Выбросы пнг что это
Сжигание попутного газа
В России попутный нефтяной газ начали сжигать на факелах в 1960-е годы – во время череды открытий крупных залежей нефти в Западной Сибири. Сегодня, спустя десятки лет, этот метод утилизации признан самым неэффективным и опасным для экологии, но продолжает применяться во всём мире до сих пор.
Что такое попутный газ?
Попутный газ представляет собой смесь газов и разнообразных элементов. Он залегает в виде газовых «шапок» над месторождением, либо содержится в растворённом состоянии непосредственно нефти. Газ данного типа выделяется при снижении давления в процессе извлечения углеводородов или их перегонки.
Чем попутный нефтяной газ отличается от природного газа? По большей части, состав природного и попутного газа в целом одинаков.
Фото: pixabay.com
Разница состоит лишь в том, что природный газ добывается напрямую из газовых залежей и состоит преимущественно из метана, а ПНГ фактически является второстепенным продуктом добычи и характеризуется большей концентрацией примесей.
ПНГ – природный источник целого ряда элементов, соотношение которых варьируется в зависимости от особенностей формирования углеводородных залежей и, следовательно, типа месторождения.
«Второстепенный продукт» нефти зачастую выходит под разным давлением, и его параметры при извлечении имеют свойство меняться.
Объёмы ПНГ также варьируются исходя из условий формирования нефтяных залежей и их территориального расположения. В одной тонне извлекаемой нефти может содержаться и один кубометр, и тысячи кубометров газа.
Сжигание ПНГ
Полученный в результате нефтедобычи газ обязательно подвергается либо утилизации, либо переработке (глубокой или не глубокой). Обычный выпуск в атмосферу ПНГ вредит экологии – более того, газ может легко загореться или даже взорваться.
Один из простейших способов утилизации – сжигание попутного нефтяного газа в факелах. На производственной площадке месторождения устанавливаются факельные установки. К ним подводятся трубопроводы, по которым ПНГ подаётся по трубопроводам к факельной трубе – в ней и проходит процесс сжигания.
Факельные системы закрытого типа (наземные факелы) чаще всего представляют собой мобильные горизонтальные установки, размещённые на треногах. При сжигании в них ПНГ не выделяется дым и пар, отсутствует запах, шум, тепловой шлейф, а также нет видимого пламени.
Перед подачей в факельную систему для более эффективного сжигания осуществляют подготовку попутного нефтяного газа. Его очищают от тяжёлых углеводородов, влаги, солей, сероводорода и других примесей – для предотвращения попадания лишних составляющих в промысловый факел.
В частности, обезвоживание газа избавляет от образования кристаллогидратов, очистка от тяжёлых углеводородов позволяет избежать жидкостных пробок, а отсутствие сероводорода и двуокиси углерода предупреждает образование коррозий на оборудовании.
Несмотря на должную подготовку, горение ПНГ – весьма опасный процесс. Во-первых, данный процесс характеризуется высокой степенью взрывоопасности – как минимум, из-за наличия открытого пламени.
Во-вторых, из-за неравномерного горения усиливаются шумы, исходящие от факельной установки. Помимо этого, шум возникает при сбросе газа в факелы и в результате подачи воды или водяного пара в горелку (в закрытых «бездымных» установках).
И, в-третьих, в процессе горения газа от факельных установок исходит тепловое излучение с большим объёмом выбросов опасных веществ.
В экологическом аспекте
Ни для кого не секрет, что от сжигания попутного нефтяного газа в атмосферу попадает огромное количество выбросов СО2 и других вредных веществ.
В России, как и во всём мире, этой проблеме раньше не уделяли должного внимания. Например, в нашей стране вопрос о необходимости контроля за сжиганием ПНГ встал чуть более 10 лет назад.
В 2010 году только 30% попутного газа направлялось на переработку, остальные 70% российские нефтяные компании утилизировали в факельных системах.
В 2011 году в мире факельным сжиганием было утилизировано 140 млрд м 3 газа, из которых 26,7% приходилось на Россию. За 2012 год нефтяные компании России сожгли около 17 млрд м 3 ПНГ (под данным ЦДУ ТЭК).
По данным Гринписа за 2012 год, на территории нашей страны из-за сжигания ПНГ в окружающую среду попадало практически 100 млн т углекислого газа в год.
