О достоверности учета ПНГ

27.10.10 09:40

Если мы говорим, что заявляемые и реальные цифры выделения и сжигания ПНГ могут различаться в два и более раза, давайте рассмотрим, какие решения можно принять на основании ошибочной и достоверной оценки ресурса ПНГ.

При отборах анализов ПНГ на вторых и концевых ступенях сепарации временно поднимают давление в сепараторах, имея ввиду то обстоятельств, что методики ГОСТ 23781-87, по которым делается хроматографический анализ, не допускают наличия фракций С5 выше 1%, а методики нового ГОСТ 31371.7-08 разрешают измерения молярной доли пропана не более 6%, бутана не более 4%, пентанов не более 2%, гексанов не более 1%, гептанов не более 0,25%, что соответствует составу сухого газа первой ступени сепарации или осушенного подготовленного СОГ, но не газа второй и тем более третьей ступени сепарации. Лаборанты таким образом снижают в пробе количество нежелательных фракций путем подъема давления отбора, не придавая этому значения. При этом естественно в сепараторе происходит смещение равновесия газ-жидкость в сторону обеднения состава выделяющегося ПНГ и уменьшения его количества. Более того, получение анализа с более «сухим» составом газа выгодно недропользователю в тактическом, краткосрочном плане, т.к. позволяет снижать заявляемое количество вредных выбросов в атмосферу, снижать отчетные цифры сжигания ПНГ, планировать мероприятия на его утилизацию меньшей (как ошибочно кажется недропользователю) стоимостью...

Во многих анализах место отбора проб не указывается вообще, как и параметры, при которых пробы отбирались. Ответственные лица недропользователя предоставляют анализ ПНГ, присовокупляя к нему данные о давлении и температуре на тех аппаратах, с которых предполагается осуществлять отбор ПНГ на газоиспользующее оборудование, а не мест реального отбора пробы. Количество ПНГ заявляется обычно меньшее, чем есть на самом деле. Так накладываются неверные количественные данные на неверный компонентный состав. Используя такие данные, невозможно принять взвешенное, верное решение о способе рационального использования ПНГ для этого объекта. Но многие это воспринимают как досадные, но вполне приемлемые «мелочи».

Давайте на примере посмотрим, такие ли это мелочи, и какими ошибками в стратегии использования ПНГ они чреваты.

Мы имеем попутный газ со второй ступени сепарации, получаемый при рабочем избыточном давлении 2 кг•с/см² (таб.1, выделенные фоном столбцы). Расход ПНГ, т.е. его выделение на второй ступени сепарации, соответствует примерно 16 млн м³ ПНГ в год, что является типичным для большинства объектов подготовки нефти. Примем эти показатели, как реальные.

Будем считать, что переработчик газа ориентируется на выпуск ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов), и не будем принимать во внимание возможность его дальнейшего фракционирования и использования СОГ. Не будем также обсуждать экономические показатели такого производства. В данном случае интересно изменение количественных показателей, как повод для принятия того или иного решения инвестором, причем под инвестором надо понимать как стороннего переработчика, так и саму нефтяную компанию-владельца ПНГ.

Итак, при реальных условиях переработчик может получить 504,638 кг ШФЛУ в час (4420 т в год).

Представим типичную ситуацию, когда для отбора анализов ПНГ давление в сепараторе второй ступени подняли по сравнению с базовым режимом всего на 1 кг•с/см². В результате на стол руководителю ляжет документ, в котором будет сказано, что при переработке этого газа получится 366,967 кг ШФЛУ в час, или 3214 т в год, т.е. на 27% меньше реального. Но для руководителя реальным будет лежащий перед ним документ. Примет ли он положительное решение об инвестировании в газопереработку? Или он скажет, что таким количеством жидкой фракции можно пренебречь, т.к. реализация проекта слишком дорога, а вместо производства жидкой продукции надо построить газопоршневую электростанцию, т.к. газ довольно сухой. Результат: электростанция будет построена, но не будет нормально работать из-за обилия пропана-бутана и бензинов, а продукция, которая могла бы быть получена и дала бы реальный экономический эффект – получена не будет, а будет завуалированным образом уничтожена.

Рассмотрим другую ситуацию. При неизменном количестве нефти в компании изменили схему ее подготовки, снизив давление на второй ступени до 1 кг•с/см². Но новый анализ не делался, и для принятия решения инвестору (переработчику) дают старый анализ, по которому получаются те же самые 4420 т ШФЛУ в год, снабдив его новыми параметрами давления. Инвестору кажется, что количество продукции маловато, и он продолжает поиск приемлемых для него вариантов в другой компании. Но если бы ему дали актуальный анализ, соответствующий настоящему техрежиму, т.е. давлению 1 кг•с/см², то он увидел бы возможность получения 740,058 кг ШФЛУ в час, что на 47% больше показанного ему устаревшего числа. Достоверные данные позволили бы принять положительное решение об инвестировании.

Вариаций на эту тему может быть великое множество. Это цена ошибки только на 1 кг•с/см², а ведь давление могут поднять или опустить не на 1, а на 2 единицы или больше. Примерно такой же эффект наблюдается при изменении температуры техпроцесса на 10ºС. А если эффект давления и температуры накладывается друг на друга?

Часто бывает, когда для разработки вариантов технических решений используются устаревшие данные, не сверенные с новыми геологическими данными по месторождению, когда вместо отдельных анализов с первой, второй и третьей ступени дают общий усредненный анализ, но усредненный не по соотношению компонентов и количеству газа на ступенях, а по среднему арифметическому? Влияют на состав ПНГ подключение новых скважин, вывод скважин из работы, измерение режима скважин, введение «горячих» ступеней сепарации, изменение количества нефти, изменение обводненности нефти и другие факторы.

Однозначно можно сказать, что небрежное отношение к проведению не только непосредственно анализов ПНГ, а вообще к процессу подготовки решений по его рациональному использованию приводит к реализации в лучшем случае трудноокупаемых, а в большинстве случаев вообще не окупаемых, нерентабельных проектов, и которые не решают проблему сжигания ПНГ. Вместо получения доходов инвестор несет бремя дополнительных расходов, что влияет не только на экономику отдельно взятого объекта, но и изымает часть доходов бюджета за счет увеличения расходной части баланса налогоплательщика.

В контексте требований достоверности исходной информации для принятия стратегических решений стоит упомянуть наличие в попутном газе большого содержания этана – ценного газохимического сырья, к сожалению не востребованного российской химической промышленностью. Но одно дело – когда говорится о 15-20 млрд. м³ неиспользованного ПНГ, соответственно и количество этана, как сырья, мало кого интересует. Другое дело, если мы понимаем, что объекты сжигания ПНГ крупнее, ресурс в разы больше, чем показывается – то может быть, и решения о целесообразности использования этана будут другие, положительные? Может быть, это будет толчком, стимулом к развитию этановой газохимии, и производства по получению этана из ПНГ и СОГ будут востребованы и их станут проектировать и строить, как и установки по переработке этана. Совершенно очевидно, что не весь этан можно будет извлекать, и не из всего количества ПНГ, но если при ежегодном сжигании декларируемых официально 20 млрд. м³ ПНГ этана в нем содержится 1,6 млрд. м³, и ими легко пренебречь, то в 60 млрд. м³ сжигаемого ПНГ этана уже почти 5 млрд. м³, а если принять во внимание, что для выделения этана можно использовать не только сжигаемый сейчас ПНГ, но и используемый, то это 8,5 млрд. м³. Есть над чем подумать.

Надо добиться организации достоверного учета и сведения баланса добываемого, используемого, теряемого и уничтожаемого газа. Для этого нужна добрая воля НК и приборы учета. Но на самом деле, если бы проблема учета ПНГ была бы только в техническом оснащении – ее давно бы решили. Проблема в другом – через организацию не показного, а достоверного учета ПНГ могут выявится какие-либо скрытые проблемы нефтяных компаний, в частности – реальные цифры потерь нефти, проблемы разубоживания месторождений (потеря качества полезного ископаемого, происходящая от снижения содержания полезного компонента или полезной составляющей при его добыче по сравнению с содержанием их в балансовых запасах, - прим. EnergyLand.info), нанесения гораздо большего вреда окружающей среде, а значит и людям, чем это декларируется, и все это грозит политическими и экономическими санкциями и рисками. Добрая воля к решению вопроса может появиться через осознание насущной необходимости наличия достоверных данных. Необходимость эта есть уже сейчас, но если ее невозможно осознать, то нужно такое осознание стимулировать со стороны государства. Если приборы учета отсутствуют, или достоверность их показаний сомнительна, можно применять расчет по газовому фактору, единому для всех – например, 1000 м³ на тонну добытой нефти. 

Олег Чемезов, вице-президент ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», директор филиала «ТНК-ВР Сибирь» в г.Тюмени:

- Роль государства не должна ограничиваться расстановкой барьеров на пути сжигания ПНГ. Сейчас это будет очень дорого стоить, но экономика компании от этого не изменилась - потому что пока наши месторождения находятся очень далеко и у Газпрома существуют внутренние ограничения по приему нашего газа. Придется инвестировать очень много в новые технологии, чтобы подготовить газ для его сдачи «в трубу». Поэтому пока газ приходится сжигать даже при сколь угодно крупных штрафах.

Это, конечно, экологическая и экономическая проблема, поэтому роль государства была бы очень существенна с точки зрения создания инфраструктуры – в частности, объектов, связанных с утилизацией ПНГ. Конечно, мы ставим газотурбинные электростанции на ПНГ, станции по его подготовке и переработке, но зачастую это неэффективно в силу больших расстояний и слабой инфраструктуры наших лицензионных участков.

- ПНГ - это важная тема, для решения проблемы утилизации попутного газа нужно порядка $25-30 млрд. только на создание инфраструктуры, но даже и она не решит всех вопросов. Куда деть дополнительные 20 млрд. м³ газа, которые появятся в балансе, как они повлияют на рынок? Ямал в этом смысле находится даже не в самом плохом положении – там можно заняться газохимией и вывезти ее продукцию морским путем. А если утилизировать попутный газ в ХМАО, то доставить продукцию его переработки потребителям железнодорожным транспортом стоит $60 за тонну. То есть утилизировать ПНГ в стране – это сверхзадача. В октябре должно состояться совместное совещание Российского газового общества с администрацией Президента, но заранее понятно, что позиция руководства страны по этому вопросу однозначна. Пересматриваться она не будет, мы все равно добьемся если не к 2012 году (хотя эти сроки никто не отменял), то в самое короткое время утилизации 90% ПНГ, эта задача будет достигнута. Дальше продолжаться его сжигание уже не может и не будет. Таких переносов сроков, как по переходу на горючее стандартов Евро-4 и Евро-5, ждать не стоит – по ПНГ позиция государства четкая и определенная.

- Сейчас вопросам утилизации, использования попутного газа уделяется очень большое внимание. Мы планируем заниматься им и в дальнейшем, до 2012 г., и никто дату сдвигать не будет. В ближайшее время рассматривается тема по повышению тех штрафов, которые утверждены постановлением Правительства. Вопрос экономического стимулирования стоит на первом месте. Плюс ко всему, когда мы сейчас рассматриваем вопрос, будет ли государство вкладываться в инфраструктуру либо не будет, то это связывается с источником доходов. Как известно, сейчас налог НДПИ на ПНГ имеет нулевую ставку. В принципе, планируется введение ставки НДПИ, но при этом параллельно рассматривается и вопросы инвестиций в инфраструктуру. Государство, если и пойдет на такие шаги, то для этого должны быть найдены доходные источники. Что касается доступа к трубе и других вопросов, в том числе подключения к электросистеме, то этот вопрос находится в поле внимание министерства энергетики. Утилизация ПНГ влияет на экономику месторождений - но ни одна из добывающих компаний не показала, как происходит это влияние. Разработка месторождения – комплексный процесс, и проект утилизации ПНГ нельзя рассматривать отдельно от него как исключительно затратный. Именно в комплексе надо рассматривать инструменты, которые будут экономически стимулировать утилизацию ПНГ.

Читайте также: