Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние и перспективы развития газопереработки. 9
1.1. Истоки зарождения газопереработки 9
1.2. Технология переработки газа 12
2. Промышленная реализация нефтяного промыслового газа. 46
2.1. Промышленная реализация нефтяного промыслового газа 46
2.2. Оценка газоперерабатывающего комплекса Западной Сибири 66
2.3. Экспериментальная часть (компонентный состав нефтяного промыслового газа ряда месторождений Западной Сибири) 75
3. Методы формирования компромиссной оценки нефтяного промыслового газа нефтегазовых месторождений Западной Сибири. 102
3.1. Анализ компонентного состава нефтяного промыслового газа (НПГ) различных месторождений Западной Сибири 102
3.2. Исследование фракций СОГ, ШФЛУ и БГС полученных в результате переработки нефтяного промыслового газа 104
3.3. Методика расчета содержания жидких фракций углеводородов (Сз+В) в нефтяном промысловом газе (технологический подход) 109
3.4. Метод net back (от товара к сырью) через стоимость СУГ и ШФЛУ к стоимости НПГ (экономический подход) 111
3.5. Определение цены нефтяного промыслового газа (НПГ) на примере предприятия ОАО «Уралоргсинтез» 113
3.5.1. Технологический подход 113
3.5.2. Метод net back (от товара к сырью) через стоимость СУГ и ШФЛУ к стоимости НПГ (экономический подход) 114
Выводы 116
- Технология переработки газа
- Оценка газоперерабатывающего комплекса Западной Сибири
- Исследование фракций СОГ, ШФЛУ и БГС полученных в результате переработки нефтяного промыслового газа
- Определение цены нефтяного промыслового газа (НПГ) на примере предприятия ОАО «Уралоргсинтез»
Введение к работе
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+Выше, 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+выше) (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.
Технология переработки газа
Любой горючий газ, добываемый из земных недр, будь то природный или попутный нефтяной, по своей химической природе разнообразен. В его состав кроме углеводорода входят также пылевидные частицы, пары воды, азот, а газы некоторых месторождений содержат и кислые компоненты - сероводород, меркаптаны и диоксид углеводорода [8]. Такой состав газа обусловливает необходимость его подготовки для дальнего транспорта и последующего использования. Под подготовкой подразумевается очистка газа от механических примесей, отделение от него жидкости, осушка, а также извлечение из него высокомолекулярных углеводородов (С-н-выше) до такой глубины, чтобы при перекачке под высоким (до 7,5 МПа) давлением не происходила закупорка трубопровода выпавшим углеводородным конденсатом. Осушка должна быть осуществлена до такой степени, чтобы полностью исключить гидратообразование в газопроводе. После такой подготовки в промысловых условиях бессернистый природный газ направляют непосредственно на головные компрессорные станции (ГКС) магистральных газопроводов. Газ, содержащий сернистые соединения, а также весь выпавший на промысловых установках газоконденсат и выделившийся в сепарационных установках нефтяной газ поступают на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) [8]. На современных ГПЗ и установках из газового и конденсатного сырья производят многие виды ценнейшей продукции, такие как сухой газ коммунально-бытового назначения, этановую фракцию, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), стабильный газоконденсат, элементарную серу, меркаптаны. ШФЛУ и стабильный конденсат являются в свою очередь исходным сырьем для производства следующих продуктов: сжиженных газов для коммунально-бытового потребления; пропановой, изобутановой, бутановой, изопентановой, пентановой фракций, используемых в качестве сырья для нефтехимического синтеза; дизельного топлива, авиакеросина, автомобильного бензина, растворителей, флотореагентов и котельного топлива. Наша страна, обладая огромными запасами углеводородного сырья, имеет развитую нефтегазодобывающую промышленность.
Наряду с этим следует указать, что нефтяная отрасль значительно отстает в использовании нефтяного газа [8]. На нефтяных месторождениях Западной Сибири только в 1985 - 1990 гг. было сожжено на факелах более 57 млрд. м3 нефтяного газа. Хотя объемы нефтяного газа, безвозвратно теряемые на факелах, за последние 5 лет сократились с 14 до 8 млрд. м3/год, уничтожение такого громадного количества газа наносит большой экономический ущерб, а в нефтедобывающем регионе ухудшается экологическая обстановка. Достаточно указать, что выброс вредных веществ при сжигании газа в 8-10 раз увеличивает загрязненность воздуха, чем при выработке из него товарной продукции. Потери нефтяного газа в нашей стране обусловлены тем, что до настоящего времени из-за отсутствия необходимого компрессорного оборудования не производится обратная закачка газа в нефтяной пласт. Отрицательным фактором является и то, что добыча природного газа из газоконденсатных месторождений производится на истощение, в результате чего около половины ресурсов газового конденсата оседает в пласте, что в итоге ведет к потерям миллионов тонн конденсата. Кроме того, выпавший конденсат, закупоривая поры пласта, препятствует максимальному отбору газовой фазы. Большинство газоперерабатывающих заводов, построенных, в 50-60-е годы, в также в первой половине 70-х годов, имеют большой моральный и физический износ, устаревшую технологию; значительное количество ГПЗ в связи с истощением ресурсов нефтяного газа работают с загрузкой менее 50%. Из-за неполноты конверсии сероводорода в элементарную серу, связаной с несовершенством технологии, заводами, перерабатывающими серосодержащий газ, наносится существенный вред окружающей среде [24]. В свете сказанного выше необходимо решать следующие задачи. 1. Повысить коэффициент использования нефтяного газа, доведя его до 90-95% от добычи, осуществить техническое перевооружение газоперерабатывающих заводов в старых нефтяных районах, строительство новых ГПЗ, малогабаритных блочных установок (МГБУ), магистральных газопроводов и продуктопроводов в Западной Сибири. 2. Осуществить строительство заводов по переработке природных и, прежде всего, этансодержащих газов и газового конденсата с выработкой этана, сжиженных газов, моторных топлив. 3. Принять участие в строительстве и дальнейшей эксплуатации газохимических комплексов в Западной Сибири по производству пластических масс, ароматических углеводородов, спиртов. 4. Разработать и внедрить новейшие технологии по углублению отбора из перерабатываемого сырья - этана, пропана и высших углеводородов с применением турбодетандеров усовершенствованием системы рекуперации холода внутренних потоков, применением мембранной технологии. 5. Разработать и внедрить экономичные процессы по извлечению из газа сернистых соединений, по получению элементарной серы путем прямого восстановления сероводорода, по обеспечению конверсии сероводорода в серу до 99,5- 99,8 %.
Сбор и промысловая подготовка природного газа. Сбор продукции, добываемой из газовых скважин, осуществляется по специальной, проложенной для этой цели газосборной сети, которая включает газопроводы-шлейфы, соединяющие устья скважин с замерными устройствами с установками предварительной подготовки газа (УГТПГ), промысловый газосборный коллектор, к которому подключены шлейфы от отдельных скважин, сборные пункты и установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Кроме того, на газоконденсатных месторождениях имеются ингибитопроводы, водопроводы, конденсатопроводы [12]. Промысловые газосборные сети классифицируются по конфигурации промыслового газосборного коллектора, которая зависит от расположения скважин на газоносной структуре и способа сбора газа. Газ может собираться в общий коллектор для подачи его непосредственно в магистральный газопровод или на УКПГ. Но на одном и том же месторождении может быть раздельный сбор газа в зависимости от его состава в различных горизонтах (например, газы сеноманской и валанжинской залежей на Уренгойском месторождении), от давления в разных пластах, а также в том случае, когда газ из одной группы продуктивных горизонтов характеризуется более высоким содержанием кислых компонентов (H2S, RSH, СО2 и др.), чем из Других. Во всех приведенных случаях сбор газа осуществляется по двум газосборным системам и более. Независимо от того, раздельно или совместно из всех групповых пунктов собирается газ, газосборные коллекторы подразделяются на линейные, лучевые, и кольцевые [8]. Линейная газосборная сеть состоит из одного прямолинейного коллектора. Она применяется при разработке вытянутых газоносных площадей с небольшим числом (два-три) рядов скважин. Если газосборные коллекторы сходятся в одной точке в виде лучей, то газосборная сеть называется лучевой. Эта схема используется при значительном числе скважин, размещенных на большей площади. Кольцевая газосборная сеть является замкнутым коллектором и огибает газоносную площадь. Такая схема применяется в тех же случаях, что и лучевая. Кольцевая газосборная сеть по сравнению с линейной придает схеме сбора большую маневренность: при выходе из строя одной ветви коллектора она дает возможность пускать потоки газа по другой, что позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа в магистральный газопровод.
Оценка газоперерабатывающего комплекса Западной Сибири
Учитывая важность и необходимость разделения природного нефтяного промыслового газа (НПГ), с целью выделения фракций и индивидуальных углеводородов, нами рассмотрено состояние газоперерабатывающих предприятий Западной Сибири, в частности ОАО «СИБУР Холдинг» (Белозерный (БГПК), Губкинский (ГГПК), Муравленковский (МГПК), Нижневартовский (НВГПК), Красноленинский (КрГПК), Южно-Балыкскый (ЮБГПК). Назначение газоперерабатывающего комплекса в Западной Сибири: создание экологических условий добычи нефти за счет квалифицированной переработки нефтяного попутного газа (НПГ); обеспечение ОАО «Тюменьэнерго» (Нижневартовская и Сургутская ГРЭС) сухим отбензиненным газом (СОГ); обеспечение сжиженным газом нужд населения. В Западной Сибири функционирует 8 газоперерабатывающих заводов (ГПК) и 6 компрессорных станций, являющихся филиалами ОАО «Сибур-Тюмень». На различных ГПК и установках (очередях строительства) реализованы технологические схемы жидкостной (абсорбционная), или твердой (на цеолитах) осушки с применением для отбензинивания нефтяного промыслового газа схем НТА, НТС, НТК. Нижневартовский, Сургутский и Белозерный ГПК построены с использованием импортного оборудования, все другие заводы построены по аналогичным технологическим схемам на отечественном оборудовании. Краткая характеристика газоперерабатывающих заводов ОАО «Сибур-Тюмень», по состоянию на текущий момент, приведена в таблице 2 [80]. Уровень загрузки ГПК составляет 44,4%. Снижение загрузки приводит к росту себестоимости, но в большей степени на рост себестоимости влияет цена нефтяного промыслового газа. В таблице 3 приводится динамика изменения структуры себестоимости переработки НПГ на ГПК в зависимости от цены на нефтяной промысловый газ. Доля затрат на сырье и электрическую энергию в 2000г. составляла -64,3%, по итогам работы в первом квартале 2001г., при средней цене покупки НПГ 140 руб. за ЮООмЗ , она составила - 65,2%. . Доля затрат на сырье и электрическую энергию при цене покупки НПГ - 350 руб. за ЮООмЗ в 2001г. составит - 75,95%. Подобный прирост можно охарактеризовать только как - гипертрофический. В таблице 4 показана зависимость величины себестоимости продуктов переработки НПГ на ГПК ОАО «Сибур-Тюмень» при изменении цены на нефтяной попутный газ. Уже при цене на НПГ 140руб/1000мЗ себестоимость сухого отбензиненного газа и ШФЛУ превышает цены, регулируемые и установленные государством, а при цене на НПГ 350руб/1000мЗ отрицательная разница резко возрастает.
В 2000 году ресурсы нефтяного промыслового газа, т.е., количество извлеченного из недр вместе с нефтью НПГ в Западной Сибири, составило около 29,4 млрд.м , рационально использовано — 23,5 млрд.м , сожжено на факелах около 5,9 млрд.м3. Уровень использования НПГ составил 80%. На газоперерабатывающие заводы ОАО "Сибур-Тюмень" было поставлено 11,3 млрд.м НПГ. Средний уровень загрузки ГПЗ составил 42%. В настоящее время только 38% НПГ (11,3 млрд.м/год) от объема извлеченных ресурсов газа подвергается переработке с целью получения сырья для нефтехимических предприятий и сжиженного газа на коммунально-бытовые нужды населения. Еще 41% (12,2 млрд.м/год) НПГ сжигается без предварительного извлечения целевых углеводородных компонентов (Сз+в), в технологических целях НК, и в промысловых котельных и котельных поселков и городов. 20% (5,9 млрд.м /год) НПГ, в основном, это низконапорный, жирный газ концевых ступеней сепарации, представляющий наибольшую ценность для извлечения целевых компонентов Сз+выше — сжигается на факелах. На всех газоперерабатывающих предприятиях (Белозерный, Нижневартовский, Южно-Балыкский, Губкинский, Муравленковский ГПК и др.) нефтяной промысловый газ перерабатывается на сегодняшний день практически по одной и той же технологической схеме. Рассмотрим схему подачи НПГ на ГПК Западной Сибири (рис. 2.). За последние 10 лет в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах в факелах сожжено 60 млрд.м НПГ, выбросы в атмосферу загрязняющих веществ составили более 6 млн.т. [80]. За годы освоения Тюменской области из недр извлечено более 6 млрд.т нефти, при этом на факелах сожжено около 230 млрд.м НПГ. Выбросы в атмосферу загрязняющих веществ составили около 25 млн.т. Загрузка ГПК сырьем ежегодно снижается, а количество газа сжигаемого на факелах увеличивается. Таким образом, в сегодняшней ситуации на первом плане перед газопереработчиками стоят задачи более полной загрузки ГПК, работающих на предельном минимальном уровне, а также вопросы достижения баланса цен на нефтяной попутный газ и продукты его переработки. Длительные сроки эксплуатации оборудования на большинстве ГПК и отсутствие в последние годы в достаточном количестве средств на ремонт и регламентное обслуживание приводят к постепенному отклонению фактических параметров процессов от проектных в сторону снижения их эффективности (коэффициент извлечения). В соответствии с инвестиционной программой ОАО «СИБУР Холдинг» планировалась работа по реконструкции и модернизации действующего оборудования и процессов, а также разработка и строительство новых производств на базе новых технологических процессов. Однако последнее повышение цен на НПГ, поставляемый на переработку, отодвигает на неопределенное время сроки реализации этих планов. Учитывая износ оборудования на большинстве ГПК на уровне 75 - 80% большая часть мероприятий направлена на диагностику технического состояния, замену устаревшего оборудования новым, менее энергоемким, более надежным и технологически совершенным.
По глубине и масштабу реконструкции наиболее важным является направление - совершенствование технологии переработки легкого углеводородного сырья, которое базируется на результатах обследования технологических производств с целью оптимизации режимов технологических процессов на эксплуатируемых ГПК, снижения эксплуатационных затрат и себестоимости продукции, энергосбережения, увеличения выхода целевых продуктов и получения новых видов продукции. По результатам исследований, на наш взгляд, необходимо в первую очередь заняться усовершенствованием технологии осушки, очистки и отбензинивания газа с целью достижения более глубокой осушки нефтяного газа до температуры точки росы минус 100 - 110С, очистки от сернистых соединений до остаточного содержания (сероводорода - 0,007 г/нм , меркаптанов - 0,017 г/нм ) и отбензинивания до требуемой точки росы по углеводородам. Сочетание двух или более сорбентов в комбинированном слое (в зависимости от требований) позволит вести одновременно процессы осушки, доочистки от сернистых соединений и отбензинивания газа в одном аппарате [16]. Технология глубокой осушки имеет важное значение при создании схем низкотемпературной переработки, с получением этана, сжиженных углеводородов, где требуется осушка перед переработкой до точки росы минус 80С и ниже. Для получения новых видов ликвидной продукции нами планировалась разработка технологии процесса ароматизации пропан-бутановой фракции для получения ароматических углеводородов Сб-Сд (процесс Аркон, ОАО «НИПИгазпереработка»). Процесс АРКОН предназначен для каталитического превращения легких парафиновых углеводородов - сжиженного нефтяного газа, пропан-бутановой или бутановой фракции в высокоценные ароматические продукты Сд+вышс Процесс АРКОН служит для получения ароматической фракции 80-190С, на 90% состоящий из БТК, остальное - ароматические углеводороды Сд -Сю. Вовлечение в переработку предельных углеводородов Сз-С4 в местах их добычи и получение там же ценных химических продуктов позволит резко снизить потери и повысить эффективность использования всего добываемого углеводородного сырья. Весьма перспективна организация промышленного производства углеводородных пропиленов для аэрозольных упаковок.
Исследование фракций СОГ, ШФЛУ и БГС полученных в результате переработки нефтяного промыслового газа
Прибыль от продажи нефтяного промыслового газа гораздо ниже по сравнению с тем, если HI 11 будет отправлен в дальнейшую переработку. В результате глубокой переработки углеводородного сырья вырабатывается нефтехимическая продукция с высокой добавленной стоимостью, которая превышает стоимость продажи HI 11 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 [80]. Учитывая, что на переработку на газоперерабатывающий комбинат (ГПК) подается смесь углеводородного сырья, и получается усредненный состав, который далее нами приведен, естественно, мы будем приводить составы ШФЛУ, БГС и СОГ уже с газоперерабатывающих комплексов (ГПК). Первый этап переработки НПГ - это сепарация HI И на три фракции: СОГ, ШФЛУ, и БГС (рис. 6.). Поскольку продукты переработки нефтяного промыслового газа являются ценным сырьем для нефтехимических предприятий, поэтому БГС и ШФЛУ выгоднее отправить на нефтехимические предприятия для получения продукции с высокой добавленной стоимостью, а СОГ использовать в качестве топлива для получения электроэнергии [73]. Состав сырья (НПГ) с этих месторождений нельзя назвать богатым по содержанию жидких углеводородов, кроме Аганского месторождения. Однако готовая продукция Нижневартовского ГПК содержит в своем составе значительное содержание БГС и пропана. Рассмотрим методику расчета потенциального содержания индивидуальных углеводородов (пропан, бутан, и.т.д.) в сырье на ГПЗ. Потенциальное содержание индивидуальных компонентов, включая жидкие фракции, в газе, поступающие в переработку на ГПЗ, определяется по формулам: Р, - плотность і-того компонента в газе, (приведенная к стандартным условиям), Xі, - содержание і-того компонента в газе, объемная доля, %; Q1 - объем переработанного газа (приведенный к стандартным условиям), млн. Потенциальное содержание углеводородов Сз+В в жидком сырье определяется по формуле: П,2 3 J=(X,2 3 J Q2,3 j)/100 где: П,2 3 J - потенциальное содержание углеводородов (Сз+В) в жидком сырье, тыс.т; X,2 3 J - содержание і-того компонента в жидком сырье, массовая доля, %; Q2,3 j - количество жидкого сырья, тыс.т; J - число видов углеводородного сырья ГПЗ. [69].
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 газофракционирующую установку нефтехимического комбината (рис. 7.) где происходит разделение на индивидуальные углеводороды - сырье для последующего нефтехимического синтеза и бытовых нужд. Содержание жидких фракций углеводородов (Сз+В) в г/м (кг/м ) определяется следующим образом: 1. Состав нефтяного промыслового газа выполнен в объемных единицах: А=210М1.Рср; где: А - содержание жидких фракций углеводородов (Сз+В) в НПГ, г/м3 (кг/м ). M, - объемное содержание данного углеводорода в Hi 11 , % 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 Pcp (Igi) где. А - содержание жидких фракций углеводородов (Сз+В) в НПГ, г/м (кг/м ). gi - весовое содержание данного углеводорода в НПГ, % Рср - средняя плотность нефтяного газа, г/м (кг/м ). Средняя плотность газа в г/м (кг/м ) из весовых единиц считается по следующей формуле (если ее не определили лабораторным путем) [69]. Мср= 100/(С,%вес/Мвс1+ С2%вес/Мвс2+ С3%вес/МвСЗ)+... РСр=Мср/22,4 при 0С или Мср/23,9 при 20С где: Рср - средняя плотность газа; Мср- 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 (Сз+Выше) в НПГ, определенная результатом анализа газов в течение трех декад. Цена на НПГ, принимается по шкале (табл. 25) [69]. Если технологическая цепочка состоит из нескольких последовательных переделов, то используя методы cost+ 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 (рис. 8). Ниже приведена схема формирования цены товара, полученного из какого-либо сырья: 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. 3.5. Определение цены нефтяного промыслового газа (НПГ) на примере предприятия ОАО «Уралоргсинтез» 3.5.1. Технологический подход: Рассмотрим состав сырья (нефтяного промыслового газа) поступившего на ОАО «Белозерный газоперерабатывающий комплекс» в 1 квартале 2005 года, среднее содержание жидких фракций углеводородов (Сз+В) с Самотлорского месторождения составило 244 г/м3, что по шкале Министерства экономического развития и торговли соответствует цене 179 рублей без НДС. Нефтяной промысловый газ с Самотлорского месторождения можно отнести к разряду тощих [70]. 3.5.2. Метод net back (от товара к сырью) через стоимость СУГ и ШФЛУ к стоимости НПГ (экономический подход) Рассчитаем обратным ходом стоимость нефтяного промыслового газа с Самотлорского месторождения. Формула расчета цены сырья: где: Снпг- искомая стоимость НПГ; Цк- рыночная цена готовой продукции к-го передела; 3,- затраты на производство продукции і-го передела; где: i=k, k-1, k-2 k-n В качестве ближайшего рыночного сечения выбран бутан технический, произведенный на предприятии ОАО «Уралоргсинтез». По данным ОАО «СИБУР Холдинг» в 2005 году: 1. Средняя рыночная стоимость бутана технического на внутреннем рынке составила - 5 100 рублей (без НДС) за 1т. 2. Средняя стоимость переработки ШФЛУ составила 335 рублей (без НДС) за 1т. 3. Средняя стоимость транспортировки ШФЛУ от Белозерного ГПК до ОАО «Уралоргсинтез» составила 1 700 рублей (без НДС) за 1т. 4. Нерыночная стоимость ШФЛУ составила 1 567 рублей (без НДС) за 1т. 5. Общезаводские затраты составили 1 333 рублей (без НДС) за 1т.[70]. Согласно формуле (4) мы можем рассчитать стоимость попутного нефтяного газа, поступившего в 1-ом квартале 2005 года на предприятие ОАО «Белозерный Газоперерабатывающий комплекс»: Стоимость НПГ рассчитанная методом net back, составила 165 рублей (без НДР. а рассчитанного 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%).
Определение цены нефтяного промыслового газа (НПГ) на примере предприятия ОАО «Уралоргсинтез»
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. 3.5. Определение цены нефтяного промыслового газа (НПГ) на примере предприятия ОАО «Уралоргсинтез» 3.5.1. Технологический подход: Рассмотрим состав сырья (нефтяного промыслового газа) поступившего на ОАО «Белозерный газоперерабатывающий комплекс» в 1 квартале 2005 года, среднее содержание жидких фракций углеводородов (Сз+В) с Самотлорского месторождения составило 244 г/м3, что по шкале Министерства экономического развития и торговли соответствует цене 179 рублей без НДС. Нефтяной промысловый газ с Самотлорского месторождения можно отнести к разряду тощих [70]. Рассчитаем обратным ходом стоимость нефтяного промыслового газа с Самотлорского месторождения. Формула расчета цены сырья: і где: Снпг- искомая стоимость НПГ; Цк- рыночная цена готовой продукции к-го передела; 3,- затраты на производство продукции і-го передела; В качестве ближайшего рыночного сечения выбран бутан технический, произведенный на предприятии ОАО «Уралоргсинтез». По данным ОАО «СИБУР Холдинг» в 2005 году: 1. Средняя рыночная стоимость бутана технического на внутреннем рынке составила - 5 100 рублей (без НДС) за 1т. 2. Средняя стоимость переработки ШФЛУ составила 335 рублей (без НДС) за 1т. 3. Средняя стоимость транспортировки ШФЛУ от Белозерного ГПК до ОАО «Уралоргсинтез» составила 1 700 рублей (без НДС) за 1т. 4. Нерыночная стоимость ШФЛУ составила 1 567 рублей (без НДС) за 1т. 5. Общезаводские затраты составили 1 333 рублей (без НДС) за 1т.[70]. Согласно формуле (4) мы можем рассчитать стоимость попутного нефтяного газа, поступившего в 1-ом квартале 2005 года на предприятие ОАО «Белозерный Газоперерабатывающий комплекс»: С„пг=5100-335-1700-1567-1333=165 Стоимость НПГ рассчитанная методом net back, составила 165 рублей (без НДР. а рассчитанного 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%). 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 (Сз+ВЫше) в летние месяцы количественно увеличена, а в зимние несколько снижена. Установлено, что содержание целевых углеводородов от сезонности является не однозначной для различных месторождений. 2. Анализ состава НПГ, 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 (Сз+Выше) 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/м 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 НПГ двумя подходами: экономическим (net back) или от товара к сырью и технологическим (в зависимости от содержания в нем жидкой фракции углеводородов (Сз+Выше)- Стоимость НПГ, рассчитанная для Самотлорского месторождения экономическим подходом, составила без НДС 165 рублей, а технологическим подходом 179 рублей за 1000 м , 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.
