Добыча и утилизация попутного нефтяного газа как направление комплексного освоения недр: роль государства и бизнеса, технологий и экологических ограничений

Уровень утилизации попутного неф­тяного газа (ПНГ) во многом определяет степень эффективности развития всего нефтегазового комплекса страны [1]. Показатель отражает позицию государ­ства и бизнеса относительно возможности и целесообразности комплексного освоения недр (КОН) и квалифицированного использования добываемого минерального сырья [2]. Кроме того, уровень утилизации ПНГ показывает степень заинтересованности государства и бизнеса в экологии и природоохранной деятельности, поскольку сжигание ПНГ в факелах приводит к значительному выбросу углекислого газа в атмосферу [3]. Квалифицированная утилизация ПНГ всегда связана с дополнительными капитальными вложениями, что часто снижает инвестиционную привлекательность проектов освоения запасов и ресурсов нефти [4], поэтому одной из главных задач государства в области регулирования процесса утилизации ПНГ – является создание организационных, административных, налоговых и финансово-экономических стимулов для эффективного развития бизнеса. В этой связи деятельность по добыче и использованию ПНГ в России есть одна из актуальных и приоритетных задач устойчивого развития нефтегазового комплекса России [5].
Добыча попутного нефтяного газа в России в 2015 г. составила 78,2 млрд м³. В структуре добычи попутного нефтяного газа более 60 % приходится на растворенный в нефти газ, остальная часть – газ газовых шапок.
В организационной структуре добычи попутного нефтяного газа в России в 2015 г. на долю крупных вертикально-интегрированных компаний (ВИНК) приходится около 80 %, крупнейшие из них – «Роснефть», «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть». Остальные 20 % объема добычи ПНГ обеспечили независимые производители, а также операторы СРП.

Последние годы темп роста добычи ПНГ в России превышает темп роста добычи нефти, что связано с увеличением газового фактора на зрелых нефтяных месторождениях в традиционных центрах добычи и высоким уровнем газового фактора на новых месторождениях, прежде всего в Восточной Сибири [6]. За последние 5 лет добыча ПНГ в России возросла более чем на 20 %. Наращивание добычи ПНГ происходило за счет ввода в разработку новых проектов нефтедобычи на востоке России, а также на севере Западной Сибири крупными вертикально-интегрированными компаниями, прежде всего государственными («Роснефть» и «Газпром нефть»).
Западная Сибирь – крупнейший регион по добыче нефти и попутного нефтяного газа в России, прежде всего Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО). Однако последние годы наблюдается тенденция снижения доли этого региона в добыче ПНГ в общероссийском показателе, что связано с сокращением объема добычи нефти на крупнейших и уникальных базовых месторождениях ХМАО [7]. Вместе с тем быстрыми темпами происходит наращивание добычи ПНГ на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока.
В 2013 г. вступление в силу Постановления Правительства РФ «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» позволило переломить негативную тенденцию со сжиганием ПНГ в России, и темп роста утилизации попутного нефтяного газа стал опережать темп роста его сжигания. За последние 5 лет уровень утилизации ПНГ в России возрос на 10 % – до 86,8 % в 2015 г., в том числе за последний год показатель вырос почти на 4 %.
Высоких показателей утилизации ПНГ удалось достичь в Западной Сибири, а в последнее время и на востоке России, прежде всего за счет эффективного использования попутного газа на Ванкорском месторождении в Красноярском крае. Большая работа еще предстоит в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, а также в ряде регионов Волго-Уральской провинции.
Быстрыми темпами степень утилизации ПНГ растет у крупных ВИНК, которые широкомасштабно реализуют программы повышения эффективности его использования. Ряд компаний («Сургутнефтегаз» и «Татнефть») уже достигли или превзошли необходимый уровень утилизации ПНГ в 95 %, другие (ЛУКОЙЛ) близки к этому показателю. Низкий показатель уровня утилизации ПНГ фиксируется у государственных компаний «Роснефть» и «Газпром нефть», где рост добычи не успевает за ростом утилизации ПНГ.
В последние годы крупные нефтяные компании активизировали политику в области квалифицированной утилизации ПНГ, закладывают в инвестиционные программы значительные средства на развитие и привлечение технологий по переработке попутного нефтяного газа [8]. Однако несмотря на ухудшение макроэкономической ситуации в стране и связанное с этим откладывание компаниями реализации ряда инвестиционных проектов, в том числе по утилизации ПНГ, задача государства – довести до логического завершения стратегию, направленную на полную утилизацию ПНГ [9].
Одним из главных аспектов повышения уровня утилизации ПНГ в России является развитие технологий, позволяющих эффективно использовать попутный неф­тяной газ с учетом особенностей месторождений – объема добываемого сырья, удаленности от существующей транспортной и общехозяйственной инфраструктуры, а также ряда других факторов [10].
Проведем анализ и выявим устойчивые тенденции в области государственного регулирования сектора добычи и утилизации попутного нефтяного газа в России как главного механизма обеспечения комплексного освоения недр.

Запасы попутного нефтяного газа в России

Попутный нефтяной газ – это природный углеводородный газ, растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений. Особенностью оценки сырьевой базы ПНГ является то, что весь объем запасов растворенного газа, учитываемого Государственным балансом России, относится к категории попутного нефтяного газа. Только часть газа газовых шапок можно классифицировать как ПНГ (что содержится в преимущественно нефтяных месторождениях), а основная часть газа газовых шапок (газовых месторождений) относится к категории свободного газа.
Попутный нефтяной газ представляет собой смесь газо- и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой неф­ти при ее разгазировании. Основными компонентами попутных нефтяных газов являются углеводороды от метана до гексана, включая изомеры C4–C6. Неуглеводородные компоненты попутных нефтяных газов могут быть представлены азотом, углекислым газом, гелием, аргоном, а также сероводородом, количество которого достигает иногда нескольких процентов, в ряде случаев встречается водород.
Основная часть попутного нефтяного газа в России добывается в виде растворенного в нефти газа, запасы которого оцениваются по категории АВС1С2 чуть менее 3 трлн м³ (табл. 1).
Поскольку попутный нефтяной газ добывается в основном из газа, растворенного в нефти, то прослеживается прямая связь между запасами нефти и ПНГ. В соответствии со структурой запасов нефти основная часть запасов растворенного газа находится в Уральском федеральном округе (более 60 %, или 1,7 трлн м³) на территории ХМАО и ЯНАО. Значительные запасы попутного газа локализованы также в Сибирском федеральном округе – 417,5 млрд м³ (14,4 %), прежде всего в Красноярском крае и Иркутской области. На Приволжский и Северо-Западный федеральные округа – крупнейшие центры добычи нефти и попутного нефтяного газа приходится 216,0 млрд м³ (7,4 %) и 129,4 млрд м³ (4,5 %) соответственно. На континентальном шельфе России запасы попутного газа составляют 161,7 млрд м³ и сосредоточены, в основном, на шельфе Охотского моря.
Запасы попутного нефтяного газа, сосредоточенные в газовых шапках месторождений, значительно превышают объем запасов растворенного в нефти газа, и основная их часть находится в ЯНАО, а также в Красноярском крае в рамках Ванкорской и Юрубчено-Тохомской нефтегазовых зон, в Республике Саха (Якутия) и на шельфе дальневосточных морей.

Добыча попутного нефтяного газа

Добыча попутного нефтяного газа в России в 2015 г. составила 78,2 млрд м³, в том числе 67,8 млрд м³, или 86,7 %, было добыто и использовано, а 10,4 млрд м³, или 13,3 %, – учтено как газ, сожженный в факелах (табл. 2).
В структуре добычи попутного нефтяного газа 61,5 % (42,2 млрд м³) приходится на растворенный газ, а остальная часть 38,5 % (26,4 млрд м³) – газ газовых шапок. В ЯНАО только около 5 % (2,8 млрд м³ из 52,0 млрд м³) добычи природного газа из газовых шапок относится к ПНГ.

Организационная структура добычи ПНГ в России
Добычу ПНГ в России, так же как и нефти, ведут вертикально-интегрированные компании (ВИНК), независимые производители и операторы соглашения о разделе продукции (СРП). В соответствии со структурой добычи нефти основная часть всего его добывается крупными вертикально-интегрированными компаниями – 61,4 млрд м³, или 78,1 %. На первые четыре крупнейшие нефтегазовые компании («Роснефть», «Сургутнеф­тегаз», ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть») приходится более 70 % (57,7 млрд м³) всей добычи попутного газа в России, на независимых производителей – 18,8 % (14,8 млрд м³), на операторов СРП – 3,1 % (2,4 млрд м³).
Добыча попутного нефтяного газа в России за последние 5 лет возросла более чем на 20 % (с 65,2 млрд м³ в 2010 г. до 78,6 млрд м³ в 2015 г.), при этом в 2015 г. прирост добычи ПНГ составил 8,4 %. Основной прирост добычи ПНГ произошел у крупных государственных ВИНК – у «Роснефти» почти в три раза и у «Газпром нефти» почти в два раза, что связано с вводом в разработку в этот период крупных добывающих проектов компаний на востоке страны и севере Западной Сибири. Стимулирование добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) стало возможно благодаря запуску в 2008 г. магистральной трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан». Почти не изменилась добыча попутного нефтяного газа у операторов СРП и у независимых производителей.

Региональная структура добычи и использования ПНГ в России
Добыча попутного нефтяного газа в России, в основном, осуществляется в Западной Сибири в пределах Уральского федерального округа, где в 2015 г. было добыто 43,3 млрд м³, или 55 % всей добычи ПНГ в России (табл. 3). В то же время крупнейшим субъектом РФ по добыче ПНГ в России является ХМАО – 33,6 млрд м³ (42,9 % добычи ПНГ в России). Отличительной особенностью добычи ПНГ в ХМАО является то, что практически весь извлекаемый из недр газ – попутный нефтяной. В связи с падением добычи нефти в ХМАО в последние годы наблюдается некоторое снижение добычи ПНГ и доли региона в общероссийской добыче. В то же время происходит наращивание добычи ПНГ в Ямало-Ненецком автономном округе, что связано с развитием новых крупных центров нефтедобычи в этом регионе на базе Русского, Новопортовского месторождений, группы Мессояхских месторождений и ряда других.
На европейскую часть России (Северо-Западный, Приволжский, Южный и Северо-Кавказский федеральные округа) приходится около 18,9 % (14,8 млрд м³) всего добываемого в России попутного нефтяного газа. Крупнейшими по добыче ПНГ субъектами РФ в этих регионах являются Оренбургская область (3,4 млрд м³), Краснодарский край (3,0 млрд м³), Республика Коми (1,7 млрд м³), Пермский край (1,5 млрд м³) и Ненецкий АО (1,3 млрд м³).
В Сибирском федеральном округе добыча ПНГ составляет 14,5 млрд м³, или 18,5 % от добычи ПНГ в России. Основной прирост добычи ПНГ на востоке страны связан с Иркутской областью и Красноярским краем, где интенсивно осваиваются Верхнечонское месторождение и месторождения Ванкорско-Сузунской зоны. На Дальнем Востоке добыча ПНГ составляет 1,6 млрд м³ (2,0 % от общероссийского показателя) и выделяется два основных центра добычи – Республика Саха (Якутия) и о. Сахалин. В Республике Саха (Якутия) компания «Сургутнефтегаз» эксплуатирует одно из крупнейших нефтяных месторождений на востоке страны – Талаканское. В Сахалинской области (Охотоморской нефтегазоносной провинции) добыча попутного нефтяного газа ведется на континентальном шельфе в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», а также на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин дочерним предприятием «Роснефти» – «Роснефть–Сахалинморнефтегазом».

Направления утилизации попутного нефтяного газа

Основными направлениями использования попутного нефтяного газа являются эффективная утилизация (переработка, использование для собственных нужд, производство электроэнергии) или сжигание в факелах и потери. По уровню эффективной утилизации ПНГ можно судить об эффективности работы нефтегазового комплекса страны в целом.

Как правило, экономически развитые страны (США, Канада, Норвегия) имеют высокий коэффициент утилизации ПНГ – 99 – 100 %, в то время как в России и ряде стран Ближнего Востока и Африки – высокий уровень сжигания ПНГ в факелах.
Ориентир на повышение степени утилизации ПНГ был заложен во всех стратегических документах, определяющих траекторию развития нефтегазового комплекса России, начиная со второй половины 1990-х гг., включая все издания Энергетической стратегии России. Однако объем сжигаемого попутного газа не сокращался. Негативную тенденцию удалось преодолеть в 2013 г., когда вступило в силу Постановление Правительства РФ «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа». Документом предусматривается двухэтапное повышение размера платы за сверхнормативные (свыше 5 % от добычи) выбросы вредных веществ путем применения повышающих коэффициентов: в 2013 г. – в 12 раз, а начиная с 2014 г. – в 25 раз. Если приборы учета отсутствуют, коэффициент составит 120 вне зависимости от объемов сжигания. До конца 2012 г. действовала система штрафов, в которой коэффициент с приборами учета составлял 4,5, без них — 6.
В результате введенного налога за последние 5 лет уровень утилизации ПНГ в России возрос на 10 %: с 76,4 % в 2010 г. до 86,8% в 2015 г., в том числе за последний год – почти на 4 % (рис. 1).
В организационной структуре средний по России показатель утилизации ПНГ превысили вертикально-интегрированные нефтегазовые компании (88 %), которые в последние годы активно проводят политику по повышению уровня эффективного использования ПНГ. По состоянию на начало 2016 г. предписываемый уровень эффективной утилизации попутного нефтяного газа 95 % в России достигли «Татнефть» (100 %) и приблизились «Сургутнефтегаз» (99 %) и ЛУКОЙЛ (92 %). Несмотря на предпринимаемые меры у государственных компаний «Роснефти» и «Газпром нефти» уровень утилизации ПНГ достаточно низкий, поскольку осуществляется ввод новых нефтедобывающих проектов и происходит рост добычи ПНГ, а формирование мощностей по утилизации ПНГ компании откладывают, как правило, на более поздние сроки. Высокий уровень утилизации ПНГ наблюдается в проектах СРП «Сахалин-1» (операторы – ExxonMobil, «Роснефть», ONGC и SODECO), а также «Сахалин-2» (операторы – Газ­пром, Shell, Mitsui и Mitsubishi), которые, в основном, осуществляют обратную закачку газа в пласт для поддержания пластового давления при добыче нефти. Очень низкий показатель эффективного использования ПНГ фиксируется у независимых производителей нефти. Как правило, это малые компании, которые, в отличие от ВИНК, не обладают значительными инвестиционными ресурсами для строительства транспортной и перерабатывающей инфраструктуры по утилизации ПНГ до необходимого уровня. Поэтому поддержка независимых производителей – это вопрос, который должен решаться, в том числе, и на государ­ственном уровне.
К нормативному показателю утилизации ПНГ удалось приблизиться регионам Западной Сибири, прежде всего ХМАО – 95 %. Достаточно высокий показатель имеет шельф Охотского моря, где сконцентрированы проекты СРП. В Красноярском крае уровень утилизации ПНГ в последние годы достиг почти 100 % за счет того, что «Роснефть» построила и запустила газопровод до Хальмерпаютинского месторождения компании ЛУКОЙЛ в ЯНАО, что позволило обеспечить транспорт газа с Ванкорской группы месторождений в газотранспортную систему Газпрома. Остальным регионам России еще предстоит значительная работа по повышению уровня утилизации ПНГ. Вызывает серьезные опасения все еще достаточно низкий уровень эффективного использования попутного газа в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и в ряде регионов Восточной Сибири и Волго-Урала.
Объем инвестиций крупнейших нефтегазовых компаний России в проекты по эффективному использованию и утилизации ПНГ с 2011 по 2015 гг. превысил 320 млрд руб. Стимулом к увеличению капитальных вложений в проекты по переработке и утилизации ПНГ стало повышение ставок платежей за сжигание ПНГ. По данным Минэнерго, выплаты за выбросы при сжигании попутного нефтяного газа в 2013 г. составили 3,8 млрд руб., в 2014 г. – 1,8 млрд руб., в 2015 г. – 2 млрд руб. Основные направления квалифицированного использования попутного нефтяного газа представлены на рис. 2:

• переработка на ГПЗ – процесс переработки включает выделение гомологов метана и производство на их базе нефтехимической продукции, а выделенный сухой отбензиненный газ поставляется далее в энергетику; кроме того, из отбензиненного газа могут быть получены сжиженный природный газ (СПГ) и жидкое топливо;
• сайклинг-процесс и закачка обратно в пласт;
• энергетика – сжигание в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии, в том числе для собственных нужд. С целью утилизации ПНГ в последние годы компании реализуют крупные инвестиционные программы по рациональному использованию попутного газа.
Компанией «Роснефть» за последние годы из наиболее крупных проектов было осуществлено введение системы подготовки и закачки газа в пласт, системы внешнего транспорта газа на Ванкорском месторождении и дожимной компрессорной станции в Красноярском крае, системы сбора ПНГ на Харампурской группе месторождений в ЯНАО, компрессорных станций и установки подготовки газа Приобского месторождения в ХМАО; введение в эксплуатацию объектов собственной энергогенерации на ряде месторождений.
Компанией ЛУКОЙЛ за последние годы было введено в эксплуатацию более 100 объектов утилизации ПНГ, в том числе построено 18 компрессорных станций, более 700 км газопроводов, 3 компрессорные станции для закачки газа в пласт, 9 газотурбинных электростанций и 4 мультифазные насосные станции. Закончено строительство газотурбинных электростанций на месторождении Крутовское (Республика Коми), Тавдинском и Токаревском (Пермский край), газокомпрессорные станции – на месторождениях Северо-Кожвинском, Западно-Тэбукском в Республике Коми. Введена компрессорная станция по закачке газа в пласт на Средне-Хулымском месторождении в ЯНАО. Построено 104 км газопроводов в Республике Коми и Пермском крае.
Компанией «Газпром нефть» реализуется масштабная программа по повышению уровня полезного использования попутного нефтяного газа. Так, уровень утилизации попутного нефтяного газа на крупнейшем дочернем нефтедобывающем предприятии «Газпром­нефть–Ноябрьскнефтегазе» превысил 95 %. Этот показатель достигнут благодаря вводу в промышленную эксплуатацию дожимной газовой компрессорной станции производительностью 200 млн м в год на Новогоднем месторождении в ЯНАО. Здесь также проложено более 10 км газопроводов высокого давления и модернизированы две поршневые компрессорные установки в составе комплекса.
Переработку ПНГ можно считать наиболее квалифицированным использованием попутного газа. Это связано с тем, что при переработке на большинстве российских заводов происходит разделение ПНГ на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции (отбензиненный газ) подаются в распределительные сети и магистральные газопроводы. Тяжелые фракции (ШФЛУ), которые являются ценнейшим сырьем для нефтегазохимии и создания продуктов с высокой добавленной стоимостью, поставляются на ГПЗ, НХК, где имеются газофракционные установки, для выделения по отдельности бутана, пропана, пентана, гексана для дальнейшей их переработки.
Крупнейшей компанией по переработке попутного газа в России является «Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания», в структуру которой входят «Юграгазпереработка» и «СИБУР Тюмень Газ». Компания «СИБУР» перерабатывает около 21,2 млрд м³ попутного газа, что составляет 60,5 % от общего объема переработки попутного газа в России (табл. 4). За счет постоянного расширения и модернизации газоперерабатывающих и нефтехимических мощностей компания «СИБУР» увеличила объем переработки ПНГ с 2002 г. более чем в 2,5 раза.
За последние годы кроме расширения существующих перерабатывающих мощностей было реализовано ряд крупных проектов. В 2012 г. компания «СИБУР» ввела в эксплуатацию в ЯНАО Вынгапуровский ГПЗ с объемом переработки ПНГ 2,8 млрд м³ в год, а в 2016 г. было произведено расширение мощностей до 4,2 млрд м³ со степенью извлечения целевых углеводородных фракций 99 %.
Другим крупным проектом «СИБУРа» стало введение в строй в 2015 г. совместно с «Газпром нефтью» Южно-Приобского ГПЗ. Мощность переработки ГПЗ – 900 млн м³ попутного нефтяного газа в год. Коэффициент извлечения целевых компонентов на ГПЗ – 95 %, что соответ­ствует современным мировым требованиям. Крупной компанией по переработке попутного газа является компания «Сургутнефтегаз», на долю которой в 2015 г. приходилось около 17,5 % от общего объема переработки попутного газа в России.

В состав «Сургут­нефтегаз» входит «Сургутское управление по переработке газа (УПГ)», которое перерабатывает попутный газ Быстринского, Западно-Сургутского, Лянторского, Соколинского и других месторождений. Объем переработки ПНГ Сургутским УПГ составляет около 6,2 млрд м³ попутного газа.
Остальной объем переработки попутного газа приходится на компании – «Роснефть» (8,9%), ЛУКОЙЛ (6,8%), «Газпром нефть» (3,4%), «Татнефть» (2,3%) и «Башнефть» (0,3%).

Перспективы и условия повышения уровня эффективного использовании ПНГ в России

Роль государства и бизнеса. Позитивного тренда в квалифицированной утилизации попутного нефтяного газа удалось достичь благодаря применению механизмов государственного регулирования, прежде всего административного и налогового, которые через систему штрафов и налоговых льгот стимулировали рост инвестиций в утилизацию и переработку ПНГ. В связи с ухудшением ценовой конъюнктуры на мировых энергетических рынках нефтегазовые компании начали сокращать инвестиции в освоение месторождений, в то время как ряд добывающих проектов находились в активной фазе реализации. Поэтому в феврале 2015 г. руководители пяти нефтяных компаний («Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ, «Татнефть», «Башнефть», «Газпром нефть») обратились к Президенту РФ с просьбой смягчить условия работы, в том числе снизить коэффициент расчета штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ до завершения периода кризиса. Однако положительного решения на этот запрос со стороны государства не последовало. Профильные министерства и ведомства достаточно жестко придерживаются стратегии, направленной на достижение 95 % уровня утилизации ПНГ. В сочетании с инвестиционными программами нефтяных компаний такие меры государственного регулирования позволят обеспечить коэффициент утилизации ПНГ на уровне 95 % у большинства ВИНК уже в 2017 – 2018 гг.
Сложная ситуация с повышением уровня утилизации ПНГ складывается у малых независимых нефтедобывающих компаний (МННК), в качестве негативных факторов выступают отсутствие специализированной транспортной инфраструктуры и равноправного доступа к ней, а также низкие стимулы экономического характера. Одним из механизмов государственной поддержки МННК в направлении повышения уровня утилизации ПНГ должно стать развитие государственно-частного партнерства наряду с рядом стимулирующих мер налогового и кредитно-денежного регулирования. Эффективное государственно-частное партнерство подразумевает в первую очередь софинансирование строительства производственной и транспортной инфраструктуры, а также обеспечение государственных гарантий при получении кредитов на развитие инновационных технологий. Государственно-частное партнерство может частично решить проблему нехватки инфраструктуры для транспортировки попутного неф­тяного газа к местам его переработки.
Экологический аспект. Для большинства нефтяных компаний бизнес, связанный с утилизацией ПНГ, является убыточным и в целом воспринимается как социальный и экологический проект. Сжигание ПНГ наносит экологический ущерб в районах нефтедобычи, происходит эмиссия парниковых газов – оксидов углерода, азота и серы, а также сажи. Объем выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух от стационарных источников в России в 2015 г. составил около 17 млн т, в том числе на долю добычи полезных ископаемых приходится треть объемов – 5 млн т. Ежегодно в результате сжигания ПНГ в атмосферу выбрасывается 400 тыс. т вредных веществ. В среднем в России на 1 т добытой нефти приходится около 8 кг вредных атмосферных выбросов, которые сосредоточены преимущественно в регионах с высоким уровнем добычи углеводородов.
К началу 2020 г. истекает срок действия второго периода обязательств по Киотскому протоколу, в связи с этим в апреле 2016 г. подписано новое Соглашение по климату (Парижское соглашение). Целью соглашения является замедление глобального потепления, сокращение выбросов парниковых газов и использования угля, нефти и природного газа. В Соглашении прописаны основные нормативы по уровню полезного использования ПНГ. Это значит, что каждый регион (страны) должен разработать комплекс мер, позволяющих значительно сократить выбросы парниковых газов.
В связи с принятием Парижского соглашения и внедрением идей данного документа сейчас разрабатываются новые и корректируются существующие законодательные и регламентирующие нормы на федеральном и региональном уровнях [11]. В частности, Постановление Правительства РФ от 08.11.2012 № 1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа», которое создало стимулы к росту инвестиций в утилизацию ПНГ [12].
Квалифицированное использование ПНГ и развитие технологий. Среди различных направлений использования ПНГ (ресайклинг, энергетика, собственные нужды и др.) наиболее квалифицированным направлением использования является переработка попутного нефтяного газа с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и метана, который в дальнейшем может поступать в газопроводную систему. Это связано с тем, что ШФЛУ позволяет производить широкую линейку продуктов переработки газа вплоть до пластиковых стаканчиков, резинотехнических изделий и продукции космической отрасли. Крупнотоннажная нефтехимия является достаточно прибыльным видом бизнеса, хорошим примером тому – деятельность компании «Сибур». Устойчивой тенденцией является увеличение объема переработки ПНГ в последние годы – расширяются существующие перерабатывающие мощности (Тобольский НХК и др.), а также активно формируются новые мощности по переработке ПНГ (Южно-Приобский ГПЗ, Вынгапуровский ГПЗ). Одной из эффективных государственных мер стимулирования переработки попутного нефтяного газа является закрепление в лицензионном соглашении при освоении участков недр обязательства недропользователей обеспечить утилизацию ПНГ на уровне 95 % по сред­ствам переработки добытого попутного нефтяного газа (например, при освоении Эргинского месторождения в ХМАО).
Для малых и средних по объему запасов углеводородов и территориально разобщенных месторождений строительство отдельных газоперерабатывающих заводов экономически не оправдано и не целесообразно. Поэтому компании активно разрабатывают новые технологические решения. Так, например, в компании «Газпромнефть-Восток» успешно завершили пилотные испытания российской инновационной технологии мягкого парового риформинга для переработки попутного неф­тяного газа. Технология рекомендована к внедрению на предприятиях компании, в первую очередь, на малых и удаленных месторождениях, когда другие способы полезного использования ПНГ нецелесообразны или неприменимы. Установка позволяет перерабатывать газ в широкую фракцию легких углеводородов без ее предварительного выделения. Полученный продукт готов к использованию в электрогенерации или может быть направлен в трубопровод для дальнейшей транспортировки потребителям. Значительные успехи в области переработки нефтяного газа делает и компания «Татнефть», что является закономерным результатом, учитывая мощный нефтеперебатывающий и нефтехимический комплекс, сформированный в Республике Татарстан.
Эффективное развитие нефтегазового комплекса России непосредственно связано с решением задачи повышения уровня квалифицированного использования попутного нефтяного газа. Государственная стратегия, направленная на обеспечение 95 % уровня утилизации ПНГ, осуществима при разработке комплексной системы мер стимулирования компаний [12, 13], в первую очередь, в применении новейших технологий и оборудования для переработки ПНГ, а также выполнения требований лицензионных соглашений.