научная статья по теме ДИВЕРСИФИКАЦИЯ БИЗНЕСА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Геофизика

Текст научной статьи на тему «ДИВЕРСИФИКАЦИЯ БИЗНЕСА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.1/.4

© Е.П. Запорожец, С.В. Долгов, Д.Г. Антониади, 2015

Диверсификация бизнеса нефтегазодобывающих предприятий на заключительной стадии разработки месторождений

Е.П. Запорожец, д.т.н., С.В. Долгов, д.т.н., Д.Г. Антониади, д.т.н, (Кубанский гос. технологический университет)

Diversification of a business of oil manufacture on a final stage of oil and gas fields development

E.P. Zaporozhec, S.V. Dolgov, D.G. Antoniadi (Kuban State Technological University, RF, Krasnodar)

Адрес для связи: s.dolgow2013@yandex.ru

Ключевые слова: месторождение, завершающая стадия разработки, себестоимость добываемой продукции, диверсификация бизнеса.

E-mail: s.dolgow2013@yandex.ru

Key words: field in the final stages of development, cost of crude production, diversification of business.

The paper presents the main problems of oil and gas production associated with exploitation of deposits in the final stages of development. The costs of preparing the oil, water and gas are analizied. Offers on business diversification are given.

В настоящее время основные проблемы добычи нефти и газа связаны с освоением месторождений, которые находятся на завершающей стадии разработки. Снижение добычи углеводородов, повышение обводненности продукции, уменьшение пластового давления требуют повышения затрат электрической и тепловой энергии для сбора, подготовки, транспорта нефти и газа. Это является причиной увеличения себестоимости добываемой продукции. Авторами проведена оценка затрат энергии на месторождениях Кубанской нефтегазовой провинции. Выбор объектов исследования был основан на том, что эта провинция является старейшей в России, месторождения здесь эксплуатируются с 1864 г., и проблемы их разработки характерны для большинства месторождений на заключительной стадии эксплуатации.

Основные показатели технологических процессов приведены в табл. 1, из которой видно, что в 2011 г. по сравнению с 2010 г. они изменились следующим образом:

- затраты электроэнергии на добычу нефти и воды, подготовку и закачку воды в пласт, а также на прочие технологические нужды увеличились из-за изношенности оборудования;

- затраты электроэнергии на подготовку нефти за счет снижения ее количества на 0,04 %, а также на сбор и транспорт нефтяного газа уменьшились.

Энергопотребление на добычу нефти и газа возросло на 5,78 % при уменьшении количества подготавливаемой нефти, причем доля покупаемой энергии возросла, а вырабатываемой на промыслах снизились. Значительная часть электроэнергии затрачивается на сбор, подготовку и закачку воды в пласт (41,48 % в 2011 г.) и прочие

Таблица 1

Показатели 2010 г. 2011 г.

Общее потребление электроэнергии, %, в том числе на: 100 105,78

механизированную добычу нефти и пластовой воды 22,85 25,38

сбор и транспорт нефтяного газа 14,16 13,22

подготовку нефти 3,36 3,31

сбор, подготовку и закачку воды в пласт 39,43 41,48

прочие технологические нужды 20,20 22,40

Количество электроэнергии, %:

вырабатываемой на промысле 41 31

покупаемой 59 69

Общее потребление тепловой энергии, 4,2 ТДж (%) 112,964 (100) 116,67 (103,706)

Стоимость электроэнергии, руб/(кВт • ч):

покупаемой 3,28

вырабатываемой на промысле 2,84

Стоимость тепловой энергии, руб/ГДж:

покупаемой 4683,92

вырабатываемой на промысле 1853,71

Примечание: 1 % = 1247,8896 тыс. кВт ■ ч.

технологические нужды (22,4 % в 2011 г.), в то время как на добычу и подготовку нефти расходуется 28,69 % в 2010 г. и 26,21 % в 2011 г. Таким образом, общие энергетические затраты существенно возрастают, а добыча нефти снижается. В итоге удельные экономические затраты могут превысить критическую величину, при которой добыча нефти становится нерентабельной.

В сложившихся условиях возникла необходимость интенсифицировать добычу нефти на месторождениях с низ-

кими пластовыми давлениями и высокой степенью обводненности и одновременно снижать энергетические затраты. Однако при интенсификации нефтегазодобычи обычно используют энергоемкие методы, требующие значительных единовременных инвестиций, которыми местные добывающие компании обычно не располагают. Следует отметить, что электроэнергию добывающие предприятия в основном покупают у сторонних производителей (см. табл. 1). В 2010 г. количество покупаемой электроэнергии превышало количество вырабатываемой в 1,44 раза, а в 2011 г. - в 2,23 раза. Это негативно влияет на экономику предприятия.

Такая тенденция характерна для месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки. Если ее в ближайшее время не изменить, то из-за нерентабельности часть месторождений придется выводить из эксплуатации. На этом фоне имеется один положительный аспект, заключающийся в том, что количество добываемого газа увеличивается, а стоимость нефтяного и природного газов не зависит от стоимости нефти. Это создает условия для повышения энерговооруженности предприятий, что в свою очередь способствует интенсификации добычи нефти. Кроме того, из газа и пластовой воды на основе выработки собственной энергии возможно создание производств новых видов продукции с высокой добавленной стоимостью, что в перспективе будет способствовать диверсификации бизнеса нефтегазодобывающих предприятий с целью увеличения их рентабельности. Диверсификацию бизнеса предлагается проводить поэтапно.

На первом этапе осуществляется доукомплектование имеющихся установок подготовки газа электростанциями. Мощность последних выбирается в зависимости от потребности в количестве электроэнергии. В настоящее время можно рекомендовать компактные микротурбинные электростанции. Они выпускаются различных типоразмеров мощностью от 30 до 1000 кВт.

В зависимости от требований, предъявляемых к топливному газу для электростанции, модернизируют установки подготовки нефтяного газа с целью повышения метанового числа топливного газа (т.е. отделения от газа компонентов) и при необходимости его давления. Используя подготовленный газ, вырабатывают электроэнергию в количестве, достаточном для всех технологических и прочих нужд. Углеводородный конденсат отправляют на установку газофракционирования, на которой получают пропан-бутановую фракцию, являющуюся товарным продуктом. Если параметры подготовленного газа соответствуют требованиям СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам», то неиспользованный газ подают в магистральный трубопровод. На этом этапе полностью исключают зависимость от сторонних производителей энергии, повышая таким образом рентабельность добычи нефти.

Выработка 1 кВтч электроэнергии при теплотворной способности газа 35845 кДж/м3 и к.п.д. электростанции, равном 0,3, требует 0,334 м3 подготовленного газа (метана). Необходимо иметь в виду, что в исходном добываемом газе обычно содержится 25-35 % пропан-бута-

новой и более тяжелых фракций (конденсата). Выработка 4,19 ГДж тепла на традиционном оборудовании, имеющем тепловую эффективность 0,2, требует 585 м3 газа. Для обеспечения всех существующих потребностей добывающего предпрятия в электроэнергии за год необходимо 59,52 млн. м3 добываемого газа (2,2 % его общей добычи), из которого 44,088 млн. м3 подготовленного газа идет на выработку электроэнергии и получается 21,427 тыс. т конденсата. Для удовлетворения потребности в тепловой энергии требуется 68,5 млн. м3 неподготовленного газа (2,5 % его общей добычи).

На первом этапе предполагается более углубленная подготовка всего добываемого газа, при которой из него выделяются практически все углеводороды (948 тыс. т). Для этого требуется дополнительная энергия, количество которой по экспертной оценке соотносится с затратами 1-1,5 % добываемого газа на выработку электроэнергии.

Таким образом, в конце первого этапа, кроме добываемой нефти:

- вырабатывается собственная электроэнергия, необходимая для технологических и прочих нужд нефтегазодобывающего предприятия; на это затрачивается около 6,2 % добываемого газа, что сопоставимо с количеством газа, сжигаемого на факелах;

- подготавливается газ с учетом требований СТО Газпром 089-2010 и продается предприятиям транспорта газа или в ближайшие населенные пункты;

- получают около 948 тыс. т конденсата, который отправляют (продают) на газофракционирующие установки имеющихся газоперерабатывающих заводов.

На втором этапе наращивают энергетические мощности и интенсифицируют добычу нефти. С повышением количества добываемой нефти возрастает количество нефтяного газа - сырья для выработки электрической и тепловой энергии, а также для производства продукции с повышенной добавленной стоимостью.

На третьем этапе с развитием собственной энергетической базы и увеличением добычи нефтяного газа создают производства продукции с высокой добавленной стоимостью, например, синтетической нефти ^^ -процесс) по каталитическим реакциям Фишера-Тропша (технология освоена с 1936 г.)

СН4 + Н20 ^ СО + 3Н2 - 206,77 кДж /моль, (1)

2пН2 + пСО ^ СпН2п + Н2О + 165 кДж /моль (2)

или метанола по реакции

СО + 2Н2 ^ СН3ОН + 90,73 кДж/моль.

(3)

Из 1,3 м3 метана и 2,6 м3 водяного пара получают 0,9 кг синтетической нефти, или 1 кг метанола. Технологии производства такой нефти и метанола хорошо освоены отечественной промышленностью. Производство метанола осуществляется на месторождениях природного газа, например на Юрхаровском. Нефть продают или производят из нее следующие продукты: моторное топливо; сжиженные газы С3-С4; метил-трет-бу-

тиловый эфир (МТБЭ); спирты; этилен; пропилен; ви-нилхлорид; этиленгликоль и др. Метанол можно использовать для производства моторного топлива, например, по Мобил-процессу

СН3ОН ::ННО(СНз)2О-

Н2О

'С2Н4

-Н2О + Н2-

Н?О СпН2п+2 + СпН2п +

+ СбН5К+1725-

кДж

кг метанола

(4)

Реакции протекают с большим выделением тепла, которое рекуперируют на получение синтез-газа по реакции (1). В ходе синтеза по Мобил-процессу из метанола может образовываться либо смесь парафиновых, оливи-новых С5-С10 и ароматических углеводородов, либо смесь низших олефинов.

На первой стадии реакции (3) происходит дегидратация метано

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком