Тенденции и отечественный опыт по сокращению потерь

Введение

Прогноз цен на энергоресурсы, в том числе на нефть и природный газ, — один из ключевых факторов прогнозирования развития российской экономики. Однако в настоящее время России приходится использовать прогнозы западных стран, международных организаций потребителей и производителей энергоресурсов. В силу того что используемые при этом методики прогнозирования носят закрытый характер, проверить адекватность предлагаемых моделей не представляется возможным, что делает их непригодными для дальнейшего принятия решений.
Отличительной особенностью рынка энергоресурсов является высокая волатильность цен на них в силу значительного количества влияющих факторов. Поскольку объем нефтегазовых доходов напрямую зависит от внешнеэкономической ценовой конъюнктуры рынка энергоносителей, разработка моделей и способов прогнозирования цен на них является важной задачей, поскольку их использование позволяет разрабатывать прогноз изменений цен на энергоресурсы с различным горизонтом планирования доходов при под- готовке проекта федерального бюджета в зависимости от множества влияющих факторов. Это подтверждается и введенными с 1 января 2017 г. новыми бюджетными правилами распределения нефтегазовых доходов, согласно которым доля последних в общих доходах должна составить 44–46% ВВП. Указанные правила основаны на использовании базовой цены на нефть, соответствующей долгосрочному уровню ее формирования [3].
Целью данной работы является рассмотрение тенденций и отечественного опыта по сокращению потерь от естественной убыли при хранении и транспортировке нефтепродуктов.
Для достижения поставленной цели требуется решить следующие задачи:
Дать понятие процесса по сокращению потерь от естественной убыли при хранении и транспортировке нефтепродуктов;
Выявить тенденции в улучшение эффективности используемого опыта;
Сформировать понятие и причины влияния данного процесса на экономику страны.
Объект исследования процесс по сокращению потерь от естественной убыли при хранении и транспортировке нефтепродуктов.
Предметом исследования является совокупность экономических методов и приемов работы в данном направлении.


Понятие и сущность процесса по сокращению потерь от естественной убыли при хранении и транспортировке нефтепродуктов
Нефть, добываемая из земных недр, содержит растворенные газы, воду и соли. Подготовка нефти на промыслах заключается в ее сепарации (снижении давления с отделением попутных газов), обезвоживании с разрушением эмульсий и отстое от механических примесей.
На месторождениях нефть, как правило, подвергается двух- или трехступенчатой сепарации. Газы первой ступени сепарации под давлением 0,6—0,7 МПа направляют на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ); газы второй и третьей ступеней сепарации после компримирования также направляют на ГПЗ.
В зависимости от физических свойств нефти данного месторождения для более полного удаления попутного газа, а также лучшего разрушения эмульсии вода—нефть перед последней ступенью сепарации нефть подогревают. В этом случае, с одной стороны, улучшаются свойства нефти (снижается ее вязкость) для дальнейшего транспортирования, с другой — увеличивается объем выделяющихся газов, которые необходимо переработать на ГПЗ [7].
Попутные газы нефтедобычи являются ценным сырьем для нефтехимии, так как в них содержится значительное количество углеводородов С2—С5. Однако сепарация нефти на промыслах не всегда достаточно полно обеспечивает выделение легких углеводородов, и в нефти остаются углеводороды С,—С4. Эти углеводороды могут выделяться из нефти при ее хранении и транспортировке. В целях уменьшения потерь нефти, а также для получения дополнительного количества углеводородов С3—С5 используют процесс стабилизации нефти.

Рисунок 1 – Подготовка нефти к транспортировке


Рисунок 2 – Сокращение потерь при подготовке к транспортировке нефтепродуктов
Далее из сепаратора первой ступени 2 через дроссельный вентиль нефть подается в сепаратор второй ступени 3, где за счет дальнейшего снижения давления выделяется оставшийся газ III. Далее нефть перетекает в отстойник 4. где от нее отделяется пластовая вода V и оставшийся газ. Давление в сепараторе второй ступени 0,2—0,3 МПа. В отстойнике давление близко к атмосферному. Газы из сепаратора второй ступени и отстойника сжимаются компрессором 6 и подаются на газоперерабатывающий завод.
Нефть IV из отстойника поступает на установку стабилизации, работа которой описана далее.
Процесс стабилизации нефтей, предназначенный для удаления легких углеводородов, может быть осуществлен разными методами. Для стабилизации только нефтей на промыслах применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабилизации нефти в одной колонне и стабилизации газового бензина в другой [8].
Потери нефтепродуктов от испарения происходят при хранении, сливе, наливе, перевозках, заправках машин и других складских операциях, а также при применении нефтепродуктов непосредственно в двигателях. Если принять, что топлива от НПЗ до непосредственного применения в двигателях проходят довольно длительный путь (их около 10 раз переливают из одной емкости в другую, перевозят различными видами транспорта, 3 месяца хранят в резервуарах), то согласно действующим нормам потери бензинов составляют около 4-5% от всего выработанного количества на НПЗ. Необходимо также еще учесть потери из топливных баков машин и карбюраторов во время движения автомобилей и полета самолетов.
Организация эффективной борьбы с потерями невозможна без установления фактических потерь нефтепродуктов в реальных условиях хранения и определения количественной зависимости их от физико-химических свойств, климатической зоны, периода года, объема, степени заполнения и способа размещения резервуара и других эксплуатационных факторов.
Большое значение для сокращения потерь может иметь правильное нормирование естественной убыли нефтепродуктов. Действующие в настоящее время нормы необходимо пересмотреть, так как в большинстве случаев они не отражают фактических потерь, что на практике вызывает много недоразумений

. Например, нормы естественной убыли всех бензинов установлены одинаковыми, хотя по своему углеводородному составу и способу получения они различны.
Классификация потерь. Потери нефтепродуктов принято делить на два вида:
эксплуатационные;
аварийные.
Возникновение эксплуатационных потерь связано с испарением нефтепродуктов, окислением их в процессе хранения, загрязнением, обводнением, смешением с другими сортами, неполным сливом и другими факторами, а также техническим несовершенством средств хранения, транспортировки, приёма и выдачи. К аварийным потерям относятся потери при утрате герметичности резервуаров, трубопроводов, они вызываются некачественным строительством или ремонтом резервуаров и других сооружений, нарушением правил технической эксплуатации и обращения с нефтепродуктами, стихийными бедствиями.

Тенденции и отечественный опыт по сокращению потерь от естественной убыли при хранении и транспортировке нефтепродуктов
В настоящий момент в мире и странах, осуществляющих поставку энергетических ресурсов встает вопрос о том, сколько еще ресурсов имеется в запасе и на какой период их хватит. Таким образом, в настоящее время начало развиваться активно направление освоения возобновляемых энергетических ресурсов. Проанализируем динамику изменения энергоресурсов разного рода за 2010-2016 гг. в странах СНГ и РФ. Также затронем в теме работы и общемировую тенденцию [10].
LCOE для конкретного источника энергии сильно зависит от сделанных допущений (например, он не включает такие факторы, как ущерб здоровью со стороны угольных электростанций, влияние выбросов СО2 на изменение климата, подкисление океана, сдвиги океанических течений), условий финансирования и анализа технологического развития.
Таблица 1 – Основные факторы, влияющие на оценку стоимости жизненного цикла

Невозобновляемые энергетические ресурсы Возобновляемые энергетические ресурсы

ТЭС (угольные, газовые) АЭС Ветряные турбины, солнечные фотоэлектреческие панели Солнечная тепловая энергетика Биомасса Волновая и прииливная энергетика ГЭС (энергия течений)
Капитальные затраты (включая утилизацию отходов и вывод из эксплуатации) Низкие Очень высокие Высокие Очень высокие Высокие Очень высокие Высокие
Затраты на топливо высокие низкие

Высокие


На рисунке 1 приведем динамику чистого прироста производства электроэнергии и возобновляемых источников

Рисунок 1 – Чистый прирост производства электроэнергии из возобновляемых источников, ГВт
Нижеприведенный исторический обзор прогнозов величины LCOE, составленный Международным энергетическим агентством, показывает, что максимальные снижения LCOE за последние шесть лет достигнуты в береговой ветроэнергетике (-57%), фотовольтовой солнечной энергетике (-79%) и газотурбинном комбинированном цикле (-30%).
Таблица 2 – Исторический обзор прогнозов величины LCOE, составленный МЭА по проектам 2010‒2016 гг.

