Среди журналистов и специалистов нефтегазовой отрасли иногда возникают терминологические дискуссии. Одна из них касается нефтяноого газа, который кто-то когда-то весьма остроумно и очень удачно назвал попутным (в отличие, вероятно, от более длинного английского термина – «associated gas» – присоединенный/соединенный). Тем не менее, все мы и наши уважаемые авторы почти постоянно используем его наименование как «попутный нефтяной газ» (с аббревиатурой «ПНГ»), что по сути напоминает «масло масляное».
По существу добыча нефти неизменно сопровождается выделением газа, состав которого значительно отличается от природного газа наличием более тяжелых фракций; при этом диапазон удельных объемов этого газа, приходящихся на тонну нефти, чрезвычайно широк: от нескольких кубометров до сотен кубометров (т.о. газы нефтяной и природный – не одно и то же).
Значит, правильно следует именовать этот газ попутным или же нефтяным в отличие от природного газа, добываемого из газовых или газоконденсатных месторождений.
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 –5], поэтому одна из главных задач государства в области регулирования процесса утилизации ПНГ – создание организационных, административных, налоговых и финансово-экономических стимулов для эффективного развития бизнеса.
Несмотря на предпринимаемые Правительством РФ меры по введению штрафов за неэффективное использование ПНГ [6], в последние два года (2016 – 2017гг.) уровень рациональной утилизации попутного нефтяного газа сократился (2015г. — 87 %, 2017 г. — 85 %).
В значительной степени это связано с трансформациями нефтегазового комплекса России. Во-первых, в структуре добычи все более быстрыми темпами происходит смещение добычи из традиционных районов с развитыми нефтегазовой и общехозяйственной инфраструктурами в новые регионы хозяйственного освоения, прежде всего восточные и арктические, где остались не введенными последние крупные объекты. Для организации добычи в таких регионах требуются значительные инвестиционные ресурсы в строительство объектов добычи и транспорта. В связи с этим одновременное решение вопросов, связанных с утилизацией ПНГ, существенно отяжеляет проекты. Во-вторых, газовый фактор в новых регионах, в том числе Восточной Сибири, существенно выше, чем в традиционных регионах нефтедобычи (ХМАО). В-третьих, в структуре добычи нефти в России быстро растет доля независимого бизнеса, в том числе малого. А проблема утилизации ПНГ для малого независимого нефтяного бизнеса стоит весьма остро.
В развитие новых крупных проектов на Востоке России и Арктической зоны вовлечены преимущественно государственные нефтегазовые компании, которые имеют один из наиболее низких показателей утилизации ПНГ среди российских ВИНК [7 — 8]. В связи с этим такие компании в большей мере заинтересованы во введении соответствующих поправок в законодательство о сжигании ПНГ.
В организационной структуре средний по России показатель утилизации ПНГ в 2017 г. превысил вертикально-интегрированные нефтегазовые компании (88,8%), которые последние годы активно проводят политику по повышению уровня эффективного использования ПНГ. По состоянию на начало 2018 г. предписываемый уровень эффективной утилизации попутного нефтяного газа 95 % в России достигли «Сургутнефтегаз» (99,3 %) и ЛУКОЙЛ (95,6 %), «Нефтегазхолдинг» (98 %), «РуссНефть» (95,5 %), операторы СРП (95,8 %). За 2017 г. сокращение коэффициента полезного использования ПНГ наблюдалось у «Славнефти» (на 6,4 %), «Газпром нефти» (на 2,3 %), «Татнефти» (1,6%), «Роснефти» (0,1 %) [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].
СЫРЬЕВАЯ БАЗА ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В РОССИИ
Только часть газа газовых шапок можно классифицировать как ПНГ, а именно ту его часть, которая содержится в преимущественно нефтяных месторождениях, а основная часть газа газовых шапок (газовых месторождений) относится к категории свободного газа. Основная часть попутного нефтяного газа в России добывается в виде газа, растворенного в нефти.
