Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Направление подготовки 38.04.02. «Менеджмент», профиль «Экономика и управление на предприятии (в нефтяной и газовой отрасли)» Кафедра экономики природных ресурсов

МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

Тема работы
Анализ экономической эффективности использования низконапорного газа на Медвежьем нефтегазоконденсатном месторождении
УДК 338.3:608

Студент

Группа ФИО Подпись Дата
З-2ЭМ41 Никонов Юрий Алексеевич

Руководитель

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Доцент Шарф

Ирина Валерьевна

к.э.н., доцент

КОНСУЛЬТАНТ:

По разделу «Социальная ответственность»

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Старший преподаватель Феденкова Анна Сергеевна

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ:

Зав. кафедрой ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
экономики природных ресурсов Боярко Григорий Юрьевич д.э.н.

Томск – 2016 г.

Запланированные результаты обучения по ООП 38.04.02 Менеджмент

Код результата Рeзультат обучения (выпускник должен быть готов)
Общепрофессиональные и профессиональные компетенции
Р1 Умeние применятьфтеоретические знания, фсвязанные сфосновными процессамифуправления развитиемфорганизации, подразделения, фгруппы (команды) фсотрудников, проeкта ифсетей; с использованиемфметодов управленияфкорпоративными финансами, включающиефв себя современные подходыфпо формированию комплекснойфстратегии развитияпредприятия, в том числефв условиях риска ифнеопределенности
Р2 Способностьфвоспринимать, обрабатывать, анализироватьфи критически оцениватьфрезультаты, полученные отечественными ифзарубежными исследователямифуправления; выявлять ифформулировать актуальные научныефпроблемы в различных областяхфменеджмента; формировать тематикуфи программу научногофисследования, обосновывать актуальность,фтеоретическую и практическуюфзначимость избранной темы научногофисследования; проводить самостоятельныефисследования в соответствиифс разработанной программой; фпредставлять результаты проведенногофисследования в виде научного отчета, статьифили доклада
РЗ Способностьфанализировать поведение экономических агентовфи рынков в глобальной среде; фиспользовать методы стратегическогофанализа для управленияфпредприятием, корпоративными финансами, форганизацией, группой; формироватьфи реализовывать основныефуправленческие технологиифдля решения стратегическихфзадач
Р4 Способностьфразрабатывать учебные программыфи методическое обеспечение управленческихфдисциплин, умение применятьфсовременные методы ифметодики в процессе преподаванияфуправленческих дисциплин
Общeкультурные компeтенции
Р5 Способностьфпонимать необходимость и уметьфсамостоятельно учиться и повышатьфквалификацию в течение всего периода профессиональной деятельности, развивать свойфобщекультурный, фтворческий и профессиональныйфпотенциал
Р6 Способность эффективнофработать и действовать вфнестандартных ситуацияхфиндивидуально и руководить командой, вфтом числе международной,фпо междисциплинарнойфтематике, обладая нaвыкaмифязыкoвых, публичных деловыхфи научных коммуникаций, а также нести социальную и этическую ответственностьфза принятые решения,фтолерантно воспринимаяфсоциальные, этические, фконфессиональные и культурныeфразличия

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Направление подготовки 38.04.02. «Менеджмент», профиль «Экономика и управление на предприятии (в нефтяной и газовой отрасли)» Кафедра экономики природных ресурсов

УТВЕРЖДАЮ:

Зав. кафедрой ЭПР

__________ __________ Боярко Г.Ю.

(Подпись) (Дата) (Ф.И.О.)

ЗAДАНИЕ на выполнение выпуcкной квалификационной работы

В форме:

Магистерской диссертации

(бакалаврской работы, дипломного проекта/работы, магистерской диссертации) Студенту:

Группа ФИО
З2ЭМ-42 Никонов Юрий Алексеевич

Тема работы:

Анализ экономической эффективности использования низконапорного газа на Медвежьем НГКМ
Утверждена приказом директора (дата, номер) №9237/с от 31.10.2016
Срок сдачи студентом выполненной работы: 21.11.2016

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ:

Исходные данные к работе Годовые отчеты, внутренняя финансовая отчетность ООО «Газпром добыча Надым», российская и зарубежная научно-

публицистическая и учебная литература, материалы СМИ, статистические данные

различных министерств и ведомств, нормативноправовые акты различной юридической силы.

Перечень подлежащих исследованию, проектированию и разработке вопросов
  • определение коммерческих предпосылок развития технологий использования

низконапорного газа (ННГ) в мире;

  • систематизация и классификация технологий использования ННГ;
  • анализ имеющихся технологических решений и перспектив развития, направленных на переработку ННГ;

-патентно-информационный поиск по проблемам добычи и использования ННГ по ключевым словам, классам МПК, авторам изобретений и патентообладателям;

-анализ экономической эффективности использования низконапорного газа на Медвежьем НГКМ.

Перечень графического материала

(с точным указанием обязательных чертежей)

  • Категории природного газа
  • Структура запасов газа по сеноманским залежам месторождений Надым-Пур-

Тазовского региона

  • Структура текущих разведанных запасов по уровню эффективности
  • Распределение запасов низконапорного газа в Российской Федерации
  • Относительное увеличение себестоимости добычи сеноманского газа
  • Выявление влияния стоимости реконструкции Медвежьего НГКМ на выбор конкретных предложений добычи и использования низконапорного газа
  • Определение перечня экономическиреализуемых технологий использования

низконапорного газа

  • План реализации сформированного перечня экономически-реализуемых технологий использования низконапорного газа
Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы

(с указанием разделов)

Раздел Консультант
Социальная ответственность Феденкова Анна Сергеевна, старший преподаватель кафедры менеджмента ИСГТ
Названия разделов, которые должны быть написаны на русском и иностранном языках:
Одномерная модель оптимального эжектора и параметрическое One dimensional Model of an Optimal Ejector and Parametric Study of Ejector Efficiency.
исследование Эжектора. эффективности
Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы по линейному графику 01.09.2016

Задание выдал руководитель:

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Доцент Шарф Ирина Валерьевна к.э.н, доцент

Задание принял к исполнению студент:

Группа ФИО Подпись Дата
З2ЭМ-42 Никонов Юрий Алексеевич

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Направление подготовки (специальность)Менеджмент

Уровень образования Магистратура

Кафедра экономики природных ресурсов

Период выполнения (осенний семестр 2016/2017 учебного года)

Форма представления работы:

магистерская диссертация

(бакалаврская работа, дипломный проект/работа, магистерская диссертация)

КАЛЕНДАРНЫЙ РЕЙТИНГ-ПЛАН

выполнения выпускной квалификационной работы

Срок сдачи студентом выполненной работы: 21.11.2016
Дата контроля Название раздела (модуля) /

вид работы (исследования)

Максимальный

балл раздела (модуля)

01.10.2016 Основы определения и динамика образования запасов «низконапорного газа» 20
14.10.2016 Анализ технологических решений использования низконапорного газа 20
21.10.2016 Экономическая эффективность вариантов добычи и использования «низконапорного газа» на Медвежьем месторождении 40
28.10.2016 Социальная ответственность 10
21.112016 Иностранная часть 10

Составил преподаватель:

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Доцент Шарф

Ирина Валерьевна

к.э.н, доцент

СОГЛАСОВАНО:

Зав. кафедрой ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
ЭПР Боярко Григорий Юрьевич д.э.н, профессор

Реферат

Выпускная квалификационная работа 105 страниц, 8 рисунков, 16 таблиц, 82 источник, 2 приложения.

Ключевые слова: ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, НИЗКОНАПОРНЫЙ ГАЗ, КОМПРИМИРОВАНИЕ, GTL-ПРОЦЕСС, ГАЗОХИМИЯ.

Объектом исследования являются процессы переработки низконапорного

газа

Актуальность данной работы заключается в анализе экономической эффективности использования низконапорного газа месторождения Медвежье.

Цель работы: анализ экономической эффективности технических предложений по использованию низконапорного газа. В процессе исследования отражено следующее:

низконапорного газа;

В процессе работы проводился сравнительный анализ технологий переработки низконапорного газа, коммерческих предпосылок их применимости.

В ходе исследования были выявлены коммерческие предпосылки развития технологий использования низконапорного газа. Проведена систематизация технологий переработки низконапорного газа, предложены способы их классификации, основанные на различной природе воздействия на низконапорный газ — физическое, химическое, комбинированное. На основании проведенного патентного поиска и имеющихся литературных данных дан анализ имеющихся технологических решений и перспектив их развития. Наиболее перспективными направлениями использования низконапорного газа в местах добычи ННГ являются: компримирование низконапорного газа, производство электроэнергии с помощью газотурбинных станций, переработка в синтетические жидкие углеводороды посредством GTL-процессов (в т. ч. мобильными установками).

Выпускная квалификационная работа выполнена в текстовом редакторе МicrosoftWord 10.0 и представлена на диске CD-R (в конверте на обороте обложки).

Определения, обозначения, сокращения

ВМС Водометанольная смесь
ГВК Газоводяной контакт
ГМ Газовое месторождение
ГП Газовый промысел
ГПА Газоперекачивающий агрегат
ГРЭС Государственная районная электростанция
ДКС Дожимная компрессорная станция
ДМЭ Диметиловый эфир
ЖГСА Жидкостно-газовый струйный аппарат
КС Компрессорная станция
МТБЭ Метил-трет-бутиловый эфир
ННГ Низконапорный газ
НТПР Надым-Пур-Тазовский регион
ПГУ Парогазовая установка
ПНГ Попутный нефтяной газ
РГО Русское географическое общество
РТИ Резинотехнические изделия
РФ Российская Федерация
СЖУ Синтетические жидкие углеводороды
СПБТ Смесь пропана и бутана технических
СПГ Сжиженный природный газ
УКПГ Установка комплексной подготовки газа
ФО Федеральный округ
ШФЛУ Широкая фракция легких углеводородов
ШФУ Широкая фракция углеводородов
ЯНАО Ямало-Ненецкий автономный округ
GTL Технология Gas-to-liquids «газ в жидкость»
LNG Liquefiednaturalgas «сжиженный природный газ»

Оглавление

Введение ……………………………………………………………………………………………………… 11

  1. Основы определения и динамика образования запасов «низконапорного газа»

……………………………………………………………………………………………………………………. 13

1.2Сравнительный анализ запасов «низконапорногогаза» России …………………. 19

1.3 Анализ образования запасов «низконапорного газа» на ГМ Медвежье ……. 23

  1. Анализ технологических решений использования «низконапорного газа» …. 27
    1. Проблематика использования «низконапорного газа» …………………………….. 27
    2. Анализ имеющихся технологических решений использования

«низконапорного газа» ………………………………………………………………………………… 30

2.2 Перспективы развития технологических решений, направленных на

переработку «низконапорного газа» …………………………………………………………….. 35

  1. Экономическая эффективность вариантов добычи и использования

«низконапорного газа» на Медвежьем месторождении ………………………………… 41 3.1 Внешние и внутренние факторы, влияющие на рентабельность внедрения

технологий добычи и переработки «низконапорного газа» …………………………… 41 3.2 Экономическая эффективность вариантов добычи и переработки

низконапорного газа ……………………………………………………………………………………. 47

3.3 Обоснование выбора экономически-реализуемых технологий использования

«низконапорного газа» ………………………………………………………………………………… 60

  1. Социальная ответственность …………………………………………………………………….. 67
    1. Определение стейкхолдеров организации ……………………………………………….. 67
    2. Определение структуры программ КСО …………………………………………………. 71
    3. Определение затрат на программы КСО …………………………………………………. 72
    4. Оценка эффективности программ и выработка рекомендаций…………………. 73

Заключение …………………………………………………………………………………………………. 77

Список использованных источников ……………………………………………………………. 80

ПРИЛОЖЕНИЕ А Одномерная модель оптимального эжектора и

параметрическое исследование эффективности Эжектора. …………………………… 90 ПРИЛОЖЕНИЕ БТерриториальная составляющая запасов низконапорного

газа ……………………………………………………………………………………………………………. 104

Введение

Решение проблемши разработка перспектившиспользования низконапорного газа (ННГ) являетсяшнасущной и актуальной задачейшдля газовойшотрасли российской федерации. Сутьшпроблемы заключается в сложности и экономическойшневыгодности вовлечения в хозяйственныйшоборот значительных объемовшгаза, остающихся вшуже выработанных месторождениях, вследствие низкого давления в пластах, и невозможности егоштранспортировки пошгазопроводам.

Необходимо отметить, что остающиеся запасы газа сопоставимы с объемами новых газовых месторождений. Запасышнизконапорного газа на месторожденияхшЯНАО к 2020 г. Превысят 2,5 трлн. м3, а к 2030 г. Составятшоколо 5 трлн. м3. Стратегическаяшцелесообразностьшдобычи ННГ бесспорна. шДобыча ННГ осуществляется на уже освоенных месторождениях, имеющих готовую инфраструктуру, темшсамым повышая эффективность использования этих месторождений и снижая затраты на разработку новых месторождений. Основная проблема заключается в том, что самшпроцесс добычи ННГ намного дороже и технически сложнее, чем обычная добыча, в силу низких давлений газа, находящегося на глубине 1-1,5 км.

К настоящему времени известны варианты решения проблемы использования ННГ, но, при этом, технико-экономический анализ часто показывает низкую рентабельность, большие сроки окупаемости, и, даже, убыточность их реализации.

Чтобы оценить перспективность тех или иных решений для конкретного использования в ООО «Газпром добыча Надым» необходимо всесторонне их систематизировать, выделить и проанализировать «сильные и слабые» технические и экономические стороны.

Целью диссертационного исследования является анализ экономической эффективности технических предложений по использованию низконапорного газа.

В ходе работы решались следующие задачи:

низконапорного газа;

Объектом диссертационного исследования является анализ эффективности использования низконапорного газа при существующих технико-экономических условиях.

Предметом диссертационного исследования является ООО «Газпром добыча Надым».

Информационной и методической базой исследования послужили годовые отчеты, внутренняя финансовая отчетность ООО «Газпром добыча Надым», российская и зарубежная научно-публицистическая и учебная литература, материалы СМИ, статистические данные различных министерств и ведомств, нормативно-правовые акты различной юридической силы.

1 Основы определения и динамика образования запасов «низконапорного газа»

1.1 Основные подходы к формированию категории «низконапорный газ»

В международной практике для обозначения ННГ используется термин “lowpressuregas” или “lowpotentialgas”. Также встречается термин “strandedgas”, которым в целом обозначаются газы, остающиеся по физическим или экономическим причинам непригодным для добычи и транспортировки.

В настоящее время в научно-технической сфере и юридической практике не существует единого определения термина «низконапорный газ». Некоторые специалисты вообще считают данный термин некорректным как по технологическим, так и по экономическим критериям.

Другие проблемушизвлечения природного газа при низких давлениях рассматриваютшчерез «давлениешзабрасывания», «рентабельностьшпоставок газа в магистральный газопровод» и т.д.

Схожий подход применялся нашраннем этапе развития газовой промышленности вшСССР, шкогда не имевшая ещештакой, как сейчас, остротышпроблема «низконапорногошгаза» подавалась как проблема «промышленной газоотдачи» илишпроблема «давленияшзабрасывания». При этом подшпромышленной газоотдачей понимался рентабельный уровень реализации запасов газа потребителю, то есть извлечение газа из месторождения до стадии, когда пластовое давление (давление забрасывания) и дебиты скважин (минимальный рентабельный дебит) нешдостигали величин, пришкоторых дальнейшаяшэксплуатация месторождения становилась «экономически нецелесообразной». Как следствиешпод «низконапорным газом» фактическишпонимали ту часть извлекаемых запасов газа, которая направлялась вшмагистральные газопроводы сшиспользованием дожимныхшкомпрессорных станций или местным потребителям по газораспределительным сетям низкого давления без использования дожимных компрессорных станций.

Можно обозначить следующие основные походы к определению понятия «низконапорный газ». Подход к формированию категории «низконапорный газ» через классификацию запасов газа, а также энергетику его добычи и транспорта.

Работа группы специалистов под руководством д.т.н., проф. Р.М. ТерСаркисова определяет «низконапорный газ» как газ, давление которого на устье скважины таково, что его можно направить в магистральный газопровод только после компримирования не менее чем в три ступени [4].

Данный подход основан на результатах длительныхшисследований разработкишместорождений природного газа и егоштранспорта сотрудниками ОООш «ВНИИгаз», которые разбивают процесс, реализуемый нашбазе существующих технологий ишметодов проектирования, нашследующиешэтапы

(рисунок 1):

Рисунок 1

Категории природного газа

Категории

А, В, С

Категории

D,E

Категории

E

, частично

F

Д А В Л Е Н И Е

«Вы

газ»,

соконапорный

добываемый

и

период

в

и

нарастающей

и

постоянной

добычи на базе традиционных

те

хнико

технологических

решений и

и

основных затрат

и

на

их

и

внедрение

«Низконапорный

и

газ»,

добываемый в период падающей

до

бычи

и

и

и

требующей

дополнительных

и

затрат

на

реконст

существующей

рукцию

промысловой

и

инфраструктуры

добуривание

(

скважин,

уве

мощностей

личение

и

по

капремонту

и

скважин,

переобвязка

газосборной сети,

модернизация

и

УКПГ и ДКС)

Трудноизвлекаемый

«низконапорный

газ»,

требующий

и

зна

чительных

дополнительных

затрат

и

на

создание и

и

внедрение новых

технолог

ий

в

и

области

его

добычи

и

и

и

использования

Д А В Л Е Н И Е

В соответствии с проведенным анализом из сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона при существующих технологиях добычи можно извлечь до 90% от начальных геологических запасов, что соответствует сумме всех категорий, за исключением категории F (рисунок 2).

Неизвлекаемые

запасы

10

%

Утилизируемый в

районе добычи

%

5

Компримируемый

в три ступени

(

n=1,44х2,2х2,2)

25

%

Компримируемый

в две ступени

(

n=1,44х1,44)

15

%

Компримируемый в

одну ступень

(

n

=1,44)

%

15

Не требует компримирования

30

%

Рисунок 2–Структура запасов газа по сеноманским залежам месторождений Надым-Пур-Тазовского региона

В рамках данного подхода существует классификация, проведенная Облековым Г.И. и Облековым Р.Г., согласно которой запасы «низконапорного газа» можно рассматривать в качестве геологических запасов[5], как:

1) трудноизвлекаемые запасы; 2) условно извлекаемые запасы, 3) не извлекаемые запасы.

Логика этой классификации базируется на том, что на заключительной стадии разработки месторождения вырабатываемые запасы газа становятся трудноизвлекаемыми по геолого-технологическим и экономическим критериям, а добываемый газ – к низконапорному по энергетическим и экономическим показателям.

