В настоящее время в Компании все больше внимания уделяется вопросам развития газового бизнеса. Но в представлении большинства специалистов, попутный нефтяной газ – это «вредный» продукт, это то, что мешает добывать нефть и с чем нужно бороться, поскольку необходимо создавать системы для сбора газа, его транспортировки и эффективного использования. В то же время, если не заниматься утилизацией газа, возникают риски отзыва лицензий на разработку нефтяных месторождений и увеличения штрафных санкций за ухудшение экологического состояния окружающей среды.
При разработке газоконденсатных месторождений продукция скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где происходит очистка газа от механических примесей и фракция С1 (метан) отделяется от остальных углеводородов – нестабильного конденсата. Нестабильный конденсат поступает на установку деэтанизации и стабилизации конденсата (УДСК), где происходит разделение смеси на три потока:
С2 (этан) поступает на смешивание с С1 и подается в систему магистральных газопроводов или на переработку.
Стабильный конденсат (фракции С5+ВЫСШ.) может поступать в систему магистральных нефтепроводов, на отгрузку железнодорожными цистернами (как продукция) или на переработку.
ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) может использоваться для отгрузки в специальные железнодорожные цистерны для дальнейшей переработки или выработки электроэнергии, получения пропан-бутанов и других целей.
Стандартная схема получения и использования попутного нефтяного газа
При разработке нефтяных месторождений углеводородная смесь поступает на установки подготовки нефти, на которых проводится очистка нефти от механических примесей, от воды (после ее отделения она поступает в систему поддержания пластового давления – ППД), а для обеспечения возможности перекачки нефти насосами происходит выделение газовых фракций на I и II ступенях сепарации попутного нефтяного газа (ПНГ). Объем и состав ПНГ зависят от газового фактора и принятой технологии подготовки нефти и могут значительно отличаться на различных месторождениях. В большинстве случаев рациональным решением использования газа является комплексный подход, т.е. применение нескольких методов утилизации газа.
Основные объемы ПНГ выделяются на I ступени сепарации (жирный газ) и имеют давление от 3 до 6 кгс/см2. Попутный газ с таким давлением после соответствующей подготовки проще и дешевле отправлять потребителям – на котельные, на печи нагрева нефти, на газоперерабатывающие заводы, на компрессорные станции для дальнейшей транспортировки. ПНГ II ступени сепарации выделяется в относительно небольших объемах и требует значительных затрат на компримирование, т.к. его давление составляет от 0,3 до 3 кгс/см2. В основном он используется для собственных технологических нужд, но может и транспортироваться до потребителей.
Замена устаревшего оборудования на котлы длительного горения
Подготовка ПНГ необходима для удаления из газа влаги и «жирных» фракций (С3+ВЫСШ.), иначе в процессе его использования может возникнуть выпадение жидких фракций в газопроводных системах или закоксование горелок при сжигании в топках котлов. Пожалуй наилучшим для данного вида топлива будут котлы длительного горения украинского производства, КПД которых доходит до 92%. После подготовки попутный газ переходит в товарный продукт, который уже называется сухой отбензиненный газ (СОГ). При подготовке ПНГ можно также получать стабильные углеводороды (С5+ВЫСШ.) и ШФЛУ.
Рассматривая потенциал увеличения добавленной стоимости газовых проектов необходимо определять экономическую целесообразность их реализации с учетом возможностей транспорта и наличия потребителей различных видов продукции – как самого газа, так и его производных (тепла, электроэнергии, продуктов газопереработки).
Увеличение рентабельности газовых проектов может достигаться не только путем реализации продукции сторонним покупателям, но и через существенное сокращение собственных затрат на производство электроэнергии, метанола и растворителей на собственные нужды. Киотский протокол также направлен на стимулирование сокращений выбросов в атмосферу.
Наибольшую добавочную стоимость дают продукты газохимии. Существенным достоинством газохимической переработки является отказ от газотранспортной системы и переход на транспорт жидких или твердых продуктов с высокой удельной стоимостью.
При развитии газового бизнеса необходимо рассматривать отдельно друг от друга крупные газохимические производства (с мощностью более 500 млн м3 в год по сырьевому газу) и объекты малой газохимии (с мощностью линий 10-100 млн м3 в год по сырьевому газу). Это различие определяется как объемом проектных работ, так и требованиями к транспортно-энергетической структуре месторасположения объектов.
Создание крупнотоннажных производств по переработке газа требует значительных инвестиций и времени для их строительства, но при ограниченных возможностях реализации газа позволит не только получить дополнительную прибыль в рамках государственных программ, но и значительно снизить риски отзыва лицензий. Такое строительство представляет собой крупный мультиотраслевой региональный проект, несущий, в том числе, высокую социальную нагрузку.
Малотоннажные установки по переработке газа в условиях укрупненного промысла позволяют значительно сэкономить средства на создание газотранспортной инфраструктуры и довести использование ПНГ до уровня требований лицензионных соглашений. Разработка и использование индивидуальных (единичных) установок требует больших инвестиций на начальной стадии. Существенное сокращение затрат при дальнейшем тиражировании таких установок, особенно при переходе на стадию мелкосерийного производства, позволит сделать их высокорентабельными.
Для выбора наиболее рационального комплекса по утилизации (монетизации) газа планируется создать методологию, состоящую из возможных вариантов использования газов в зависимости от следующих критериев: тип месторождений, объем газа, который может быть утилизирован, расстояние до потребителей, удельные показатели стоимости проектов.
Цель ее создания состоит в том, чтобы на основании укрупненных оценок капитальных и эксплуатационных затрат определить рекомендуемые технологии для последующего сравнения вариантов по доходности и использовать их для монетизации газа.
Для этого планируется разработать:
типовые схемы утилизации газа в виде технологически завершенных блоков;
автоматизированную методику оценки стоимости установок (CAPEX & OPEX) на основании общих входных данных;
региональную методику оценки выручки от реализации продуктов переработки.
Утвержденная программа внедрения наиболее выгодных вариантов использования газа с применением новейших технологий позволит Компании в ближайшей перспективе наиболее полно реализовать свой газовый потенциал.