В соответствии со структурой запасов нефти основная часть запасов растворенного газа находится в Уральском федеральном округе (более 60 %) на территории ХМАО (33 %) и ЯНАО (27 %). Значительные запасы попутного газа локализованы также в Сибирском федеральном округе – 14,3 %, прежде всего в Красноярском крае (8 %) и Иркутской области (4 %). На Приволжский и Северо-Западный федеральные округа — крупнейшие центры добычи нефти и попутного нефтяного газа приходится 8,4 % и 4,6 % соответственно. На континентальном шельфе России запасы попутного газа составляют около 5,5 % 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 2017 г. составила 98,2 млрд м3, в том числе 85,4 млрд м3, или 86,9 %, было добыто и использовано, а 12,9 млрд м3, или 13,1 %, — сожжено (рис. 1).
В структуре добычи попутного нефтяного газа 52,2 % (44,6 млрд м3) приходится на растворенный газ, а остальная часть 47,8 % (40,8 млрд м3) — газ газовых шапок.
Организационная структура добычи ПНГ в России
Добычу попутного нефтяного газа 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 ПНГ (без учета сожженного) добывается крупными вертикально-интегрированными компаниями — 68,7 млрд м3, или 80,4 %. На первые четыре крупнейшие нефтегазовые компании («Роснефть», «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть») приходится более 75 % (64,1 млрд м3) всей добычи попутного газа (без учета сожженного) в России, на независимых производителей — 10,4 % (9 млрд м3), на операторов СРП — 9,1 % (7,7 млрд м3) (табл. 1).
За последние 4 года добыча ПНГ (без учета сожженного) выросла почти на 18 % (с 72,5 млрд м3 в 2014г.
до 85,4 млрд м3 в 2017 г). Основной прирост добычи ПНГ с 2014 г. произошел у независимых производителей, у крупных государственных ВИНК – «Газпром нефти» (41 %) и «Роснефти» (28 %), что связано с вводом в разработку в этот период крупных добывающих проектов компаний на востоке страны и севере Западной Сибири. С вводом в разработку новых месторождений происходил и рост объемов сожженного на факелах ПНГ (на 5 % за год), что обусловлено отсутствием условий для эффективного использования ПНГ и действием особых налоговых режимов.
Помимо роста объемов сжигания ПНГ по ВИНК был рост этого показателя по небольшим производителям и НОВАТЭКу. С каждым годом увеличение процента полезного использования ПНГ будет даваться со все большим трудом и затратами. В этой ситуации особенно важно использовать уже накопленный мировой опыт. Так, актуальным является присоединение к Инициативе Всемирного банка «Нулевое сжигание попутного нефтяного газа к 2030 г.» (Zero Routine Flaring by 2030 Initiative) [11].
Региональная структура добычи ПНГ в России
Добыча попутного нефтяного газа в России, в основном, осуществляется в Западной Сибири в пределах Уральского федерального округа, где в 2017 г. было добыто 45,7 млрд м3 от всей добычи ПНГ (без учета сожженного) в России (табл. 2). В то же время крупнейшим субъектом РФ по добыче ПНГ в России является ХМАО – 32,5 млрд м3 (38 % 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.
По уровню эффективной утилизации ПНГ можно судить об эффективности работы нефтегазового комплекса страны в целом.
На европейскую часть России (Северо-Западный, Приволжский, Южный и Северо-Кавказский федеральные округа) приходится около 15,2 % (13 млрд м3) всего добываемого в России попутного нефтяного газа. Крупнейшими по добыче ПНГ субъектами РФ в этих регионах являются Оренбургская область (2,8 млрд м3).
В Сибирском федеральном округе добыча ПНГ составляет 13,4 млрд м3, или 15,7 %, 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 млрд м3 (1,2 % от общероссийского показателя) и выделяются 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. Сахалин дочерним предприятием «Роснефти» — «Роснефть—Сахалинморнефтегазом».
НАПРАВЛЕНИЯ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
Основными направлениями использования попутного нефтяного газа является эффективная утилизация (переработка, закачка в газотранспортную систему, производство электроэнергии, обратная закачка в пласт) или факельное сжигание и потери. По уровню эффективной утилизации ПНГ можно судить об эффективности работы нефтегазового комплекса страны в целом.
Несмотря на предпринимаемые меры у государственных компаний «Роснефти» и «Газпром нефти» уровень утилизации ПНГ достаточно низкий, поскольку осуществляется ввод новых нефтедобывающих проектов в новых регионах добычи со слаборазвитой инфраструктурой и происходит рост добычи ПНГ, а формирование мощностей по утилизации ПНГ компании откладывают, как правило, на более поздние сроки.
Основные направления квалифицированного использования попутного нефтяного газа (рис. 3, 4):
• 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 (нагнетание газа обратно в пласт для повышения давления с целью дальнейшего увеличения нефтедобычи);
• энергетика – сжигание в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии, в том числе для собственных нужд.
Также небольшие объемы ПНГ могут быть закачаны в газотранспортную систему (ГТС) Газпром с целью дальнейшей поставки потребителям в составе природного газа. Однако этим способом может быть транспортировано не более 5 % ПНГ в составе природного газа. Также одним из вариантов отсутствия роста этого направления использования ПНГ является высокая загруженность ГТС.
Единого подхода к эффективному использованию ПНГ не существует, так как каждое месторождение характеризуется своими геологическим и промысловыми особенностями. И выбор конкретного направления использования будет зависеть от объемов добычи ПНГ, наличия эффективных технологий, геологической структуры, удаленности месторождения от ГПЗ и магистральных газопроводов, гарантии доступа на рынок, проводимых государственных программ по эффективному использованию ПНГ.
Для малых месторождений наиболее экономически выгодным вариантом является выработка электроэнергии для собственных нужд и нужд местных потребителей. Для средних месторождений наиболее экономически целесообразным вариантом является переработка ПНГ на ГПЗ. Для крупных месторождений наиболее привлекательным вариантом является генерирование электроэнергии на крупной электростанции для последующей оптовой продажи в энергосистему.
С целью утилизации ПНГ последние годы компании реализуют крупные инвестиционные программы по рациональному использованию попутного газа. Так, с 2013 г. на основе данных нефтегазовых компаний суммарный объем инвестиций в увеличение уровня рационального использования ПНГ составил более 500 млрд руб. (рис. 5).
В 2017 г. в рамках программы по повышению уровня рационального использования попутного нефтяного газа компания «Роснефть» разработала технологию подготовки ПНГ с использованием оборудования на основе микропористых мембран, которая позволяет очистить газ от нежелательных примесей. Далее подготовленный и очищенный ПНГ может быть поставлен в газораспределительные сети. С применением новых компактных установок компания сможет сократить затраты и повысить уровень эффективного использования попутного нефтяного газа.
В соответствии с утвержденной «Программой по рациональному использованию ПНГ организаций Группы ЛУКОЙЛ на 2016 – 2018 гг.» в 2016 г. осуществлялись проектирование, строительство и реконструкция 28 объектов рационального использования ПНГ. У компании ЛУКОЙЛ уже есть рекордный проект, на котором достигнуто нулевое сжигание ПНГ — Пякхинское месторождение, запущенное в октябре 2016 г.
На базовых активах компания «Газпром нефть» планирует достигнуть 95 % уровня полезного использования ПНГ к 2020 г. С 2010 – 2017 гг. компания реализовала ряд крупных проектов, направленных на повышение уровня полезного использования ПНГ: введение в эксплуатацию Южно-Приобского ГПЗ в ХМАО, компрессорной станции на Еты-Пуровском месторождении в ЯНАО, газопровода в Оренбургской области и другие. Уровень полезного использования ПНГ на месторождениях «Газпром нефть-Ноябрьскнефтегаз» и «Газпром нефть-Хантос» достиг в 2017 г. 96 %, «Газпром нефть-Муравленко» — 98 %.
Переработку ПНГ на ГПЗ можно считать наиболее квалифицированным использованием попутного газа.
В последние годы объем газопереработки в России растет исключительно за счет увеличения переработки попутного нефтяного газа. Доля переработки ПНГ на газоперерабатывающих заводах в 2017 г. составила более 50 % (38,3 млн т), увеличившись относительно 2016 г. на 3,5 %.
Крупнейшей компанией по переработке попутного газа в России является «Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания» (СИБУР), в структуру которой входит «СИБУР Тюмень Газ» — организация, объединяющая газоперерабатывающие мощности СИБУРа по приему и переработке ПНГ на территории Западной Сибири. Глубина извлечения целевых фракций при переработке попутного нефтяного газа на мощностях «СИБУРа» в феврале 2017 г. составила 96,6 %.
Крупной компанией по переработке попутного газа является «Сургутнефтегаз», на долю которой в 2017 г. приходилось около 17 % от общего объема переработки попутного газа в России. В состав «Сургутнефтегаза» 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 6,5 млрд м3 попутного газа. С целью достижения высоких показателей утилизации ПНГ «Сургутнефтегаз» реконструирует и строит новые системы сбора, транспортировки и использования газа, реализует проекты, направленные на его рациональное использование.
