Анализ и оценка обоснований нормативов потерь углеводородного сырья при добыче

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 нефти

1
2007*
2008*
2009*
2010*
2011*
2012*
2013*
2014*
2015*
2016**
476,7
488,4
476,7
485,3
490,3
495,9
498,5
500,5
493,6
485,7
Средневзвешенный
норматив потерь по
РФ, %
0,418
0,202
0,164
0,13
0,123
0,109
0,058
0,03
0,025
0,012
Суммарные потери в
пределах
средневзвешенного
норматива потерь по
России, млн. тонн
1,993
0,986
0,781
0,631
0,603
0,541
0,289
0,150
0,123
0,063
Экономический
эффект (прирост
поступлений в
Федеральный бюджет
нарастающим итогом
за счет НДПИ), млн
руб.
-
1583,3
1864,5
2061,7
2145,7
2269,6
2682,8
2910,5
2951,2
2962,9
Добыча нефти по
России*, млн. тонн
(без газового конденсата)
*- по данным ФГУП «ЦДУ ТЭК»
** - расчетные

3. Технологические потери нефти при добыче в 2007-2016 гг.

%
2
Норматив технологических потерь нефти по РФ, %
0,45
0,4
0,418
0,35
0,3
0,25
0,2
0,15
0,1
0,05
0
0,202
0,164
0,13
0,123
0,109
0,058
0,032
0,025 0,012
2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г.
2016 год - расчетный

4. Прирост дохода Федерального бюджета за счет НДПИ

Прирост поступлений в Федеральный бюджет за счет НДПИ по
годам
3500
2910,52
3000
2951,22
2962,87
2682,82
2500
2269,63
2061,7
2000
2145,67
1864,47
1583,28
1500
1000
Прирост поступлений за счет НДПИ, млн. рублей
Ппоступления за счет НДПИ, млн. рублей
Экономический эффект нарастающим итогом (Прирост
поступлений в федеральный бюджет за счет НДПИ)
3
1800
1600
1583,2
1400
1200
1000
800
600
381
400
279
500
244
210
200
109
52
0
45
90
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Возникает эффект для Федерального бюджета (бюджетная эффективность) за счет дополнительных поступлений налога на добычу полезных ископаемых.
Пример расчета экономического эффекта на 2008 год по сравнению с 2007 годом:
(Н% 2007 * Д2008 - Н% 2008 * Д2008 ) * НДПИ = ЭФ, млн. рублей
где Н-норматив, %, Д-добыча, млн. тонн, НДПИ – минимальная ставка, 1500 руб./т
Пример расчета прироста дохода на 2008 год по сравнению с 2007 годом:
(Н% 2007 * Д2008 - Н% 2008 * Д2008 ) * НДПИ = ЭФ, млн. рублей
где Н-норматив, %, Д-добыча, млн. тонн, НДПИ – минимальная ставка, 1500 руб./т

5. Изменение норматива потерь нефти при добыче недропользователями в 2007-2016 гг.

2016 год - расчетный
4

6. Изменение норматива потерь нефти при добыче недропользователями в 2007-2016 гг. 5

Изменение норматива потерь нефти при добыче
недропользователями в 2007-2016 гг.
2016 год - расчетный
5

7. Динамика изменения норматива потерь попутного нефтяного газа

6
2010*
2011*
2012*
2013*
2014*
2015*
2016**
Добыча
попутного
нефтяного газа по
России*, млрд. м3
65,3
68,3
71,9
74,3
76,2
70,3
69,7
Средневзвешенн
ый норматив
потерь по РФ, %
1,14
0,85
0,68
0,46
0,36
0,35
0,33
Норматив потерь
по РФ, млрд. м3
0,741
0,582
0,488
0,341
0,271
0,246
0,231
*- по данным ГП «ЦДУ ТЭК»
** - расчетные

8. Технологические потери ПНГ при добыче в 2007-2016 гг.

7
Добыча попутного (нефтяного ) газа в РФ
млн куб. м
80000
%
1,2
70000
Норматив технологических потерь по ПНГ по РФ,
%
1,14
1
60000
0,85
0,8
50000
40000
0,68
0,6
30000
0,46
0,4
0,36
20000
0,35
0,33
0,2
10000
0
0
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
млн куб. м
1000
2015 г.
2016 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
Нормативные технологические потери по РФ
800
600
400
200
0
2016 год - расчетный
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.

9. Изменение норматива потерь ПНГ при добыче недропользователями в 2007-2016 гг.

2016 год - расчетный
8

10. Изменение норматива потерь ПНГ при добыче недропользователями в 2010-2016 гг. 9

Изменение норматива потерь ПНГ
при добыче недропользователями в 2010-2016 гг.
2016 год - расчетный
9

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

10
1. Необоснованное включение в технологические потери при добыче потерей нефти в товарных
резервуарах, возникающих по завершении производственного процесса добычи нефти.
1.
Инвентаризация источников
потерь и, соответственно,
неверное определение величин
потерь
2. Неправильно выбираются опытный коэффициент Кр, учитывающий режим работы технологических
резервуаров и коэффициент оборачиваемости Коб при расчете потерь нефти при испарении.
3. Не обоснованы величины давления насыщенных паров.
4. В расчетах потерь нефти при испарении не учитываются ССВ (УЛФ,ГУС и т.д.).
5. В технологические потери нефти при добыче необоснованно включены потери растворенной нефти
в составе воды, используемой на собственные технологические нужды – на ППД.
2.
Не представляются
утвержденные технологические
схемы и технологические
регламенты объектов подготовки
Представляются принципиальные технологические схемы объектов не из состава проектной
документации, являющиеся эксплуатационной документацией которые не в полном объеме
отражают всю технологическую цепочку подготовки нефти.
3.
Несоответствие обоснований
технологических потерь
действующим технологическим
регламентам объектов
подготовки
Величины и коэффициенты, представленные в расчетах, не соответствуют действующим
технологическим регламентам (режим работы резервуаров и др.).
Не представляются результаты
лабораторных исследований
аккредитованными
лабораториями
Величины, используемые в
лабораторных исследований.
Не представляются сведения о
мероприятиях по сокращению
технологических потерь нефти на
текущий и планируемый год
согласно Административному
регламенту
Мероприятия по сокращению технологических потерь нефти представляются в общем виде, без
указания эффекта и сроков их проведения.
4.
5.
расчетах
потерь
при
испарении,
не
подтверждаются
актами

12. Основные замечания по обоснованию нормативов технологических потерь попутного нефтяного газа (ПНГ) при добыче и причины,

приводящие к ошибкам
1.
2.
Необоснованно включаются в
технологические потери ПНГ при добыче
потери ПНГ :
через неплотности фланцевых соединений;
сальники и уплотнения запорно-регулирующей
арматуры;
через уплотнения вала компрессоров и
микротрещины;
из трубопроводов, нефтепроводов и
газопроводов.
Необоснованно включаются в
технологические потери уже
подготовленного ПНГ (готовой продукции)
на поддержание факела постоянного
горения.
Эти потери не относятся к технологическим
потерям попутного нефтяного газа.
Этот вид потерь относится к использованию ПНГ на
собственные нужды.
1. Не обосновывается количество проверок.
3.
Неправильно рассчитываются потери при
проверке предохранительных клапанов.
4.
Необоснованно включаются в
технологические потери ПНГ при добыче
количество сожженного ПНГ при остановках
ГПЗ
2. Неправильно принимаются размерности
(тыс.м3/год) при расчете потерь ПНГ при проверке
работоспособности предохранительного клапана.
Эти потери не относятся к технологическим
потерям попутного нефтяного газа.
11

13. Основные факторы, определяющие уровень потерь нефти и ПНГ при добыче

Неэффективность инвестиционной политики недропользователей, направленной на
внедрение современных технологий подготовки нефти, в частности, резервуарная
подготовка нефти является самым дешевым и быстрым решением, но влечет за
собой значительные потери от испарения.
Отсутствие полноценных научных исследований физико-химических свойств
пластовых флюидов для обоснования технологических процессов сбора,
подготовки и транспорта нефти и газа.
На стадии подготовки проекта обустройства месторождения не подготавливается
описание технологических циклов с составлением материальных балансов и не
закладываются уровни возможных технологических потерь.
Не выполнение требований нормативных документов и положений технических
документов по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных
месторождений, в том числе установления состава оборудования, аппаратов и
сооружений системы сбора и подготовки нефти.
12

14. Основные виды технологических потерь