Решения
Текущая ситуация Вред от сжигания попутного газа Регламент использованя ПНГ Газопоршневые ЭС Варианты утилизации попутного нефтяного газа
Очистка от механических примесей Очистка газа от сероводорода и углекислого газа Осушка газа Методы отбензинивания газа Оборудование для дожимной компрессорной станции (ДКС)
Области применения газовых компрессоров
Винтовые компрессоры
Поршневые компрессоры
Центробежный компрессор Cameron
ППГ, блочные пункты подготовки газа
Общая информация Предварительная очистка Обессоливание (корректировка солевого состава воды) Обратный осмос Ультрафильтрация
Регламент использованя ПНГ
Основными документами, регламентирующими использование попутного газа, являются ведомственные инструкции и методики к содержанию проектных документов на различные стадии разработки месторождений, в которых отсутствуют четкие и конкретные требования, обязывающие недпропользователей проводить технологические и технико-экономические исследования, обеспечивающие комплексную разработку месторождений.
Действующая процедура рассмотрения проектной документации в части участия государственных органов исполнительной власти заключается в формальном согласовании письмом руководства Роснедра протоколов рассмотрения проектной документации Центральной комиссией по разработке месторождений (ЦКР) имеющей статус федерального государственного учреждения. В лицензиях на право пользования недрами на разработку и добычу углеводородного сырья в основной их массе отсутствуют количественные требования к утилизации и использованию попутного газа (данные МПР России).
До настоящего времени, отсутствует единая система учета добычи попутного (нефтяного) газа. В отчетности за 2005 год, представленной Росстатом, Росгеолфондом (МПР России) и ЦДУ ТЭК (Минпромэнерго России), данные по объему извлеченного из недр попутного газа имеют существенные отличия (объем извлечения попутного газа: Росстат – 55,9 млрд. куб. м, Росгеолфонд – 36,7 млрд. куб. м, ЦДУ ТЭК – 55,3 млрд. куб. м; объем сжигаемого попутного газа: Росстат – 13,1 млрд. куб. м, Росгеолфонд – 13,4 млрд. куб. м, ЦДУ ТЭК – 14,9 млрд. куб. м).
Кроме того, следует отметить, что учет добычи попутного газа на нефтяных промыслах, как правило, осуществляется косвенным путем, т.е. по газовому фактору.
Инструментальные замеры объемов извлекаемого, используемого и сжигаемого попутного (нефтяного) газа в большинстве не осуществляются.
В регламентирующих документах по учету добычи попутного газа, отсутствуют обязательные требования по обеспечению промысловых установок инструментальными средствами измерения.
В соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации попутный газ единственное полезное ископаемое, на которое установлена нулевая ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Данная норма принята в 2000 году и введена в действие с 1 января 2001 года в целях поддержания и вывода из кризиса предприятий ТЭК в связи с низкими ценами на нефть в 1997-1999 гг. (9-12 долл. США за баррель нефти). Следует отметить, с введением нулевой ставки НДПИ на попутный газ, резко увеличился объем его сжигания на факельных установках (с 7,2 млрд. куб. м в 2001 году до 11,2 млрд. куб. м в 2002 году).
Ценообразование на попутный газ до настоящего времени регулировался приказом Минэкономразвития России от 30 апреля 2002 года № 117.
Справочно: указанный приказ признан утратившим силу (приказ Минэкономразвития России от 14.09.2007 № 318).
Действующая методика определения цен на попутный газ утверждена Минэнерго России приказом от 12 ноября 2002 года № 399, утверждает содержание в попутном газе пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана, гексана. Цена попутного газа определяется в зависимости от суммарного количества в нем выше перечисленных компонентов и колеблется от 73 руб./1000 куб. м до 442 руб./1000 куб. м, и составляет в среднем по России 256 руб./1000 куб. м. При этом, не учитываются затраты на добычу, сбор, хранение и транспортировку попутного газа. Следует отметить, в отличие от природного газа, оптовая цена на который для реализации на внутреннем рынке индексируется ежегодно, оптовые цены на попутный газ с 2002 года остаются неизменными. Данное обстоятельство является дестимулирующим фактором для развития мощностей по сбору и подготовке газа для реализации промышленным потребителям, и, как следствие, не позволяет развивать газоперерабатывающие мощности.
В настоящее время, в связи с монополией ОАО «Газпром» на владение Единой газотранспортной системы, которая имеет высокую загруженность по транспортировке природного газа, доступ нефтяных компаний весьма ограничен, что в совокупности с низкими ценами на попутный нефтяной газ не стимулирует нефтяные компании к использованию попутного газа.
Действующая процедура рассмотрения проектной документации в части участия государственных органов исполнительной власти заключается в формальном согласовании письмом руководства Роснедра протоколов рассмотрения проектной документации Центральной комиссией по разработке месторождений (ЦКР) имеющей статус федерального государственного учреждения. В лицензиях на право пользования недрами на разработку и добычу углеводородного сырья в основной их массе отсутствуют количественные требования к утилизации и использованию попутного газа (данные МПР России).
До настоящего времени, отсутствует единая система учета добычи попутного (нефтяного) газа. В отчетности за 2005 год, представленной Росстатом, Росгеолфондом (МПР России) и ЦДУ ТЭК (Минпромэнерго России), данные по объему извлеченного из недр попутного газа имеют существенные отличия (объем извлечения попутного газа: Росстат – 55,9 млрд. куб. м, Росгеолфонд – 36,7 млрд. куб. м, ЦДУ ТЭК – 55,3 млрд. куб. м; объем сжигаемого попутного газа: Росстат – 13,1 млрд. куб. м, Росгеолфонд – 13,4 млрд. куб. м, ЦДУ ТЭК – 14,9 млрд. куб. м).
Кроме того, следует отметить, что учет добычи попутного газа на нефтяных промыслах, как правило, осуществляется косвенным путем, т.е. по газовому фактору.
Инструментальные замеры объемов извлекаемого, используемого и сжигаемого попутного (нефтяного) газа в большинстве не осуществляются.
В регламентирующих документах по учету добычи попутного газа, отсутствуют обязательные требования по обеспечению промысловых установок инструментальными средствами измерения.
В соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации попутный газ единственное полезное ископаемое, на которое установлена нулевая ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Данная норма принята в 2000 году и введена в действие с 1 января 2001 года в целях поддержания и вывода из кризиса предприятий ТЭК в связи с низкими ценами на нефть в 1997-1999 гг. (9-12 долл. США за баррель нефти). Следует отметить, с введением нулевой ставки НДПИ на попутный газ, резко увеличился объем его сжигания на факельных установках (с 7,2 млрд. куб. м в 2001 году до 11,2 млрд. куб. м в 2002 году).
Ценообразование на попутный газ до настоящего времени регулировался приказом Минэкономразвития России от 30 апреля 2002 года № 117.
Справочно: указанный приказ признан утратившим силу (приказ Минэкономразвития России от 14.09.2007 № 318).
Действующая методика определения цен на попутный газ утверждена Минэнерго России приказом от 12 ноября 2002 года № 399, утверждает содержание в попутном газе пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана, гексана. Цена попутного газа определяется в зависимости от суммарного количества в нем выше перечисленных компонентов и колеблется от 73 руб./1000 куб. м до 442 руб./1000 куб. м, и составляет в среднем по России 256 руб./1000 куб. м. При этом, не учитываются затраты на добычу, сбор, хранение и транспортировку попутного газа. Следует отметить, в отличие от природного газа, оптовая цена на который для реализации на внутреннем рынке индексируется ежегодно, оптовые цены на попутный газ с 2002 года остаются неизменными. Данное обстоятельство является дестимулирующим фактором для развития мощностей по сбору и подготовке газа для реализации промышленным потребителям, и, как следствие, не позволяет развивать газоперерабатывающие мощности.
В настоящее время, в связи с монополией ОАО «Газпром» на владение Единой газотранспортной системы, которая имеет высокую загруженность по транспортировке природного газа, доступ нефтяных компаний весьма ограничен, что в совокупности с низкими ценами на попутный нефтяной газ не стимулирует нефтяные компании к использованию попутного газа.