Третьей компанией по объему переработки ПНГ на ГПЗ в России является компания ЛУКОЙЛ, которая в 2017 г. переработала 3 млрд м3 попутного нефтяного газа. В 2016 г. на нефтехимическом заводе «Ставролен» (ЛУКОЙЛ) запущена установка по переработке попутного нефтяного газа с месторождений Каспийского моря мощностью 2,2 млрд м3 газа с целью дальнейшего получения полиэтилена и полипропилена. Так, в 2017г. на заводе было переработано 856 млн м3 газа. В 2018 г. планируется ввести вторую очередь завода мощностью в 4 млрд м3 попутного газа. Газохимический комплекс станет одним из ведущих в России центров выпуска полимеров.
С октября 2015 г. в рамках реализации совместного проекта Газпрома и ЛУКОЙЛа на Сосногорский ГПЗ стал поступать попутный нефтяной газ с северной группы месторождений «ЛУКОЙЛ-Коми», что позволило увеличить загрузку завода, который снижал объемы производства в связи с истощением сырьевой базы. Между компаниями действует генеральное соглашение о стратегическом партнерстве, в 2017 г. на заводе было переработано 2361 млн м3 газа, из них 297 млн м3 — попутного нефтяного.
Так, на ГПЗ трех компаний (СИБУР, «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ) пришлось более 84 % переработки ПНГ в 2017 г. Остальные 16 % ПНГ были переработаны на заводах компании – «Газпром нефть» (6,1%), «Роснефть» (5,9%), «Татнефть» (2,2%), «БерезкаГаз» (1,2 %), «Башнефть» (0,2%) и «РуссНефть» (0,1 %) (табл. 3).
ЗАКОНОДАТЕЛЬНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ УТИЛИЗАЦИИ ПНГ
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 2013г., 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. Изначально Министерство энергетики РФ предполагало, что уровень эффективного использования ПНГ будет доведен до 95 % в 2014 г., сейчас уже прогнозируется выход на этот уровень всех нефтяных компаний к 2020 г.
В конце 2017 г. в документ внесены поправки, которые затрагивают новые морские месторождения углеводородного сырья, расположенные целиком или частично в пределах Баренцева, Карского, Печорского, Чукотского, Восточно-Сибирского, Белого морей и моря Лаптевых, степень выработанности которых по состоянию на 1 января 2017 г. составляет не менее 0,01. Суть поправок заключается в том, что для шельфовых арктических месторождений к ставкам платы за выбросы применяется дополнительный коэффициент Кнмм, значение которого в период с 1 января 2018 г. по 31 декабря 2019 г. и с 1 января 2031 г. равно 1, а с 1 января 2020 г. по 31 декабря 2030 г. — 0,25 (Постановление Правительства РФ от 28.12.2017 № 167).
В результате, несмотря на применяемые Правительством РФ меры по введению штрафов за неэффективное использование ПНГ, в последние два года (2016 — 2017 гг.) уровень рациональной утилизации попутного нефтяного газа сократился (2015 г. — 87 %,
2017 г. — 85 %), что обусловлено разработкой новых нефтяных месторождений Восточной Сибири (Среднеботуобинское, Сузунское, Тагульское), для которых действуют особые налоговые режимы. Однако к 2020 г. ожидается ужесточение штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ на факелах, что вынудит добывающие компании увеличить полезное использование ПНГ.
Но в связи со спецификой российского законодательства (льготы), объективными (неразвитая транспортная инфраструктура, наличие небольших независимых компаний) и субъективными (уклонение от платежей, отсутствие взаимодействия между компаниями) особенностями ТЭК России эти правила могут коснуться не всех. В этой связи одним из вариантов является развитие механизмов государственно-частного партнерства – участие региональных властей, которые способны в целях улучшения благосостояния региона учесть интересы одновременно добывающих, перерабатывающих, транспортных компаний. Региональные власти могут способствовать развитию инвестиционных проектов по эффективному использованию ПНГ в регионе не только с помощью штрафов и контроля, а также с помощью субсидирования и рациональных предложений по консолидации усилий.
ПЕРСПЕКТИВЫ И УСЛОВИЯ ПОВЫШЕНИЯ УРОВНЯ ЭФФЕКТИВНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПНГ В РОССИИ.
Роль государства и бизнеса
Для обеспечения 95 %-ного уровня утилизации ПНГ для нефтяных компаний разработаны механизмы государственного регулирования, прежде всего административного и налогового, которые через систему штрафов и налоговых льгот стимулируют рост инвестиций в утилизацию и переработку ПНГ.
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 [12]. 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. Около 15 % всех вредных выбросов в России приходится на сжигание попутного нефтяного газа. Объем выбросов, загрязняющих веществ в атмосферный воздух от стационарных источников в России в 2017 г. составил около 17,5 млн т, в том числе на долю добычи полезных ископаемых приходится треть объемов — 4,9 млн т. 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)[13]. Его целью 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. В настоящее время Россия подписала, но не ратифицировала Парижское соглашение.
WWF (Всемирный фонд дикой природы) в рамках Года экологии в России в 2017 г. обратилась к ведущим нефтяным компаниям РФ с целью поддержать предложенную в 2015 г. Инициативу Всемирного банка «Нулевое сжигание попутного нефтяного газа к 2030 г.». Инициатива объединяет правительства стран, нефтяные компании и организации развития, целью которых является прекращение непродуктивного сжигания ПНГ. Правительства, которые присоединились к Инициативе, должны сформировать устойчивую законодательную, правовую и инвестиционную среду, которая будет способствовать привлечению инвестиций для формирования инфраструктуры с целью рационального использования ПНГ. Первая российская нефтяная компания, присоединившаяся к Инициативе, является компания ЛУКОЙЛ.
С целью получения объективной информации об уровне воздействия участников отечественного нефтегазового сектора на окружающую среду в 2014 г. был реализован проект по составлению рейтинга экологической ответственности нефтегазовых компаний РФ («Здравый смысл») который подготовлен WWF, группой КРЕОН и Национальным рейтинговым агентством [14]. Так, рациональное использование ПНГ становится предметом внимания общественности, а не только одной нефтегазовой компании. Публичный характер рейтинга способствует повышению качества управления экологическими рисками и снижению воздействий в нефтегазовой отрасли.
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» [15].
Для малых и средних по объему запасов углеводородов и территориально разобщенных месторождений строительство отдельной газоперерабатывающей инфраструктуры экономически не оправдано и не целесообразно. Поэтому компании активно разрабатывают новые технологические решения для этих объектов. Среди таких технологических решений являются технологии: мягкий паровой риформинг, установка для отбензинивания газа, мини-GTL, мобильная компрессорная станция.
Эффективное развитие нефтегазового комплекса России непосредственно связано с решением задачи повышения уровня квалифицированного использования попутного нефтяного газа. В настоящее время уровень рационального использования ПНГ составляет только 86,9 %, хотя изначально планировалось достигнуть 95 % уровня уже к 2014 г. С момента принятия Постановления «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ…» ни в один год не удалось достигнуть хотя бы 90 % уровня утилизации ПНГ, в первую очередь из-за ввода новых крупных месторождений Восточной Сибири, где пока нет инфраструктуры для переработки ПНГ, а также за счет малых месторождений, которые удалены от центров переработки ПНГ и где экономически невыгодно формировать собственные перерабатывающие мощности.
В качестве мер, которые могли бы повысить уровень рационального использования ПНГ, может стать обеспечение беспрепятственного доступа компаний – операторов ГПЗ, перерабатывающих ПНГ к ГТС Газпрома. Другой мерой может стать стимулирование нефтедобывающих регионов к предоставлению налоговых преференций компаниям, которые вводят в эксплуатацию мощности по переработке попутного газа (например, сократить выплаты по налогу на имущество). Также необходимо учитывать опыт других нефтедобывающих стран, которые столкнулись с проблемой сжигания ПНГ ранее: США, Канада, Норвегия, Великобритания и т.д.
Государственная стратегия, направленная на обеспечение 95 %-ного уровня утилизации ПНГ осуществима при разработке комплексной системы мер стимулирования компаний, в первую очередь в применении наилучших доступных технологий и оборудования для переработки ПНГ, выполнения требований лицензионных соглашений. Как уже отмечалось, предполагается достигнуть рекомендованного уровня по рациональному использованию ПНГ уже к 2020 г.
