Проблемы утилизации попутного газа

Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России

Выполнил студент

группы 335

Иванов Иван

Преподаватель Ильченко Л.В.

Объемы сжигания попутного газа в России

Реальные объемы добычи и сжигания НГП в России трудно оценить. По данным МПР, из 55млрд. м3 ежегодно добываемого НГП лишь 26%(14 млрд) направляется в переработку, 47% (26 млрд.) идет на нужды промыслов либо списывается на технологические потери и 27% (15 млдр.) сжигается в факелах. Таким образом, коэффициент утилизации газа составляет 73%. Более 80% от общего объема добычи НГП в России по данным 2021 года приходится на 4 нефтяные компании: Сургутнефтегаз, Роснефть, ЛУКОЙЛ, Газпромнефть.

Россия лидирует с великим отрывом по сжиганию ПНГ (50 млрд.) . Это говорит о том, что на долю нашей страны приходится треть мирового объема сжигания ПГ. Результате усилий, предпринятых на международном и национальных уровнях, практически во всех странах первой двадцатки наметилась тенденция к снижению объемов сжигания. Исключение составляет лишь 5 стран, и к ним, увы, относится и РФ, где до сих пор наблюдается рост объемов сжигания ПГ. В результате с лета 2019 года резко активизировались российские правительственные структуры, призывая принять решительные меры по прекращению сжигания ПГ.

Причины масштабного сжигания НПГ в России

Технические

• Отсутствие на многих месторождениях необходимой производственной и технологической инфраструктуры;

• Несовершенство методики и техники измерения, учета и оценки ресурсов НПГ, и, соответственно, недостаток данных об объемах сжигания и использования НПГ.

• Отсутствие технологий, позволяющих утилизировать НПГ

• Удаленность потенциальных рынков от мест разработки месторождений нефтедобычи .

Экономические причины

• Регулируемые государством цены на природный газ и затянувшийся процесс либерализации газового рынка.

• Низкие цены на НПГ.

• Повышенная капиталоемкость процессов сбора и направления на утилизацию НПГ (по сравнению с природным газом). Многие технические решения, которые в настоящее время реализованы в системах сбора и утилизации нефтяного попутного газа, ориентированы на применение централизованных систем.

• Незначительные штрафные санкции за выбросы продуктов горения попутного газа.

Организационно-институциональные причины

• Отсутствие экономической заинтересованности ряда нефтяных компаний в бизнесе, связанном со сбором, утилизацией и использованием НПГ.

• Несовершенство законодательно-нормативной базы.

• Неэффективность существующей в России системы государственного контроля и мониторинга за выполнением условий лицензионных соглашений, в том числе в плане утилизации НПГ.

• Конкуренция между различными государственными структурами, связанными с осуществлением мониторинга за состоянием различных сторон освоения и разработки месторождений углеводородного сырья.

• Ограниченный доступ нефтяных компаний к Единой системе газоснабжения (ЕСГС), заполненной природным газом Газпрома.

Экологические и климатические последствия масштабного сжигания ПГ

Сжигание НПГ приводит к значительным выбросам твердых загрязняющих веществ и ухудшению экологической обстановки в нефтепромысловых районах. По оценкам Минпромэнерго, в 2008 году в атмосферу в нефтедобывающих регионах было выброшено 321,8 тыс. тонн твердых загрязняющих веществ. Это 12% от общего объема выбросов в России.

В результате сжигания НПГ в факелах оказывается существенное воздействие на климат. При «технологических потерях» и сжигании НПГ в атмосферу выбрасывается диоксид углерода, активная сажа. В результате горения газа в факелах в России ежегодно образуется почти 100млн. тонн выбросов СО2, а сажи 05 млн. т. в год (в т.ч. окись азота, сернистый ангидрид, окись углерода.

Возможные пути утилизации попутного газа

• для выработки электроэнергии;
• использование неподготовленного («жирного») газа в котельных;
• химическая переработка;
• криогенная переработка;
• закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи
• переработка газа на синтетическое топливо

На месторождениях Ставропольского края рассматривается возможность использования специальных комплексов для использования и утилизации попутного газа .

Политика правительства РФ по повышению степени использования НПГ

Правительство Российской Федерации постановляет:

1. Установить целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках на 2021 год и последующие годы в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа (далее— целевой показатель).

2. Установить, что с 1 января 2021 г. плата за выбросы вредных (загрязняющих) веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках, рассчитывается: для объема, соответствующего значению целевого показателя, — в соответствии с пунктами 2–4 Порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 августа 1920 г. N 632;

Политика ведущих нефтяных компаний России

Лидером по использованию НПГ для генерирования энергии среди нефтяников является Сургутнефтегаз, на долю которого приходится более 27% общероссийской добычи попутного газа. Имея в непосредственной близости две мощные тепловые электростанции (Сургутские ГРЭС-1 и ГРЭС-2), он обладает преимуществами в вопросах утилизации НПГ по сравнению с другими компаниями. Особый акцент компания в последние годы делает на использование НПГ в качестве топлива для собственных электростанций. У компании, сотрудничающей с отечественными производителями авиадвигателей, уже сегодня работает 13 ГТЭС общей мощностью 343,5 МВт. Поскольку ежегодно Сургутнефтегаз потребляет порядка 1250 МВт энергии (данные за 2006 год), энергия, выработанная на собственных станциях, использующих в качестве топлива попутный газ, покрывает более четверти потребностей компании. Строятся и новые газопроводы — в 2007 г. было проложено около 120 км, в 2008 г. этот показатель составит 200 км. Компания Сатурн-Газовые турбины запустит еще две ГТЭС — на Западно-Чигоринском (на 12 МВт) и Верхненадымском (24 МВт) месторождениях. Кроме того, СНГ начинает строительство ГТЭС мощностью 36 МВт на Рогожниковском промысле, и продолжает работы на Талаканском месторождении в Якутии. Здесь уже готова газопоршневая станция, и началось строительство первой очереди мощной (144 МВт) ГТЭС,энергия с которой будет питать не только промыслы Талакана, но и НПС нефтепровода ВСТО.

Газпромнефть сделала ставку на использование газопоршневых электростанций (ГПЭ), которые могут работать в двухтопливном (дизель/газ) режиме. Сейчас такие ГПЭ функционируют на Еты-Пуровском и Крапивинском месторождениях. Сооружение ГПЭ предусмотрено программой «дочки» Газпромнефти, Газпромнефть-Хантос, которая на данном этапе утилизирует менее 20% добываемого НПГ. Первая ГПЭ, мощностью 10 МВт заработает на Южно-Приобском месторождении. После этого планируется начать строительство более мощной станции на 50 МВт, которая будет использовать 150–200 млн м3 попутного газа ежегодно. Ее ввод в эксплуатацию, вероятно, будет приурочен к выходу Южно-Приобского на уровень добычи в 10 млн твг, когда на месторождении параллельно будет добываться порядка 1 млрд м3 газа. В ЯНАО, где работает основное добывающее предприятие компании — Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз, — идет строительство ГТЭС на Сугмутском месторождении.

ЛУКОЙЛ делает ставку на имеющиеся у него четыре ГПЗ (их общая мощность составляет примерно 2,7 млрд м3 в год), а также планирует использовать НПГ для развития собственной энергетики. В настоящее время в дочерних обществах ЛУКОЙЛа эксплуатируется более 180 энергоисточников различных типов совокупной мощностью 65 МВт. ЛУКОЙЛ заключил контракт с компаниями Авиадвигатель и Искра-Энергетика на поставку шести энергоблоков для строительства ГТЭС мощностью 72 МВт на Ватьеганском месторождении, которая будет работать на попутном газе, собираемом на промыслах Когалымнефтегаза. Новая ГТЭС будет потреблять порядка 120 млн м3 газа в год. Она станет самым крупным объектом собственной генерации ЛУКОЙЛа.В компании разрабатывается программа по использованию попутного газа на период с 2007 по 2016 год. В рамках реализации программы ЛУКОЙЛ планирует активно строить ГПЭ и ГТЭС на удаленных промыслах компании и в районах деятельности компании, где отмечается дефицит электроэнергии. Общая мощность станций составит порядка 400 МВт. Ближайшие намеченные к реализации проекты — строительство ГТЭС на Тевлинско-Русскинском промысле в ХМАО и на месторождении Южное Хыльчую в Ненецком АО. В НАО у ЛУКОЙЛа уже работает одна ГТЭС: это запущенная в 2003 году станция мощностью 24 МВт на Южно-Шапкинском месторождении.

Роснефть — компания с одним из самых низких уровней использования НПГ (по данным отчета за 1-е полугодие 2007 года, он составляет 64,2%) — отдельной программы по строительству ГТЭС и ПГЭ на промыслах не имеет. Они будут сооружаться в рамках общей программы по утилизации НПГ. Центральным объектом направления промысловой энергетики будет строительство ГТЭС на Приобском месторождении мощностью 315 МВт. По планам, часть электроэнергии, вырабатываемой на этой ГТЭС, будет поступать в энергосистему Западной Сибири. В перспективе мощность станции предполагается нарастить до 500 МВт. На Кынском и Харампурском месторождениях, которые разрабатывает Пурнефтегаз, работают две ПГЭ мощностью 4,65 и 7,75 МВт, соответственно. Кроме того, с покупкой активов ЮКОСа Роснефть наследовала и установленные на его месторождениях ГТЭС.