, а их суммарная установленная мощность выросла в 19 раз: с 62 до 1243 МВт. Наиболее активный пользователь промысловых электростанций – «Сургутнефтегаз». Во многом за счет этого уровень утилизации ПНГ на месторождениях этой компаний уже давно превышает нормативные 95%. Компания оперирует 24 станциями общей мощностью 518,2 МВт. В 2011 году они потребили 1,34 млрд м3 попутного газа. А самые крупные по мощности станции у «Роснефти». Их всего две, но суммарная установленная электрическая мощность составляет 193,4 МВт, газопотребление – 463,7 млн м3. 8 маломощных станций есть у «Славнефть-Мегионнефтегаз», 6 – у «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

По словам Ирины Макухи, в 2007-2011 годы недропользователями в ХМАО в проекты по утилизации попутного газа вложено 103,9 млрд рублей, причем большая часть – именно в малую генерацию – 46,5 млрд рублей или 45%.

Вследствие этого значительно меняется структура направлений полезного использования попутного газа в округе. Если в 2004 году основными направлениями использования ПНГ были поставки на ГПЗ (13,6 млрд м3) и ГРЭС (сырой газ 8,7 мдрд м3), а сжигалось 6,4 млрд м3, то с 2007 года начала расти доля поставок газа на объекты промысловой генерации. Также увеличились поставки газа на ГПЗ, а ГРЭС стали переходить с сырого газа на отбензиненный – продукт газопереработки, поэтому доля ГРЭС в утилизации сырого газа сократилась до 2,5 млрд м3. Так что малая энергетика остается оптимальным решением проблемы утилизации ПНГ на месторождениях, где невозможен его сбор и подача на ГПЗ, а также в регионах с интенсивным бурением и дефицитом сетевого электричества. По прогнозам администрации ХМАО в 2014 году, когда уровень утилизации ПНГ в округе достигнет положенных 95%, на долю малой энергетики будет приходиться 8,1% (2,9 млрд м3) поставок газа, что сделает это направлением вторым после поставок на ГПЗ. Уже сейчас в регионе насчитывается 22 проекта создания объектов промысловой энергетики.

В последние годы, по данным отраслевых экспертов, на второе место по объемам сжигания ПНГ после ХМАО вырвалась Восточная Сибирь. В 2011 году там было сожжено 5,7 млрд м3 газа, главным образом это объемы, добываемые в рамках Ванкорского проекта «Роснефти». При этом в ХМАО и ЯНАО – основных нефтедобывающих регионах страны, в 2011 году сгорело 7,5 млрд м3 ПНГ. Развивая свою газопереработку в Западной Сибири, газоперерабатывающий и нефтехимический холдинг СИБУР может в ближайшие годы довести мощности ГПЗ до 23 млрд м3 в год. Иными словами, проекты СИБУРа могут позволить утилизировать практически все те объемы в округе, которые горят сверх разрешенных 5%. Отсюда, по мнению директора стратегического сырьевого обеспечения СИБУРа Дениса Соломатина, вытекает фундаментальный вывод о том, что производство легкого углеводородного сырья для нефтехимии из попутного газа имеет объективный «потолок», который обозначится уже в ближайшие годы. Поэтому второй сырьевой основой нефтехимической промышленности в целом и СИБУРа в частности может стать переработка «жирного» природного газа и газового конденсата. Для этого холдинг синхронизирует планы своего развития с намерениями крупнейших компаний-переработчиков нестабильного газового конденсата («НОВАТЭК», «Газпром», ТНК-ВР) и готовится начать строительство магистральной системы продуктопроводов, которая позволит транспортировать дополнительные объемы легкого сырья с Пуровского ЗПК «НОВАТЭКа» и производств других нефтегазовых компаний для переработки в Тобольск. Эта же система продуктопроводов от Пуровского ЗПК до Тобольска оптимизирует логистику продукции всех газоперерабатывающих заводов СИБУРа.

