Анализ и оценка обоснований нормативов потерь углеводородного сырья при добыче в 2007-2016 гг. по месторождениям

1.

Анализ и оценка обоснований нормативов потерь
углеводородного сырья при добыче в 2007-2016 гг.
по месторождениям, субъектам хозяйственной деятельности
и по Российской Федерации в целом
Апрель, 2016 г.
Москва

2. Динамика изменения норматива потерь природного газа

1
2007*
2008 *
2009*
2010 *
2011 *
2012 *
2013 *
2014 *
2015*
2016**
Добыча
природного газа
по России,
млрд.куб.м
609,88
619,21
585,19
593,43
611,70
591,98
600,55
565,72
580,455
595,43
Средневзвешен
ный
норматив
потерь по РФ, %
0,550
0,290
0,300
0,252
0,282
0,5
0,62
0,312
0,295
0,141
Потери
природного газа
в соответствии
с
утвержденными
нормативами,
млрд.куб.м
3,35
1,7957
1,7556
1,4954
1,725
2,9599
3,7234
1,7650
1,71
0,84
* - по данным Росстата
** - расчетные

3. Технологические потери природного газа при добыче в 2007-2016 гг.

Добыча и норматив технологических потерь природного газа в РФ
2016 год - расчетный
2

4. Изменение добычи природного газа в 2007-2016 гг. по недропользователям

2016 год - расчетный
3

5. Изменение норматива потерь природного газа при добыче в 2007-2016 гг. по недропользователям

2016 год - расчетный
4

6. Динамика изменения норматива потерь газового конденсата

5
2007*
2008*
2009*
2010*
2011*
2012*
2013*
2014*
2015*
2016**
Добыча газового
конденсата по России,
тыс.т
17648,5*
17105,8*
16114,0**
19414,6**
20451,4**
21321,7**
24261,5**
24468,7**
25647,3
25873,8
Средневзвешенный
норматив
потерь по РФ, %
3,11
0,76
0,83
0,55
0,46
0,75
0,7
0,259
0,22
0,12
Потери газового
конденсата в
соответствии с
утвержденными
нормативами, тыс.т
584,9
130,0
133,7
106,8
94,08
159,9
169,8
63,4
56,42
31,05
* - по данным Росстата
** - расчетные

7. Технологические потери газового конденсата при добыче в 2007-2016 гг.

Добыча и норматив технологических потерь газового конденсата в РФ
2016 год - расчетный
6

8. Изменение добычи газового конденсата в 2007-2016 гг. по недропользователям

2016 год - расчетный
7

9. Изменение норматива потерь газового конденсата при добыче в 2007-2016 гг. по недропользователям

2016 год - расчетный
8

10. Основные виды технологических потерь

11. Основные замечания по обоснованию нормативов технологических потерь природного газа при добыче и причины, приводящие к ошибкам

9
1. Недропользователи
не
обосновывают
количество, дебиты и продолжительности
продувок скважин при проведении ГДИ, ГКИ.
1. Не
соблюдаются
требования
утвержденных
Инструкций по исследованию скважин.
2. Необоснованно
включаются
потери
природного газа при ликвидации гидратных
пробок, прогревах ствола простаивающих
скважин, проведении ремонтных работ и
дегазации конденсата.
Эти потери не относятся к технологическим потерям
природного газа.
3. Неправильно проводится расчет потерь при
проверке предохранительных клапанов.
1. Необоснованно количество проверок.
4. Допускаются
ошибки
в
расчетах
по
определению
технологических
потерь
природного газа (коэффициент Z, температура,
давление и др. параметры).
Величины,
используемые
в
расчетах
потерь,
принимаются постоянными для любого типа
месторождения, независимо от термобарических
условий.
5. Необоснованно
включаются
потери
природного
газа
через
неплотности
фланцевых
соединений,
сальники
и
уплотнения запорно-регулирующей арматуры.
Эти потери не относятся к технологическим потерям
природного газа.
2. Необоснованно
принимаются
продолжительности продувок.
количество
и
2. Неправильно принимаются размерности (тыс.м3/год)
при расчете потерь природного газа при проверке
работоспособности предохранительного клапана.

12. Основные замечания по обоснованию нормативов технологических потерь конденсата при добыче и причины, приводящие к ошибкам

10
1. Не обосновываются содержания конденсата в
природном
газе
при
выполнении
технологических операций.
2. Не представляются результаты лабораторных
исследований отобранных проб.
1. Величины,
используемые
в
расчетах
конденсата,
не
подтверждаются
лабораторных исследований.
потерь
актами
3.
Необоснованно включаются потери при
хранении конденсата (готовая продукция).
4. Необоснованно включаются потери конденсата
при его дегазации.
Эти потери не относятся к технологическим потерям
конденсата.
5. Не проводятся и не планируются к проведению
мероприятия по сокращению фактических
технологических потерь природного газа и
конденсата.
Недропользователи не заинтересованы в сокращении
потерь УВС (чем больше потери, тем больше
налоговый вычет).
2. Недропользователи
не
учитывают
изменение
содержания конденсата в газе на каждом этапе
процесса подготовки углеводородного сырья.

13. Основные факторы, определяющие уровень потерь природного газа и конденсата при добыче

Отождествление недропользователями фактических потерь УВС и нормативов
технологических потерь.
Стремление недропользователей включить потери УВС на собственные нужды в
норматив технологических потерь.
Неэффективное осуществление недропользователями инвестиционной политики,
направленной на внедрение современных техники и технологии добычи и
подготовки природного газа, в частности, технологические режимы работы скважин
и применяемое оборудования для добычи определяются с позиции дешевизны, но
при этом остается необходимость выпуска газа в атмосферу.
Отсутствие утвержденных на государственном уровне документов по проведению и
интерпретации исследований пластов и скважин.
Не выполнение недропользователями требований нормативных документов и и
положений технических документов, использованных в проектах разработки.
Недропользователи не обосновывают неизбежность потерь УВС.
11

14. Рекомендации компаниям-недропользователям по сокращению потерь природного газа и конденсата при добыче

Исключать из нормативов технологических потерь объемы УВС, используемого на
собственные нужды.
При формировании инвестиционных планов компаний устанавливать приоритеты,
направленные на обновление и модернизацию техники и технологии добычи
углеводородов, а также действующих объектов сбора и подготовки,
способствующие сокращению потерь при добыче.
Проводить научно-обоснованный подход к выбору методик проведения и
количества проводимых газогидродинамических и газоконденсатных исследований
пластов и скважин.
Планировать мероприятия по сокращению потерь углеводородов при добыче
основанных на принципе получения конкретного эффекта, отражаемого по
результатам внедрения в отчетности предприятия.
Совершенствовать учетную политику предприятий в части отражения фактических
потерь углеводородов по местам их образования.
12