Невозобновляемые энергетические ресурсы Возобновляемые энергетические ресурсы АЭС Втроэнергетика
Солнечная энергетика
Оценка в $/МВт*ч за период, гг. Уголь (традиционная ТЭС) традиционный Усовершенствованный Традиционные Береговая Морская Фотогалваническая
Сконцентрированная
2010-2016 100,4 83,1 79,3 119 149,3 191,1 396,1 256,6
2011-2016 95,1 65,1 62,2 114 96,1 243,7 211 312,2
2012-2017 97,7 66,1 63,1 111,4 96 Нет данных 152,4 242
2013-2018 100,1 67,1 65,6 108,4 86,6 221,5 144,3 261,5
2014-2019 95,6 66,3 64,4 96,1 80,3 204,1 130 243,1
2015-2020 95,1 75,2 72,6 95,2 73,6 196,9 125,3 239,7
2016-2022 Нет данных 58,1 57,2 102,8 64,5 158,1 84,7 235,9
Номинальные изменения проектов в 2010-2016 гг. Нет данных -30% -28% -14% -57% -17% -79% -8%

Ископаемые виды топлива продолжают наиболее широко использоваться в производстве электроэнергии. Электростанции на ископаемом топливе всегда характеризовались очень высокими и предсказуемыми КИУМ. Например, типичная электростанция на газе в США выдает примерно 70% от своего потенциала (снижение от 100% объясняется сезонными колебаниями потребления и расходами на обслуживание) [6].
Но существует проблема ежегодного роста стоимости на возобновляемые ресурсы. Дополнительно к этому вмешиваются и политические факторы, в связи с чем страны СНГ активно стали развивать направления возоюбновляемых энергоресурсов.
Таблица 3 – Мировое потребление газа (млрд. куб. м.)
Год Европейский союз США Япония Индия Китай Россия Мир
2005   623.4 78.6 35.7 48.2 394 2,774.3
2006 490.1 614.4 83.7 37.3 59.3 415 2,850.6
2007 483 654.2 90.2 40.3 73 422 2,967.3
2008 494.9 659.1 93.7 41.5 84.1 416 3,044.9
2009 462.8 648.7 87.4 50.7 92.6 389.6 2,965.9
2010 497.9 682.1 94.5 60.3 111.2 414.1 3,187.6
2011 449.7 693.1 105.5 61.1 137.1 424.6 3,245.9
2012 438.6 723.2 116.9 71.1 150.9 416.2 3,337.7
2013 431.2 740.6 116.9 49.3 171.9 413.5 3,383.8
2014 383 753 118 48.8 188.4 409.7 3,400.8
2015 399.1 773.2 113.4 45.7 194.8 402.8 3,480.1
2016 428.8 778.6 111.2 50.1 210.3 390.9 3,542.9

Национальные программы развития энергетики большинства стран СНГ ставят задачу увеличения доли ВИЭ в своих энергетических балансах. Опыт ЕС может быть полезным с учетом особенностей современного состояния и перспектив развития энергетики СНГ.
В частности, предварительный расчетный коэффициент использования установленной мощности оказывает существенное влияние на расчет LCOE. Затраты на вывод из эксплуатации АЭС, как правило, также не включаются в расчет LCOE (США является исключением, поскольку там стоимость вывода из эксплуатации включена в стоимость электроэнергии согласно Закону о политике ядерных отходов — Тhe Nuclear Waste Policy Act).
За последние годы произошли существенные изменения во внешней и внутренней среде функционирования российских энергетических компаний. Логику и алгоритмы проведения научно-исследовательских, научно-технических и проектно-изыскательских работ меняют такие значимые характеристики рыночной среды, как:
• нарастающая динамичность и неопределенность внешнего окружения, связанные с ростом глобализации рынков капитала, товаров, труда, что требует диверсификации научных исследований и разработок;
• бурное развитие использования альтернативных источников энергии, что требует при проведении научно-технических работ (НТР) кооперации широкого круга партнеров, участвующих в различных бизнесах;
• нарастание конкуренции на мировых рынках энергоносителей, что требует достижения конкурентных преимуществ в области инноваций и нематериальных активов;
• конкурирование на рынке инвестиций, что требует повышения значимости позиций инвестора в компании в процессе управления НТР [9].
Говоря о перспективах развития рынка НТР и проектных работ в области разведки и добычи углеводородного сырья, следует сказать следующее