Инновации и технологии

Таким образом, основными путями достижения 95%-й утилизации ПНГ в основных добывающих регионах являются поставки газа на ГПЗ и связанные с этим проекты расширения мощностей и строительства компрессорных станций, и промысловая генерация. Однако существенным остается вопрос об утилизации газа на удаленных, автономных месторождениях, которые не соединены и по экономическим соображениям не могут быть соединены трубопроводами с КС или ГПЗ. А выработка электроэнергии на них также неэффективна по причине, например, относительно больших дебетов газа и вытекающей из них относительно большой мощности энергоагрегатов, электричество которых не может быть в полном объеме потреблено на месторождении, а транспорт электричества также невозможен. До тех пор, пока действующее законодательство никак не выделяет такие месторождения в особую категорию, а сжигаемый на них газ облагается точно такими же штрафами, поиск путей решения проблемы будет продолжаться. Принципиально проблема утилизации ПНГ на таких промыслах может решаться путем перевода ПНГ в жидкую продукцию, которая может транспортироваться вместе с добываемой нефтью.

Современных разработок российской науки в этом направлении касался доклад заместителя директора Института нефтехимического синтеза РАН Антона Максимова. Традиционной технологией превращения газообразного углеводородного сырья в жидкие углеводороды является получение синтез-газа с последующим его введением в процесс Фишера-Тропша. Проблема этого пути заключается в получении сложной смеси углеводородов, которая, во-первых, требует разделения, а во-вторых, требует дополнительной обработки образующихся тяжелых парафинов. В качестве альтернативы ИНХС РАН предлагает технологию получения бензиновых фракций или аналога легкого газового конденсата не через стадию Фишера-Тропша, а через промежуточный синтез диметилового эфира. В этом случае удается сэкономить на числе технологических операций (и соответственно, оборудования). Такая технология рассчитана на переработку в год 150-160 млн м3 попутного газа с получением 65-75 тыс. тонн легкого газового конденсата.

Что касается самого процесса производства бензина из синтез-газа через промежуточное производство кислородсодержащих соединений (метанол или эфир), разработка ИНХС выигрывает у большинства аналогов по компонентному составу продуктов. Содержание нормальных и изо-парафинов в одном из вариантов процесса на уровне 14% и 76-77% соответственно, следовые количества бензола, 5,5% нафтенов С6+, 4% ароматики С7+, в том числе меньше 1% бензола. С другой стороны, технология ИНХС, которая только переходит на стадию пилотных испытаний (установка на 2 кг/час легкого конденсата), проигрывает, например, процессам Mobil и TIGAS в том, что они уже промышленной внедрены.

Впрочем, выступление Антона Максимова в технологическом блоке пленарных докладов оказалось единственным, посвященным новым технологиям переработки углеводородных газов. Формируя повестку соответствующей тематической секции мероприятия, остальные сообщения касались вопросов энергоэффективности традиционных производств. Профессор МИТХТ им. Ломоносова Андрей Тимошенко рассказывал о возможностях оптимизации работы колонного оборудования за счет применения части принципов термодинамически обратимой ректификации. Он привел пример японской пилотной ректификационной колонны для смеси бензол-толуол, реализующей принцип дифференциального подвода и отвода тепла по высоте аппарата. Экспериментально подтверждено снижение энергопотребления на 60%. Вторым направлением энергосбережения является применение колонн с полностью или частично связанными потоками при разделении многокомпонентных смесей. Этот принцип может применяться в схемах со сложными колоннами при равенстве давлений во всех аппаратах. Так, при использовании колонны с полностью связанными потоками (колонна Петлюка) вместо постадийного отделения пентановой фракции от фракции С6+ с последующим разделением пентанов возможно снижение энергопотребления на 35%. Аналогично в системе «колонна-дебутанизатор – бутановая колонна», как показывают расчеты одного из промышленных объектов, применение полностью связанных потоков может обеспечить снижение энергопотребления на величину около 34%, частично связанных потоков – около 31%. Таким образом, применение этих подходов целессобразно на предприятиях газофракционирования или цехах газоразделения пиролиза.

Выступавший вслед за Андреем Тимошенко заведующий лабораторией исследования тепломассообменных процессов ОАО «НИПИгазпереработка» Александр Литвиненко рассказал об экспериментальной проверке возможности снижения энергопотребления с применением частичного связывания материальных и тепловых потоков на примере разделения фракции С4+. Полученные в работе результаты свидетельствуют о снижении в схеме с частично связанными потоками по сравнению с классической схемой уровня подводимой мощности на 10,1%. При этом управляемость процесса, оцениваемая по изменению четкости разделения и времени стабилизации состава продуктов после изменения производительности и состава исходной смеси практически не пострадала.

Вернуться в раздел