Сжигаем деньги на факелах

13.10.10 08:48

По данным Ростехнадзора, на начало 2009 г. узлами инструментального учета было оснащено всего 48,3% факельных систем. То, что называется учетом – на самом деле таковым не является, т.к. «из установленных измерительных приборов на факельных системах превалируют устаревшие образцы, как правило, до этого использовавшиеся на других объектах. Эти приборы не опломбированы, обслуживающий персонал без проблем может влиять на результаты учета ПНГ. Некоторые приборы собраны по частям из разных моделей, разрешение Ростехнадзора отсутствует или имеется только на какой-то один элемент. Даже современные приборы не имеют пломб и отключаются поворотом шарового крана».  Т.е. инструментального учета фактически нет!

1. Актуальные и обоснованные данные о газовом факторе (а не утвержденную ЦКР бумагу);

2. Точные данные о количестве пришедшей на сепарацию нефти;

3. Точные данные о расходе ПНГ на собственные нужды, о технологических потерях (а у нас эти величины заявительные и в отчетах идут одной цифрой).

При выполнении этих условий можно четко свести баланс ПНГ, но поскольку данные о газовом факторе не имеют ничего общего с действительностью, как и данные о расходе и потерях, то и оценка величины сжигания ПНГ более чем сомнительна. Газовый фактор выше там, где есть инструментальный учет и заинтересованность компании в реальном использовании ПНГ. Например, «Сургутнефтегаз», имея самую высокую по отрасли, близкую к 100% оснащенность приборами учета ПНГ и самую высокую степень его использования, на тонну нефти добывает 240 м³ ПНГ, в то время как среднероссийский показатель – порядка 130 м³ на тонну.

Иначе можно прибегнуть к спутниковым оценкам сжигания ПНГ.

По данным мониторинга Национальной океанической и атмосферной администрации США (NOAA), в России в 2009 г. было сожжено 46 млрд. м³. Но даже такая величина не является полной! При проведении калибровки результатов в оценку не попадают факелы концевых ступеней сепарации, лежачие факелы, факелы, на которых сжигается менее 20-30 млн м³ ПНГ в год. Таких факелов, по данным Ростехнадзора, в стране 1654, на которых по официальным данным сжигается 9 млрд. м³ ПНГ в год. Т.е. к оценке в 45 млрд. м³ надо прибавить как минимум 9 млрд. м³, а если принять во внимание, что официальные данные по оценкам экспертов занижены в 2-3 раза, то прибавлять надо минимум 18 млрд. м³.

Таким образом, получим оценку сжигания на уровне 63 млрд. м³ ПНГ в год, что представляется более достоверным.

Можно применить количественную оценку на основе официальных данных по добыче нефти и газа: по информации ЦДУ ТЭК и данным нефтегазовых компаний, добыча нефти в РФ за 7 мес. 2010 г. составляет 292,55 млн т, что в пересчете на год составит 501,5 млн т. Если умножить это количество на величину газового фактора по «Сургутнефтегазу» (240 м³ на тонну нефти), то получим 120,4 млрд. м³ в год. С другой стороны, те же источники говорят о суммарной добыче природного и попутного газа за аналогичный период на уровне 663 млрд. м³ в год, а чистая добыча природного газа может быть оценена в 544,6 млрд. м³ в год. Вычитая, получим 118,4 млрд. м³ ПНГ.

За 2008 г., по данным Росстата, добыто 51,4 млрд. м³, а по данным ЦДУ ТЭК - 60,5 млрд. м³. Это в два раза отличается от приведенной нами оценки. По разным официальным данным, приведенным в «Аналитической записке» Счетной палаты РФ (утв. в марте т.г.), прядка 40-45 млрд. м³ ПНГ перерабатывается или как-то используется, при этом в данный показатель включены и технологические потери. Но примем, что цифра использования ПНГ в 45 млрд. м³ достоверна, т.к. использование газа можно с большой точностью вычислить даже при отсутствии приборов учета, по технологическим показателям потребления газоиспользующих технических устройств. Тогда вычтем из оценочной цифры сжигания ПНГ цифру его использования: 118 - 45 = 73 млрд. м³ сжигаемого (не используемого) газа. Полученная величина корректно сравнима с вышеприведенной оценкой на основе спутниковых данных.

Не будем здесь подвергать анализу официальные показатели использования ПНГ, остановимся на цифре уничтожаемого на факелах газа. При этом, давая публике пищу для размышления, не будем настаивать на цифре сжигания в 73 млрд. м³, а примем ее равной другим, ранее дававшимся экспертным оценкам на уровне 60 млрд. м³, а цифру добычи на уровне 105 млрд. м³ (60 сжиг. + 45 использ.) в год. Оценим потери отрасли с точки зрения переоценки чистых потерь нефти и возможных к получению продуктов.

Разобьем весь объем добываемого ПНГ на газ трех ступеней сепарации, при этом учтем, что при разгазировании нефти обычное соотношение выделения ПНГ по ступеням сепарации нефти следующее (в объемных %%) – 77 / 15 / 8. Важно учесть, что при двухступенчатой схеме сепарации процент газа концевой ступени остается практически неизменным, на уровне 8%. Так, полученные 105 млрд. м³ ПНГ распределятся по ступеням сепарации в следующем соотношении (I,II,III ступени, в млрд. м³): 80,85 / 15,75 / 8,4.