Авторы классификации дают определения всем видам запасов с целью вычленения из них низконапорного компонента (таблица 1).

Таблица 1–Классификация запасов Р.М. Тер-Саркисова[4]

Геологические запасы Этомсуммарные запасы залежи,мместорождения всех категорий,мразведанных имподсчитанных намопределенную дату.
Извлекаемые запасы Это запасы, которыемможномизвлечь согласно проектам разработкимпри полном и рациональном использовании современноймтехники имтехнологии вмдействующих экономическихмусловияхмпроизводства.
Остаточные запасы Это запасы,моставшиеся в пласте помзавершению проектной разработки месторождениямпримполном имрациональном использовании современноймтехники и технологий, мдобыча которых в действующих экономическихмусловиях не рентабельна.мЧасть из них может быть извлечена при изменении технико-экономическихмусловий производства (применениемнетрадиционной техники имтехнологий извлечения имиспользования газа, снижениемсебестоимости и налоговоймсоставляющей, изменение цены на продукцию).
Вероятно (потенциально) извлекаемые запасы Это промышленные динамические запасы, составляющие часть остаточных запасов, мразработка которыхмможет быть рентабельнампри изменениимтехнико-экономических условиймпроизводства. Приуроченымк газовойми обводнившейся частяммпродуктивногомпласта.
Условно извлекаемые

запасы

Это защемленные, не способные к фильтрации запасы, составляющие частьмостаточных, промышленнаямразработка которых возможнампри механическом или физикохимическоммвоздействиимна пласт. Приуроченымк обводнившейся части продуктивногомпласта.
Неизвлекаемые запасы Это запасы, мсоставляющие частьмостаточных, мразработка которыхмтехническимимтехнологически невозможна.

Таким образом, запасы газа могут быть низконапорными по своей природе (изначально) либо стать таковыми на некотором этапе разработки месторождений.

В итоге ННГ определяется как газ, промышленное использование которого с глубоким компримированием и дальнейший транспорт экономически нерентабелен или малорентабелен. В этом случае главным критерием отнесения добываемого газа к категории низконапорного служит рентабельность сжатия до давления, используемого при магистральном транспорте.

  1. Подход к формированию категории «низконапорный газ», разработанный специалистами ООО «Оренбурггазпром», через совокупность факторов добычи и переработки природного газа.

«Низконапорный газ» на объектах добычи и переработки – газ, рабочее давление которого ниже уровня рабочего давления основного технологического процесса и который должен утилизироваться за счет специально разработанных и внедренных технических мероприятий [6].

Когда речь идет только о добываемом углеводородном сырье, определение представляется как «К низконапорным промысловым газам относятся запасы газовых и газоконденсатных месторождений, промышленное использование которых с глубоким компримированием и дальнейшим магистральным транспортом экономически не рентабельны или низкорентабельны».

В рамках данного подхода существует еще одно определение, которое в основном привязано к экономическому и к техническому аспектам: «Низконапорный газ – это газ, имеющий место в технологических схемах разработки, добычи и переработки продукции нефтегазоконденсатных месторождений, вовлечение которого в промышленный оборот и хозяйственное использование сопряжено со значительными техническими проблемами и материальными затратами».

  1. Подход к формированию категории «низконапорный газ» главным образом через проблемы социально-экономического развития регионов газодобычи.

Дефиниция Васильева Г.М. звучит следующим образом: «низконапорный газ» – новая экономическая категория, символизирующая неизбежное увеличение степени переработки местного сырья и компенсацию негативных явлений, включая снижение зависимости от импорта электроэнергии» [7].

В подтверждение тезиса о субъективизме подхода к понятию «низконапорный газ» можно привести аналитические выкладки Елистратова В.В. и Коломийцева В.В.[8]:

  1. Объемы и степеньжизвлечения газа изжместорождения в период промышленного отбора (до давления «забрасывания») жопределяются жсочетаниеммгеолого-промысловой характеристикижзалежими экономических критериев.
  2. Между терминами «промышленные отборы» ижостаточные запасы (так называемые «неизвлекаемые») вжувязкежсжэкономической оценкой сложножвнедриться терминам «низконапорный газ» иж «использование низконапорного газа», жвследствие чего они не имеютжнаучно-инженерного и экономическогожсмысла.
  3. На любом месторождении возможно компримирование газа от 1 – 2 до 60 – 70 атм., при этом себестоимость и цена на газ будут основными критериями этих решений.
  4. Имеющаясяжтенденция повышения цен нажприродный газ, безусловно, жбудет способствовать болеежполному извлечениюжгаза как вжпериод «промышленных» жотборов, так и последующемуждоизвлечению остаточных и защемленныхжобъемов газа».

С точки зрения классификации запасыжННГ некоторое времяжназад можножбыло отнести кжнепромышленным запасам, посколькужвовлечение их в разработкужне обеспечивало экономическижприемлемую эффективность.

На данный момент времени в связи с обилием инновационных разработок, касающихсяжметодики добычи и переработки ННГ, стоит говорить о известной соотнесенности термина ННГжсо значительно болеежшироким понятиемж «условно-рентабельные запасы», но если официальнаяжтерминология применимажфактически лишь кждобываемому

(или потенциально добываемому) углеводороду, жто профессиональныйжтермин «низконапорныйжгаз» характеризуетждоступность продукта нежтолько со стороны добычи, ножтакже и сожстороны возможностиждоставки его потребителюжили в магистральный газопровод.

1.2 Сравнительный анализ запасов «низконапорного газа» России

Запасы ННГ на территории Российской Федерации и их возможная динамика по-разному оцениваются российскими специалистами. Так по данным исследований, проведенных специалистами ООО «ВНИИгаз», запасы ННГ на территории Российской Федерации составляют величину 12,6 трлн. м³, причем большая их часть сосредоточена в Надым-Пур-Тазовском регионе Западной Сибири, районе с падающей добычей [14].

Данная оценка основана на структуре текущих разведанных запасов по уровню эффективности, согласно которой запасы низконапорного газа до недавнего времени относили к средне- и малоэффективным.

В соответствии с этой классификацией текущие разведанные запасы на территории РФ содержат, за исключением высокоэффективных (рисунок 3):

%

28

14

%

36

%

9

%

13

%

72

%

Высокоэффективные запасы

Средне

и малоэффективные запасы

Глубокозалегающие залежи

Рисунок 3– Структура текущих разведанных запасов по уровню эффективности

По данным «Энергетическойжстратегии России нажпериод до 2030 года» прогнозные ресурсыжприродного газа составляютж164,2 трлн. м³.жЕсли допустить, что в результатежбуровых и иных изыскательских работжполучат подтверждениежобъемы ресурсов (то естьжуже запасы) природногожгаза в размережхотя бы 120 — 140 трлн. м³, то исходя изжсовременногожуровня развития технологийждобычи, подготовки и транспортировки природного газа можно ожидать дополнительно накопленияжзапасов ННГ в объемахжкак минимумжот 15 до 20 трлн. м³. Естественнождинамика их накопления будет определятьсяжскоростью освоенияжновых месторождений [12].

Существуют гораздожменее оптимистичные прогнозыжнакопления запасов ННГ. Так, по данным В.И.жВолчкова, в Надым-Пур-Тазовскомжрегионе запасы ННГ составятжв 2020 году – 1,3-1,5 трлн. м³, в 2025 году – 1,4-2,7 трлн. м³, а в 2040жгоду их уровень стабилизируетсяжна цифре 2,4 трлн. м³ [15].

Пока в среде российского научного сообщества не сформировано как точного определения термина ННГ, так и не разработана подробная методика подсчетажего запасов, в результате чегожвозможен известный разброс мнений, которыйжобозначает лишь одну грань проблемы — невозможностьжопределения на сегодняшний деньжточной цифры, жхарактеризующей уровень запасовжННГ, сосредоточенного в пределахжРоссийской Федерации.

Эксперты сходятся во мнении, что проблема добычи и использования ННГ станет одной из центральных для нефтегазовой отрасли на несколько ближайших десятилетий.

Кроме того, даже учитывая известную разность в подсчетах запасов ННГ, нельзя не признать тот факт, что Россия обладает большими запасами, имеющими к тому же тенденцию к увеличению или, по крайней мере, остающихся на стабильно высоком уровне – в данном случае прогнозы экспертов совпадают.

Запасы ННГ неравномерно распределены по регионам страны (рисунок 4, таблица в приложении1): большая их часть сосредоточена в Западной Сибири[11].

Северные районы

европейской части России

4

%

Северный Кавказ 3%

Урал 5%

Поволжье

7

%

Западная Сибирь

81

%

Рисунок 4– Распределение запасов низконапорного газа в Российской

Федерации

Ситуацию с запасами ННГ на отрабатываемых месторождениях и с динамикой их накопления прогнозировать несколько проще, хотя и здесь существуют проблемы, связанные с разными представлениями о том, что считать ННГ. Основнымжгазодобывающим районом страны нажобозримую перспективуж (до 2030 года) остаетсяжЯмало-Ненецкий автономныйжокруг, где сосредоточенож72% всех запасов России, поэтомужименно этот регион следует рассматриватьжв первую очередь.

Основная часть высокоэффективных запасов приурочена к Надым–ПурТазовскому региону Ямало-Ненецкого автономного округа – главному газодобывающему району страны. Здесь сосредоточена пятая часть российских разведанных запасов природного газа, однако не все они могут быть отнесены к высокоэффективным. Наиболее удобен для разработки газ верхних продуктивных горизонтов сеноманского возраста, так называемый сеноманский газ, называемый «сухим» (состоит в основном из метана) и образующий крупные залежи сравнительно простого геологического строения на небольших глубинах (до 1500 м).

Основныежзапасы сеноманского газа сосредоточеныжв уникальных месторожденияхжлевобережья рекижПур (Уренгойское, Ямбургское, жМедвежье), которыежэксплуатируются ужежв течение многихжлет и характеризуютсяжвысокой степенью выработанности. жДля компенсации темпа паденияждобычи газа по перечисленнымжместорождениям в 2001 г. жбыло введено вжпромышленную разработкужЗаполярноежместорождение с максимальной годовойждобычей газа в периоджпостоянных отборов 100 млрд м³.

Введение в разработкужЗаполярного месторождения не способно полностьюжкомпенсировать падение добычи Надым-Пур-Тазовского региона: комплексное решение данной проблемы возможно только при использовании запасов низконапорного газа.

Рассматривая перспективу эффективности использования низконапорного газа на месторождениях с падающей добычей, необходимо выделить четыре основные проблемы:

  1. Сравнение конкурентоспособности низконапорного газа на протяжении длительного времени с высоконапорным: прибыль от его добычи и транспортировки должна превышать понесенные затраты.
  2. Обоснование экономической целесообразности разработки и внедрения новой техники и прогрессивной технологии по извлечению низконапорного газа в субъектах РФ с минимальными затратами.
  3. Разработка предложений и рекомендаций для Правительства РФ в части введения налоговых послаблений для недропользователей, разрабатывающих месторождения природного газа, находящиеся на заключительной стадии эксплуатации.
  4. Проведение опытных и экспериментальных работ по использованию различных технологий и методик переработки низконапорного газа.

При рассмотрении данных проблем, следует соизмерять их с уровнем скопления запасов низконапорного газа и с выработанностью конкретного месторождения.

Необходимо признать: запасы низконапорного газа распределены по территории РФ весьма неравномерно, при этом большая их часть сосредоточена в Надым-Пур-Тазовском регионе.

1.3 Анализ образования запасов «низконапорного газа» на ГМ Медвежье

Анализ результатов эксплуатации сеноманских залежей месторождений Медвежье, Уренгойское и Ямбургское позволяет сделать вывод об объемах извлечения газа по энергетическим категориям (таблица 2) [4].

Таблица 2–Объемы извлечения газа по энергетическим категориям

Категории Текущая газоотдача, % / объемы извлечения, %
Медвежье месторождение Ямбургское месторождение Уренгойское месторождение В среднем
А 22,5/22,5 26,5/26,5 32,0/32,0 30/30

Продолжение таблицы 2

B 37,5/15 42,0/15,5 47,0/15,0 45/15
C 50/12,5 56,0/14,0 62,0/15,0 60/15
D 86/36 86,0/30,0 85,0/23,0 85/25
E 87,4/1,4 90,0/4,0 90,0/5,0 90/5

При дальнейшей эксплуатации месторождения и повышении его выработанности, возникнет проблема использования низконапорного газа, требующего новых технологий добычи. Данная ситуация характерна не только для Медвежьего, но и для других газовых месторождений Надым-ПурТазовского региона (НПТР): запасы низконапорного газа категории D снижаются, в то же время запасы газа категории E и газа категории F представляют собой стабильную величину.

Если рассматривать основные месторождения НПТР, то по четырем из них (таблица 3) извлекаемые запасы свободного низконапорного газа составляют на начало 2014 года около 560 млрд. м³ [17], а сами месторождения, дававшие на своем пике почти 500 млрд. м³ газа в год, в настоящее время вошли в стадию падающей добычи, а к 2030 г. прогнозируется общий уровень добычи с этих месторождений порядка 30 млрд. м³ в год.

Таблица 3–Объемы низконапорного газа в сеноманских залежах НПТР на

1.01.2012 (млрд. м³)

Запасы ННГ,

млрд. м3

Месторождение Всего
Медвежье Уренгойское Ямбургское Вынгапуровское
Всего 166,5 774,0 404,8 38,9 1384,2
Свободного 73,6 325,1 141,1 16,8 556,6
Защемленного 92,9 448,9 263,7 22,1 827,6

Впервые на Медвежьем с проблемой низконапорного газа столкнулись в середине 1980-х. Чуть позже данная проблема стала чрезвычайно актуальной для Уренгойского и Ямбургского месторождений.

Медвежье — газоконденсатное месторождение, расположенное к востоку от центра Ямало-Ненецкого автономного округа г. Салехард, было открыто в 1967, разрабатывается с 1972. Приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным поднятиям Медвежьего вала. Выявлено 3 залежи: газовая в сеноманских отложениях верхнего мела (газо-водяной контакт -1134 м), газоконденсатные в отложениях валанжина (газо-водяной контакт -2955 м) и в батских отложениях средней юры (водонефтяной контакт -3080 м).

Несмотря на то, что добыча газа из сеноманских залежей Медвежьего месторождения постоянно снижается, ОАО «Газпром» пытается разрабатывать новые участки месторождения: так, в 2011 году, компания начала добычу газа и газового конденсата на Ныдинском участке Медвежьего месторождения.

Как отмечают в РГО, экономическое следствие старения месторождений — рост себестоимости добываемого газа. По оценкам ВНИИГАЗ, она резко поднимается после отбора 70% запасов, а на точке 85% может увеличиться в 25

— 30 раз по сравнению с периодом постоянной добычи (рисунок 5) [4].

Рисунок 5– Относительное увеличение себестоимости добычи сеноманского газа

В случае с ГМ Медвежье наблюдается приближение к этой пороговой величине, и при существующих в настоящее время ценах на газ уже к 2016 г. для месторождения Медвежье и к 2026 г. для Уренгойского, добыча газа из сеноманских залежей окажется убыточной, что на пять лет раньше проектных сроков окончания эксплуатации, при газоотдаче для этих месторождений 87% и 81,3% соответственно.

Проблема добычи и использования низконапорного газа не является исключительно прерогативой Медвежьего месторождения, но так или иначе становится проблемой любого месторождения, в течение долгого времени вырабатывающего природный газ. При этом одним из главных показателей выработанности месторождения, служит разница между величиной пластового давления в начале разработки и величиной пластового давления в данный момент времени[18].

Более полное и своевременное разрешение проблемы безубыточного извлечения запасов низконапорного газа возможно только при создании и внедрении новых технологий эксплуатацииждобывающих скважин в условиях их прогрессивногожобводнения и разрушения призабойных зон; усовершенствованияжтехнологий и модернизации аппаратовжпромысловой очисткижи осушки газа, загрязненногожпластовой водой и механическими примесями, прижобщем снижении отборов по залежам ижпониженных устьевых давлениях.

Проблема безубыточного извлечения низконапорного газа на ГМ Медвежье и последующего его использования, жкак в проектный период, так и в последующиежгоды, является весьма актуальной, имеетжгосударственное значение и должна рассматриваться какжресурсосберегающая, технологически и социальножперспективная.

2 Анализ технологических решений использования «низконапорного газа»

2.1 Проблематика использования «низконапорного газа»

В связи со значительными объемами запасами низконапорного газа, необходимы определенные решения для извлечения низконапорного газа, в частности:

При использовании ННГ с помощью применения передовых технологий добычи и использования газа, необходимы и дополнительные затраты на реконструкцию существующей промысловой инфраструктуры:

Проблема использования низконапорного газа непосредственно на месторождении или вблизи него рассмотрена в различных работах, и существует ряд направлений использования ННГ, однако, полноценно применимыми на практике в российских условиях могут считаться лишь несколько (таблица 4).

Таблица 4–Технологии использования низконапорного газа

Технология Краткая характеристика
1. Компримирование и транспортировка через систему газопроводов При компримировании происходит увеличение давления до уровня, необходимого для поставки природного газа в газопровод.

Для подготовки газа используется компрессорная станция – комплекс сооружений и оборудования для повышения давления сжатия газа при его добыче, транспортировке и хранении.

1.1 Компримирование и транспортировка на близкие и средние расстояния При компримировании на близкие и средние расстояния происходит незначительное повышение давления низконапорного газа с распределениемчерез сети низкого давления; данный вид компримирования применяется при близости районов добычи к районам потребления.
1.2 Компримирование и транспортировка на дальние расстояния При компримировании на дальние расстояния происходит существенное увеличение давления в компрессорных станциях с дополнительным обустройством месторождений.
2 Производство сжиженного природного газа Сжиженный природный газ получают из природного газа путём сжатия с последующим охлаждением. При сжижении природный газ уменьшается в объёме примерно в 600 раз. Процесс сжижения идет ступенями, на каждой из которых газ сжимается в 5-12 раз, затем охлаждается и передается на следующую ступень.
3 Производство электроэнергии Создание генерирующих мощностей в районе промысла либо на незначительном удалении от него, позволяющее восполнить дефицит электроэнергии в северных газодобывающих регионов и иметь собственную энергонезависимую политику.
4. Синтез химических

веществ

Процесс производства с помощью GTL-технологии состоит из трех стадий:

  • природный газ, состоящий преимущественно из метана, превращают в синтез-газ (смесь водорода и окиси углерода в определенном отношении);
  • синтез-газ превращают в присутствии катализатора в многокомпонентную газожидкостную смесь углеводородов

(ШФУ), преимущественно парафиновых (процесс ФишераТропша);

  • облагораживание многокомпонентной газожидкостной смеси углеводородов (процессы гидрокрекинга и ректификации).
5. Производство синтетических жидких

углеводородов

5.1 Производство метанола
5.1 Производство диметилового эфира
5.2 Переработка на

технический углерод

Технический углерод (сажа) широко используется в химической и резинотехнической промышленности, при этом существует широкая база для сбыта получаемой продукции, включающая отечественных и зарубежных потребителей.

Сама переработка на технический углерод включает: подготовку технических газов и сырья; пиролиз; концентрирования, выделения, грануляции и упаковки технического углерода.

6. Производство аммиака Технология производства аммиака включает три основные стадии: риформинг и утилизацию отходящего тепла; стадия очистки от СО2; стадия синтеза аммиака.

Общепринятой классификации технологий использования ННГ не существует. Возможна классификация технологий по степени (глубине) и месту воздействия:

др.)

Возможна классификация по природе воздействия на ННГ – физическое, химическое и комплексное. Отдельно следует рассматривать получение энергии, как сложный физико-химический процесс.

  1. Физическое воздействие на ННГ (подготовка к транспортировке и переработке) подразумевает действие давления (и/или) температуры, результатом чего является компримирование и сжижение газа с последующей транспортировкой.
  2. Химическим превращением низконапорного газа (как и другого газа) можно получить, в принципе, любой химический продукт, имеющий углеводородную основу, однако для его производства необходимы конкретные условия синтеза (Т, р), катализаторы, дополнительные реактивы, машины и аппараты, взаимодействие с другими областями промышленности и др. В реальных условиях реализация производства вблизи газового промысла ограничена возможностью поставки дополнительного сырья, реализации продукта и другими ограничениями, накладываемыми расположением газопромыслов в условиях Крайнего Севера. Однако существует ряд технологий, реализация которых приводит к удовлетворению потребностей региона в выпускаемой продукции, и в условиях газодобычи считается целесообразной.

Любое месторождение, разрабатываемое в условиях падающей добычи, имеет свои технологические особенности, преимущества и недостатки, которые необходимо учитывать при выборе конкретного варианта использования низконапорного газа.

В соответствии с проведенным исследованием на местах добычи низконапорного газа, в том числе, на ГМ Медвежье возможно применение следующих технологий промышленного использования низконапорного газа

2.2 Анализ имеющихся технологических решений использования

«низконапорного газа»

Физическое воздействие ННГ

Подготовка газа к транспорту или переработке – очистка, компримирование, сжижение и др. являются отработанными и широко внедренными процессами. Общей характеристикой этих процессов является необходимость затрат электроэнергии.

Химическая переработка ННГ

Более сложный процесс. Необходимо отметить сразу, что все процессы химической переработки ННГ являются очень энергозатратными, поскольку первой стадией является получение синтез-газа (энергопотребление многократно выше, чем при физическом воздействии).

Для дальнейшего анализа возможности реализации химической переработки на местах добычи газа важно рассмотреть глубину разработки конкретной технологии, внедрения на газовых промыслах в частности; поскольку получаемые продукты часто являются альтернативными в своей области, требуется сравнение с традиционно используемыми продуктами; отдельно требуется рассмотрение экономической целесообразности использования продуктов переработки ННГ на местах и поставки потребителям за пределы региона.

GTL-процессы

Первые промышленные установки синтеза Фишера-Тропша были введены в эксплуатацию в Германии в 1936 г., в составе которых преобладали бензиновые фракции (46%) и фракции дизельного топлива (23%) [34].

Сегодня разработкой и внедрением технологий получения синтетически жидких углеводородов СЖУ в мире являются компании Shell, Sasol, ExxonMobil, Syntroleum, Rentech, BP-Davy, Statoil, Conocо, JOGMEC.

Следуетжотметить, что в России не существуетжреализованного в промышленномжмасштабе современного производстважсинтетических моторных топлив по технологиижGTL. Однако, по мнению специалистовжВНИИГАЗа, использованиежприродного газа отдаленных месторождений путем его конверсии вжсинтетические жидкие топлива являетсяжнаиболее перспективным направлением пожсравнению с производствомжметанола или сжиженногожгаза. На сегодняшний день ОО «ВНИИГАЗ» совместно с ФГУ НИФХИ им. Л.Я. Карпова разработали технологическую схему процесса синтеза СЖУ Фишера-Тропша, совместно с Институтом органической химии им. Н.Д. Зелинского РАН разработали высокоактивный кобальтовый катализатор, совместно с Институтом катализа им. Г.К. Борескова СО РАН проводят работы по использованию мембранного катализатора. Создана и запущена стендовая установка проведения экспериментальных работ по получению СЖТ и ДМЭ.

Получаемый при обычном процессе синтеза бензин имеет низкое октановое число, так как содержит в основном алканы. Погоны бензина, имеющие низкую температуру кипения, характеризуются более высокими октановыми числами.

Дизельные топлива из синтина с успехом могут быть применены в качестве добавок к различным дизельным топливам (таблица 5), имеющим низкое цетановое число. Типичные смешанные топлива содержат около 40-5% фракции синтина и 55-60% нефтяного газойля или соответственной фракции, полученной при гидрогенизации угля или смол [26].

Каталитическийжсинтез метанолажиз оксидажуглерода и водорода являетсяжединственным промышленно значимымжспособом получения метанола. Вжкачестве сырья вжнастоящее времяжво всех (или почти во всех) случаях выступаетжприродный газ, однако, моглижбы использоваться иждругие видыжводородосодержащего сырьяж– это коксующийсяжуголь, отходы нефтепереработки, жгазы производства ацетиленажпиролизом природногожгаза и др. [44].

Таблица 5–Сравнительный анализ дизельных фракций [43]

Показатель Стандартное дизельное топливо Низкотемпературный

синтез

Фишера-Тропша

Высокотемпературный синтез

(компания Petro SA)

Плотность при 15 °С 0,8464 0,7695-0,7905 0,8007-0,8042
Фракционный

состав, °С

начало кипения 174 159—210 230
50% 253 244—300 254
90% 312 327—334 323
последняя капля 344 338—358 361
Цетановое число 44,9

46-50

> 70

75-80

~ 50
Сера, ppm 300 < 1 < 1
Ароматика ~ 30 0,1-2 ~ 10
Водород, % (масс.) 13—13,5 ~ 15 14,4

Получение метанола

Одной изжглавных мировых тенденций вжпроизводстве метанола являетсяжпереход на мега-установки, жкоторые в большом количествежстали строится вжпериод 1990-2006 гг. За этожвремя на Ближнем Востокежи в Латинской Америкежпоявились 22 новых завода, суммарной мощностью почти 20 млн. тоннжметанола в год. Мощность установокжувеличилась с 1500 тонн в сутки до 5000 тонн[45].

Таким образом, целесообразность малотоннажного производства метанола как конечного продукта на местах добычи газа для собственных нужд должно быть сопоставлено с затратами на приобретение и поставку метанола от крупнотоннажных производителей.

Получение ДМЭ

Одна из технологий прямого синтеза диметилового эфира разработана известной японской компанией NКК в конце 1990-х годов. В настоящее время для продолжения продвижения данной технологии создана компания

DMEInternational, включающая большое количество участников, в том числе: Total, JFE, ToyotaTsusho, Hitachi, Idemitsu, INPEX, JAPEX, Marubeni, LNGJapan, Taiyo-Nissan. Основное положительное отличие данной технологии от двух стадийного синтеза – высокая конверсия за один проход 55-60%, что позволяет снизить кратность циркуляции, и, соответственно, уменьшить необходимый объем оборудования и капитальные затраты.

Технология является хорошо отработанной, при этом можно получать метанол и ДМЭ в любых соотношениях. При этом не образуется дополнительное количество СО2, что является благоприятным фактором с точки зрения экологии. Основнымжнедостатком данной технологиижявляется низкаяжвеличина конверсии синтез-газа зажпроход, связанная с равновеснымижограничениями реакциижсинтеза метанола, жчто, естественно, повышает кратностьжциркуляции и приводитжк увеличению необходимого объемажоборудования по сравнению с технологиейжпрямого синтеза ДМЭ.

В России производство ДМЭ так же развивается. ОООж«ВНИИГАЗ» проводитжпредварительные исследования пожцелесообразности создания экспортно-ориентированыжпроизводств ДМЭ на базежместорождений природногожгаза Восточной Сибири, а такжже разрабатывает технологию производстважДМЭ [32].

Синтез аммиака

Показатель потребления природного газа при синтезе аммиака является одним из важнейших факторов, определяющих рентабельность его производства. На выработку 1 тонны аммиака российские агрегаты потребляют 1115-1380 м3 природного газа. Наилучшие показатели по расходу природного газа в России находятся на данный момент на уровне 1115 м3. На данный момент основным конкурентным преимуществом российских производств аммиака является дешевый природный газ.

Синтез аммиака является глубоко исследованным и широко внедренным в производство процессом. Энергопотребление является одним из важнейших параметров, определяющих рентабельность производства аммиака. В течении производителями ведутся работы по модернизации производства, которые в том числе ведут к снижению энергозатрат.

Специалисты утверждают, что строительство новых агрегатов с энергоемкостью ниже 7 Гкал/т и с потреблением природного газа ниже 850 ст. м3 на тонну аммиака станет крайне необходимым для всех компаний, желающих активно оперировать на рынке аммиака и азотных удобрений[46].

Аммиак в России и мере используется преимущественно для производства минеральных азотных удобрений. Поэтому строительство комбинатов на месте добычи низконапорного газа ограничено, в том числе, и поставкой производимого продукта потребителю.

Синтез мономеров для получения полимеров

Постоянный рост масштабов добычи природного газа в стране позволяет создать практически неограниченную сырьевую базу для широкого развития многих химических производств, в том числе полимеров за счет переработки основных компонентов природного газа, потребление полимерных материалов постоянно растет. Это делает весьма привлекательным производство на месте добычи ННГ полимеров или их мономеров. Технологии производства является отработанными и достаточно широко внедренными. Однако все они являются энергозатратными на первой стадии, поскольку

Особый интерес представляет производство ацетилена и продуктов из него, т.к. не требуется дополнительные реактивы (как при хлорировании метана).

2.2 Перспективы развития технологических решений, направленных

на переработку «низконапорного газа»

Сегодня рентабельность переработки ННГ на месте добычи помимо учета особенностей места производства и вытекающих из этого последствий определяется новым принципом организации производств и в большей степени технологическим процессом –жснижением рабочегождавления, 100% использованиемжсырья в технологии, оригинальнымижкатализаторами, возможностьюжотвода избыточного тепла из реакторажи энергоемкостью процесса. В связи с этимжактуальными являются разработкижкомбинированных и оптимизированныхжпроизводств, использующих оригинальныежтехнические решения.

Создание компактных блочно-модульных установок

Подготовку и переработку ННГ целесообразно проводить на местах добычи с помощью компактных мобильных установок. Актуально создание блочно-модульных конструкций и при производстве энергии, компримирование газа, производстве СЖТ и метанола.

Отдельные модулижвыпускаются заводами-изготовителямижв виде законченныхжизделий с высокой заводской готовностью, сожсмонтированной электроникой, жсредствами контроля и автоматики, вжготовых пэкиджах, и установка ихжна площадке потребителя не требуетжмасштабных строительных работ. Монтажныежработы, в основном, сводятся к соединениюжразъёмов и прокладкежвнешних коммуникаций. Высокая скоростьжсоздания подобных объектов ускоряетжоборот капитала и путём наращивания количестважмодулей можно развиватьжпроизводство до значительныхжмасштабов, постепенно подтягивая необходимую инфраструктуру [47].

Работа МКС автоматизирована, не требует постоянного присутствия оператора. Автоматика станции позволяет дистанционно контролировать все необходимые параметры, дистанционно управлять работой станции.

МКС оснащены системами вентиляции, отопления, освещения, пожарной сигнализации.

МКС осуществляет подготовку природного газа для следующих операций: перекачка газа; создание требуемого давления газа для транспортировки, хранения, переработки, разделения на компоненты; подача газа на газопоршневой электрогенератор.

Станции МКС применяются для решения этих и других задач на таких объектах, как: скважины с малым давлением газа на выходе; скважины с малым дебитом по сравнению с работающими из того же пласта; скважины, резко снизившие дебит в процессе эксплуатации, при сохранении внутрипластового давления; скважины с заглинизированной при бурении или капитальном ремонте призабойной зоной; долго простаивающие скважины после бурения, капитального или подземного ремонта.

На Российском рынке реализуются передвижные газотурбинные электростанции отечественного и зарубежного производства, которые могут использовать в качестве топлива низконапорный газ [49].

По сравнениюжс крупнотоннажным газохимическим производством компактные установки – это по всем показателямжсовершенно другой тип производства. Чаще всего это модульные системы. Создание мало- и средне- тоннажной газохимии нажоснове переработки попутного илижнизконапорного природного газажиз собственных источников малых месторождений в жидкие продукты (GTL-технологии), организованная нажместе добычи газа, вдали от магистральныхжтрубопроводов, позволяет решать помимо чисто экономических, экологическиежпроблемы, связанныежсжтранспортом и хранениемжогромного количестважхимических продуктов, сократив потребность только в металлежна трубопроводныйжтранспорт более чем в 2,5 раза, а так же удовлетворить местные потребности в метаноле, моторном топливе, сухом газе [47, 50].

Таким образом, разработка и применение эффективных блочных, мобильных малотоннажных установок по подготовке и переработке природного низконапорного газа является актуальным решением использования ННГ.

Разработка новых технических решений

Несмотря на то, что физические способы воздействия (подготовки) ННГ (компримирование, сжижение, низкотемпературная конденсация) разработаны подробно и нашли достаточно широкое применение, существуют способы модернизации существующих установок.

Конверсия углеводородных газов в синтез-газ с использованием модифицированного дизельного двигателя, вырабатывающего кроме синтез-газа электроэнергию. Получаемой в процессе работы дизельного двигателя энергии достаточно для последующего компримирования синтез-газа и каталитического преобразования в полезный продукт. Эта особенность обеспечивает компактность и энергонезависимость установки с комплексной утилизацией всего углеводородного сырья.

Данный тип генератора синтез-газа имеет очевидные преимущества:

Поскольку все это происходитжв одном агрегате, потери минимальны.жВесь процесс отжподачи топливовоздушной близок кжадиабатическому;

Создание новых и усовершенствованных технологий

Согласножпроведенным исследованиям, экспериментальнымжработам и расчетамжрентабельную переработку малодебитногожгазового сырья оптимальножпроводить по технологии GTL сжполучением изжсинтез-газа метанола, ажиз него – диметилового эфира, пропилена, жконцентрата ароматики (фракция БТК) илижвысокооктанового бензина (т.н. процесс Mobil).

В рассматриваемой технологии GTL «метанол бензин» жприменены новые промышленныежцеолитные катализаторы (патент РФ 2189858), что позволиложустранить ряд недостатков процесса Mobilжи, в итоге, жполучить бензин, жсоответствующийжнормам EURO-3:

Выход жидкихжпродуктов с 1 м3 катализатора в 7-18жраз выше (получение метанола) или 3-7 разжвыше (получение бензина), чемжв традиционномжпроцессе Фишера-Тропша.

В присутствии специально разработанных катализаторов ДМЭ превращается в очень неплохой бензин с октановым числом 92. Вредных примесей в нем меньше, чем в нефтяном топливе. Такой синтетический бензин вполне конкурентоспособен даже на европейском рынке. Новый способ получения синтетического топлива намного экономичнее и эффективнее классического «метанольного».

Комбинирование производств

Предложена концепция использования тепла быстрых ядерных реакторов для конверсии метана в синтетический газ.

С целью снизить количество сжигаемого газа в качестве водяного пара в конверторе предлагается использовать пар, поступающий с парогенератора быстрого ядерного реактора с натриевым теплоносителем. Поскольку пар на выходе РБН имеет достаточно высокие параметры, то для дополнительного нагрева парогазовой смеси потребуется значительно меньше энергии, нежели для получения рабочих параметров этой же смеси, составленной на основе газа и пара при нормальных условиях.

Действующий в России коммерческий быстрый реактор с натриевым теплоносителем БН-600 в принципе способен обеспечить подачу в конвертор нагретого до 500°С водяного пара высокого давления, что может снизить требуемое количество сжигаемого природного газа для нагрева парогазовой смеси до рабочей температуры 850°С.

В дальнейшей перспективе, в случае создания высокотемпературных (800-850°С) быстрых реакторов со свинцовым теплоносителем, доля сжигаемого углеродного топлива может быть еще более сокращена или полностью замещена атомным теплом [54].

Создание и оптимизация безотходного производства

В России запатентован способ и установка комплексной переработки природного газа, предусматривающий получение пресной воды и топлива.

В основу способа комплексной переработки природного газа с получением пресной воды и топлива легли разработки высокоэффективных технологий получения синтез-газа, метанола и высокооктановых компонентов бензина (ВОК), позволяющих экологически чисто с сохранением окружающей среды решить задачу получения дополнительного источника воды питьевого и сельскохозяйственного назначения. Способ оригинален, превосходит мировые аналоги по себестоимости, глубине и комплексности переработки исходного сырья при высокой степени использования конечных продуктов и энергозамкнутости всего процесса в целом[55].

Метод позволяет решать задачи эффективного получения химической продукции и рационального природопользования, который проиллюстрирован на примере проектирования реального производства получения синтетического жидкого топлива из природного газа и создавать наиболее экономичные и экологически безопасные промышленные установки. Аналогов нет [56].

  1. Экономическая эффективность вариантов добычи и использования «низконапорного газа» на Медвежьем месторождении

3.1 Внешние и внутренние факторы, влияющие на рентабельность

внедрения технологий добычи и переработки «низконапорного газа»

На первоначальном этапе определения экономической эффективности внедрения различных технологий в ООО «Газпром добыча Надым» были рассмотрены различные факторы, которые могут повлиять на рентабельность.

Напомним, что основными экономическими факторами использования низконапорного газа являются:

250 м, примерно в 50 км от платформы Осгард;

Приведенные факторы не носят дискуссионного характера, но создают условия для создания экономических предпосылок использования ННГ, требующих изучения. Предпосылками к экономически-эффективному использованию ННГ должны стать анализ экономического потенциала региона, определение роли использования ННГ для развития региона, что требует поиска решений и технологий для экономически рентабельной добычи и использованию низконапорного газа на основе международного и отечественного опыта. В частности могут быть очень перспективными в условиях российских производственно-геологических, климатических и инфраструктурных условий разработки месторождений следующие возможные технологии по использованию ННГ: переработка ННГ в электроэнергию, сжиженный газ, аммиак, моторные топлива и технический углерод.

При реализации проектов двумя основными факторами эффективной их реализации являются цены на углеводородное сырье и затраты на внедрение технологий.

Цены реализации газа

Цена на газ формируется в свою очередь под влиянием множества факторов.

  1. Механизм ценообразования на бирже. В США и Великобритании работает англосаксонская модель с множеством ликвидных рыночных площадок, континентальная (Европейские страны), ориентирована на вертикально интегрированные нефтегазовые компании и долгосрочные контракты. Количество площадок увеличивается в связи с возрастающей ролью глобального рынка сжиженного природного газа. В Европе газовый рынок представлен долгосрочными контрактами, условия которых продиктованы не только общемировой динамкой изменения цен на природный газ, но и локальными особенностями позиций каждой из сторон контракта.
  2. Рост производства СПГ, в частности, за счет активизации деятельности в этом направлении Катара, Индонезии, Малайзии, Австралии и Нигерии. В 2013 году торговля СПГ составила 30% мирового рынка газа. Рост торговли СПГ за 2013 год составил 22,6%, опередив темпы роста всей мировой торговли газом (10,1%)[2]. Спрос на СПГ повлек ввод в строй новых мощностей по сжижению природного газа. По состоянию на июнь 2013 году мировой объем производственных мощностей сжижению природного газа составлял около 360 млрд. м³ в год. Заводы по производству еще 77 млрд.м³ в год находятся в настоящее время в стадии строительства и еще на 500 млрд. м³ в год – в стадии планирования.
  3. Рост добычи нетрадиционного газа. Бум отрасли сланцевого газа в США привлек к ней внимание многих других стран. Большие запасы сланцевого газа есть в Китае, Аргентине, Южной Африке и Польше, как следствие можно ожидать сокращение мировой потребности газа основных потребителей в случае общедоступности технологии добычи сланцевого газа.
  4. Широкое использование энергосберегающих технологий. Во многих ведущих экономиках мира (Япония, Франция, Германия) потребление на душу населения природного газа в разы меньше, чем в развивающихся странах.
  5. Динамика цен на продукты из природного газа, которые формируются под влиянием разнонаправленных факторов (таблица 6).

Таблица 6 – Факторы, влияющие на динамику мировых потребительских цен продуктов из природного газа

Продукт Факторы роста цен на продукты из природного газа Факторы снижения цен на продукты из природного газа
1. СЖУ
1.1.Синтетическая нефть
  • положительный прогноз роста цен на нефть марки Brent (к 2026 г. до 250 долл./барр);
  • более высокое качество, нежели нефть марки Brent, что обеспечивает премию в 30% к цене марки Brent;
  • незначительные объемы предложения синтетической нефти
  • нестабильность мировой экономики в период до 2020 года;
  • кратковременное падение цены на нефть марки Brent до 50 долларов за баррель, что делает неэффективным производство синтетической нефти; — развитие альтернативных источников энергии
1.2.Синтетическое дизельное топливо
  • отсутствие значительных объемов предложения синтетического

дизельного топлива на рынке;

  • наценка в 20 % к цене дизельного топлива за счет высокого уровня

качества продукта

— кризисные явления в мировой экономике, ставящие под сомнение

реализацию дорогостоящих GTLпроектов;

Продолжение таблицы 6

Продукт Факторы роста цен на продукты из природного газа Факторы снижения цен на продукты из природного газа
1.3.Метанол — использование метанола перспективно в качестве добавки к бензинам и сырья для производства биодизеля
  • значительные объемы предложения

метанола на рынке;

  • снижение потребления метанола из-за экологической составляющей и его замена более безопасными продуктами
1.4.Нафта и парафины — ограниченное предложение продуктов,

произведенных с помощью GTLтехнологий (около 3-5% от общего объема рынков нафты и парафинов); — высокие технологические качества данных продуктов, позволяющие им торговаться с наценкой в 10-20 %

— негативные явления в мировой экономике, отрицательно сказывающиеся на реализации перспективных проектов и способные привести, как минимум, к сдерживанию цен на невысоком уровне в течение продолжительного времени для данного сегмента рынка СЖУ
2.Электроэнергия
  • цена на электроэнергию в пределах ЯНАО зависит в большей степени не от соотношения спроса и предложения, а от позиции правительства региона;
  • дефицит энергетических мощностей в регионе в среднесрочной перспективе
— в течение ближайших десяти лет в ЯНАО планируется ввести около 5000 МВт, что окажет сдерживающее влияние на рост энергетических тарифов; — введение новых мощностей в Ханты-

Мансийском автономном округе и возможность экспорта электроэнергии в соседние регионы

3.Технический углерод
  • увеличение объема потребления технического углерода в развивающихся странах вдвое в течение ближайших 10

лет;

  • рост количества автомобилей (около 70% всего технического углерода

используется в производстве шин)

  • нестабильность мировой экономики приведет к ограниченному росту

количества транспортных средств;

  • появление аналогов, наделенных улучшенными потребительскими свойствами и большей экологической

безопасностью

4. Аммиак
  • увеличение спроса на азотные и фосфорные удобрения (90% всего синтезируемого аммиака используется в сельском хозяйстве);
  • цена на природный газ, являющийся важнейшим элементом затрат, в РФ в несколько раз уступает ценам на газ на европейском и азиатском рынках
  • увеличение предложения аммиака в мире в результате строительства новых заводов (больше всего запланировано в Китае);
  • прогнозное увеличение цен на природный газ в России и сокращение ценовых различий между российским рынком и другими рынками природного газа

Разброс цен на продукты из природного газа в настоящее время составляет значительную величину, при этом их динамика в последующие годы также отличается глубокой неравномерностью, что связано с неоднородным развитием рынков (таблица 7).

Таблица 7 – Динамика цен на продукты из природного газа

Продукт Единица измерени

я

Год Прирост

2022 к 2012,

%

2012 2014 2016 2018 2020 2022
1. СЖУ
1.1. Синтетическая нефть долл./барр

.

156 111 169 124 182 169 8,33

Продолжение таблицы 7

Продукт Единица измерени

я

Год Прирост 2022 к 2012,

%

2012 2014 2016 2018 2020 2022
Синтетич, дизтопливо 1.2.европейский рынок долл./барр . 90 131 172 199 219 242 169,37
1.3.российский рынок долл./барр . 167 180 195 211 228 247 48,02
1.4. Метанол долл./тон н 310 251 227 211 233 256 -17,42
1.5. Нафта долл./тон н 5674 7503 9923 1312

3

1735

6

2295

3

304,53
1.6. Парафины долл./тон н 1667 2204 2915 3855 5098 6743 304,50
2. Электроэнергия руб./кВтч 1,79 2,15 2,58 3,09 3,71 4,45 148,60
3. Технический углерод долл./тон н 1167 1530 1901 2238 2515 2825 142,07
4. Аммиак долл./тон н 550 722 796 877 967 1067 94,00

Тем самым рост потребления продуктов газохимии, и производство их из добытого низконапорного газа является перспективным направлением (таблица

8).

Таблица 8 – Потребность в СЖУ потребителей Западной Сибири на период до

2030 г. (тыс. т/г)

Регион: 2005 2010 2020 2030
ТюменскаяОобласть 2120 2430 2710-2970 3080-3340
вт.ч. ОЯМАО 510 600 680-750 800-870
вт.ч. ОХМАО 780 900 980-1080 1090-1190
ЮжныеОрайоны 830 930 1050-1140 1190-1280
НовосибирскаяОобласть 650 780 880-960 980-1060
ОмскаяОобласть 700 790 850-930 910-990
ТомскаяОобласть 280 320 350-390 380-420
КемеровскаяОобласть 740 840 900-980 960-1040
АлтайскийОкрай 660 760 820-900 880-960
Итого: 5150 5920 6510-7130 7190-7810

Как сказано выше капитальные затраты являются другим основным фактором, влияющим на срочность окупаемость проектов, а также на себестоимость производимой продукции.

При реконструкцииММедвежьего НГКММвыделяются два основных фактора, определяющиеМконкурентоспособность конкретныхМпредложений добычи и использованияМнизконапорного газа:

Себестоимость добычи газа и газового конденсата представляет собой совокупность затрат, связанных с содержанием и эксплуатацией объектов, предназначенных для добычи, осушки, очистки и подготовки к дальнему транспорту газа (скважин, УКПГ, ДКС, внутрипромысловых газо-, водо- и конденсатопроводов, административных и производственных зданий и т.д.); оплатой услуг сторонних организаций и обслуживающих основное производство хозяйств в составе газодобывающего предприятия; отчислений по установленным нормативам.

С начала 2005 года и по 2013 год (включительно) средняя себестоимость добычи на месторождениях «Газпрома» выросла с 10 долл. за 1 тыс. куб. м до

21,5. долл. за 1 тыс. куб. м. В 2012 г. рост средней себестоимости снизился: «Газпром» запустил 22 октября первые 143 скважин Бованенковского месторождения с низкой стоимостью добычи [5]. Себестоимость добычи газа на Медвежьего НГКМ наоборот растет (таблица 9).

Таблица 9 – Себестоимость добычи газа Медвежьего НГКМ

Показатель Значение по годам
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Себестоимос ть добычи

газа

1314,14

НДПИ 237

р.)

1802,25

(НДПИ

509 р.)

1979,23

(НДПИ

582 р.)

1873,13

(НДПИ

622 р.)

2031,89 2176,15 2228,16 2269,59 2354,7 2337,3
Показатель Значение по годам
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Себестоимос

ть добычи газа

2250,77 2211,04 2275,21 2351,56 2458,54 2335,59 2277,76 2288,84 2282,8 2436,2

Рост себестоимости добычи природного газа на Медвежьем НГКМ является ограничивающим фактором, снижающим как рентабельность планируемых к внедрению технологий использования низконапорного газа, так и общую инвестиционную привлекательность дальнейшей эксплуатации месторождения Медвежье. Немаловажное значение имеют трудности с транспортировкой газа до потребителя, которые определяют разные варианты: прокладка трубопровода до потребителя, строительство мощностей по сжижению природного газа с последующей транспортировкой на специализированном транспорте до регазификационных терминалов потребителя, переработка природного газа в синтетические продукты. Все варианты дорогостоящи и трудно реализуемы.

3.2 Экономическая эффективность вариантов добычи и переработки

низконапорного газа

Рассмотрим экономическую эффективность различных вариантов реконструкции Медвежьего НГКМ по добыче и использованию низконапорного газа.

1. Компримирование и транспортировка через систему газопроводов.

ПроведениеМреконструкции и техническогоМперевооружения промысловыхМобъектов месторождения МедвежьеМпозволяет снизить ежегодноеМпадение объемов отбираемого природногоМгаза, а также способствуетМмаксимально полномуМвовлечению запасов низконапорного газа вМпереработку из-за высокой емкостиМрынка, ограниченнойМтолько производственнымиМвозможностями самого месторождения.

Оценочная стоимостьМработ по модернизации иМтехническому перевооружениюМпромысловых объектов Медвежьего НГКМ составляетМболее 1 млрд. долл. (в ценах 2011 года), при этом годовой объем утилизации запасов низконапорногоМгаза составляет величину, Мравную ежегодномуМуровню добычи газа [6].

Технически на любом месторождении возможно компримирование газа от 1 – 2 до 60 – 70 атм. (типичные рабочие магистральные давления для России 50-55 атм. и 70-75 атм.) Себестоимость и цена на газ – основные критерии этих решений.

г. равным 0,7-1,0 долл. США за 1000 куб. м. газа на 100 км, для 2020 гг. — 1,0-1,3 долл., а для 2025-2030 гг. — 1,3 -1,5 долл.

В результатеМвыполненных расчетов при цене газа на промысле равной 10 долл. Мза 1000 куб. м. и транспортном тарифе 0,7 долл. заМ1000 куб. м. на 100 км стоимостьМнизконапорного газа по «СеверномуМкоридору» составит: в РеспубликеМКоми — 19 долл., в Грязовце — 25 долл., вМТоржке — 29 долл. По «Центральному коридору» цена газа у потребителей достигнет: на Урале — 21 долл., Поволжье — 26 долл., ВМцентральных районах -30 долл., в Ужгороде — 42 долл. По «ЮжномуМкоридору» цена газаМу потребителей составит: в районе Аганска — 15-16 долл., Богандинки — 20 долл., Челябинска -22 долл., МПетровска — 32 долл.

При цене на промысле, равной 15 долл., и транспортном тарифе, равном 1 долл. за 1000 куб. м. на 100 км, стоимость газа в Ухте возрастет до 28 долл., Грязовце — до 35 долл., в Торжке — до 43 долл.

В 2020 г. ожидаемая цена газа на промысле в этот период может находиться в пределах 20-25 долл. за 1000 куб. м., а транспортный тариф будет колебаться в пределах 1-1,3 долл. за 1000 куб. м. на 100 км.

В 2030 г., по экспертным оценкам экономистов, цена низконапорного газа на промысле может оказаться более 30 долл. за 1000 куб. м. Учитывая, что транспортный тариф в этот период времени будет находиться в пределах 1,3-1,8 долл. за 1000 куб. м. на 100 км, зона эффективности низконапорного газа будет ограничена потребителями Урала при условии принятия Правительством РФ специальных налоговых послаблений для недропользователей.

Исходя из представленной модели, согласно расчетам, при росте себестоимости при постепенном исчерпании месторождения сокращается и зона рентабельности доставки данного газа. Соответственно извлекаемый газ может подвергаться компримированию пока его реализация рентабельна в достаточном количестве близлежащих регионов.

Для формирования индивидуальной динамики изменения себестоимости добычи и компримирования низконапорного газа для месторождения Медвежье до давления магистрального газа, необходимо учесть:

Расчет экономической целесообразности компримирования и, соответственно, целесообразного периода поставки газа по магистральным газопроводам провести необходимо, но как временный проект, до вычисления точки убыточности проекта. За компримированием неизбежно реализация следующего экономически обоснованного варианта использования низконапорного газа.

2. Производство синтетических жидких углеводородов.

Согласно моделированию реализации переработки низконапорного газа по GTL-технологии капитальные вложения в строительство завода составят 433 млн. долл. (в ценах 2011 года), при этом годовой объем низконапорного газа, подлежащего утилизации, — 1,7 млрд. м³ в год [7].

При реализации данной модели мощность предприятия составит 773 тыс.

т в год, что удовлетворяет потребностям в СЖУ в Ямало-Ненецком автономном округе, но оказывается сдерживающим фактором при реализации поставок на территории Западной Сибири.

Что касается динамики рынка сбыта — в настоящее время наблюдается расширение международной торговли сжиженным природным газом, на его долю приходится свыше 26% мировых внешнеторговых поставок природного газа, что составляет 8% его мирового потребления. Ожидается, что к 2030 г. этот показатель удвоится и достигнет 18%.

В перспективе до 2030 года среднегодовые темпы прироста мощностей по производству СПГ увеличатся на 5–7%, что превысит среднегодовые темпы прироста потребления природного газа в 2–3 раза. Доля сжиженного газа в общем объеме добычи природного высоконапорного и низконапорного газа соответственно вырастет до 20%.

Капитальные вложения в строительство производства СНГ мощностью 10 млрд куб. м./г. составляют в ценах 2011 г. 65217, 2 млн руб., рентабельность проекта у четом использования низконапорного газа высока. Но реализация проекта на месторождении Медвежье невозможна из-за отсутствия надежной транспортнойМсхемы на большей частиМтерритории округа. Использование железной дорогиМмалоперспективно из-за значительных объемов перевозкиМи отсутствияМтехнических средств (специальный подвижной состав). Эта технология может бытьМиспользована на месторожденияхМприбрежной и шельфовойМзон на поздних стадияхМих разработки.

3. Производство метанола.

Инвестиционные затратыМдля установки мощностью 400 тыс. тонн в год

(М-400 по стандартной международной классификации) – 300 млн. долл. (в ценах 2011 года). При этомМежегодная потребность в низконапорномМгазе составит 372 млн. м³ [7].

Основным направлением использования данного количества метанола в пределах ЯНАО является нефтегазодобывающая промышленность: в частности, это позволит решить проблему поставок метанола на месторождения – он используется в качестве ингибитора гидратообразования.

Себестоимость производства тонны метанола из низконапорного газа специалистами оценивается на уровне двухсот рублей. При этом, кроме имеющейся большой потребности в метаноле газодобывающих и транспортирующих организаций, при переработке одной тонны метанола получается 0,42 тонны экологически чистого высокооктанового моторного топлива. Плюс ко всему это позволит исключить дорогостоящие перевозки топливно-энергетических ресурсов в регионе.

Моделирование реализации переработки низконапорного газа по GTLтехнологии представлены следующие параметры предприятия по переработке низконапорного газа применительно для условий Ямала [70]:

Окупаемость проекта на территории ЯНАО достигается за 9 лет его реализации, накопленный дисконтированный поток за расчетный период (15 лет) составит 9,3 млн. долл. США. По расходу низконапорного газа можно дать следующую оценку: потребность на год работы завода составит 1,5 млрд. куб. м. или за 50 лет эксплуатации — 75 млрд. куб. м.

Проекты на основе технологии GTL обладают высокими показателями экономической эффективности Актуальность развития на территории ЯНАО GTL-производств логична и позволяет решить следующие задачи:

4. Выработка электроэнергии.

С учетом развития энергетического блока инвестиционного проекта «Урал промышленный — Урал полярный», на территории Ямало-Ненецкого автономного округа в скором будущем исчезнет дефицит электроэнергии, поэтому при реализации данного проекта необходимо отказаться от строительства электростанции с вводом значительных энергетических мощностей.

Разумным решением будет обеспечение электрической и тепловой энергией потребителей ОАО «Газпром» в Надымском районе ЯНАО на основе применения собственной энергетической установки.

Для этого необходим ввод более 50 МВт новых генерирующих мощностей с годовым потреблением низконапорного газа в 61 млн. м³; общая потребность в инвестициях — 139 млн. долл. (в ценах 2011 г).

В работе «Возможные технологии использования низконапорного газа на территории Ямало-Ненецкого автономного округа» [70] складывающейся конъюнктуры на территории ЯНАО показывает возможность создать собственную энергетическую систему, работающую на низконапорном газе, которая позволила бы избежать ряда проблем, в первую очередь:

Новые энергетические предприятия, закольцованные в единую энергетическую систему, должны и могут обеспечить потребности Округа на долгосрочную перспективу освоения месторождений Ямала.

Стоит отметить, в качестве доказательства экономической эффективности варианта реализации выработки электроэнергии из низконапорного газа, положительные примеры работы энергетики на природном газе рядом с месторождениями — Нефтяная Компания «Сургутнефтегаз» построила две газотурбинные станции на Конитлорском и Тянском месторождениях с общей установленной мощностью 112 МВт. Вырабатываемая ими электроэнергия позволила значительно сократить объемы ее покупки у открытого акционерного общества «Тюменьэнерго» и, тем самым получить экономический эффект от развития энергетического направления в размере 1 млрд. руб. в год. Себестоимость электроэнергии по традиционной схеме составляет около 42,1 копеек за киловатт-час, а при использовании низконапорного газа себестоимость прогнозируется на уровне 11,8 копеек. Приведенные показатели позволяю говорить о потенциальной экономической эффективности использования низконапорного газа ЯНАО для производства электроэнергии.

Для реализации проекта необходима реализация ряда условий низконапорного газа в энергетике ЯНАО:

  1. Функциональные обособленные части промысловой инфраструктуры (на выводе с УКПГ) для подачи низконапорного газа на энергообъекты.
  2. Сохранение части мощностей по компилированию газа для поддержания рабочего давления в газопроводах-отводах.
  3. Критичность газовых турбин к давлению газа на входе 2-2,5 МПа. Определение назначения головных КС на месторождениях низконапорного газа с возможным их перепрофилированием в ПГУ.

Организационные условия для использования низконапорного газа в энергетике ЯНАО следующие:

  1. Сохранение за ОАО «Газпром» функций владельца лицензий на разработку месторождений низконапорного газа.
  2. Возникновение предпосылок для структурированного финансирования объектов энергетики с внесением части промысловой инфраструктуры в качестве имущественного вклада в капитал проектных компаний.
  3. Необходимость формирования специальной рабочей группы с участием экспертов Администрации ЯНАО и функционального обособления активов.

Использование низконапорного газа в качестве топлива для энергетического комплекса даст возможность ежегодно использовать до 1 млрд. куб. м или на ближайшие 50 лет — до 50 млрд. куб. м. низконапорного газа, но это всего лишь 1,5-2% от всех потенциальных к использованию запасов низконапорного газа. Соответственно рассмотрение альтернативных или дополнительных вариантов использования низконапорного газа представляется необходимым.

5. Переработка на технический углерод.

С учетомМемкости рынка проектная мощность заводаМпо производству техническогоМуглерода может составить 70 тыс. тонн вМгод [8] (средний показательМпо Российской Федерации) (таблица 10), чтоМпозволит переработатьМоколо 200 млн. м³ низконапорногоМгаза ежегодно.

Таблица 10 – Объем производства технического углерода в России [9], тыс. т/год

Завод-изготовитель Объем производства
ОАО «ЯрославскийЯтехническийЯуглерод» 193,1
ОАО «Омсктехуглерод» 206,6
АООТ «ВолгоградскийЯзаводЯтехнического углерода» 94,1

Продолжение таблицы 10

Завод-изготовитель Объем производства
ОАО «Нижнекамсктехуглерод» 100,1
ОАО «ИвановскийЯтехуглерод и резина» 26,0
ОАО «Туймазинский заводЯтехуглерода» 25,4
СосногорскийЯгазоперерабатывающий завод 33,6
ВсегоЯв России: 678,9

УдельнаяМсметная стоимость одной установкиМсоставляет 34500 руб.

на однуМтонну продукции в год (в ценах 2011 года): дляМпроизводства 70 тыс. тонн в год – инвестиционныеМзатраты не менееМ80 млн. долл.

Одним из вариантов утилизации низконапорных углеводородных газов может быть переработка их на технический углерод (сажу). Технический углерод широко используется в химической и резинотехнической промышленности (на РТИ). Технический углерод (сажа), получаемый из низконапорного газа, является основой для производства высококачественной резины [73]. Возможными ближайшими отечественными потребителями техуглерода могут являться предприятия г. Омска.

Основные показатели установки для производства технического (термического, типа Т900) углерода из газообразного углеводородного сырья:

Рассматриваемая технология перспективна при утилизации относительно малых запасов низконапорного газа, однако может служить только побочной к реализации при необходимости утилизации запасов низконапорного газа объемом в 100-200 млрд. куб. м.

6. Производство аммиака.

Проектная мощность завода по производству аммиака из низконапорного газа Медвежьего НГКМ не может превышать 650 тыс. тонн в год, что соответствует верхней планке ежегодного увеличения объема российского рынка аммиака (в 2011 году производство аммиака в РФ составило 13,9 млн. тонн [10], ежегодный рост – 3,1-4,7% [11]). При этом объем низконапорного газа, подлежащего переработке, — 800 млн. м³ в год.

Первоначальные инвестиционные затраты представляют значительную величину: по разным оценкам, стоимость строительства завода по производству аммиака составляет 800-900 млн. долл. [12,13].

Низкие природные температуры и небольшая плотность населения создают привлекательные условия для размещения технологий по производству аммиака из низконапорного газа [73]. Эти же условия резко повышают издержки на создание и поддержку производства. Перенести производство аммиака их низконапорного газа ближе к цивилизации представляется также не рентабельным исходя из существующих в РФ технологий. На данныйМмомент основным конкурентнымМпреимуществом российских производств аммиака является дешевый природный газ в качестве исходногоМсырья. Проследить изменение себестоимости производства аммиака в различных регионах мира можно по данным, представленнымМв нижеследующей таблице 11.

Таблица 11 — Себестоимость производства аммиака в различных странах [76]

Страна Цена пр. газа, $/куб.

м.

Себестоимость пр-ва аммиака, $/т
США 200-430 220-450
Канада 200-300 220-300

Продолжение таблицы 11

Страна Цена пр. газа, $/куб.

м.

Себестоимость пр-ва аммиака, $/т
Зап. Европа 200-450 220-470
Украина 100-130 180-200
Тринидад 100 120-150
Россия 40-60 130-160
Индонезия 70-80 100-120
Аргентина 50-70 80-100
Австралия 40-60 70-90
Венесуэла 40-60 70-80
Ближний Восток 30-40 60-90

Видно, что себестоимостьМпроизводства аммиака в РоссииМодна из самых низких. МВ то же время, технологииМпроизводства, ресурсо- и энергопотреблениеМна российских предприятияхМсущественно выше, чем на иностранныхМпроизводствах, введенных в эксплуатацию в последниеМгоды. Этот факт говорит оМтом, что используя существующие вМРФ технологии производств, ввидуМроста цен на исходное сырье, себестоимостьМаммиака существенноМвозрастает, цена продукцииМстановиться не конкурентоспособной. Кроме того при создании производства в ЯНАО критичным является отсутствиеМтранспортной системы доставки продукции до потребителей.

7. Производство сжиженного природного газа.

Капитальные вложенияМв строительство комплекса по производству СПГ сМпереработкой 10 млрд. м³ низконапорного газа ежегодноМсоставляют 2173,9 млн. долл. М (в ценах 2011 г) [7]. При этом объемМвыпущенной продукции равен 7,38 млн. тонн в год.

ДанноеМколичество сжиженного природного газа, наряду с продукцией, позволит России стать одним изМлидеров на рынке поставокМСПГ.

Влияние стоимостиМреконструкции МедвежьегоМНГКМ на выбор конкретныхМпредложений добычи и использования низконапорного газа представлено на рисунке 6.

Рисунок 6 – Выявление влияния стоимости реконструкции Медвежьего НГКМ на выбор конкретных предложений добычи и использования низконапорного газа

59

3.3 Обоснование выбора экономически-реализуемых технологий

использования «низконапорного газа»

На основании проведенного анализа мирового и российского опыта оценки экономически эффективных технологий использования низконапорного газа, экспертами сформирована сводная таблица 12, негативных и позитивных экономических факторов прогнозной реализации каждой из анализируемых технологий.

Таблица 12 — Факторы, определяющие экономическую целесообразность применения каждой из анализируемых технологий использования низконапорного газа на месторождении Медвежье.

Технология Факты, в пользу экономической

целесообразности реализации

Факты против экономической целесообразности реализации
1. Компримирование и транспортировка через систему газопроводов.
  • Динамично развивающийся рынок продукции;
  • Минимальные капитальные вложения;
  • Опробированность технологии в РФ.
  • Краткосрочный прогноз жизни проекта;
  • Неизменно повышающаяся стоимость продукции.
2. Производство

синтетических жидких углеводородов.

  • Возможность создания мобильного производства;
  • Высокая добавочная стоимость и технологичность продукции;
  • Соответствие продукции

экологическим мировым нормам;

  • Перспективность продукции;
  • Экспортный потенциал продукции;  Освоение перспективной для РФ технологии;
  • Диверсификация потребителей.
  • Затраты на внедрение продукции в реализацию на территории РФ;
  • Наличие на рынке РФ привычных более дешевых топлив;
  • Высокие капитальные затраты в создание производства по зарубежным технологиям.
3. Использование низконапорного газа для выработки электроэнергии.
  • Гарантированный рынок сбыта

продукции;

  • Прогнозная ценовая конкурентоспособность продукции;
  • Опробированность технологии в РФ.
 Недостаточный объем переработки запасов низконапорного газа в ходе реализации технологии.
4. Переработка на технический углерод.
  • Гарантированный рынок сбыта

продукции;

  • Узнаваемость конечной продукции в РФ;
  • Низкие капитальные вложения в производство;
  • Возможность создания мобильных производств
  • Наличная потребность в продукции не позволяет рассматривать технологию в качестве основной;
  • Низкая добавочная стоимость продукции;
  • Высокая конкуренция.

Продолжение таблицы 12

Технология Факты, в пользу экономической целесообразности реализации Факты против экономической целесообразности реализации
5. Производство аммиака
  • Емкий рынок потребления;
  • Узнаваемость конечной продукции в РФ.
  • Производство должно находиться вдали от населенных пунктов ввиду своей

экологической опасности;

  • Высокие капитальные затраты в создание производства по современным зарубежным технологиям;
  • Отсутствие транспортной системы доставки продукции до европейской полосы РФ.
6. Производство сжиженного природного газа.
  • Высокая технологичность

продукции;

  • Освоение перспективной для РФ технологии;
  • Диверсификация потребителей;
  • Снижение зависимости от трубопроводной системы доставки газа до потребителей.
  • Высокие капитальные затраты в создание производства по зарубежным технологиям

(риск несогласия зарубежных переработчиков передать технологию);

  • Затраты на строительство регазификационных терминалов в

европейской части РФ;

  • Отсутствие транспортной системы доставки продукции до европейской полосы РФ.

Исходя из анализа приведенных факторов, определяющих экономическую целесообразность применения каждой из анализируемых технологий использования низконапорного газа, экспертами определены технологии, обладающие подтвержденными предпосылками к экономической эффективности реализации. Определение перечня экономически-реализуемых технологий представлено на рисунке 7 и 8. Зеленым на рисунке обозначены технологии, коммерчески эффективные по международному или российскому опыту, красным – определенные в ходе анализа как коммерчески не эффективные, коричневым – имеющие значение побочных.

Экспертами исследования разработан план реализации сформированного перечня экономически-реализуемых технологий использования низконапорного газа. На первой стадии рекомендуется произвести модернизацию комплекса добычи с целью сокращения процента не извлекаемых запасов месторождения и вести реализацию технологии компримирования низконапорного газа до превышения уровня приемлемой себестоимости нагнетаемого магистрального газа. На второй стадии основными технологиями использования низконапорного газа должны стать: технология переработки низконапорного газ в моторные топлива и сопутствующие продукты (GTL-технология) и технология использования низконапорного газа для выработки электроэнергии. На третьей стадии экспертами исследования рекомендована технология переработки низконапорного газа в технический углерод в качестве побочной, завершающей процесс исчерпания месторождения.

Рисунок 7 — Определение перечня экономически-реализуемых технологий использования низконапорного газа

63

Первая стадия

Вторая стадия

завершающая

Третья

побочная,

(

стадия

исчерпание)

Компримирование низконапорного газа

Переработка низконапорного газ в

моторные топлива и сопутствующие

продукты

Переработки низконапорного газа в

технический углерод

Модернизация комплекса добычи с целью

сокращения процента неизвлекаемых

запасов

Использование низконапорного газа для

выработки электроэнергии

Рисунок 8 — План реализации сформированного перечня экономически-реализуемых технологий использования низконапорного газа

64

ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА

«СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ»

Студенту:

Группа ФИО
З2ЭМ-42 Никонов Юрий Алексеевич
Институт Природных ресурсов Кафедра Экономики природных ресурсов
Уровень образования Магистратура Направление/специальность 38.04.02 Менеджмент
Исходные данные к разделу «Социальная ответственность»:
1. Описаниеррабочего места (рабочей зоны, технологического процесса,риспользуемого оборудования) нарпредмет возникновения:

  • вредных проявлений факторов производственной среды

(метеоусловия, рвредные вещества, росвещение, шумы, рвибрации, электромагнитные поля, ионизирующие излучения и т.д.)

  • опасных проявлений факторов производственнойрсреды (механической природы, ртермического характера, электрической, пожарной природы)  чрезвычайных ситуаций социального характера.
  1. Все рабочие места обеспечены современной техникой.
  2. На работника воздействуют следующие вредные факторы: непостоянный шум, электромагнитное поле широкополосного спектра частот от ПЭВМ (работы по считыванию, вводу информации, работа в режиме диалога в сумме не менее 50 % рабочего времени); поражение электрическим током.
  3. На рабочем месте могут возникнуть чрезвычайные ситуации природного и техногенного характера, а именно: пожар, землетрясение, химическое либо радиационное заражение.
2. Список законодательных и нормативных документов по теме ISO 9001,рISOр14001,рISOр26000,OHSAS 18001
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:
1. Анализфакторов внутреннейрсоциальной ответственности:

−принципыркорпоративной культурырисследуемой организации;

− системы организацииртруда и егорбезопасности;

− развитиерчеловеческих ресурсовчерез обучающие программы ирпрограммы подготовкири повышения квалификации;

− системырсоциальных гарантийрорганизации;

− оказание помощирработникам в критических ситуациях.

  • корпоративное пенсионное обеспечение;
  • корпоративные жилищные программы;
  • социальные льготы и гарантии;
  • создание оптимальных условий труда;
  • поддержаниерсоциальнорзначимой заработнойрплаты;
  • развитие человеческих ресурсов через обучающие программы и программы подготовки и повышения квалификации.
2. Анализ факторов внешней социальной ответственности:

− содействие охране окружающей среды;

− взаимодействие с местным сообществом и местной властью;

  • Программы социально — экономического развитияррегионов;
  • корпоративнаярблаготворительная деятельность;
  • охрана окружающей среды;
− спонсорство и корпоративная благотворительность;

− ответственность перед потребителями товаров и услуг (выпуск качественных товаров),

− готовность участвовать в кризисных ситуациях и т.д.

  • взаимодействие с местным сообществом и местной властью;
  • спонсорство и корпоративная благотворительность;
  • предупреждение чрезвычайных ситуации, обеспечение промышленной, пожарной и радиационной безопасности;
  • взаимодействие с местным сообществом и местной властью;
3. Правовые и организационные вопросы обеспечения социальной ответственности:

  • Анализ правовых норм трудового законодательства;
  • Анализ специальных (характерные для исследуемой области деятельности) правовых и нормативных законодательных актов.
  • Анализ внутренних нормативных документов и регламентов организации в области исследуемой деятельности.
  • Анализ специальных правовых и нормативных законодательных актов (Трудовой кодекс Российской Федерации ст. 212, 213,214);
  • Анализ внутренних нормативных документов и регламентов организации (устав компании, локальные нормативные акты).
  • Анализ уровня развития КСО и применимости стандартов ISO 9001, ISO 14001 компанией.
Перечень графического материала:
При необходимости представить эскизные

графические материалы к расчётному заданию

  • Таблица 13 – Стейкхолдеры ООО

«Газпром добыча Надым»

  • Таблица 14 — Состав акционеров

ПАО «Газпром»

  • Таблица 15 – Структура программ

КСО

  • Таблица 16 – Затраты программ КСО
Дата выдачи задания для раздела по линейному графику

Задание выдал консультант:

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Старший преподаватель Феденкова Анна Сергеевна

Задание принял к исполнению студент:

Группа ФИО Подпись Дата
З2ЭМ-42 Никонов Юрий Алексеевич

4 Социальная ответственность

КорпоративнойМсоциальной ответственностьюявляется международная бизнес-практика,Мпрочно вошедшая в корпоративное управлениеМв конце XX века. В настоящееМвремя внедрение мероприятий КСОМстановится неотъемлемойМчастью успешной компании любогоМпредприятия. КорпоративнаяМсоциальная ответственность – это комплекс направлений политики и действий, связанных с ключевыми стейкхолдерами, ценностями и выполняющихМтребования законности, а также учитывающих интересыМлюдей, сообществ и окружающей среды. Корпоративная социальная ответственность — концепция,Мсогласно которой бизнес, помимоМсоблюдения законов и производстваМкачественного продукта/услуги, добровольноМберет на себя дополнительные обязательства перед обществом[78].

4.1 Определение стейкхолдеров организации

Стейкхолдеры – заинтересованныеМстороны, Мна которые деятельность организацииМоказывает как прямое, так и косвенное влияние. ВМдолгосрочной перспективе дляМорганизации важны как прямые, такМи косвенные стейкхолдеры. [78] Структура стейкхолдеров ООО «Газпром добыча Надым» представленаМв таблице 13.

Таблица 13 –Стейкхолдеры ООО «Газпром добыча Надым»

Прямые стейкхолдеры Косвенные стейкхолдеры
1. Государство 1.Федеральные и местные органы государственной власти
2. Персонал 2.Международная организация труда
3. Потребители 3. Конкуренты
4. ПАО «Газпром» 4. Профсоюз
5. Поставщики 5. СМИ
6. Подрядчики

Ниже представлена дополнительнаяинформация по наиболее значимым стейкхолдерам, их структура и влияние, взаимодействие с организацией.

Персонал

В 2015рсписочная численностьрООО «Газпром добыча Надым» составила около 9 тыс. человек. Компаниярстроитрвзаимоотношения с сотрудникамирна основе социального партнерства, сторонами которого являются руководство Компании ПАОр «Газпром» и ее дочерних обществ и представители сотрудников – советы трудовых коллективоври профсоюзы. Компаниярсоздаетрусловия длярработы профсоюзныхркомитетов на предприятиях в соответствиирс законодательством, предоставляярим оборудованныерпомещения, транспорт для поездок на производственные объекты. За сотрудниками, избранными представителями профсоюзных органов, Компания сохраняетррабочие места и всердействующиерсоциальные льготы.

ПАО Газпром

В таблице 14 указан состав структурного акционерного капитала ПАО

«Газпром», Информация указана по данным реестра акционеров ПАО

«Газпром». [79]

Таблица 14 — Состав акционеров ПАО «Газпром»

Доли Акции, %
1) Доля, контролируемая Российской Федерацией, всего, т.ч: 50,002
Российская Федерация в лице Федерального агентства по управлению государственным имуществом 38,373
ОАО «Роснефтегаз» 10,740
ОАО «Росгазификация» 0,889

Продолжение таблицы 14

Доли Акции, %
1) The Bank of New York Mellon

(банк эмитент АДР под акции ОАО «Газпром»)

26,955
2) Gazprom Gerosgaz Holdings B.V. 2,930
3) Прочие зарегистрированные лица, владеющие менее 2% акций 20,113

Работу поМвзаимодействию с акционерами и инвесторамиМведут Управление по работе сМинвесторами Департамента управленияМактивами, экономикиМи бизнес-планирования и Управление по работе сМакционерами ДепартаментаМкорпоративного управления. Компания раскрываетинформацию о своей деятельности в соответствии с принципами Кодекса корпоративного поведенияМи информационной политикиМПАО «Газпром» и наМосновании требованийМзаконодательства, регуляторов российских иМзарубежных рынков ценныхМбумаг, а также бирж, на которыхМторгуются акции Компании. МПАО «Газпром» обеспечиваетМдоступность раскрываемой информации всем заинтересованнымМлицам независимо от целей получения даннойМинформации. Для представителей инвестиционногоМсообщества организуются встречи с высшим руководствомМКомпании, телеконференции, издаются пресс-релизы по значимым корпоративным событиям. Приоритетным дляМКомпании также является ведение постоянногоМоткрытого диалога с акционерами – физическимиМлицами посредством встреч-консультаций, на которых подробно освещаетсяМширокий круг вопросов акционерногоМправа и прочие актуальные темы.

Потребители

Основными потребителями КомпанииМявляются частые лица в регионах деятельностиМООО «Газпром добыча Надым», независимые сети, Морганы федеральнойМиМрегиональной власти России, а такжеМэкспортные потребители. ООО «Газпром добыча Надым» ведет постоянный мониторингМи принимаетМактивные меры для повышения уровня лояльностиМпотребителей своей продукции. МДочерние сбытовые общества КомпанииМпроводят опросы покупателей поМповоду качества обслуживания,Мконтрольные проверки качества обслуживанияМ «Тайный покупатель» и используют собранную информацию для улучшения

Поставщики и подрядчики

КомпанияМстремится к формированию прозрачныхМотношений с поставщикамиМи подрядчиками наМоснове честной конкуренции; Мдоговоры заключаются порезультатам проведения открытых тендеров. МОпределяющими факторами являютсяМкачество продукции и услуг, цена, своевременность поставок. ПриМпрочих равных условиях предпочтениеМотдается российским компаниям, приМэтом в регионах своей деятельностиМООО «Газпром добыча Надым» Мстремится привлекать к сотрудничеству местныхМпоставщиков. Компания создаетМусловия для развития бизнеса своих партнеров путем заключенияМдолгосрочных договоров сМпрозрачными правилами ценообразования и гибкимиМусловиями оплаты.

Федеральные и местные органы государственной власти

Компания осуществляет постоянноеМвзаимодействие с органами государственнойМвласти всех уровней. Специалисты ООО «Газпром добыча Надым» наряду сМпредставителями других дочерних компаний ПАО «Газпром» участвуютМв обсуждении и экспертизе проектов решений, относящихсяМк регулированию газовой отрасли, разрабатываемых органами государственной власти. Компания ведет производственнуюМдеятельность в ЯНАО, поэтому эффективноеМвзаимодействие с властями и местными сообществами, имеет первостепенное значение для устойчивогоМразвития ООО «Газпром добыча Надым» иМреализации стратегии роста. Взаимоотношения с региональными органамиМгосударственной власти Компания строит на основе соглашений о сотрудничестве, в которыхМчетко определены взаимные обязательства региона и Компании, направленные нарразвитие региональнойМсоциально-

экономическойринфраструктуры. [79]

4.2 Определение структуры программ КСО

Структурарпрограмм КСО составляет портретрКСО компании рассмотрена вртаблице 15. Выбор программ, а, рследовательно, структура КСО зависитрот целей компании ирвыбора стейкхолдеров, на которыхрбудет направленырпрограммы.

Таблица 15 – Структура программ КСО

Компания осуществляет рядМмасштабных социальных и благотворительных проектов, направленных на обеспечение безопасныхМи комфортных условий труда, решение жилищныхМпроблем и улучшение качества жизниМсотрудников и их семей, профессиональноеМобучение сотрудников,Мматериальную поддержку ветеранов и пенсионеров, Ма также на социальное иМэкономическое развитие регионов.

Являясь одной из крупнейшихМв России, Компания уделяет особое внимание реализации комплексных социально-экономическихМпрограмм в регионах своей производственной деятельности.

ЦельюМсоциальной политики является максимальноеМснижение социальныхМрисков и создание системного подхода к управлению социальными вопросами, социальными инвестициямиМи воздействием на социальную сферу вМрегионах присутствия Компании. Кроме того, КомпанияМзаинтересована в том, чтобы ее сотрудники и их семьи жили в современных комфортабельныхМгородах и поселках, чтобы имМбыли обеспечены налаженныйМбыт, надлежащее медицинское обслуживание, возможностьМзаниматься спортом, интересно проводитьМдосуг, учить детей в хороших школах. Это особенно важно, если речьМидет об удаленных и сложных в климатическомМотношении регионах.

4.3 Определение затрат на программы КСО

В таблице 16 представлены основные затраты предприятия на корпоративную социальную ответственность. Бюджет программ КСО предприятия составлен с учетом результатов, полученных в таблице 15.

Таблица 16 – Затраты программ КСО

Мероприятие Единица измерения Стоимость реализации на планируемый период 1 год.
«Газпром детям» млн.руб. 959,6
«Этот мир наш!» млн.руб. 170,7
«Факел» млн.руб. 259,8
Выплаты работникам по социальным льготам млн.руб. млн.руб. млн.руб. 26 013,35

Продолжение таблицы 16

Мероприятие Единица измерения Стоимость реализации на планируемый период 1 год.
Выплоты женщинам, семьям с детьми млн.руб. 2 790,67
Выплаты пенсионера «Газпрома» млн.руб. 1 367,02
Повышение квалификации работников в «Газпром корпоративный институт» млн.руб. 340,7

4.4 Оценка эффективности программ и выработка рекомендаций

Являясь одним из лидеров российской экономики, Газпром и его дочерние общества принимают активное участие в реализации множества социальных проектов различного уровня, в том числе имеющих общенациональное значение. Традиционно уделяется особое внимание проектам, направленным на поддержку таких сфер общественной жизни, как спорт, культура, образование, наука, также Газпром участвует в проектах, направленных на возрождение национальных ценностей.

Поддержка детей и юношества

Осознавая, какое значение для будущего развития страны имеет подрастающие поколение, Группа уделяет особое внимание проектам, ориентированным на поддержку детей и юношества. Одним из ключевых социальных проектов ПАО «Газпром» является реализация Программы «Газпром – детям». Цель этой Программы – создание условий для гармоничного интеллектуального, духовного и физического развития подрастающего поколения россиян, привлечение как можно большего числа детей и подростков в спортивные секции и творческие кружки. Интересы более 270 тыс. работников Группы представляет Межрегиональная профсоюзная организация ОАО «Газпром».

Программа реализуется с 2007 г. в 73 российских регионах при участии 45 дочерних обществ и организаций Группы Газпром. В рамках реализации Программы были построены и реконструированы 943 спортивных и культурных объекта общей стоимостью 15,4 млрд руб. Общий объем благотворительной помощи, направленной на развитие детского спорта и творчества, закупку спортивного инвентаря и организацию спортивных секций и кружков.

Начиная с 2010 г. ОАО «Газпром» оказывает поддержку Международному детскому форуму «Этот мир – наш!». При поддержке ОАО «Газпром» в рамках перекрестного года культур Россия – Германия в 2012 г. состоялся III Международный детский форум «Этот мир – наш!» в г. Бонне, был организован Международный студенческий форум в г. Берлине. В отчетном году продолжилось оказание спонсорской поддержки единственной в России радиостанции, вещание которой целиком посвящено детям, – «Детскому радио». В 2012 г. были проведены ставшие традиционными рождественские и новогодние праздники с участием более тысячи детей из школ-интернатов, детских домов и приютов г. Москвы. Оказывалась существенная помощь детяминвалидам, малообеспеченным гражданам, детям из многодетных семей, детямсиротам.

Поддержка культуры и искусства

При поддержке группы «Газпром» и австрийской компании OMV в Государственной Третьяковской галерее и Доме музыки состоялись концерты классической музыки российского Трио имени Рахманинова и австрийского вокалиста В. Хольцмайера. В рамках сохранения российских просветительских культурных традиций ПАО «Газпром» выступило спонсором организации мастер-классов известных российских музыкантов и педагогов для студентов ведущих консерваторий Китая в городах Пекине, Шанхае, Тяньцзине.

Корпоративный фестиваль «Факел» самодеятельных творческих коллективов и исполнителей дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром» способствует сохранению и углублению традиций многонациональной культуры

России, нравственному и эстетическому воспитанию подрастающего поколения.

Поддержка спорта и физической культуры в России

С 2006 г. тесное сотрудничество со спортивными федерациями. ПАО «Газпром» является генеральным спонсором Всероссийской федерации художественной гимнастики, Всероссийской федерации волейбола, Российской шахматной федерации, Союза биатлонистов России, Российского футбольного союза, Всероссийской федерации гребли на байдарках и каноэ, Международной федерации дзюдо, а также Футбольного клуба «Зенит». Было продолжено начатое в 2011 г. финансирование проведения соревнований по конному спорту. С 2012 г. Компания начала оказывать финансовую поддержку автомобильной команде «ё-АВТО». Была также оказана поддержка в проведении ряда значимых соревнований по дзюдо. С успехом прошла регата «Северный поток», по итогам соревнований первое место в ней заняла российская команда, спонсором которой выступала Группа Газпром. Кроме того, при финансовой поддержке ПАО «Газпром» реализуется ряд проектов яхт-клуба г. Санкт-Петербурга.

Поддержка Русской православной церкви

В рамках поддержки Русской православной церкви ПАО «Газпром» профинансированы ремонтные и реставрационные работы в Свято-Троицкой Александро-Невской лавре в г. Санкт-Петербурге, продолжается финансирование строительства Дома паломника на реке Иордан в Иордании.

Поддержка отечественного образования

ПАО «Газпром» традиционно реализует проекты, связанные с поддержкой отечественного образования и повышением качества профессиональной подготовки кадров, в том числе с опорными вузами, которые определены в рамках Программы инновационного развития ПАО «Газпром» до

2020 г. – РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Ухтинский государственный технический университет, Казанский национальный исследовательский технологический университет, МГУ им. М.В. Ломоносова, МГТУ им. Н.Э. Баумана, Санкт-Петербургский государственный университет экономики и финансов (с августа 2012 г. – Санкт-Петербургский государственный экономический университет), Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», Высшая школа менеджмента Санкт-Петербургского

государственного университета и Государственный университет морского и речного флота им. адмирала С.О. Макарова.

Заключение

1. В ходе исследования были выявлены коммерческие предпосылки развития технологий использования низконапорного газа, основными из которых являются следующие:

-масштабные, прогнозируемые к увеличению, запасы низконапорного газа;

-положительная динамика роста мировых цен на природный газ;

использования низконапорного газа;

-высокий инвестиционный потенциал хозяйствующих субъектов, возможность привлечения частных инвестиций.

  1. Проведена систематизация технологий переработки низконапорного газа, предложены способы их классификации, основанные на различной природе воздействия на низконапорный газ — физическое, химическое, комбинированное. Физическое воздействие на ННГ (изменение давления и температуры) является основой его компримирования, которое необходимо для последующего транспорта газа. Химическое превращение метана (основного компонента ННГ) является основой газохимии и позволяет получить практически любой органический продукт при определенных условиях синтеза. Комбинированные методы воздействия являются основой тепло- и электроэнергетики.
  2. По результатам оценки технической применимости и социальноэкономической эффективности технологических решений использования ННГ Медвежьего НГКМ, определен перечень технологических решений использования ННГ, рекомендуемых к применению в составе единого технологического комплекса.

Технологический комплекс включает реализацию следующих технологических решений:

По каждому из представленных технологических решений, предложены перспективные инвестиционные проекты использования ННГ Медвежьего НГКМ:

  1. компримирование и транспортировка через систему газопроводов — рекомендован в качестве основного проекта использования низконапорного газа. Проект обеспечивает продление срока безопасной и эффективной работы объектов (с учетом оптимального срока разработки залежи) на завершающей стадии эксплуатации месторождения, сохранение плановых объемов добычи, качества подготовки и промыслового транспорта газа.
  2. производство синтетических жидких углеводородов — рекомендован в качестве второго основного проекта использования низконапорного газа.

Одновременная реализация этих проектов позволит получить синергетический эффект – высокую добавочную стоимость продукции.

  1. использование низконапорного газа для выработки электроэнергии — рекомендован в качестве побочного вследствие ограниченного количества запасов низконапорного газа, требуемого для выработки электроэнергии. Проект позволит увеличить рентабельность технологического комплекса в целом, обеспечив снижение себестоимости продукции за счет снижения стоимости одного из ключевых ресурсов – электроэнергии.

Исходя из определенного состава технологического комплекса, оценки периодов благоприятной конъюнктуры реализации составляющих его технологических решений, сформирована финансово-экономическая модель реализации технологического комплекса.

Комплексная модель использования низконапорного газа Медвежьего НГКМ позволит наиболее эффективно использовать имеющиеся ресурсы и получить максимальную отдачу.

Список использованных источников

  1. Природный газ. Общая информация [Электронный ресурс] Режим доступа: http://dolgikh.com/index/0-25.-Загл. с экрана.
  2. Природный газ. Экологические предпосылки [Электронный ресурс]

Режим доступа: http://dolgikh.com/index/0-35.-Загл. с экрана.

  1. Энергетика России: состояние и перспективы развития [Электронный ресурс] Режим доступа: http://pt21.ru/docs/pdf/20.pdf.-Загл. с экрана.
  2. Уровни добычи и запасы низконапорного газа на месторождениях НадымПур-Тазовского региона / Р.М.Тер-Саркисов, Г.П. Ставкин, П.Г. Цыбульский, и др. // Материалы Всерос. научно-практич. конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года). М. :

ООО «ИРЦ Газпром», 2003. С. 17-28.

  1. Классификация запасов углеводородов (природный газ) / Г.И. Облеков, Р.Г. Облеков // Материалы Всерос. научно-практич. конфер. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года). М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003. С.66-72.
  2. Утилизация низконапорных газов на объектах добычи и переработки в ООО «Оренбурггазпром» / С.И. Иванов, В.И. Столыпин, С.А. Молчанов и др. // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2006, №7. С.32.
  3. Васильев Г.М. Вовлечение низконапорного природного газа в топливноэнергетический баланс ЯНАО // Материалы Всерос. научно-практич. конф. «Проблемыри перспективыркомплексного использованиярнизконапорного газа в устойчивомрразвитии социальной сферыргазодобывающих регионов» (Надым, мартр2003 года). М. : рООО «ИРЦрГазпром», 2003. С. 73-76.
  4. Елистратов В.В., Коломийцев В.В. Основные проблемы эксплуатации крупнейших газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона на завершающей стадии // Материалы Всерос. научно-практич. конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года). М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. С. 104-107.
  5. Приказ Министерства природных ресурсов от 1 ноября 2005 года №298 «Об утверждении классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов»; зарегистрирован в Минюсте России 23 декабря 2005 года,

№7296 [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.ngfr.ru/article.html?040.- Загл. с экрана.

  1. Постановление Совета Министров СССР от 8 апреля 1983 года №299 «Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.ngfr.ru/article.html?doc/001.- Загл. с экрана.
  2. Моргунов Е.В, Николаишвили Д.Г. Современное состояние и прогноз развития газовой отрасли. Сборник: Проблемы развития рыночной экономики / Под ред. чл.-корр. РАН В.Л. Перламутрова. М.: ИПР РАН, 2004.С. 23-36.
  3. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г., N 1715-р «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» [Электронный ресурс] Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/node/1026.-Загл. с экрана.
  4. Состояние и использование минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации. Аналитический обзор. М.: ФГУНПП, «Аэрогеология», Информационно-аналитический центр «Минерал», 2008. 275 с.
  5. Нефть и газ России в XXI в: прогноз добычи и развития сырьевой базы/ А.И.Гриценко, Н.А.Крылов, В.В.Аленин и др. // Минеральные ресурсы России.

Экономика и управление. 2001, №3. С.10-19.

  1. Волчков В.И. Экономическирэффективное расширениертопливной базы электроэнергетикирза счет использованиярнизконапорного природногоргаза // МатериалыВсерос.рНаучно-практич.конф. «Проблемыри перспективы комплексногориспользования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года).М.:

ООО «ИРЦ Газпром», 2003.С. 242.

  1. Ланчаков Г.А. Перспективы устойчивой работы Уренгойского нефтегазодобывающего комплекса на поздней стадии разработки. Расширенное совещание рабочей группы по проблемам и перспективам комплексного использования низконапорного газа (Надым, 01 декабря 2006 г.).
  2. Крылов Г.В., Маслов В.Н. Проблемы и перспективы использования низконапорного газа на месторождении Медвежье. Расширенное совещание рабочей группы по проблемам и перспективам комплексного использования низконапорного газа (Надым, 01 декабря 2006 г.).
  3. Ланчаков Г.А. Повышение эффективности до разработкисеноманских газовых залежей на основе системного совершенствования технологий добычи и подготовки газа. Автореф.дис. канд.техн. наук. Москва, 2006.С. 8-10.
  4. Гребенщиков А.Т. Технологии использования низконапорного и попутного нефтяного газа. Отчет о научно-исследовательской работе. ООО

«Промышленные нано технологии», № регистрации: 14/12, Воронеж, 2012. С. 23-28, 80-87.

  1. Общие сведения о процессах сжижения газа [Электронный ресурс] Режим доступа:http://lngas.ru/production-lng/obshhie-svedeniya-process-szhizheniyagaza.html.-Загл. с экрана.
  2. Низкотемпературная конденсация [Электронный ресурс] Режим доступа: http://roskom.ucoz.ru/index/nizkotemperaturnaja_kondensacija_ntk/0-40.-Загл. с экрана.
  3. ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия. Москва, 1988. 4с.
  4. Крылова А.Ю., Козюков Е.А. Получение жидких углеводородов из природного газа [Электронный ресурс] Режим доступа: http://gazohimiya.ru/content/view/10/19/.-Загл. с экрана.
  5. Роль ООО «ВНИИГАЗ» в развитии газопереработки /А.В.Мамаев, И.Б.Кисель, С.В.Шурупов и др. // Переработка природного газа и конденсата.

Новые разработки: Сб. научн. Трудов. М. : ООО «ВНИИГАЗ», 2008.С.3-17.

  1. Лапидус А.Л., Елисеев О.Л. Катализатор синтеза Фишера-Тропша

[Электронный ресурс] Режим доступа: http://gazohimiya.ru/content/view/15/19/.Загл. с экрана.

  1. Рапопорт И.Б. Искусственное жидкое топливо. Часть II. Синтез моторных топлив из окиси углерода и водорода. Л.: ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1950. 252 с.
  2. Лапидус А.Л., Крылова А.Ю. О механизме образования жидких

углеводородов из СО и Н2 на кобальтовых катализаторах [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.chem.msu.su/rus/jvho/2000-1/43.pdf.-Загл. с экрана.

  1. Блок-схема промышленной GTL-установки [Электронный ресурс] Режим доступа:http://sintheticfuel.com/shema.-Загл. с экрана.
  2. Технология синтетического метанола / М.М. Караваев [и др.]. М. :Химия, 1984. 120 с.
  3. Опытно-промышленная установка производства метанола для ГНКМ как прототип перспективной технологии промышленного использования низконапорного газа /О.П.Андреев, А.Г.Бан, А.Л.Бублей// Материалы Всерос. научно-практич.конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года). М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003.С. 202-213.
  4. ВасильевВ. Диметиловый эфир. Надежды конструкторов, водителей и экологов. Часть 4 // Основные Средства, 2007, №4.С. 1-4.
  5. Мирошниченко Д.А., Жирнова М.В. Современное состояние и перспективы развития промышленного производства диметилового эфира Переработка природного газа и конденсата.Новые разработки: Сб. научн.

Трудов. М. : ООО «ВНИИГАЗ», 2008.С.18-24.

  1. Переработка низконапорного газа Надым-Пур-Тазовского региона в синтетические жидкие углеводороды /С.В.Шурупов, И.Б.Кессель, Н.Н. Кисленко// Материалы Всерос. Научно-практич.конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года). М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003.С. 214-224.
  2. Шелдон Р.А. Химические продукты на основе синтез-газа. Каталитические реакции СО и Н2 / Р.А. Шелдон; под общ. ред. М.С. Локтева. М.: Химия, 1987.

248 с.

  1. Способы производства технического углерода [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.chem-astu.ru/misc/0005(sazha).html. -Загл. с экрана.
  2. Ганз С.Н. Теоретические основы и технология синтеза аммиака: учеб. пособие для вузов / под ред. А. М. Николаева. Киев: Вища школа, 1969. 260 с.
  3. Технология синтеза аммиака [Электронный ресурс] Режим

доступа:http://www.eope.ee/_download/euni_repository/file/2087/ammoniaak.zip/a mmoniaak/content/20111012220544.htm -Загл. с экрана.

  1. Технология полимеров [Электронный ресурс] Режим доступа: http: http://www.bibliotekar.ru/spravochnik-52/1.htm-Загл. с экрана.
  2. Технология переработки нефти и газа. Часть 1 [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.tehnoinfa.ru/pererabotkaneftiigaza/6.html-Загл. с экрана.
  3. Ньюленд Ю., Фогт Р., Химия ацетилена. М.Иниздат, 1947. 400 с.
  4. GTL: технологии, проекты, перспективы. По материалам “Nitrogen&Syngas” [Электронный ресурс] Режим доступа:http://www.newchemistry.ru/letter.php?n_id=102.-Загл. с экрана.
  5. Cравнительная оценка различных технологий производства метанола и моторных топлив из природного газа и других углеводородных газов // Газовая промышленность. 2003, №12. С. 2-4.
  6. Елисеев О. Л. Технологии «газ в жидкость» // Рос. хим. журн. 2008. Т. LII, №6. С. 63-62.
  7. Технология синтетического метанола / М.М. Караваев [и др.]; под. общ.

ред. М.М. Караваева.М. : Химия, 1984. 240 с.

  1. Метанол: обзор технологий [Электронный ресурс] Режим доступа:http://www.newchemistry.ru/letter.php?n_id=802-Загл. с экрана.
  2. Аммиак: обзор современных технологий [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.newchemistry.ru/letter.php?n_id=682-Загл. с экрана.
  3. Модульные энергонезависимые установки для переработки

углеводородных газов в метанол, высокооктановый бензин, диметиловый эфир и водород // Электронный журнал электросервисной компании «Экологические системы». 2006, №1. [Электронный ресурс] Режим доступа: http://escoecosys.narod.ru/2006_1/art19.htm.-Загл. с экрана.

  1. Станция МКС — компримирование (сжатие) природного и попутного

нефтяного газа [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.tegaz.ru/produkciya/MKS/ -Загл. с экрана.

  1. Передвижная газотурбинная электростанция — мобильная ГТУ

[Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.manbw.ru/analitycs/gtu_mobilepac.html.-Загл. с экрана

  1. Малотоннажные GTL-установки [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.newchemistry.ru/letter.php?n_id=6615&cat_id=5&page_id=4 -Загл. с экрана
  2. Сухов А.И. Модернизация камер сгорания газотурбинных установок типа ГТ-6-750, ГТН-6, ГТН-25-1. Отчет о научно-исследовательской работе. ООО «Космос-Нефть-Газ», № регистрации: 24/11, Воронеж, 2011. 15с.
  3. Опытная установка СИНТОП-300 [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.energosyntop.com/projects/22.-Загл. с экрана.
  4. Белоконева О. Синтетический бензин // Наука и жизнь. 2004, № 11.

[Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.nkj.ru/archive.-Загл. с экрана.

  1. Конверсия метана с использованием водяного пара быстрых ядерных реакторов / В.Л. Хорсанов, А.П. Иванов, А.И. Блохин // International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology ISJAEE. 2004, №6(14). P. 5-7.
  2. Способ комплексной переработки природного газа с получением пресной воды и топлива и установка для его осуществления / Е.А. Федоров, И.И. Лищинер, О.В. Малова // Патент РФ № 2278101. Опубл. 16.07.2004.
  3. Научные разработки РХТУ им. Д.И. Менделеева [Электронный ресурс] Режим доступа: http://lib.muctr.ru/scidbase/04-0248/index.htm.-Загл. с экрана.
  4. Кекух С.Г. Ресурсы и запасы низконапорного газа сеноманских газовых залежей Ямало-Ненецкого автономного округа / Материалы Всерос. научнопрактич.конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года). М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. С. 79-97. 58. Облеков Г.И., Чупова И.М. Анализ состояния газонасыщенности обводненных коллекторов / Материалы Всерос. научно-практич. конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года).М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003.С. 163-171.
  5. Технология повышения выработки запасов месторождения природных газов / Г.И. Облеков,Ю.А.Архипов, В.Н.Гордеев// Материалы Всерос. научнопрактич.конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года). М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003. С. 98-103.
  6. Технология добычи низконапорного газа на базе закачки в пласт азота/ Р.М.Тер-Саркисов, Н.Г. Степанов, В.А. Николаев и др. // Материалы Всерос. научно-практич.конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года).М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003.С. 141. 61. Тер-Саркисов Р.М., Немировский М.С. Альтернативные источники инертного газа для повышения газоотдачи пласта в период окончания разработки месторождения // Материалы Всерос. научно-практич.конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года). М., ООО «ИРЦ Газпром», 2003. С. 179.
  7. Социальный атлас российских регионов[Электронный ресурс] Режим доступа:http://www.socpol.ru/ /atlas/portraits/yam.shtml .-Загл. с экрана.
  8. Стратегия социально-экономического развития Ямало-Ненецкого автономного округа до 2020 года [Электронный ресурс] Режим доступа: http://de.gov.yanao.ru/doc/YANAO2020/prezent_strategii.pdf.-Загл. с экрана.
  9. Жученко И.А. Перспективы эффективности использования

низконапорного газа в субъектах Российской Федерации // Материалы Всерос. научно-практич. конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года). М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003.С. 108.

  1. WorldPolicyandResourcesResearсh (www.wprr.ru) — аналитические материалы [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.wprr.ru/?p=2767.

Загл. с экрана.

  1. РБК. Исследование рынков [Электронный ресурс] Режим доступа: http://marketing.rbc.ru/research/56294995342 7426. shtml.-Загл. с экрана.
  2. U.S. EnergyInformationAdministration [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.eia.gov/.-Загл. с экрана.
  3. Брагинский О. Б. Альтернативные моторные топлива: мировые тенденции и выбор для России //Рос. хим. ж. (Ж. Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева) 2008. т. LII, № 6. С. 137-146.
  4. Прединвестиционное исследование GTL-процессов производства синтетического моторного топлива конверсией метана. ООО «Управляющая компания «Резон» Воронеж, 2011
  5. Носов А.М. Возможные технологии использования низконапорного газа на территории Ямало-Ненецкого автономного округа // Материалы Всерос. научнопрактич.конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года).М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003. С. 191.
  6. Васильев Г.М. Использование низконапорного газа для производства тепла и электроэнергии в ЯНАО // Материалы Всерос. научно-практич.конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года). М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003.С. 298.
  7. Крючкова И. Низкий старт // Эксперт Урал 2006. №45(253) [Электронный ресурс] Режим доступа: http://expert.ru/ural/2008/45/nizkonaporniy_gaz/. -Загл. с экрана.
  8. АгенствоНефте-Газовой информации [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.angi.ru/news.shtml? oid=2786032 .-Загл. с экрана.
  9. Васильев Г.М. Использование низконапорного газа для производства тепла и электроэнергии в ЯНАО. Материалы Всерос. научно-практич.конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года).М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003.С. 298.
  10. Долотовский В.В. Техническое предложение по утилизации низконапорных углеводородных газов путем переработки на технический углерод. Материалы Всерос. научно-практич.конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года).М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2003.С. 308.
  11. Аналитический портал химической промышленности [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.newchemistry.ru/letter.php?n_id=682.-Загл. с экрана.
  12. Территориальный орган Федеральной службы государственной статистики по Ямало-Ненецкому автономному округу [Электронный ресурс] Режим доступа: http://yamalstat.gks.ru/perepis/default.aspx.-Загл. с экрана.
  13. Социальная ответственность: Методические указания к М00 выполнению раздела «Социальная ответственность» выпускной квалификационной работы для студентов направления 38.03.02 «Менеджмент» и 38.03.01 «Экономика» / сост.: Н.В. Черепанова; Томский политехнический университет. – Томск: Издво Томского политехнического университета, 2015. – 21 с. 48 79. Отчет в области устойчивого развития 2015 ПАО «Газпром»
  14. Закон РФ «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности» N 164-ФЗ 2003 г.
  15. Закон РФ «Об акционерных обществах», N 208-ФЗ от 26.12.1995.
  16. Закон РФ «Об иностранных инвестициях».

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(обязательное)

Одномерная модель оптимального эжектора и параметрическое исследование эффективности Эжектора.

Студент:

Группа ФИО Подпись Дата
2БМ32 Никонов Юрий Алексеевич

Руководитель

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Доцент кафедры ЭПР Шарф Ирина Валерьевна к.э.н., доцент

One dimensional Model of an Optimal Ejector and Parametric Study of Ejector Efficiency.

Ejectors efficiency

Ejectors are employed in the industry in numerous, unique and even sometimes bizarre ways. They can be used singly or in stages to create a wide range of vacuum conditions, or they can be operated as transfer and mixing pumps. The ejectors have the following advantages over other kinds of pumps:

  1. Ruggedandsimpleconstruction;
  2. Capability of handling enormous volumes of gases in relatively small sizes of equipment;
  3. Lessmaintenancerequirements;
  4. Simpleoperation.

All ejectors operate on a common principle. The single stage ejector, in its simplest form, consists of an actuating nozzle, suction chamber and a diffuser. The actuating fluid, which may be a gas, vapor or liquid, is expanded from its initial pressure to a pressure equal to that of the secondary fluid. In the process of being expanded, the actuating fluid is accelerated from its initial entrance velocity, which is negligibly small, to a high velocity. In the suction chamber, the actuating fluid induces a region of low pressure-high velocity flow which causes the secondary fluid to become entrained and mixed with the actuating fluid. During the mixing process, the actuating fluid is retarded and the secondary fluid is accelerated. As the mixture enters the diffuser, it is compressed to the exit pressure by rapid deceleration. The purpose of the ejector is to transport and compress a weight of induced fluid from the suction pressure to the exit pressure.Significant numerical and experimental analyses have been devoted to understanding the variety of flow regimes present in steady flow ejectors. Certain regimes are more conducive to achieving high performance (i.e. high entrainment ratios). In particular, the entrainment ratio is seen to be highest when the entrained fluid reaches a choked condition in the mixing region. In addition, the expansion regime of the motive nozzle (under-, perfectly- or over-expanded) appears to influence performance. In this paper method of modeling an ejector of optimal geometry was proposed and designed for a favorable flow regime. Then, rather than focusing upon the maximization of efficiency, I seek operational conditions that maximise ejector efficiency, specifically the reversible entrainment ratio efficiency. Ejector efficiency is found to be highest at low compression ratios and at low driving pressure ratios. However, at lower compression ratios, the optimal area of the mixing chamber becomes large relative to the motive nozzle throat area.

Supersonic gas ejector

Ejectors are supersonic flow induction devices employed for the generation of a vacuum for compressing a fluid. Figure A.1 shows a straight throat ejector. High pressure motive fluid enters a converging diverging nozzle and is accelerated to a supersonic Mach number. The pressure at section NE is below that of the entrained fluid at its inlet. Consequently, the entrained fluid is drawn into the ejector. The motive and entrained fluids mix between sections NE and U and the uniform mixture is diffused to reach the discharge pressure.

Fig. А.1 – Schematic diagram of a straight throat ejector

One common ejector application is the withdrawal of non-condensible gases from steam condensers. Other applications employ ejectors to compress a working fluid, such as vapor- compression refrigeration and vapor compression multi-pressure humidification-dehumidification desalination [25]. The operating conditions of an ejector in vacuum generation and compression applications differ significantly. When generating a vacuum, the compression ratio of the ejector, PD/PE, is very high whilst the ratio of the mass flow rate of entrained to motive fluid (known as the entrainment ratio) is very high. In compression applications, the compression ratio is low, whilst the entrainment ratio is high. The compression ratios also differ between compression applications. For example, Huang et al. [25] performed experiments on a refrigeration system using R141b. For an evaporator temperature of 8°C and a condenser temperature ranging from 28°C to 42.1°C, the compression ratio of the ejector varied from 2.2 to 3.6. Kamali et al. optimised the design of a seven effect thermal vapour compression multi-effect distillation system with a condenser temperature of 45°C and a first effect temperature of 69°C, corresponding to a compression ratio of 3.1. Narayan et al. optimized an ejector driven humidification dehumidification desalination system and found that the optimal compression ratio lies near 1.2.

For compression applications, the ejector efficiency is of significant importance as it dictates the energy input (or more correctly the exergy input) required to drive the ejector. One means of quantifying ejector performance, suggested by Elrod and analysed in detail by McGovern et al, is the reversible entrainment ratio efficiency, or 𝜂𝑅𝐸𝑅. This efficiency compares the entrainment ratio of a real ejector to a reversible process with the same inlet fluid states and the same discharged pressure:

(А.1)

When designing an ejector, I could look for more than just a high value of entrainment ratio for fixed inlet conditions and a fixed discharge. Importantly, the entrainment ratio alone is not an indication of the quality of design or the performance of an ejector. This is the objective of the present work. In Section 2 the flow regimes possible in steady flow ejectors that are most conducive to high efficiency were identified. Optimal geometry may be modeled using 1 dimensional theory (Section 3).. In Section 4, using fluid inlet conditions and ejector discharge pressure as parameters, I identify the operating conditions conducive to the highest values of efficiency. In summary, by focusing upon efficiency rather than solely the entrainment ratio I provide a new insight to optimising ejector design.

Regimes of Ejector Operation

One crucial consideration in the analysis and design of ejectors is the variety of flow regimes that are possible, depending on operating conditions and the ejector geometry. In order to design for maximum ejector efficiency one should be able to identify favorable flow regimes. To understand the flow regimes of an ejector we can describe the entrainment ratio in terms of the inlet fluid conditions, the discharged pressure, the motive fluid nozzle throat area and the mixing chamber area.

ER = f(PM, TM, PE, TE, PD, AT , AC ) (А.2)

First, I would like to explain the effect of the operating conditions upon an ejector of fixed geometry and second, the effect of the ejector geometry upon the entrainment ratio of an ejector with fixed operating conditions. This is done by considering experimental and numerical analyses present in literature.

Flow regimes within an ejector of fixed geometry

The explanation of flow regimes for a fixed ejector geometry is common in literature and revolves around the concept of critical back pressure, PD*. A clear description of the critical pressure is provided by Bartosiewicz et al. and Huang et al. using experimental data and by Sriveerakul et al. using a CFD analysis. The motive fluid throat area, the chamber area and the inlet motive and entrained fluid states at the inlet to the ejector are fixed. We may now describe three distinct regimes [25]:

  1. Reversed flow region — PD is to the right of point A on thex axis of Fig. 2 and the discharged pressure is too high to allow entrainment. Flow through the converging diverging nozzle is overexpanded, resulting in compression shocks (see Bartosiewicz). Motive fluid partially flows back through the entrained fluid inlet.
  2. Unchoked entrainment — The discharged pressure drops to point A in Fig. 2, causing the compression shocks at the exit of the motive fluid nozzle to weaken, allowing the pressure at NE to drop and provoke entrainment.
  3. Critical operation — The discharged pressure reaches PD*, allowing a decrease in pressure upstream and causing the entrained flow to be accelerated to sonic speed within the mixing region.
  4. Choked Flow — For values of PD below PD* the entrainment ratio remains constant. The motive fluid is choked at the motive fluid nozzle throat and the entrained flow remains choked in the mixing region.

The important message to take from these analyses is that the entrained mass flow rate is constant as the discharge pressure drops below critical. Since the entrained fluid pressure is held constant at the inlet this can only mean that the effective crosssectional area at which choking occurs in the mixing region must be constant for fixed inlet conditions and ejector geometry, as concluded by Munday and Bagster [25].

Fig. A.2. Evolution of the entrainment ratio with discharge pressure

Flow regimes within an ejector with fixed operating conditions

Less common in literature is an intuitive explanation of the effect of ejector geometry upon the entrainment ratio. Nahdi et al. and Lu et al. draw important conclusions in this regard. By considering fixed inlet fluid states and a fixed discharged pressure we may identify three regimes which depend upon ejector geometry [25].

  1. Overexpanded Flow — I consider operating conditions such that the motive and entrained fluids are choked at the motive nozzle throat and in the mixing chamber, respectively. The ratio of chamber to motive nozzle throat area, ф, is small, such that the motive nozzle is overexpanded.
  2. Perfectly Expanded Flow — The value ofфis reduced causing a higher value of ER. The pressure at cross section U in Fig. 1 drops, as does the pressure upstream of U. The compression shocks downstream of the motive fluid nozzle weaken until they cease to exist when the nozzle is perfectly expanded. The effective flow area of the entrained fluid increases (sinceф increases) and the entrainment ratio increases. Nahdi et al. refer toф at this point as the optimal area ratio for a given set of inlet conditions and discharged pressure. The entrainment ratio is maximum, the static pressures of the motive and entrained fluid are equal at section NE in Fig. 1 and the motive nozzle is perfectly expanded.

Fig. A.3Representation of the flow structure in an ejector with an underexpanded motive fluid nozzle and choked entrained flow

  1. Underexpanded Flow — The value ofфis reduced below optimal, causing a decrease in entrainment. The underexpanded motive jet spreads at the exit of the motive nozzle, restricting the flow area of the entrained fluid.

TheflowstructuretakestheformofFig. A.3

Using experimental results, Nahdi et al. recognise that the entrainment ratio of an ejector is maximised when the primary nozzle is perfectly expanded and the entrained fluid reaches a choked condition. They identify, for a working fluid of R11, the area ratio whichmaximises the ER, as a function of ejector compression ratio, PD/PE, and driving pressure ratio, PM/PD.

One Dimensional Model of an Optimal Ejector

Using this knowledge we can build a one-dimensional ejector model that captures the performance of an optimal ejector. Coupled with the definition for efficiency (Section 1), this model can be used to identify the ejector operating conditions conducive to high efficiency (Section 4).

Nahdi et al. identified the flow regime that maximised the ER for fixed conditions of operation. Since the reversible entrainment ratio is constant for fixed conditions of operation, the flow regime that maximizes the ER must also maximize the reversible entrainment ratio efficiency. Consequently, the purpose of this section is to model an ejector operating in this optimal flow regime. Using this knowledge we can build a one-dimensional ejector model that captures the performance of an optimal ejector. Coupled with the definition for efficiency (Section 1), this model can be used to identify the ejector operating conditions conducive to high efficiency (Section 4). To simplify the interpretation of results, an ideal gas ejector is modelled, with constant values of specific heats [25].

NozzleRegion

We begin by considering flow from the motive and entrained fluid inlets to the cross section NE in Fig. A.1. The inlet fluid pressures and temperatures are fixed, PM, PE, TM, TE. According to Section 3, the motive fluid nozzle is perfectly expanded, meaning that the static pressures of the motive and entrained streams are equal at NE. In addition, the entrained flow is choked at section NE, i.e. the Mach number is unity, such that further decreases in the downstream pressure cannot induce a higher mass flow rate. Considering the motive and entrained flows both to be isentropic and adiabatic, we may solve for the entrained fluid pressure and temperature at the nozzle exit, and then for the motive fluid Mach number and the motive fluid temperature at NE.

(А.3)

(А.4)

(А.5)

(А.6)

In order to fix the capacity of the ejector, we fix the motive fluid throat area, AT. This allows the mass flow of the motive fluid to be calculated:

(А.7)

At this point, the mass flow rate (and the flow area at NE) of the entrained fluid is yet to be determined. The modelling until this point is the same as Khoury et al., although their work does not allude to the motive nozzle being perfectly expanded to justify the uniformity of pressure across NE. In the present analysis, the motive nozzle exit is located at the entrance to the mixing region (Fig. 1). In many experimental configurations, the nozzle exit is upstream of the constant area region. Zhu et al. provide a detailed analysis of the influence of the axial position of the nozzle exit upon entrainment ratio [26].

Mixing Region

In the constant area mixing region, the mass, momentum, and energy conservation equations are applied between sections NE and U of Fig. 1. The fluid properties and velocity are taken to be uniform over the entrained flow area and motive flow area at NE and over the total flow area at U. Frictional forces on the fluid due to the no slip condition at the wall are assumed to be negligible.

(А.8)

𝐏𝐍𝐄𝐀𝐍𝐄 + 𝐦𝐌̇ 𝐕𝐍𝐄,𝐌 + 𝐦̇𝐄𝐕𝐍𝐄,𝐄 = 𝐏𝐔𝐀𝐔 + 𝐦̇𝐔𝐕𝐔 (А.9) 𝐦𝐌𝐜𝐏𝐓𝐍𝐄,𝐌 + 𝐦𝐄𝐜𝐏𝐓𝐍𝐄,𝐄 = 𝐦𝐔𝐜𝐏𝐓𝐔 (А.10)

In addition, there is a relationship between the mixing chamber area and the flow areas at the exit of the motive nozzle.

𝐀𝐍𝐄 = 𝐀𝐍𝐄,𝐌 + 𝐀𝐍𝐄,𝐄 = 𝐀𝐔 (А.11)

A number of these assumptions merit further discussion. The mixing process within an ejector is characterised by highly irreversible oblique and sometimes normal shocks coupled with dissipative processes within the shear layer between the motive and entrained fluids. Entropy generation within this region is driven by pressure, velocity and temperature differences, in axial and radial directions.

By employing a control volume approach, we are overlooking the details of the mixing process. Instead, by essentially varying the ratio of pressure, velocity and temperature, the motive and entrained fluids at NE and the pressure ratio between sections NE and U, we are essentially altering the scale of the disequilibria responsible for entropy generation. Examples of detailed experimental visualisations of internal flow structures are provided by Desevaux et al. and Dvorak et al., whilst numerical visualisations are provided by Desevaux et al., Hemidi et al, Bartosiewicz et al. and Sriveerakul et al.

By assuming properties and velocity to be uniform at section U in Fig. A.1, we intend the ratio of the mixing chamber length to diameter to be sufficiently large for the motive fluid core and the entrained fluid annulus to have mixed very well. The consequence of incomplete mixing is inadequate pressure recovery and compression within the diffuser. The axial length of the mixing section is dependent on the rate of mixing between the two streams. The higher the rate of mixing the greater would be the transverse spread (or growth) of the turbulent shear layer leading to a shorter axial length of the mixing region. Li et al. indicated that the optimum length varies greatly with the operation conditions. In numerical studies, one way to determine the appropriate mixing length is by employing a numerical die tracer, as suggested by Bartosiewicz et al. Sriveerakul et al. also points out that as the mixing chamber is elongated, total pressure losses due to shear stress at the wall increase, implying that there is an optimal length of the mixing region [25].

Diffuser

Since the fluid velocity is considered to be uniform at cross section U in Fig. 1, the diffuser is modelled as isentropic.

(А.12)

In practice, the performance of the diffuser depends largely upon the completeness of mixing in the constant area section. Diffuser efficiency was reported by Varga et al to be within the range 0.5 to 0.9 depending on both temperature and area ratio. For an ejector of fixed mixing chamber length, the diffuser efficiency is a function of the back pressure. As back pressure increases, normal or oblique shocks will be pushed back into the mixing section, resulting in a more uniform flow at cross section U and consequently improved diffuser performance. This is clearly illustrated by Sriveerakul et al. [26].

Solution of Equations

Given the following relations for mass flow rate, Mach number and the speed of sound in an ideal gas, the set of equations provided above are closed and may be solved.

𝐦̇ = 𝛒𝐀𝐕 (А.14)

(А.15)

(А.16)

The equations are solved iteratively using the non-linear equation solver provided by Engineering Equation Solver subject to the restriction that the Mach number obtained at cross section U must be subsonic. For compression applications, the conditions of the fluid obtained at the diffuser exit should be as close as possible to stagnation (zero velocity). Consequently, the flow must be subsonic at the diffuser exit, and preferably within the entire diffuser. For a set of operational conditions (inlet fluid states and discharge pressure), we may calculate the following key variables:

  1. The ejector area ratio of AC/AT
  2. Theentrainmentratio, ER

Results

By the given model of an optimal ejector presented in Section 3, the authors now seek the conditions of operation that maximize ejector efficiency. They begin by considering the variation in ejector efficiency and area ratio with the compression ratio in Fig. A.4. As the compression ratio decreases, the entrainment ratio of the optimal ejector increases at a faster rate than the reversible entrainment ratio, resulting in improved efficiency. Meanwhile, as the compression ratio drops, the optimal area ratio of the mixing chamber to the ejector throat increases to accommodate a greater flow rate of entrained fluid.

Fig. A.4. Efficiency and area ratio for a driving pressure ratio ofPM/PD=5 and an inlet temperature ratio of TM/TE=1

Figure A.5 illustrates the effect of the driving pressure ratio upon the ejector efficiency and area ratio. The ejector efficiency is less sensitive to the driving pressure ratio of the ejector than the compression ratio. As the driving pressure ratio increases, the area ratio of the ejector also increases, resulting in an ejector that is larger in size.

Fig. A.5 Efficiency and area ratio for a compression ratio of PD/PE=2 and an inlet temperature ratio

Finally, they consider the effect of the inlet temperature ratio. In Fig. A.5, the efficiency of the ejector reaches a maximum at an inlet temperature ratio just above unity. This is the point where the temperature difference between the motive and entrained streams at the nozzle exit is minimum. Also, the ejector area ratio is insensitive to the inlet temperature ratio [27].

Fig. A.6Efficiency and area ratio for a driving pressure ratio of PM/PD=5 and an

inlet temperature RATIO OF Td/Te=2

Conclusions

Using a simple model of an optimal ejector, a parametric study has been performed to identify operating conditions conducive to high ejector efficiency. This optimal ejector is designed such that the motive fluid nozzle is perfectly expanded and the entrained fluid is choked at the entrance to the constant area mixing section.

Thefollowingisconcludedfromtheparametricstudy:

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(обязательное)

Территориальная составляющая запасов низконапорного газа

Регион Оценка уровня запасов
1. Северные районы европейской части России Суммарныенначальные ресурсы газа в северныхнрайонах европейскойнчасти России оцененынв объеме 2,4 трлн. м³. Разведанность ресурсовнк 2001 году составилан56%. Такаянстепень разведанности свидетельствуетно том, что регион уженпрошел этап крупныхноткрытий, нхарактеризующейся высокойнэффективностью поисковоразведочныхнработ, и в дальнейшем подготовканзапасов будет связана снбольшими затратаминбурения, посколькунглубоким бурением регионнизучен неравномерно. Учитываянстепень выработанности инразведанности существующихнместорождений европейскойнчасти России, величинанзапасов низконапорногонгаза составляет порядка 240 млрд. м³.
2. Северо-

Кавказский район

Начальныенсуммарные ресурсы газа СеверногонКавказа оцененынв 2,02 трлн. м³. Регионнявляетсяннаиболее изученным в России.нНакопленнаяндобыча в нем (675 млрд. м³) вдвоенпревышает разведанные запасы (320 млрд. м³).нРазведанность ресурсов составляет 59%. Перспективыноткрытия небольших понзапасам месторожденийнимеются в Краснодарском, Ставропольскомнкраях, в Дагестане (в регионе за 2001-2100 годынможно открыть не менее 400 месторождений снобщими запасами порядка 360 млрд.м³).

Запасыннизконапорного газа на Северном Кавказе ненпревышают 200 млрд. м³ в связи с большойндолей исчерпанности разведанных нанданный момент ресурсов.

3.

Уральский район

Потенциальные ресурсы газа Уральскогонрегиона оценены в 3655 млрд. м³ и разведаны на 60%.нПрактически все ресурсы представленынсероводородсодержащим газом. Этонобстоятельство осложняетнтехнологию егондобычи и транспортировки. В регионенвозможеннлишь небольшой прирост запасов, причемнвсе вновь открываемые месторождения будут мелкими.

По прогнозам,нк 2030 году годоваяндобыча упадет до 6 млрд. м³, а к 2060 г. до 3 млрд. м³. До концанстолетия она можетнсохраниться на уровне 2-3 млрд. м³. При этомнбудут вовлекаться вносвоение ресурсы Башкортостанани Пермскойнобласти. В этих регионах уженподготовлено около 100 млрд. м³ сероводородсодержащегонгаза.

Запасы низконапорногонгаза в течение нескольких ближайшихндесятилетий имеют тенденцию кнувеличению из-за того, что регионннаходится в режименпадающей добычи, и на данныйнмомент составляют около 300 млрд. м³.

4.

Поволжский район

Начальные суммарныенресурсы газа Поволжского районаноценены в 10224 млрд. м³. Практически всенресурсы представлены высоко сернистымнгазом, залегающимнна больших глубинах. В южной части района в 1968 году открыто крупнейшее в Европе газоконденсатноенместорождение, запасы которогондостаточны для добычинболее 100 млрд. м³нгаза в год. Однаконособый состав газан (до 25% Н2S и 20% СО2), требующий его глубокойнпереработки, а также отсутствие техническихнрешений для дальнегонтранспорта высокосернистого газа наннезагруженные перерабатывающие предприятия ограничиваютнвозможности добычи в адекватных запасам объемах.

Кроментого, высокосернистыйнгаз является сырьем для химического производства.

Запасыннизконапорного газа внПоволжском районе составляют околон400 млрд. м³.

5. Западная

Сибирь

Западная Сибирь — основнойнгазодобывающий центр России.нНа нее приходится почтин90%нобщероссийской добычи газа.нОсновным газодобывающимнрайоном страны нанрассматриваемую перспективуностается ЯНАО, где сосредоточено 72% всехнзапасов России. нПадение добычи в регионе прогнозируетсянтолько послен2030 года

Продолжение ПРИЛОЖЕНИЕ Б

5.1. НадымПурТазовский район Начальныенсуммарные ресурсы оценены в 64,2 трлн. м³. Кннастоящему времениниз них 48% уже разведаны.нНаиболее доступныендля добычинресурсы региона (сеноманский комплекс)нразведаны на 61%, а запасы выработанынна 36%. После открытий главныхнместорождений вн1966-1970 гг., когда занкороткий срокнбыли выявленынпочти все месторождения-гигантынрайона, последовали открытиянменее крупныхнместорождений. Средние запасынпостепенно снизились к 1986-1990 гг. до 25 млрд. м³, а кн2000 г. до 8-9 млрд. м³. В дальнейшемндо 2030 г. средниензапасы месторожденийнпрогнозируются нануровне 8 млрд. м³, в период 2030 -2060 гг. — 4 млрд. м³, а за 2060 г. — 2 млрд. м³. Приростнзапасов можетнсоставить в XXIнвеке 9,0 трлн. м³, в т.ч. до 2030 г. — 6 трлн. м³.нГодовая добыча в районенупадет с 530 млрд. м³ в 2000 году, до 310 млрд. м³ в 2030 году.

Основныенместорождения:

  1. Ямбургскоеннефтегазоконденсатное месторождение,ноткрыто вн1969 году, разработканначата в 1980 году.нОбщие геологические запасыноценивается 8,2 трлн м³ природного газа. Выработанность месторождения – около 50%.
  2. Уренго́йскоенместорожде́ниенприродного газа,нтретье в мире понвеличине пластовых запасов, нкоторые превышают 10 трлн. м³, что составляет 65,63% от общих геологических запасов месторождения.
  3. Медвежьенместорождение характеризуется высокойнвыработанностью (83,2%) и как следствие большими запасаминнизконапорного газа. По прогнозам экспертов, окончаниенпериода проектнойнразработкинМедвежьего и начало жизни месторождениянза счет низконапорногонгаза ожидаетсянв 2016-2017 году
5.2.

Ямальский район.

Суммарныенначальные ресурсы газа на полуостровеноценены в 20,7 трлн. м³. Разведанныензапасы составляют 10,4 трлн. нм³ и пока ненразрабатываются. Это ближайшийнрезерв газовой промышленности, которыйнуже в конце первого десятилетияннамечено использовать для компенсациинпадения добычинв НадымПур-Тазовскомнрегионе.нРазведанность ресурсов региона — 50%, аносновного, неокомскогонкомплекса — 66%. Структураннеразведаннойнчасти позволяет снбольшой степенью надежностинпрогнозировать приростнзапасов газа до 2100 года в объеме около 4,5 трлн. м³, в том числе. 2,5 трлн. м³ в первое тридцатилетие. Разведанность начальныхнсуммарных запасовндостигнет 72%, анвыработанность запасов – 60%. Неизвлекаемая часть запасов газа внместорождениях полуострова Ямал в 2001 г. ноценивалась в 1,5 трлн. м³, а к 2100 году онанвырастет до 2,2 млрд. м³.

Запасыннизконапорного газа к этомунсроку составятноколо 3 трлн. м³.

5.3.

Гыданский район

Начальныенсуммарные ресурсы полуострованоценены в 9,7 трлн. м³. Этоннаименее изученныйнрайон севера Западной Сибири.нРесурсы его разведанынтолько на 10%. Началонразработки месторожденийннамечено на 2025 год. Добыча газанчерез пять лет, т.е. к 2030 г., должнандостигнуть 30 млрд. м³, а к 2040 г. максимума — 50 млрд. м³. Периоднпостоянной добычинпродолжитсян30 лет. Занпериод 2025-2100 гг. прогнозируетсянвсего добыть 3,7 трлн. м³. Для обеспечениянтаких уровней добычи необходимонприрастить 3,9 трлн. м³нзапасов. Разведанностьнресурсовндостигнет 52%.

Из-зантого, чтонГыданский район является слабоизученным, нна данный момент не установлен даженпримерный уровень запасов низконапорного газа: нболее того, в отношении этойнтерритории данная проблеманпока вовсенне стоит.

6.

Восточная

Сибирь и

Дальний Восток

Восточно-Сибирскаянплатформа — обширная, перспективнаяннефтегазовая область, относится к наименеенизученным территориямнРоссии.нНачальные суммарные ресурсы газа территорииноценены в 42,5 трлн. м³. (В этих ресурсах 25,1 трлн. м³ или 63,5% всейннеразведанной частинотнесены кнмалодостоверной категории D2). Ресурсы ВосточнойнСибири сопоставимы с ресурсаминНадым-Пур-Тазовского района ЗападнойнСибири – основного центрандобычи газа России. РазведанныензапасынгазанВосточно-Сибирскойнплатформынсоставляют свыше 2 трлн. м³.