Формирование компромиссной оценки нефтяного промыслового газа нефтегазовых месторождений Западной Сибири тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

На правах рукописи

Бородин Артем Владимирович

ФОРМИРОВАНИЕ КОМПРОМИССНОЙ ОЦЕНКИ НЕФТЯНОГО ПРОМЫСЛОВОГО ГАЗА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 02.00.13 - «Нефтехимия»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2006

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете и ОАО «АК Сибур».

Защита состоится 21 сентября 2006 года в 12-00 па заседании диссертационного совета Д212.289.01 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « 2.7 » июня 2006 года.

Научный руководитель

доктор технических наук Мовсумзаде Мирсамед Эльдарович

Официальные онноненты:

доктор химических наук, профессор Егугкип Наум Лазаревич; кандидат технических наук, доцент Лалаева Зоя Александровна.

Ведущая органшация

Московская Государственная Академия тонкой химической технологии им. М.В. Ломоносова.

Ученый секретарь диссертационного совета

Сыркин А.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Развитие нефтехимии в последние 20-30 лет характеризуется использованием различных видов газового углеводородного сырья, к которым относятся нефтяной промысловый газ (НГ1Г), каменноугольный, природный и биологический газы. Hill' стал одним из основных углеводородных сырьевых источников для нефтехимии. Состав НПГ на различных месторождениях отличается широкой гаммой углеводородов. Цена получаемой из НПГ нефтехимической продукции зависит от стоимости выбираемых технологических критериев его переработки (процессинга) и цены первичных исходных углеводородов.

В настоящее время все более актуальной становится задача определения справедливой цены на НПГ, которая служит поводом для экономических и технологических разногласий между нефтегазодобывающими и. газоперерабатывающими компаниями.

Открытие новых месторождений нефти сопровождается получением НПГ с различным содержанием целевых углеводородов, вследствие чего меняется цена добытого газа. В этой связи исследование углеводородного состава НПГ различных месторождений и определение его цены в зависимости от его компонентного состава является важной и своевременной задачей. Цель работы:

- исследование состава и свойств нефтяного промыслового газа различных месторождений;

- анализ работы газоперерабатывающих предприятий Западной Сибири для определения глубины переработки НПГ до целевых углеводородных фракций;

- исследование фракций углеводородов, полученных в результате газофракционирования на газоперерабатывающих предприятиях;

- определение зависимости стоимости НПГ от природы его происхождения (месторождения);

- применение метода net back (от товара к сырью) для определения справедливой оценки НПГ. Научная новизна:

-впервые исследованы состав и свойства нефтяного промыслового газа различных месторождений Западной Сибири в зависимости от сезона его добычи:

-установлены цены на НПГ в зависимости от содержания в них фракций жидких углеводородов (С3+ВЫЦ1С) (технологический подход);

-применен метод определения справедливой цены net back (от товара к сырью) для ИГ1Г нескольких месторождений Западной Сибири (экономический подход).

Практическая ценность. Результаты проведенных исследований по оценке состава и дальнейшей переработки НПГ и углеводородного сырья, широкой фрикции легких углеводородов, бензина газового стабильного будут использованы в повседневной работе газоперерабатывающих предприятий Западносибирского региона. Научно обоснованы цены на НПГ, применяемые на предприятиях ОАО «СИБУР Холдинг».

Апробация работы. Основные наложения диссертационной работы докладывались на XVII Международной научно-технической конференции «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии», Уфа (2004); на VII европейском конгрессе по катализу, София (2005). Публикации. По теме диссертационной работы опубликованы 4 статьи и тезисы 2-х докладов на конференциях.

Объем и структура работы. Диссертация изложена на 128 страницах, включая 8 рисунков и 25 таблиц, и состоит из введения, трех глав, выводов, списка литературы, списка сокращений.

Основное содержание работы

1 Газовое углеводородное сырье Западной Сибири

В работе проанализированы возможности переработки нефтяного промыслового газа (НПГ) на Нижневартовском, Белозерном, Южно-Балыкском, Губкинском, Муравленковском и других газоперерабатывающих комплексах (ГПК) с целью их разделения на углеводородные фракции и дальнейшей переработки на нефтехимических производствах с получением полезных продуктов. Показаны возможности последующего превращения углеводородных фракций на нефтехимических производствах для получения из них мономеров, полимеров, каучуков и других веществ.

Масштаб добычи НПГ в стране в 2003 году по сравнению с 1995 годом, т.е. за восемь лет, вырос на 32% (таблица 1). Частично этот рост был обусловлен ростом добычи нефти на существующих месторождениях, а частично - за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений.

Таблица 1 - Добыча нефти и НПГ в России в 1995-2003 годах

1995 2000 2001 2002 2003

Добыча нефти, млн. т. 298 313 337 367 377

Производство НПГ в России, млрд. куб. м 25 29,4 30,6 31,5 33

Удельное производство НПГ, тыс. куб. м/т нефти 83,9 93,9 90,8 85,8 87,5

Нефтяные компании поставляют па газоперерабатывающие предприятия Западной Сибири нефтяной промысловый газ (рисунок 1), из которого в результате переработки получается: сухой отбензинненый газ (СОГ), широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), бензин газовый стабильный (БГС) и пропан. Количество полученных на этих предприятиях углеводородных фракции представлено в таблице 2.

о«* о

©о«.

О"*™"

Рисунок 1 - Схема подачи нефтяного промыслового газа на ГПК Западной Сибири

На всех газоперерабатывающих предприятиях (Белозерный, Нижневартовский, Южно-Балыкский, Губкинский, Муравленковский ГПК и др.) НПГ перерабатывается на сегодняшний день практически по одной и той же блок-схеме, наиболее перспективная из них (Муравленковский ГПК с турбодетандсром) приведена на рисунке 2,

Таблица 2 - Прием НПГ в переработку и производство СОГ, ШФЛУ и БГС на ГПК Западной Сибири в 4-м квартале 2005 года

Наименование Прием НПГ Производство СОГ Производство ШФЛУ Производство СБГ

НВГПК 898 800 781 709 214 003 36 344

БГГЖ 901 600 769 037 218 921 26 661

НГПП 512 236 462 722 83 080 4 131

ЮБГПК 234 277 198 441 66 329

НяганьГП 202 020 195 814 6 777

ГГГЖ 629 331 620 543

Всего: 3 371 864 3 028 266 582 333 73 913

Рисунок 2 - Блок-схема Муравленковского ГПК

После разделения НПГ на составляющие СОГ подается в магистральные газопроводы природного газа, БГС продается по рыночным ценам или направляется на переработку, ШФЛУ направляется на газофракционирование

нефтехимических комбинатов (ООО «Тобольсх-Нефтехим», ОАО «Сибур-Хттром», ОАО «Уралоргсинтез», ЗАО «Новокуйбышевская НХК») для разделения на отдельные компоненты, с целью получения сырья для нефтехимии: пропана, бутана, изобутана, изопентана, пентана и гексала Эти продукты, имеющие высокую добавленную стоимость, в дальнейшем направляют на предприятия так называемого 3-го, 4-го и 5-го технологического передела сырья (ОАО «Сибур-Нефтехим», ООО «Тольяттикаучук», ОАО «Воронежсинтезкаучук», ООО «Томскнефтехим») производственного блока ОАО «СИБУР Холдинг».

2 Анализ компонентного состава нефтяного промыслового rasa различных месторождений Западной Сибири

В третьей главе приведен анализ НПГ различных месторождений с целью определения стоимости его фракций и зависимости ценообразования НПГ от природы его происхождения.

Поставляемый на предприятия Западной Сибири НГ1Г отличается большим разнообразием физико-химических свойств (таблица 3).

Основную часть в составе НПГ всех месторождений занимает метан, а так как цена формируется в зависимости от содержания в НПГ жидкой фракции углеводородов (С3+1!Ы1Ю,), то цена на НПГ увеличивается на те газы, в которых больше содержание высших углеводородов. Нефтяной промысловый газ с Холмогорского и Вынгаяхинского месторождений можно назвать «тощим» за счет низкого содержания высших углеводородов (284,38 и 308,76 г/м3 соответственно), а с Вьшгапуровсхого - «средним по жирности», благодаря значительному содержанию С3Н« (343,1 г/м3).

Нефтяной промысловый газ с Самотлорекого и Варьеганского месторождений можно назвать «средним по жирности» (таблица 5), за счет относительно невысокого содержания высших углеводородов (244,67 и 302,907 г/м"1 соответственно): пропана, бутана, изобутана и.т.д.

Таблица 3 - Компонентный состав НПГ месторождений Западной Сибири

Компонентный состав,% (масс.) Месторождения

Вынгапу-ровское Холмогорское Вынгая-хинское Ново-Молодежное Аган-ское Советское Никольское

СО, 0,10 0,21 1,31 0,77 0,48 0,59 1.14

И2 1,80 2,18 3,17 2,18 2,55 2,13 1,94

СНд 51,10 60,56 49,84 61,80 47,42 61,82 71,17

СзНб 11,68 5,37 13,72 7,38 8,04 7,64 7,24

С,н8 19,72 16,66 17,26 11,81 15,34 11,89 9,55

1С4Н10 4,90 4,62 3,47 3,98 4,58 3,98 2,57

11С4Н10 6,93 5,78 6,20 6,11 10,67 6,34 3,43

1,53 1,62 1,66 2,14 3,27 2,23 1,26

пС5Н,2 1,26 1,54 1,78 1,84 4,34 1,87 0,78

0,98 1,46 1,58 1,87 5,09 1,85 0,92

Сод ер. с г/м5 В НПГ 343,1 284,38 308,76 244,20 445,45 245,83 149,93

НПГ Ново-Молодежного (244,20 г/м3), Советского (245,83 г/и3) и Никольского (149,93 г/м3) месторождений можно отнести к «тощим» НПГ (таблица 3), а с Аганского месторождения - к «жирным», за счет высокого содержания гексанов, пентанов и других высших углеводородов (445,45 г/м5).

Чем выше содержание жидких углеводородов С3+ВЫ,1Ц. в НПГ, тем более ценным сырьем становится последний. Содержание фракции С3+1ышс в НПГ, поступившем в 2004 году, в частности на Нижневартовский ГТЖ, от различных компаний (поставщиков НПГ) показано на рисунке 3.

........ОАО "Славнефть-МНГ"-1 " ТНК-4

ОАО "ТомсЕнефтъ"-2 —"ОАО "ТНК-НВ" (Счяавко>5

■ " ОАО "Варьеганнефтегаз" (Сицанко,БКС)-3

Содержание (С34>Ь1111.) в составе НПГ с различных месторождений может отличаться в несколько раз, а соответственно и цена НПГ в составе которого содержаться жидкие углеводороды.

Рисунок 3 - Среднемесячное содержание С3+вьшю в НПГ, поступившем на Нижневартовский ГПК в 2004 году от различных компаний

Экспериментальные исследования состава нефтяного промыслового газа показали, что в летние месяцы количественное содержание целевых фракций углеводородов С?+вьшде (рисунок 3), а также тяжелых целевых С5+ЕЬШе больше, чем в зимние месяцы. Вероятно, это связано с тем, что в зимние месяцы углеводороды тяжелых фракций накапливаются в продуктопроводах и лишь с повышением температуры прояаляются, насыщая состав НПГ жирными углеводородами.

3 Оценка нефтяного промыслового газа нефт егазовых месторождений Западной Сибири 3.1 Исследование фракций СОГ, ШФЛУ и СБГ, полученных в результате переработки нефтяного промыслового газа

Прибыль от продажи нефтяного промыслового газа гораздо ниже по сравнению с тем, если НПГ будет отправлен на дальнейшую переработку.

В результате глубокой переработки углеводородного сырья вырабатывается нефтехимическая продукция с высокой добавленной стоимостью, которая превышает стоимость продажи НПГ в несколько раз. К нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью относятся полимеры, мономеры, каучуки и минеральные удобрения.

Таким образом, для компаний, которые занимаются глубокой переработкой углеводородного сырья, в том числе и для ОАО «СИБУР Холдинг», интересна и экономически выгодна глубокая переработка ШФЛУ, БГС и других видов углеводородного сырья.

Первый этап переработки НПГ - это сепарация НПГ на три фракции: СОГ, ШФЛУ и БГС (рисунок 4).

ГПК

ШФЛУ

БГС

Рисунок 4 - Сепарация НПГ на газоперерабатывающем заводе

Результаты анализа состава НПГ, поступившего с различных месторождений Западной Сибири на газоперерабатывающие предприятия Западной Сибири в 2004-2005гг., и получаемой на них готовой продукции представлены в таблицах 4-6.

Таблица 4 - Состав сырья и продукции с месторождений Западной Сибири

Компонентный состав, % (масс.) Вынгапуровское месторождение Холмогорское месторождение Вынгаяхинское месторождение

Сырье -нефтяной газ Продукция Сырье -нефтяной газ Продук -ция Сырье -нефтяной газ Продукция

со2 0,10 1,52 0,21 0,22 1,31 1,40

N2 1,80 1,56 2,18 2,22 3,17 1,43

СИ, 51,10 56,29 60,56 62,8 49,84 58,78

с2н6 11,68 15,24 5,37 5,56 13,72 13,13

С:,На 19,72 16,76 16,66 15,9 17,26 15,88

1С4НЮ 4,90 2,88 4,62 4,41 3,47 2,68

11С4Н10 6,93 4,20 5,78 5,59 6,20 4,53

¡С5НП 1,53 0,65 1,62 1,38 1,66 0,83

11С5Н12 1,26 0,49 1,54 1,23 1,78 0,74

С,,+в 0,98 0,41 1,46 0,7 1,58 0,60

Содер. С3+в, г/м5 343,1 284,38 308,76

Поскольку продукты переработки нефтяного промыслового газа являются ценным сырьем для нефтехимических предприятий, БГС и ШФЛУ выгоднее отправить на нефтехимические предприятия для получения продукции с высокой добавленной стоимостью, а СОГ использовать в качестве топлива для получения электроэнергии.

Состав сырья (НПГ) с этих месторождений (кроме Аганского) нельзя назвать богатым по содержанию жидких углеводородов. Однако готовая продукция Нижневартовского ГТЖ содержит в своем составе значительное . содержание БГС и пропана.

Таблица 5 - Состав сырья и продукции Самотлорского

и Варьеганского месторождений

Компонентный состав, % (масс.) Сырье - нефтяной газ Продукция

Самотлорское месторождение Варьеганское месторождение СОГ ШФЛУ

со2 0,82 0,177 0,179

N2 2,11 1,487 1,487

СН4 64,25 78,91 93,318

с2н6 3,99 5,3 4,081 1,974

СзНа 11,06 9,143 0,868 43,996

1С4Н10 3,93 1,433 0,014 14,23

11С4Н10 7,59 2,33 0,014 27,632

1С5Н12 2,1 0,563 5,727

пС5Н12 2,2 0,42 4,037

С6+в 1,77 0,199 2,404

Содер. С3+в, г/м3 в НПГ 244,67 302,907

Таблица 6 - Состав сырья и готовой продукции Ново-Молодежного, Аганского,

Советского, Никольского месторождений

Компо- Сырье - нефтяной газ Продукция

месторождения

нентный состав, % (масс.) Ново-Молодежное Аганс-кое Советское Никольское СОГ ШФЛУ Пропан БГС

1 2 3 4 5 6 7 8 9

С02 0,77 0,48 0,59 1.14 1,04

2,18 2,55 2,13 1,94 2,67

СИ, 61,80 47,42 61,82 71,17 84,93 0,06

С2н6 7,38 8,04 7,64 7,24 7,69 2,18 1,22

с3на 11,81 15,34 11,89 9,55 2,73 39,8 98,4 0,06

1 2 3 4 5 6 7 8 9

¡СдНю 3,98 4,58 3,98 2,57 0,03 16,8 0,06 0,99

пС4Нш 6,11 10,67 6,34 3,43 0,07 31,9 0,2 5,35

¡с5н12 2,14 3,27 2,23 1,26 0,13 4,77 0,05

пСзН]2 1,84 4,34 1,87 0,78 0,22 3,77 0,02

СЛ+в 1,87 5,09 1,85 0,92 0,49 0,71 29,7

Содер.

Сз+в, 244,20 445,45 245,3 149,93

т/и3 в

НПГ

Рассмотрим методик}' расчета потенциального содержания индивидуальных углеводородов (пропана, бутана и т.д.) в сырье на ГПЗ.

Потенциальное содержание в газе индивидуальных компонентов, включая жидкие фракции, поступающие в переработку па ГПЗ, определяется по формулам

Пдг=10*Р|*Х\ (кг/м3); П\=(Р**Х\ *д1)/100 (тыс. т); где П\ — потенциальное содержание ¡-того компонента (этапа, пропана, бутана и т.д.);

Р| - плотность ¡-го компонента в газе, (приведенная к стандартным условиям), кг/м3;

Х\ - содержание ¡-го компонента в газе, объемная доля, %;

<31 - объем переработанного газа (приведенный к стандартным условиям), млн

1

м ;

Потенциальное содержание углеводородов С3+в в жидком сырье определяется по формуле

где П,23"'-* - потенциальное содержание углеводородов (С3+в) в жидком сырье, тыс.т;

Х*'3- содержание ¡-го компонента в жидком сырье, массовая доля, %;

СЬ,з. о ~ количество жидкого сырья, тыс.т; ,Т - число видов углеводородного сырья ГПЗ.

Углеводородное сырье, получаемое из НПГ, имеет различную стоимость и методы использования, но нам представилось интересным рассмотреть методы определения цены на продукты переработки ШФЛУ, поскольку эти фракции являются ценным сырьем для нефтехимии.

С газоперерабатывающего предприятия ШФЛУ направляется на предприятия второго передела, а именно на газофракциопирующую установку нефтехимического комбината (рисунок 5), где происходит разделение на индивидуальные углеводороды - сырье для последующего нефтехимического синтеза и бытовых нужд.

Переработка

Рисунок 5 - Переработка ШФЛУ па нефтехимическом комбинате

3.2 Методика расчета содержания жидких фракций углеводородов (Сз+в) в нефтяном промысловом газе (технологический подход)

Содержание жидких фракций углеводородов (С}+в) в г/м3 (кг/м3) определяется следующим образом:

1 Состав нефтяного промыслового газа выполнен в объемных единицах:

Л=2П0М,.Рср>

где: А - содержание жидких фракций углеводородов (С3+>) в НПГ, г/м3 (кг/м3);

Mj - объемное содержание данного углеводорода в HJ.1I', %; Рср- плотность данного компонента в кг/м3 (при 20° С и 760 мм.рт.ст.). 2 Состав нефтяного промыслового газа выполнен в весовых единицах:

A=10*Pop.*(£gi),

где А - содержание жидких фракций углеводородов (С3+в) в НПГ, г/м3 (кг/м3); gi - весовое содержание данного углеводорода в НПГ, %; Рср - средняя плотность нефтяного газа, г/м3 (кг/м3).

Средняя плотность газа в г/м3 (кг/м3) из весовых единиц определяется по следующей формуле (если ее не определили лабораторным путем):

Мер = 100/(С1°/овес/МвС1+ С2%вес/МвС2+ С3%вес/МвСЗ)+.. -; РсР=Мср/22,4 при 0°С или VU/23,9 при 20"С,

где Рср - средняя плотность газа; Мор - средняя молекулярная масса газа.

Основным документом, определяющим цену НПГ, является Приказ Министерства экономического развития и торговли Российской Федерации от 30 апреля 2002 года №117 «Об оптовых ценах на нефтяной промысловый газ, реализуемый ГПЗ для дальнейшей переработки».

Компонентный состав НПГ с месторождений одной нефтяной компании, поставляемый на ГПК, может различаться в несколько раз. Поэтому для установления цены на НПГ за истекший месяц принимается среднеарифметическая величина содержания жидких фракций (С3+вьшю) в НПГ, определенная результатом анализа газов в течение трех декад. Цена на НПГ принимается по шкале.

Из таблицы 7 видно, что при содержании в НПГ углеводородов Сэ+ЕЬШ1е в интервале 150 - 450 г/м3 его цена колеблется от 73 до 442 рублей (без учета НДС) за 1000 м3.

Таблица 7 - Шкала цен на НПГ, установленная Министерством экономического развития и торговли РФ

Содержание жидких фракций (С3+„) в НПГ, (г/м3) Цена за 1000 м3 НПГ без НДС, (руб.)

до 150 73

от 150 до 200 126

от 200 до 250 179

от 250 до 300 231

от 300 до 350 284

от 350 до 400 337

от 400 до 450 390

свыше 450 442

3.3 Метод net back (ох товара к сырью) через стоимость СУГ и ШФЛУ к стоимости НПГ (экономический подход)

Если технологическая цепочка состоит из нескольких последовательных переделов, то используя методы costt- или net back, можно определить искомые цены сырья или товара в конечных звеньях цепи. Ценность сырья, не имеющего рыночной оценки, может быть определена обратным ходом (рисунок 6).

Рисунок б - Метод «net back» (от товара к сырью) через стоимость СУГ и ШФЛУ к стоимости НПГ

В качестве ближайшего рыночного сечения выбрана нефтехимическая корзина, состоящая из бутана, пропана, изобутана, изопентана, пентана и гексана.

Ниже приведена схема формирования цепы товара, полученного из какого-либо сырья:

С = Цена сырья Т = Цена товара

3 = Себестоимость +

общие затраты

Справедливы формулы: Т = С+3 (1)

и ей эквивалентная: С = Т-3 (2)

Этот метод вычисления цены товара соответствует известному методу ценообразования, который получил название «cost +», или «затраты +». Таким образом, если известна рыночная цена сырья, то формула (1) определяет виртуальную рыночную цену товара.

Если данный бизнес удовлетворяет условию, то по формуле (2) вычисляется виртуальная рыночная цена сырья. Этот метод соответствует известному методу ценообразования «net back», или «от товара к сырью».

Если бизнес состоит из нескольких последовательных бизнесов, то используя методы «cost +» или «net back», можно определить искомые цены сырья или товара в конечных звеньях бизнеса.

3.4 Определение цены нефтяного промыслового газа (НПО на примере предприятия ОАО «Уралоргсинтез» 3.4.1 Технологический подход:

Рассмотрим состав сырья (нефтяного промыслового газа) поступившего на ОАО «Белозерный газоперерабатывающий комплекс» в 1 -м квартале 2005 года,

среднее содержание жидких фракций углеводородов (С3+в) с Самотлорского месторождения составило 244 г/м\ что по шкале Министерства экономического развития и торговли (таблица 7) соответствует цепе 179 рублей без НДС. Нефтяной промысловый газ с Самотлорского месторождения можно отнести к разряд^' тощих.

3.4.2 Метод net back Сот товара к сыпью) через стоимость СУГ и ШФЛУ к стоимости НПГ (экономический подход1)

Рассчитаем обратным ходом стоимость нефтяного промыслового газа с Самотлорского месторождения. Форм}'л а расчета цены сырья:

cHnr=ir-23i (3)

i

где Снп,- - искомая стоимость НПГ; Цк- рыночная цена готовой продукции к-го передела; 3,- затраты на производство продукции i-ro передела, где i=k, k-1, k-2......k-n

В качестве ближайшего рыночного сечения выбран бутан технический, произведенный на предприятии ОАО «Уралоргсинтез».

СшИ' — Цбутан 3 бутан шфлу (4)

По данным ОАО «СИБУР Холдинг» в 2005 году:

1 Средняя рыночная стоимость бутана технического на внутреннем рынке

составила - 5 100 рублей (без НДС) за 1 т.

2 Средняя стоимость переработки ШФЛУ составила 335 рублей (без НДС)

3» 1 Т.

3 Средняя стоимость транспортировки ШФЛУ от Белозерного ГПК до ОАО

«Уралоргсинтез» составила 1 700 рублей (без НДС) за 1 т.

4 Нерыночная стоимость ШФЛУ составила 1 567 рублей (без НДС) за 1 т.

5 Общезаводские затраты составили I 333 рублей (без НДС) за 1 т.

Согласно формуле (4) мы можем рассчитать стоимость нефтяного промыслового газа, поступившего в 1-м квартале 2005 года па предприятие ОАО «Белозерный газоперерабатывающий комплекс»:

Снпг=5100-335-1700-1567-1333=165 Стоимость Hill, рассчитанная методом net back, составила 165 рублей (без НДС), а рассчитанная технологическим методом, составила 179 рублей ("без НДС).

Таким образом, цена, рассчитанная методом net back, практически совпадает с ценой рассчитанной, технологическим методом (разница составляет лишь 8%).

Выводы:

1 Проанализированы составы нефтяного промыслового газа (НПГ) различных месторождений Западной Сибири в зависимости от сезона его добычи, что определяет дальнейшую переработку и использование получаемых при этом продуктов. Анализ углеводородов в составе НПГ в различные времена года показал, что жидкая часть целевых углеводородов (С34выше) в летние месяцы количественно увеличена, а в зимние несколько снижена. Установлено, что содержание целевых углеводородов от сезонности является неоднозначной для различных месторождений.

2 Анализ состава Hill', поступающего на переработку, выявил необходимость оценки зависимости стоимости газа от его состава.

3 Разработана методика определения цены НПГ различных месторождений Западной Сибири. Установлено, что цена формируется в зависимости от содержания в газе жидкой фракции углеводородов (С3+ВЬШ1е), т.е. зависит от месторождения, из которого он извлечен. Чем больше в составе НПГ этой фракции, тем более ценной становится готовая продукция. Содержание в составе НПГ жидкой фракции углеводородов в интервале 150-450 г/м3 способствует колебанию цены от 73 до 442 рублей (без НДС) за 1000м3.

4 Доказана необходимость дальнейшей переработки сжиженных углеводородных газов для получения продукции с высокой добавленной стоимостью. Оценена стоимость этой продукции, а также стоимость продуктов, получаемых в процессе переработки.

5 Установлено, что использование метода net back (от товара к сырью) позволяет построить обоснованный и нейтральный по отношению как к производителю (нефтегазодобывающие компании), так и к потребителю (газоперерабатывающие компании) метод определения компромиссной цены. Методом «обратного хода» можно рассчитать ценность исходного нерыночного сырья по цепочке переделов от ближайшего к нему рыночного сечения. Ценность сырья, не имеющего рыночной оценки, может быть определена обратным ходом по ценности товара.

6 Произведен расчет цены Hill' двумя подходами: экономическим (net back), или от товара к сырью, и технологическим (в зависимости от содержания в нем жидкой фракции углеводородов (Сз+11ыше). Стоимость НПГ, рассчитанная для Самотлорского месторождения экономическим подходом, составила без НДС 165 рублей, а технологическим подходом 179 рублей за 1000 м3, т.е. разница составила 8%.

7 Показано, что экономический подход net back (от товара к сырью) позволяет независимо от цены Министерства экономического развития и торговли РФ определить цену на нефтяной промысловый газ и использовать его для определения справедливой цены.

Осиовнос содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1 Бородин A.B., Мовсум-заде М.Э. Зависимость ценообразования углеводородного сырья нефтехимии от компонентного состава // Нефтепереработка и нефтехимия. - М., 2004. - №9. - С. 8.

2 Бородин А.В. Исследование возможностей оценки углеводородов ШФЛУ // Материалы XVII Международной научно-технической конференции. Уфа: Реактив, 2004. - Т.2. - С.116-120.

3 Бородин А.В. Регулирование ценообразования углеводородов первичной переработки ПНГ // Башкирский химический журнал. - Уфа, 2004. - T.l 1, №4. - С. 65-67.

4 Бородин А.В. Ценообразование попутного нефтяного газа // Тез. докл. XVII Междунар. науч.-техн. конф. - Уфа: Реактив, 2004. - С. 133.

5 Бородин А.В., Сравнительное исследование синтеза каучуков на основе газового углеводородного сырья // Эластомеры. - М., 2005, 2 вып. — С. 6-8.

6 Е.М. Movsumzade, A.N. Bulkatov, A.V. Borodin, L.V. Andreikina, Ju. B. Abaeva, The processing of associated gas and its derivatives for petrochemistry // Seventh European Congress on Catalysis. - Sofia, Bulgaria, 2005. - V. 1. - P. 198.

Подписано в печать 11.07.2006 г. Формат 60x84'/, 6. Усл-печ.д. 1,4. Бумага офсетная. Гарнитура Times. Тираж 90 экз. Заказ X» 18-20. Печать методом ризографии.

Типография ООО «Масгер-Копи» г.Уфа, ул. Айская, 46.

Введение

Глава 1. Состояние и перспективы развития газопереработки.

1.1. Истоки зарождения газопереработки

1.2. Технология переработки газа

Глава 2. Промышленная реализация нефтяного промыслового газа.

2.1. Промышленная реализация нефтяного промыслового газа

2.2. Оценка газоперерабатывающего комплекса Западной Сибири

2.3. Экспериментальная часть (компонентный состав нефтяного промыслового газа ряда месторождений Западной Сибири)

Глава 3. Методы формирования компромиссной оценки нефтяного промыслового газа нефтегазовых месторождений Западной Сибири.

3.1. Анализ компонентного состава нефтяного промыслового газа (НПГ) различных месторождений Западной Сибири

3.2. Исследование фракций СОГ, ШФЛУ и БГС полученных в результате переработки нефтяного промыслового газа

3.3. Методика расчета содержания жидких фракций углеводородов (Сз+В) в нефтяном промысловом газе (технологический подход)

3.4. Метод net back (от товара к сырью) через стоимость СУГ и ШФЛУ к стоимости НПГ (экономический подход)

3.5. Определение цены нефтяного промыслового газа (НПГ) на примере предприятия ОАО «Уралоргсинтез» 113 3.5.1. Технологический подход

3.5.2. Метод net back (от товара к сырью) через стоимость СУГ и ШФЛУ к стоимости НПГ (экономический подход)

Выводы

Принятые сокращения

Выполнение задач по развитию газоперерабатывающей отрасли требует совершенствования существующих и создание новых высокоэффективных технологических процессов, повышение надежности технологического оборудования и промышленной реализации разработанных технологий.

Для оценки настоящих и будущих возможностей предприятий с целью решения современных требований необходимо детально проследить их развитие, изучить опыт работы этих предприятий. В связи с этим изучение технологических возможностей промышленных предприятий Западной Сибири, исследование состава и свойств нефтяных промысловых газов (НПГ) и фракций на их основе определение доли последних в готовой продукции является современной и актуальной.

Нефтехимическая промышленность является одним из направлений нефтегазового комплекса, определяющая состояние производственного достатка страны. Жизнеопределяющая область — нефтехимия, ответственна за производство целого спектра жидких продуктов, мономеров, полимеров, волокон, каучуков и резин.

Сырьем для нефтехимии являлись углеводороды и многие продукты нефтепереработки. Однако за последние 15 лет углеводородное сырье стало пополняться за счет газового углеводородного сырья. Особенно интересным явилось использование нефтяного промыслового газа (НПГ) различных месторождений, имеющих различный состав и свойства.

Последние явились достаточно перспективными, так как дополнили углеводородным сырьем нефтехимические производства. В данном направлении Западно-Сибирские нефтяные месторождения стали пионерскими и перспективными по части богатого содержания в своем составе тяжелых углеводородов (С5, С6 и выше). Исследование состава и свойств нефтяных промысловых газов, а также их дальнейшее превращение и использование в нефтехимических процессах является важной проблемой.

И поэтому работы направленные на исследование состава и свойств нефтяного промыслового газа различных месторождений Западной Сибири (Самотлорское, Советское, Варьеганское, Восточной части Среднего Приобья, Мамонтовское, Южно-Балыкское, Тепловское и др.), изучение компонентного состава последних являются перспективными. Выявление возможностей переработки последних на Нижневартовском, Белозерном, Южно-Балыкском, Муравленковском, Губкинском ГПК и др. с целью их разделения на углеводородные фракции, и дальнейший передел на нефтехимических производствах с получением практически полезных материалов.

Новизна заключается в том, что исследованы составы нефтяного промыслового газа (НПГ) Западной Сибири физико-химическими методами. Впервые установлены зависимости компонентного состава нефтяных промысловых газов от сезонности, показана закономерность количественного образования углеводородов Сз+ВЬ1ше, полученных в результате газопереработки. Изучены возможности превращения углеводородов в последующие продукты на нефтехимических производствах (получение мономеров, полимеров, каучуков, резин, минеральных удобрений и т.д.).

Актуальность темы. Развитие нефтехимии в последние 20-30 лет характеризуется использованием различных видов газового углеводородного сырья, к которым относятся нефтяной промысловый газ (НПГ), каменноугольный, природный и биологический газы. НПГ стал одним из основных углеводородных сырьевых источников для нефтехимии. Состав НПГ на различных месторождениях отличается широкой гаммой углеводородов. Цена получаемой из НПГ нефтехимической продукции зависит от стоимости выбираемых технологических критериев его переработки (процессинга) и цены первичных исходных углеводородов.

В настоящее время все более актуальной становится задача определения справедливой цены на НПГ, которая служит поводом для экономических и технологических разногласий между нефтегазодобывающими и газоперерабатывающими компаниями.

Открытие новых месторождений нефти сопровождается получением НПГ с различным содержанием целевых углеводородов, вследствие чего меняется цена добытого газа. В этой связи исследование углеводородного состава НПГ различных месторождений и определение его цены в зависимости от его компонентного состава является важной и своевременной задачей. Цель работы:

- исследование состава и свойств нефтяного промыслового газа различных месторождений;

- анализ работы газоперерабатывающих предприятий Западной Сибири для определения глубины переработки НПГ до целевых углеводородных фракций;

- исследование фракций углеводородов, полученных в результате фракционирования на газоперерабатывающих предприятиях;

- определение зависимости стоимости НПГ от природы его происхождения (месторождения);

- применение метода net back (от товара к сырью) для определения справедливой оценки НПГ.

Научная новизна:

-впервые исследованы состав и свойства нефтяного промыслового газа различных месторождений Западной Сибири в зависимости от сезона его добычи;

-установлены цены на НПГ в зависимости от содержания в них фракций жидких углеводородов (Сз+ВЬ|ше) (технологический подход);

-применен метод определения справедливой цены net back (от товара к сырью) для НПГ нескольких месторождений Западной Сибири (экономический подход).

Практическая ценность. Результаты проведенных исследований по оценке состава и дальнейшей переработки НПГ и углеводородного сырья, широкой фракции легких углеводородов, бензина газового стабильного будут использованы в повседневной работе газоперерабатывающих предприятий Западносибирского региона. Научно-обоснованы цены на НПГ, применяемые на предприятиях ОАО «СИБУР Холдинг».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на XVII Международной научно-технической конференции «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии», Уфа (2004); на VII европейском конгрессе по катализу, София (2005). Публикации. По теме диссертационной работы опубликованы 4 статьи и тезисы 2-х докладов на конференциях.

Объем и структура работы. Диссертация изложена на 128 страницах, включая 8 рисунков и 25 таблиц, и состоит из введения, трех глав, выводов, списка литературы, списка сокращений.

Результаты работы могут быть использованы и реализованы при дальнейшей деятельности предприятий ОАО «СибурТюменьГаз» при покупке и реализации углеводородного сырья.

Зам. генерального директора по производству ОАО «СибурТюменьГаз»

1. Мовсум-заде Э.М., Лапидус А.Л., Михайлова Д., Сыркин A.M., Теплов Н.С. «Газопереработка месторождения Урало-Поволжья и Оренбургскойобласти», Москва 2000 год;

2. Мовсум-заде Э.М., Сыркин A.M., Теплов Н.С. «Становление газопереработки в Башкортостане», Москва 1998 год;

3. Николаев В.В., Бусыгин И.Г., Бусыгина Н.В, Паламарчук B.C., Туманян Б.П. «Основные процессы химической переработки газа», Москва 1996 год;

4. Смирнов А.С. «Технология углеводородных газов», Москва 1946 год;

5. Лапидус А.Л., Голубева И.А., Жагфаров Ф.Г. «Химическая переработка углеводородных газов». Газохимия часть 2, Москва 2004 год;

6. Клименко А.П. «Сжиженные углеводородные газы», Москва 1962 год;

7. Андрианов К.А., Хананашвили Л.М. «Технология элементоорганических мономеров и полимеров». Московское издательство «химия» 1973 год;

8. Чуракаев A.M. «Газо-перерабатывающие заводы и установки». Недра, Москва 1994 год;

9. Ясьян Ю.П., Оленина З.К, Морева Н.Н., Татузов А.Р. «Абсорбционная очистка нефтяных газов от меркаптанов», М, ВНИИОЭНГ, 1987 год;10. «Основные направления в области очистки нефтяного газа от кислыхкомпонентов», М, ВНИНОЭНГ, 1987год;120

10. Балыбердина И.Т. «Физические методы переработки и использования газа», Москва, 1989 год;

11. Бекиров Т.М. «Первичная переработка природных газов», Недра, Москва, 1987 год;

12. Гриценко А.И, Туревский Е.Н., Гореченков В.Г. «Перспективы применения процесса абсорбции в промысловой технологии». Газоваяпромышленность, 1985 год, №8 стр. 16-17;

13. Кельцев Н.В., «Основы абсорбционной техники». Химия, Москва, 1984 год;

14. Ключева Э.С, Ярым-Агаев, Красников В.А. «Регенерация абсорбентов», ВНИИЭгазпром, Москва, 1985 год;

15. Лиманский В.А., Макаров В.В., Максимова В.И. «Определение глубины осушки нефтяного газа в Западной Сибири», ВНИИОЭНГ, Москва, 1985 год;

16. Иващенко В.Ф., Босов Г.П., Тодорова Л. А., Гребенюк В.Д. «Обессоливание растворов диэтиленгликоля на объектах газовойпромышленности», ВНИИЭгазпром, 1985 год;

17. Кудинова О.М., Дорошева М.В., Новик Т.И, Гринченко А.И. «Основные тенденции в развитии технологии переработки углеводородных газов»,ВНИИОЭНГ, Москва, 1987 год, стр. 40-44;

18. Гриценко А.И., Галанин И.А., Зиновьева Л.М., Мурин В.И. «Очистка газов от сернистых соединений при эксплуатации газовых месторождений».Недра, Москва, 1985 год;121

19. Потапова М.С., Кудинова О.М. «Перспективная схема переработки нефтяного газа», ВНИИОЭНГ, Москва, 1988 год;

20. Подлегаев Н.И., Афанасьев А.И., Петкина Н.П., Семенидо А.В. «Применение физических абсорбентов для очистки природного газа»,ВНИИЭгазпром, Москва, 1988 год;

21. Кубанов А.Н., Туровский Е.Н., Фролов А.В., Финогенова Г.М. «Совершенствование технологии промысловой обработкиконденсатосодержащих газов», ВНИИЭгазпром, Москва, 1988 год;

22. Чуркаев A.M. «Низкотемпературная ректификация нефтяного газа». Недра, Москва, 1989 год;

23. Чуркаев A.M. «Переработка нефтяных газов». Недра, Москва, 1983 год;

24. Эйгенсон А., Просятников Ю.Г. «Технологические мобильные схемы транспорта газожидкостной смеси», ВНИИОЭНГ, Москва, 1985 год;26. «Системы и средства охлаждения природного газа». Недра, Москва, 1986год;

25. Алиева Р.Б., Вырщиков К.В. «Свойства газовых конденсатов и направления их использования», ВНИИЭгазпром, Москва, 1987 год;

26. Басниев К.С. «Добыча и транспорт газового конденсата». Недра, Москва, 1987 год;

27. Цициашвили Г.В., Андорикашвили Г.Г., Киров Г.Н., Филозова Л.Д. «Природные цеолиты». Химия, Москва, 1985 год;122

28. Азингер Ф. «Химия и технология парафиновых углеводородов», Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, Москва 1959 год;

29. Бардик Д.Л., Леффлер У.Л. «Нефтехимия», ЗАО «Олимп-Бизнес», Москва 2001 год;

30. Цветаева З.Н., Чернавский Я. «Разработка проекта концепции дерегулирования рынка попутного нефтяного газа», Москва 2004 год;

31. Отчет о качестве сырья и готовой продукции с месторождений Западной Сибири, ОАО «АК «Сибур» за 1 квартал 2003 года;

32. Отчет о качестве сырья и готовой продукции с месторождений Западной Сибири, ОАО «АК «Сибур» за 2 квартал 2003 года;

33. Отчет о качестве сырья и готовой продукции с месторождений Западной Сибири, ОАО «АК «Сибур» за 3 квартал 2003 года;

34. Отчет о качестве сырья и готовой продукции с месторождений Западной Сибири, ОАО «АК «Сибур» за 4 квартал 2003 года;

35. Отчет о качестве сырья и готовой продукции с месторождений Западной Сибири, ОАО «АК «Сибур» за 1 квартал 2004 года;

36. Отчет о качестве сырья и готовой продукции с месторождений Западной Сибири, ОАО «АК «Сибур» за 2 квартал 2004 года;

37. Отчет о качестве сырья и готовой продукции с месторождений Западной Сибири, ОАО «АК «Сибур» за 3 квартал 2004 года;123

38. Отчет о качестве сырья и готовой продукции с месторождений Западной Сибири, ОАО «АК «Сибур» за 4 квартал 2004 года;

39. Отчет о качестве сырья и готовой продукции с месторождений Западной Сибири, ОАО «АК «Сибур» за 1 квартал 2005 года;

40. Отчет о качестве сырья и готовой продукции с месторождений Западной Сибири, ОАО «АК «Сибур» за 2 квартал 2005 года;

41. Отчет о производственной деятельности ОАО «АК «Сибур» за январь 2003 года;

42. Отчет о производственной деятельности ОАО «АК «Сибур» за февраль 2003 года;

43. Отчет о производственной деятельности ОАО «АК «Сибур» за март 2003 года;

44. Отчет о производственной деятельности ОАО «АК «Сибур» за апрель 2003 года;

45. Отчет о производственной деятельности ОАО «АК «Сибур» за май 2003 года;

46. Отчет о производственной деятельности ОАО «АК «Сибур» за июнь 2003 года;

47. Отчет о производственной деятельности ОАО «АК «Сибур» за июль 2003 года;

48. Отчет о производственной деятельности ОАО «АК «Сибур» за август 2003 года;124

49. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 1 квартал 2005 года;

50. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 2 квартал 2005 года;

51. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 3 квартал 2005 года;

52. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 4 квартал 2005 года;

53. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 1 квартал 2004 года;

54. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 2 квартал 2004 года;

55. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 3 квартал 2004 года;

56. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 4 квартал 2004 года;

57. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 1- полугодие 2004 года;

58. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 2- полугодие 2004 года;

59. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 1-ое полугодие 2005 года;125

60. План производства и реализации продукции ОАО «АК «Сибур» за 2-ое полугодие 2005 года;

61. Назмеев Ю.Г., Конахина И.А. «Организация энерготехнологических комплексов в нефтехимической промышленности». Издательство МЭИ, Москва2001 год;

62. Зубарева В.Д., Злотникова Л.Г., Епифанова Н.П, Матвеев Ф.Р. «Финансы предприятий нефтегазовой промышленности», Москва 2000 год;65. «Российская газовая энциклопедия», Москва 2004 год;

63. Отчет о деятельности ОАО «АК «Сибур» за 1 -ое полугодие 2005 года; 126

64. Мовсум-заде Э.М., Михайлова А., Тенлов Н.С., Сыркин А.М «Анализ состава газа Урало-Поволжья и его влияние на технологию переработки»,Нефтехимия и нефтепереработка. 1998-№3;

65. Клейнер Г.Б., Чернавский Я. «Методические положения ценового регулирования и развития рынков нефтяных (попутных) газов», РоссийскаяАкадемия наук, Центральный экономико-математический институт, Москва2002 год;

66. Бородин А.В., Мовсум-заде М.Э. Зависимость ценообразования углеводородного сырья нефтехимии от компонентного состава //«Нефтепереработка и нефтехимия», Москва. 2004. N29. 8;

67. Бородин А.В. Ценообразование попутного нефтяного газа // Тезисы докладов XVII Международной научно-технической конференции Реактив.УФА. 2004. 133;

68. Бородин А.В. Регулирование ценообразования углеводородов первичной переработки ПНГ // Башкирский химический журнал. УФА. 2004. N^4. Т. 11. 65-67;

69. Бородин А.В. Исследование возможностей оценки углеводородов ШФЛУ // Материалы XVII Международной научно-технической конференции Реактив.УФА. 2004. т. 2.С.116-120;

70. Бородин А.В., Сравнительное исследование синтеза каучуков на основе газового углеводородного сырья // «Эластомеры», Москва. 2005. 2 выпуск.С. 6-8;127

71. E.M. Movsumzade, A.N. Bulkatov, A.V. Borodin, L.V. Andreikina, Ju. B. Abaeva, The processing of associated gas and its derivatives for petrochemistry //Seventh European Congress on Catalysis, Sofia, Bulgaria, 2005,1.198;