В основном, именно газ первой ступени сепарации используется рационально, т.к. он «суше», содержит меньше конденсирующихся фракций и его подготовка стоит дешевле, либо он может использоваться вообще без подготовки. Газ второй и концевых ступеней, за редким исключением, вообще не используется. Т.е. соотношение уничтожаемого ПНГ будет следующим: 80,85 млрд. м³ всего – 45 млрд. м³ используемого = 35,85 млрд. м³ первой ступени, 15,75 млрд. м³ второй ступени и 8,4 млрд. м³ концевых ступеней, всего 60 млрд. м³.

Примем плотность ПНГ по представленным составам: 0,9 для первой ступени; 1,3 для второй ступени и 2,07 для концевых ступеней. Масса ПНГ по ступеням и общая масса сжигаемого ПНГ составят: 35,85 млрд. м³ * 0,9/1000 = 32,3 млн т; 15,75 млрд. м³ * 1,3/1000 = 20,5 млн т; 8,4 млрд. м³ * 2,07/1000 = 17,4 млн т. Так, 60 млрд. м³ сжигаемого ПНГ имеют массу 70,2 млн т.

Представляется интересным обратить внимание на соотношение объема и массы компонентов ПНГ по ступеням сепарации, и поставить вопрос о целесообразности ведения учета ПНГ, и соответственно сведения баланса добываемого, используемого, теряемого и уничтожаемого ПНГ и получаемой из ПНГ продукции в массовом, а не объемном выражении.

Из представленных диаграмм видно изменение соотношения легких метан-этановых фракций к пропан-бутановым и бензиновым фракциям, значительное уменьшение содержания легких фракций и значительное увеличение содержания бензиновых фракций по мере прохождения ступеней сепарации. 

При соотношениях компонентов, представленных в таб. 1, с учетом поправки на выделение не химически чистых веществ, а продуктов, возможных к получению при современном уровне технического оснащения и при выборе рентабельных вариантов переработки ПНГ, учитывая, что при этом часть пропана, бутана и бензина по степени насыщения перейдет в состав СОГ или будет израсходована, получим:

Потери продуктов – природного газа (СОГ), СУГ (ПБА), нефти (БГС), млн. тонн в год, по ступеням сепарации.

Как видно из приведенных данных, чистые потери нефти (бензиновые фракции) при сжигании ПНГ в настоящее время составляют 7,28  млн. т в год, или 1,45% от добываемой в России нефти, что существенно отличается от официально принятого показателя потерь нефти в 0,2%.

Чистые потери сжиженного углеводородного газа – смеси пропан-бутановой – составляют  21,5 млн. т, т.е. 192,6% к общему производству СУГ на газоперерабатывающих заводах РФ (прогноз на 2010 г. по восьми истекшим месяцам – 11,16 млн. т).

Чистые потери природного горючего газа составляют 41,24 млн. т, или 54,3 млрд. м³ в год (при плотности 0,76), т.е. почти 10% от всего добываемого в РФ природного газа, ориентируясь на прогнозный объем 544,6 млрд. м³ в год. (Здесь автор намеренно называет сухой отбензиненный газ (СОГ) природным газом, т.к. по своему качеству он полностью соответствует ГОСТ 5542-87 ОСТ 51.40-93, и поэтому может корректно сравниваться с добываемым природным газом).

Мы понимаем, что приведенный довольно простой расчет не может быть в высокой степени достоверным и приниматься, как единственно верная точка зрения. Но он позволяет посмотреть на проблему сжигания ПНГ по иному и понять, что путь до ее решения будет не такой молниеносно короткий, как многим сейчас представляется. Ведь до сего дня на поприще оснащения газовых линий приборами учета особых успехов нет, и на поле переработки (если угодно – утилизации ПНГ), есть пока только громкие заявления о выделении миллиардов рублей и долларов на решение проблемы, и есть буквально единичные реально осуществленные проекты, но массового движения нет. Тем не менее, и НК и власти рапортуют об уверенном движении к достижению требуемой величины утилизации ПНГ кто к 2011, кто к 2012 году...

Подводя итог рассмотрению проблем оценки ресурса ПНГ в целом по РФ, можно сделать следующий вывод: методики и опыт оценки ресурса и сжигания ПНГ есть, как с помощью инструментального учета, так и с помощью косвенных оценок. Реализация инструментального учета как по объему, так и по массе не представляет сложности. Чтобы риторика о необходимости достоверного учета превратилась в реальные дела, нужно осознание недостоверного учета ПНГ как проблемы самими недропользователями - как положения, наносящего материальный ущерб компаниям и акционерам... И в месте с тем нужна политическая воля руководства страны к получению не красивой картины благополучного и скорого решения проблемы, а максимально достоверной информации. Ведь не зная правды, люди не могут принимать ответственные решения.

Читайте также: