Анализ и оценка обоснований нормативов потерь углеводородного сырья при добыче в 2007-2012 гг., технологически связанных с принятой схемой и технологией. - презентация

1 Анализ и оценка обоснований нормативов потерь углеводородного сырья при добыче в гг., технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений май 2013 г. Москва

2 ЦЕЛИ УТВЕРЖДЕНИЯ НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ УВС НЕДРОПОЛЬЗОВАТЕЛИГОСУДАРСТВО Налоговые льготы, в виде 0 ставки НДПИ. Сокращение технологических потерь. Повышение уровня модернизации технологических процессов добычи УВС (Использование передовых технологий и техники при добыче и подготовке УВС). Рациональное использование УВС.

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ НЕФТИ И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ПРИ ДОБЫЧЕ МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

4 1 Динамика изменения норматива потерь нефти в России Год Добыча нефти по России, млн.тонн* 452,3462,1473,8471,5476,7485,4490,3495,9 Норматив потерь по России, %0, 5670,5070,4180,2020,1640,1300,1230,109 млн.тонн 2,682,431,980,950,780,630,600,54 * - данные ЦДУ ТЭК

5 2 Технологические потери нефти при добыче по России в гг. Норматив технологических потерь нефти по России, % Добыча и потери нефти в России, млн.тонн

6 3 Изменение добычи нефти недропользователями в гг.

7 Изменение норматива потерь нефти при добыче недропользователями в гг. 4

8 5 Нормативные технологические потери нефти при добыче недропользователями в гг.

9 6 Динамика изменения норматива потерь попутного нефтяного газа в России Год Добыча попутного нефтяного газа по России, млрд.м 3 * 49,851,654,8 Норматив потерь по России, % 1,140,850,68 млрд.м 3 0,5680,4390,373 * - данные ЦДУ ТЭК

10 7 Технологические потери ПНГ при добыче по России в гг. Норматив технологических потерь ПНГ по России, % Добыча и потери ПНГ в России, млрд.м 3

11 8 Изменение норматива потерь ПНГ при добыче недропользователями в гг.

12 Изменение норматива потерь ПНГ при добыче недропользователями в гг. 9

13 10 Нормативные технологические потери ПНГ при добыче недропользователями в гг.

14 11 Недоработки недропользователей при подготовке обоснований нормативов технологических потерь нефти при добыче и причины, приводящие к ошибкам 1.Несовершенный подход при инвентаризации источников потерь и соответственное неверное определение нормативов потерь 1.Включаются потери товарной нефти. 2.Неправильно выбираются опытный коэффициент Кр и коэффициент оборачиваемости Коб при расчете потерь нефти при испарении из резервуаров 3.Не обоснованы величины давления насыщенных паров 2.Не представляются утвержденные технологические схемы и технологические регламенты объектов подготовки 1.Представляются только принципиальные технологические схемы объектов, которые не в полном объеме отражают всю технологическую цепочку подготовки нефти 3.Несоответствие обоснований технологических потерь действующим технологическим регламентам объектов подготовки 1.Величины и коэффициенты, представленные в расчетах, не соответствуют действующим технологическим регламентам (режим работы резервуаров и др.). 4.Не представляются результаты лабораторных исследований аккредитованными лабораториями 1.Величины, используемые в расчетах потерь при испарении, не подтверждаются актами лабораторных исследований 5.Не представляются сведения о мероприятиях по сокращению технологических потерь нефти на текущий и планируемый год согласно Административному регламенту 1.Мероприятия по сокращению технологических потерь нефти представляются в общем виде, без указания эффекта и сроков их проведения

15 12 1.Необоснованно включаются потери нефтяного газа через: неплотности фланцевых соединений; сальники и уплотнения запорно-регулирующей арматуры; уплотнения вала компрессоров и микротрещины. 2.Необоснованно включаются потери нефтяного газа из трубопроводов и газопроводов. 1.Эти потери не относятся к технологическим потерям попутного нефтяного газа. 3.Необоснованно включаются потери ПНГ на поддержание факела постоянного горения. 1.Этот вид потерь относится к использованию ПНГ на собственные нужды. 4.Неправильно рассчитываются потери при проверке предохранительных клапанов. 1.Не обосновывается количество проверок. 2.Неправильно принимаются размерности (тыс.м 3 /год) при расчете потерь ПНГ при проверке работоспособности предохранительного клапана. Недоработки недропользователей при подготовке обоснований нормативов технологических потерь ПНГ при добыче и причины, приводящие к ошибкам

16 1313 Основные факторы, определяющие уровень потерь нефти и ПНГ при добыче Недропользователи неэффективно осуществляют инвестиционную политику, направленную на внедрение современных технологий подготовки нефти, в частности, резервуарная подготовка нефти является самым дешевым и быстрым решением, но влечет за собой значительные потери от испарения. Отсутствие полноценных научных исследований физико-химических свойств пластовых флюидов для обоснования технологических процессов сбора, подготовки и транспорта нефти и газа. На стадии подготовки проекта обустройства месторождения не проводится полное описание технологического цикла и не закладываются уровни возможных технологических потерь. Недропользователи не выполняют требований нормативных документов и рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, в том числе установления состава оборудования, аппаратов и сооружений системы сбора и подготовки нефти.

17 1414 Рекомендации компаниям-недропользователям по сокращению потерь нефти при добыче При формировании инвестиционных планов компаний устанавливать приоритеты, направленные на обновление и модернизацию базовых промышленных производств, действующих объектов сбора и подготовки нефти и способствующие сокращению потерь нефти при добыче. Оптимизировать выбор режимов технологических процессов подготовки нефти, наиболее полно соответствующих физико-химическим характеристикам добываемой продукции и стадии разработки месторождения. Планировать мероприятий по сокращению потерь нефти при добыче должно быть основано на принципе получения конкретного эффекта, отражаемого по результатам внедрения в отчетности предприятия и их реализация. Совершенствовать учетную политику предприятий в части отражения фактических потерь нефти по местам их образования.

18 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА ПРИ ДОБЫЧЕ МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

19 1515 Динамика изменения норматива потерь природного газа в России Год Добыча природного газа по России, млрд.куб.м * 609,9619,2535,2600,9619,1599,7 Норматив потерь по России, %0,5500,2900,3000,2520,2820,348* млрд.куб.м3,3541,7961,6061,5141,7462,087 * – увеличение связано в основном с вводом новых месторождений в ОПЭ (Самбургское, Яро-Яхинское и др.). * - данные ЦДУ ТЭК

20 16 Технологические потери природного газа при добыче в России в гг. Норматив технологических потерь природного газа по России, % Добыча и потери газа в России, млрд.м 3

21 Изменение норматива потерь природного газа при добыче в гг. по недропользователям 17

22 Изменение норматива потерь природного газа при добыче в гг. по недропользователям 1818 Нормативы технологических потерь природного газа при добыче недропользователями, %

23 19 Динамика изменения норматива потерь газового конденсата в России Год Добыча газового конденсата по России, млн.тонн * 17,617,117,619,821,1022,1 Норматив потерь по России, %3,110,760,830,550,460,746** млн.тонн0,5470,1300,1450,1090,0970,164 ** – увеличение связано с вводом новых месторождений в ОПЭ (Самбургское, Яро-Яхинское и др.). * - данные ЦДУ ТЭК

24 20 Технологические потери газового конденсата при добыче по РФ в гг. Добыча и потери конденсата в России, млн.тонн Норматив технологических потерь конденсата по России, %

25 21 Изменение норматива потерь газового конденсата при добыче в гг. по недропользователям

26 22 Изменение норматива потерь газового конденсата при добыче в гг. по недропользователям

27 Недропользователи не обосновывают количество, дебиты и продолжительности продувок скважин при освоении, проведении ГДИ, ГКИ и продувках шлейфов. 1.Не соблюдаются требования утвержденных Инструкций по исследованию скважин. 2.Необоснованно принимаются количество и продолжительности продувок. 3.Необоснованно принимается продолжительность освоения после бурения. 2.Необоснованно включаются потери природного газа при ликвидации гидратных пробок и прогревах ствола простаивающих скважин. 1.Эти потери не относятся к технологическим потерям природного газа. 3.Неправильно рассчитаны потери при проверке предохранительных клапанов. 1.Необоснованно количество проверок. 2.Неправильно принимаются размерности (тыс.м 3 /год) при расчете потерь природного газа при проверке работоспособности предохранительного клапана. 4.Допускаются ошибки в расчетах по определению технологических потерь природного газа (коэффициент Z, температура, давление и др. параметры). 1.Величины, используемые в расчетах потерь, принимаются постоянными для любого типа месторождения, независимо от термобарических условий. 5.Необоснованно включаются потери природного газа через неплотности фланцевых соединений, сальники и уплотнения запорно-регулирующей арматуры. 1.Эти потери не относятся к технологическим потерям природного газа. Недоработки недропользователей при подготовке обоснований нормативов технологических потерь природного газа при добыче и причины, приводящие к ошибкам

28 Не обосновываются содержания конденсата в природном газе при выполнении технологических операций. 2. Не представляются результаты лабораторных исследований отобранных проб. 1.Величины, используемые в расчетах потерь конденсата, не подтверждаются актами лабораторных исследований. 2.Недропользователи не учитывают изменение содержания конденсата в газе на каждом этапе процесса подготовки углеводородного сырья. 3. Необоснованно включаются потери при хранении конденсата (готовая продукция). 4. Необоснованно включаются потери конденсата с газом сепарации 1.Эти потери не относятся к технологическим потерям конденсата. 5. Не проводятся и не планируются к проведению мероприятия по сокращению фактических технологических потерь природного газа и конденсата. 1.Недропользователи не заинтересованы в сокращении потерь УВС (чем больше потери, тем больше налоговый вычет). Недоработки недропользователей при подготовке обоснований нормативов технологических потерь конденста при добыче и причины, приводящие к ошибкам

29 25 Основные факторы, определяющие уровень потерь природного газа и конденсата при добыче Отсутствие утвержденного МИНЭНЕРГО РФ перечня видов технологических потерь природного газа и газового конденсата. Отождествление недропользователями фактических потерь УВС и нормативов технологических потерь. Стремление недропользователей включить потери УВС на собственные нужды в норматив технологических потерь. Неэффективное осуществление недропользователями инвестиционной политики, направленной на внедрение современных техники и технологии добычи и подготовки природного газа, в частности, технологические режимы работы скважин и применяемое оборудования для добычи определяются с позиции дешевизны, но при этом остается необходимость выпуска газа в атмосферу. Отсутствие утвержденных на государственном уровне (Министерствами или ведомствами) Инструкций по проведению и интерпретации исследований пластов и скважин. Не выполнение недропользователями требований нормативных документов и рекомендаций, указанных в проектах разработки. Недропользователи не обосновывают неизбежность потерь УВС.

30 26 Рекомендации компаниям-недропользователям по сокращению потерь природного газа и конденсата при добыче Исключать из нормативов технологических потерь объемы УВС, используемого на собственные нужды. При формировании инвестиционных планов компаний устанавливать приоритеты, направленные на обновление и модернизацию техники и технологии добычи углеводородов, а также действующих объектов сбора и подготовки, способствующие сокращению потерь при добыче. Проводить научно-обоснованный подход к выбору методик проведения и количества проводимых газогидродинамических и газоконденсатных исследований пластов и скважин. Планировать мероприятия по сокращению потерь углеводородов при добыче основанных на принципе получения конкретного эффекта, отражаемого по результатам внедрения в отчетности предприятия. Совершенствовать учетную политику предприятий в части отражения фактических потерь углеводородов по местам их образования.

31 27 Рекомендации для МИНЭНЕРГО Разработать единый документ по расчету технологических потерь нефти при испарении из РВС. Разработать и утвердить совмещенную методику с единым перечнем видов технологических потерь природного газа и газового конденсата. Разработать и утвердить Инструкции по проведению и интерпретации исследований пластов и скважин.

32 Нормативные документы Административный регламент Минэнерго России исполнения государственной функции по утверждению нормативов технологических потерь углеводородного сырья, утвержденный приказом от , зарегистрированный в Минюсте России от «Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений», утвержденные Минэнерго приказом 122 от года Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров» (Государственный комитет РФ по охране окружающей среды, 1997 год Методические рекомендации по определению и обоснованию технологических потерь природного газа, газового конденсата и попутного (нефтяного) газа при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденные приказом Минэнерго от года 2828

33