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

The recovery and utilization of associated petroleum gas as the direction of comprehensive exploitation of mineral resources: the role of the state and business, technology and ecological limits

L. EDER, I. PROVORNAYA, I. FILIMONOVA, Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, Novosibirsk state university

Рассмотрена структура сырьевой базы и добычи попутного нефтяного газа в России. Проведен анализ региональной и организационной структуры добычи попутного нефтяного газа, рассмотрены вопросы его утилизации. Исследованы и обобщены основные перспективные направления и условия повышения уровня эффективности использования попутного нефтяного газа в России. Особое внимание уделено оценке роли государства и бизнеса в расширении квалифицированного использования попутного нефтяного газа в России с учетом экологических аспектов и необходимости развития передовых технологий.

The structure of the resource base and the production of associated petroleum gas in Russia are considered. The analysis of the regional and organizational structure of the produced associated petroleum gas, the issues of disposal are held. Researched and summarized the main directions and conditions of increase of level of efficiency of associated petroleum gas in Russia. Special attention is paid to the assessment of the role of the state and business in the extension of the qualified use of associated petroleum gas in Russia, taking into account environmental aspects and the need for the development of advanced technologies.

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.

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.

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.

По состоянию на начало 2016 г. предписываемый уровень эффективной утилизации попутного нефтяного газа 95% в России достигли «Татнефть»(100%) и приблизились «Сургутнефтегаз»(99%), ЛУКОЙЛ(92 %).

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.

Объем инвестиций крупнейших нефтегазовых компаний России в проекты по эффективному использованию и утилизации ПНГ с 2011 по 2015 гг. превысил 320 млрд руб.

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:

Объем переработки ПНГ Сургутским УПГ составляет около 6,2 млрд м3 попутного газа.

• 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.

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.

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.

Литература

1. Эдер Л.В. ПНГ: понедельник начинается в субботу? // Неф­тегазовая вертикаль. 2012. № 07. С. 74 – 78.
2. Конторович А.Э., Эдер Л.В. Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2015. № 5. С. 8 – 17.
3. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух // Интерактивная версия государственного доклада. Государственный доклад «О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2014 году».
4. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Мочалов Р.А. Эффективность бизнес-стратегий российских нефтегазовых компаний // Бурение и нефть. 2015. № 3. С. 3 – 10.
5. Коржубаев А.Г., Ламерт Д.А., Эдер Л.В. Проблемы и перспективы эффективного использования попутного нефтяного газа в России // Бурение и нефть. 2012. № 4. С. 4 – 7.
6. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Моисеев С.А. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденции, проблемы, современное состояние // Бурение и нефть. 2015. №12.
7. Конторович А.Э., Эдер Л.В., Филимонова И.В., Мишенин М.В. Роль уникальных и крупных месторождений в нефтяной промышленности России: ретроспектива, современное состояние, прогноз // Энергетическая политика. 2016. Вып. 2. С. 34 – 43.
8. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Немов В.Ю., Проворная И.В. Газовая промышленность России: современное состояние и долгосрочные тенденции развития // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2014. № 4. С. 36 – 46.
9. Шейкин А.Г., Жарова Т.Ю. Анализ проблем и возможных управленческих решений при реализации проектов по утилизации попутного нефтяного газа: роль государства и малого бизнеса // Известия Уральского государственного горного университета. 2013. №2. С. 59 – 65.
10. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Проворная И.В., Немов В.Ю. Основные проблемы инновационного развития нефтегазовой отрасли в области добычи нефти и газа // Бурение и нефть. 2014. № 4. С. 16 – 22.
11. Текст проекта соглашения // Рамочная конвенция об изменении климата, Париж, 30 ноября – 11 декабря 2015 года.
12. Постановление Правительства РФ от 8 ноября 2012 г. N 1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа».
13. Филимонова И.В., Эдер Л.В. Особенности государственного регулирования эффективности работы нефтегазовой промышленности России // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2014. № 9. С. 15 – 21.

References

1. Eder L.V. PNG: Monday are started on Saturday? // Neftegazovaya vertical. 2012. No. 07. Pp. 74 – 78.
2. Kontorovich A.E., Eder L.V. A new paradigm of strategy of development of resource base of oil industry of the Russian Federation // Mineral resources of Russia. Economy and management. 2015. No. 5. Pp. 8 – 17.
3. Emissions of polluting substances onto atmospheric air // The interactive version of the State report the State report «On condition and protection of the environment of the Russian Federation in 2014».
4. Eder L.V., Filimonova I.V., Mochalov R.A. Russian oil and gas companies, the effectiveness of business strategies // Drilling and oil. 2015. No. 3. Pp. 3 – 10.
5. Korzhubaev A.G., Lamert D.A., Eder L.V. Problems and prospects of effective using of associated gas in Russia // Drilling and oil. 2012. No. 4. Pp. 4 – 7.
6. Eder L.V., Filimonova I.V., Moiseev S.A. Oil and gas complex of Eastern Siberia and the Far East: trends, issues, current status // Drilling and oil. 2015. No. 12.
7. Kontorovich A.E., Eder L.V., Filimonova I.V., Mishenin M.V. The role of unique and large fields in the oil industry of Russia: retrospective, current status, forecasts // Energy policy. 2016. Vol. 2. Pp. 34 – 43.
8. Eder L.V., Filimonova I.V., Nemov V.Ju., Provornaya I.V. Gas industry of Russia: current state and long-term trends of development // Mineral resources of Russia. Economy and management. 2014. No. 4. Pp. 36 – 46.
9. Sheikin A.G., Zharova T.Ju. Analysis of the problems and possible management solutions in the implementation on utilization of associated petroleum gas projects: the role of the state and small businesses // News of the Ural state mining university. 2013. No. 2. Pp. 59 – 65.
10. Eder L.V., Filimonova I.V., Provornaya I.V., Nemov V.Ju. The main problems of innovative development of the oil and gas industry in the field of oil and gas // Drilling and oil. 2014. No. 4. Pp. 16 – 22.
11. The draft agreement text/ Framework convention on climate change, Paris, 30 November 30 – December 11, 2015.
12. The RF Government decree dd. November 08, 2012 No. 1148 «On peculiarities of calculating charges for emissions of pollutants from the combustion in flares and (or) dispersion of associated petroleum gas».
13. Filimonova I.V., Eder L.V. In state regulation of Russian oil and gas industry efficiency // Problems of economics and management in oil and gas complex. 2014. No. 9. Pp. 15 – 21.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Эдер Л.В.

    Эдер Л.В.

    д.э.н., профессор, заведующий лабораторией экономики недропользования и прогноза развития нефтегазового комплекса Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН руководитель специализации «Экономика и управление в энергетическом секторе»

    Новосибирский государственный университет

    Проворная И.В.

    Проворная И.В.

    к.э.н., научный сотрудник (Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН), старший преподаватель (Новосибирский государственный университет)

    Филимонова И.В.

    Филимонова И.В.

    Д.э.н., профессор

    Просмотров статьи: 7847

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru