Инновации в экономике и управлении на предприятиях нефтегазовой пром
..pdfТаким образом, при использовании НТМУН можно снизить влияние минерализации воды на проницаемость. Применение НТМУН, регулирующих поведение глин, позволит даже для низкопроницаемых пластов увеличить КИН до 0,40–0,45, хотя при заводнении таких объектов при любых затратах достичь КИН более 0,25 не удастся [2, 6].
В мире уже существует огромное поле НТМУН, обеспечивающих КИН более 0,4 при себестоимости 15 долларов за баррель [2]. Поскольку в цене российской нефти себестоимость составляет 25 % [10], то при цене нефти выше 60 долларов за баррель достижение КИН более 0,4 становится рентабельным. Массовое применение НТМУН еще более рентабельно и даст самую быструю и самую максимальную финансовую отдачу из всех направлений капиталовложений, повысит эффективность отрасли и КИН. Поэтому стратегической целью нефтяной отрасли должно быть массовое применение уже разработанных НТМУН для повышения ее энергоэффективности и развитие работ по опробованию новых НТМУН [2, 5].
Энергетической стратегией РФ, разработанной на период до 2030 года, для уже открытых месторождений на территории России предусмотрена необходимость достижения следующих значений КИН: 0,35 к 2013 году, 0,4 – к 2020 году, 0,5 – к 2030 году. Применение же НТМУН позволит увеличить КИН для активных запасов на 0,15–20 до уровня 0,6–0,7, для трудноизвлекаемых запасов – на 0,25–0,35 до уровня 0,40–0,55. В этом случае значения КИН составят к 2013 году – 0,4, к 2020 году – 0,45, а к 2030 году 0,6–0,65 [2, 5]. Годовые объемы добычи и прибыли от продажи российской нефти при этом могут быть увеличены.
Список литературы
1.Миловидов К.Н., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Нефтегазообеспечение глобальной экономики: учеб. пособие / ЦентрЛитНефтеГаз. –
М., 2006, 400 с.
2.Хавкин А.Я. Наноявления и нанотехнологии в добыче нефти и газа / под ред. член-корр. РАН Г.К.Сафаралиева; ИИКИ. – М.; Ижевск. – 2010. – 692 с.
3.Энергетическая стратегия России на период до 2030 года
[Электронный ресурс]. – URL: http://www.inreen.org.
4.Лаверов Н.П. Топливно-энергетические ресурсы // Вестник РАН. – 2006. – Т. 76, № 5. – С. 398–408.
81
elib.pstu.ru
5.Хавкин А.Я. КИН должен быть национальным приоритетом России // Бурение и нефть. – 2011. – № 2. – С. 10–12.
6.Khavkin A.Ya. Nanotechnologies of Oil&Gas Recovery // IEA, EOR-2007, Offshore EOR, Technology and Economy, 04-07 September 2007. – Vedbaek, Denmark, F2. – 9 p.
7.Хавкин А.Я., Сорокин А.В., Табакаева Л.С. Особенности регулирования свойств глинистых минералов // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти: тр. 12-го Европейского симпозиума. – Казань, 2003. – С. 552–557.
8.Применение технологии глиностабилизации в НГДУ Азнакаевнефть / В.М. Хусаинов, А.Я. Хавкин, А.М. Петраков, А.В. Сорокин [и др.] // Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов: теория и
практика их применения: тез. докл. науч.-практ. конф., VIII Международной выставки «Нефть, газ, нефтехимия – 2001». –
Казань, 2001. – С. 73–74.
9.Исследования влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу / Н.З. Ахметов, В.М. Хусаинов, И.М. Салихов [и др.] // Нефтяное хозяй-
ство. – 2001. – № 8. – С. 41–43.
10.Из чего складывается мировая цена российской нефти марки
Urals // Аргументы и факты. – 2008. – № 43. – 22–28 октября 2008. – С. 16.
М.Л. Плотников, гр. БНГС-07 Научный руководитель канд. экон. наук, доцент Е.Е. Жуланов
УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА КАК НАПРАВЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ЗАТРАТ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
В последнее время произошли кардинальные изменения в сфере использования попутного нефтяного газа (далее ПНГ). Многие десятилетия этот продукт нефтедобычи оставался невостребованным, так как для его переработки и транспортировки были нужны огромные средства, которых у недропользователей не было. Строительство необходимых объектов не велось, а газ попросту сжигался. Несмотря на то, что в развитых странах уже научились перерабатывать и использовать
82
elib.pstu.ru
ПНГ, на территории России в воздух ежегодно уходило до 60 млрд м³ этого топлива.
Наибольший протест процедура сжигания газа на факелах вызывала у экологов. Так, глава общественного совета Ростехнадзора В. Грачев заявил о том, что нефтедобывающая отрасль является одним из главных загрязнителей воздушной среды в России именно из-за сжигания ПНГ. По его мнению, Россия занимает первое место в мире по данному показателю. В то же время в США используется 97 % ПНГ, а в Норвегии – все 100 %.
По расчетам В. Грачева, в нашей стране из полученных 60 млрд м³ ПНГ на факельных установках было сожжено до 30 %. И по этому показателю мы обогнали самые экологически неблагополучные страны, такие как Нигерию, Ирак и Иран. По оценкам Ростехнадзора, недропользователи сегодня сжигают попутного газа на 20–30 % больше, чем заявляют официально. По подсчетам экономистов, потери от неиспользования и сжигания ПНГ на факелах оцениваются в 15 млрд долларов в год.
Потери ПНГ связаны, как правило, с неразвитостью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, а также отсутствия коммерчески выгодных условий доступа к газоперерабатывающим мощностям. Наличие в составе ПНГ широкой фракции углеводородов (метан, этан, пропан, бутан, бензиновые фракции) требует тщательной предварительной подготовки перед подачей в систему транспорта или газоснабжения. Кроме того, попутный нефтяной газ имеет относительно низкое давление, что усложняет его транспортировку по трубе в сравнении с транспортом природного газа газовых и газоконденсатных месторождений. Это приводит к дополнительным затратам и, как следствие, снижению коммерческой привлекательности утилизации попутного нефтяного газа.
Основными причинами ограниченного интереса российских нефтегазовых компаний к утилизации ПНГ являются:
–неразвитый внутренний рынок газа и продуктов его переработки (сжиженный и сжатый газ, метанол);
–несовершенство институциональнойинормативно-правовойбазы;
–отсутствие конкретных требований по утилизации ПНГ в лицензионных соглашениях;
–низкие цены на газ и продукты его переработки;
83
elib.pstu.ru
–отсутствие налоговых льгот при комплексном освоении месторождений углеводородного сырья с утилизацией ПНГ;
–неразвитая инфраструктура, большие расстояния между центрами добычи и потребления ПНГ;
–низкий дебит ПНГ;
–ограниченная потребность использования газа на месторождениях; капиталоемкость существующих технологий «газ в жидкость»
(GTL);
–отсутствие достоверного инструментального учета ресурсов, объемов использования, фактических потерь, в том числе сжигания попутного газа на факелах по каждому лицензионному участку недр.
Для изменения сложившейся ситуации необходима разработка и принятие Федерального закона «О попутном нефтяном газе», который бы регулировал отношения между производителями и потребителями
вчасти добычи, использования, транспортировки и переработки ПНГ. В законе должны быть установлены основные положения, определяющие государственную политику в сфере использования попутного нефтяного газа, права и обязанности нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих компаний, требования по обеспечению промышленной и экологической безопасности. Закон должен предусматривать механизмы экономического стимулирования недропользователей и нефтегазопереработчиков, применяющих инновационные технологические процессы, новейшее оборудование и материалы для утилизации попутного газа. Закон должен регулировать взаимоотношения между естественными монополиями и независимыми производителями попутного газа в сфере производства, приема, транспортировки и сбыта ПНГ, а также определять порядок доступа к магистральным трубопроводам и объектам электроэнергетики.
В целях экономического стимулирования утилизации ПНГ необходимо устранить ценовые диспропорции на попутный нефтяной газ, существующие между производителями и потребителями попутного газа, разработать методики, определяющие рыночные цены на ПНГ. Рассмотреть возможность значительного снижения или отмены налогов на прибыль и на добычу полезных ископаемых на период срока окупаемости проектов по утилизации ПНГ. Необходима государственная поддержка и государственное стимулирование проектов по строительству нефтегазоперерабатывающих комплексов по переработке ПНГ. При проектировании и строительстве газохимических комплек-
84
elib.pstu.ru
сов необходимо предусматривать установки по утилизации ПНГ. Необходима разработка государственной программы по рациональному использованию попутного газа.
Для нефтегазовых компаний актуальность решения проблемы утилизации ПНГ обусловлена не только потребностью в рациональном использовании добываемых углеводородных ресурсов, но и значительным повышением платы за выбросы в атмосферу при сжигании газа. Так, Ростехнадзор предложил с 1 января 2009 г. ввести для нефтедобывающих компаний тариф на сжигание более 15 % от объема добытого ПНГ и каждый год увеличивать размер данного платежа. В свою очередь, эксперты Российского газового общества считают, что к повышенным штрафам необходимо разработать понижающие коэффициенты в зависимости от отношения вложений компании в утилизацию ПНГ к общему объему инвестиций. Помимо этого, следует ввести таможенные льготы для поставляемого оборудования по переработке попутного газа, не производящегося в нашей стране.
Если власть будет исходить из того, что утилизация и использование ПНГ должны быть экономически эффективны для компаний, то жестких временных рамок быть не должно. Таким образом, эффективность применения ПНГ будет расти прямо пропорционально тому, насколько быстро государство и бизнес найдут точки взаимовыгодного соприкосновения.
В.А. Свинин, гр. БНГС-07 Научный руководитель канд. экон. наук, доцент Е.Е. Жуланов
ОБ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОЧИСТКИ И ЗАЩИТЫ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ПЕРИОД РЕМОНТА
В связи со значительной изношенностью оборудования особую актуальность в настоящее время приобретают вопросы проведения его качественного ремонта.
По оценкам разных экспертов, капитальные вложения в эти работы почти равны по объему размерам инвестиций в развитие отрасли. Следовательно, минимизация затрат и обеспечение их эффективного
85
elib.pstu.ru
использования является насущной проблемой в нефтепереработке и нефтедобыче.
Процесс подготовки оборудования и механизмов к ремонту (очистка, промывка, обезжиривание), т.е. удаления отложений, возникающих в период его эксплуатации, очень важен как с позиции экологической и пожарной безопасности, так и с точки зрения огромных финансовых затрат.
Применяемые для этих целей технологии обладают высокой себестоимостью, низкой экологичностью и эффективностью, а также связаны с вредными условиями труда. Некоторые предприятия до сих пор пользуются моющими составами, относящимися к группе легковоспламеняющихся жидкостей, таких как керосин, бензин и т.п. Высокая пожароопасность, экологическая вредность и высокая стоимость таких технологий очевидны для любого нефтедобывающего предприятия. В связи с этим многие предприятия перешли на использование водорастворимых технических моющих средств, таких как каустик, лабомид, вертолин, темп, различные кислоты. Однако эти препараты эффективны лишь при высокотемпературных режимах обработки, что влечет за собой резкое увеличение энергопотребления. В то же время остается нерешенной экологическая проблема – необходимость сброса отработанных растворов на очистные сооружения. Немало сложностей создает также и необходимость межоперационной защиты от коррозии, возникающая в период ремонтных простоев.
В связи с этим крайне актуальной стала замена традиционных технологий на более прогрессивные, экономичные, повышающие качество очистки и антикоррозионной защиты отмываемых поверхностей и позволяющие организовать сам процесс отмывки рециркуляционным, малосточным. Таким образом, можно решить проблему снижения загрязнения окружающей среды, избежать необходимости очистных сооружений, а также снизить энергозатраты и затраты на потребление воды при существенном снижении потребности в химических реагентах для производственных нужд.
Сложные условия эксплуатации оборудования создают дополнительные проблемы своевременного определения объема необходимых работ по ремонту оборудования. Использование современных экологически безопасных технических очищающих средств позволяет также существенно сократить сроки ремонтных работ и повысить их эффективность.
86
elib.pstu.ru
Наиболее важным при техническом обслуживании инструмента и оборудования является удаление загрязнений органического происхождения, таких как нефть, масла, закоксованные отложения, так как без очистки нет возможности произвести разборку, дефектацию и ремонт оборудования. Поэтому целесообразно использовать новый водный раствор с высокой эффективностью моющего действия. Водные растворы традиционных моющих средств работают по принципу растворения углеводорода в себе. Повышение эффективности отчистки достигается увеличением времени, температуры обработки поверхности и щелочности растворов. Однако у всех этих показателей есть свой экономический предел – увеличение объема их потребления ведет к повышению энергозатрат, увеличению коррозионной агрессивности среды, что ускоряет износ оборудования. Кроме того, ухудшаются условия труда, что также снижает показатели производительности труда. Этих недостатков нет у новых очищающих средств. Их действие основано на отрыве загрязнений с поверхности за счет эффективных по- верхностно-активных веществ, входящих в состав препаратов. Снятые загрязнения солюбилизируются в промывочном растворе, однако образующиеся эмульсии являются нестойкими. Для эффективной работы раствора не требуется традиционно высоких температур. Их эффективность достигается в интервале 10–35 °С. Лишь при обработке высокомолекулярных загрязнений, таких как мазуты и асфальтены, может потребоваться повышение температуры до 40–45 °С. Одновременно с удалением загрязнений на отмытой поверхности наблюдается процесс адсорбции ингибиторов коррозии, входящих в состав препаратов.
Наличие в составе препаратов деэмульгаторов позволяет многократно использовать промывочные растворы, что выражается в экономии на затратах, связанных с их приобретением или приготовлением. При этом смытые загрязнения выделяются в фазу с обводненностью не более 5–7 % и могут быть отправлены на дальнейшее использование. Накопление углеводородов в промывочном растворе составляет не более 10–15 мг/л. В настоящее время эти препараты широко применяются при промывках систем маслоснабжения на ТЭЦ, маслоохладителей, мазутоподогревателей, емкостей хранения мазутов, дизельного топлива, операциях межоперационной очистки деталей, обезжиривании и т.д.
87
elib.pstu.ru
Используемые в составе моющих средств поверхностно-активные вещества являются биоразлагаемыми, что существенно упрощает их утилизацию и позволяет предприятию сэкономить на платежах за загрязнение окружающей среды.
Подводя итог всего вышеизложенного, подчеркнем основные преимущества применения названных препаратов:
–высокое качество очистки;
–удаление любых сложных отложений;
–высокая степень защиты оборудования в процессе очистки;
–низкие затраты на тепло- и электроснабжение объекта в процессе очистки;
–возможность многократного использования растворов;
–экологическая безопасность препаратов;
–взрыво- и пожаробезопасность;
–высокий экономический эффект благодаря минимизация затрат на ремонт бурового оборудования.
М.П. Спиридонова, гр. БНГС-07 Научный руководитель канд. экон. наук, доцент Е.Е. Жуланов
ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РОСТ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕДОБЫЧИ И НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
Первое полугодие 2010 г. характеризовалось относительно стабильной макроэкономической ситуацией в России и мире. Наблюдалось улучшение конъюнктуры на мировом рынке нефти и нефтепродуктов. По итогам первого квартала стоимость нефти марки Urals выросла при сопоставлении с последним кварталом 2009 г. на 1,4 %, до 75,28 доллара за баррель. По сравнению же с аналогичным периодом прошлого года цена российской нефти возросла на 72,5 %. В то же время, как свидетельствует проведенное исследование, произошел рост сумм экспортных пошлин и налоговых платежей из-за роста цены на нефть марки Urals на международном рынке. В связи с этим отечественные компании были вынуждены наращивать объемы добычи на
88
elib.pstu.ru
новых российских месторождениях. Так, весной 2010 г. была получена первая нефть на месторождении им. Юрия Корчагина в российском секторе Каспийского моря, открытом нефтяной компанией «ЛУКОЙЛ» в 2000 г. До конца 2010 г. на месторождении планировалось добыть 343 тыс. т «чёрного золота», в то время как максимальный уровень добычи, которого планировалось достигнуть на этом месторождении, составляет: по нефти – 2 млрд т в год, а по газу – 1 млрд м3 в год.
Для реализации этого проекта предприятие вынуждено повысить активность в области внедрения передовых производственных технологий и моделей организации производства. В частности, по информации компании «ЛУКОЙЛ», при бурении скважин применяется уникальное для России проектно-технологическое решение: горизонтальные скважины сверхпротяжённой длины – более 5 км. Равномерное радиальное размещение скважин позволяет добиться одновременного вскрытия всех продуктивных пластов. Мониторинг бурения осуществляется в том числе и с берега по спутниковому каналу связи в режиме онлайн. Также в процессе обустройства месторождения «ЛУКОЙЛ» провёл спутниковый мониторинг северной части Каспийского моря. Данные со спутника поступали специалистам компании в реальном масштабе времени с помощью веб-сервиса «ЛУКОЙЛ-Космоснимки». Как поясняют её специалисты, добыча на месторождении ведётся по методу «нулевого сброса», когда отходы, образующиеся в результате производственной деятельности, не сбрасываются в море, а собираются в закрытые контейнеры и вывозятся на берег для утилизации.
Обеспечение роста объёмов добычи и стопроцентная её компенсация за счет прироста запасов углеводородного сырья являются ключевыми задачами, которые ставит эта компания в ближайшей перспективе. Компания лидирует в России по объёмам выпуска и продаж топлив, полностью отвечающих европейским стандартам. В дальнейшем компания планирует реализовать проект Западная Курна-2 в Ираке и продолжить освоение месторождений Каспийского моря.
ТНК-ВР также внедряет новые технологии на своих нефтеперерабатывающих заводах (далее НПЗ). В частности, за три месяца 2010 г. почти в 2 раза выросли капиталовложения холдинга в реконструкцию и модернизацию производства на Саратовском НПЗ. Инвестиционная программа на 2010–2012 гг., стоимость реализации которой оценивается в 300 млн долл., позволит вывести предприятие на конкуренто-
89
elib.pstu.ru
способный уровень благодаря возведению здесь установки изомеризации, реконструкции комплекса гидроочистки дизельного топлива, модернизации железнодорожной эстакады налива нефтепродуктов.
Компания ОАО «Газпром нефть» осуществляет работу по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей. На Омском НПЗ началось строительство комплекса гидрооблагораживания дизельных топлив и бензина каталитического крекинга общей мощностью 4,2 млн т в год. Проект предполагает сооружение технологических мощностей для производства нефтепродуктов, соответствующих параметрам Евро-4 и Евро-5.
Значимым событием для ОАО «Газпром нефть», так же как и для многих других российских вертикально интегральных нефтяных компаний (далее ВИНК), стало начало поставок нефти по трубопроводной системе Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) и отправка её на экспорт из порта Козьмино. Первая партия нефти ОАО «Газпром нефть», добытой в Томской области, объёмом в 100 тыс. т была отгружена в конце января в адрес японской компании Mitsubishi. Анализ происходящих изменений позволяет прогнозировать постоянный прирост нефтяных поставок через порт Козьмино в будущем. Причина этого заключается в том, что через этот порт является выходом на нефтяные рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона.
П.С. Чудинов, гр. БНГС-07 Научный руководитель канд. экон. наук, доцент Е.Е. Жуланов
ВЛИЯНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО КРИЗИСА НА ХОЗЯЙСТВЕННУЮ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ
Макроэкономическая обстановка в мировой нефтяной отрасли попрежнему остаётся не простой. Так, объём мировой торговли в 2009 г. сократился по сравнению с предыдущим годом на 12 %. Большинство стран перешли на жёсткую экономию, упал спрос на энергоносители – основной продукт нефтегазовой компании. В частности, цены на основные нефтепродукты, как в Европе, так и в России, снизились на десятки процентов. В течение прошлого года наблюдался рост цен на
90
elib.pstu.ru