Для регулирования объёмов выбросов углекислого газа ПНГ в России разработали постановление «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках».
Согласно документу, вступившему в силу в 2012 году и действующему до сих пор, нефтяные компании имеют право сжигать максимум 5% от общего объёма полученного попутного газа. Таким образом, подавляющее большинство ПНГ должно быть утилизировано другими, более экологичными способами.
За превышение указанной нормы в отношении компании применяется дополнительный штрафной коэффициент, а за неимением средств измерения и учёта объёмов ПНГ он увеличивается до 6.
Уже к 2015 году доля утилизации ПНГ увеличилась до 86%. Несмотря на постепенное улучшение ситуации, объёмы сжигания остаются относительно высокими. Так, по итогам 2018 года в РФ сожгли 21,3 млрд м 3 газа.
Опять же, если брать во внимание тот факт, что официальные данные не учитывают все факельные сжигания (хотя бы из-за отсутствия систем учёта ПНГ у некоторых нефтяных компаний), цифры могут быть на порядок выше.
Способ утилизации попутного нефтяного газа путём сжигания не только вредит экологии, но и является самым нерациональным с точки зрения выгоды, ведь ПНГ из ценного энергоресурса попросту «превращается» в отходы производства.
Бесспорно, изначально установка факельной системы требует минимальных вложений, но в долгосрочной перспективе куда больший экономический эффект и меньший объём выбросов дают альтернативные способы утилизации – закачка в нефтяные пласты, газотранспортные системы, неглубокая и глубокая переработка и прочее.
Сегодня крупные нефтяные компании медленно, но верно приближаются к 95-процентной утилизации «отходного производства». Но российская нефтяная отрасль в целом ещё долго не сможет полностью отказаться от сжигания ПНГ.
В основном данный метод вынуждены использовать малые и средние нефтяные предприятия: часть из них продолжает сжигать ПНГ сверх установленной нормы и платить штрафы за экологический ущерб – из-за отсутствия возможности внедрения других способов утилизации.
Читайте также: «…И вместо того, чтобы сжигать его на факелах, загрязняя атмосферу, этот газ можно пустить в дело.»
Выбросы пнг что это
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
МЕТОДИКА
расчета выбросов вредных веществ в атмосферу
при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках
Дата введения 1998-01-01
РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским институтом охраны атмосферного воздуха
УТВЕРЖДЕН приказом Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды (от «8» апреля 1998 г. N 199)
ВВЕДЕН в действие с 01.01.98 сроком на пять лет для практического применения при учете и оценке выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
1. Введение
1.1. Настоящий документ:
(1) разработан в соответствии с Законом Российской Федерации “Об охране окружающей природной среды” с целью получения данных о выбросах загрязняющих веществ при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках;
(2) устанавливает методику расчета параметров выбросов загрязняющих веществ от факельных установок разного типа;
(3) распространяется на факельные установки, эксплуатируемые в соответствии с действующими проектными нормами.
1.2. Разработчики документа: канд. физ.-мат. наук Миляев В.Б., канд. геогр. наук Буренин Н.С., канд. физ.-мат. наук Елисеев В.С., канд. физ.-мат. наук Зив А.Д., канд. техн. наук Гизитдинова М.Р., канд. техн. наук Турбин А.С.
2. Ссылки на нормативные документы
2.1. Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем, утвержденных Госгортехнадзором России от 21.04.92 *1).
3. Основные понятия и определения
3.2. Продукты сгорания попутного нефтяного газа, покидающие факельную установку, а также несгоревшие компоненты, являются потенциальным источником загрязнения окружающей атмосферы вредными веществами.
Качественная и количественная характеристики выбросов вредных веществ определяются типом и параметрами факельной установки и составом сжигаемого ПНГ.
3.3. Конструкции высотных и горизонтальных факельных установок обеспечивают бессажевое горение попутного нефтяного газа при выполнении установленного «Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем», утв. Госгортехнадзором РФ от 21.04.92 следующего условия: скорость истечения сжигаемого газа должна превышать 0,2 от скорости распространения звука в газе.
3.4. Для оценки максимальных приземных концентраций загрязняющих веществ в атмосфере, источником которых являются факельные установки, настоящая методика предусматривает выполнение расчетов следующих параметров:
— мощности выброса вредных веществ;
— расхода выбрасываемой в атмосферу газовой смеси;
— высоты источника выброса над уровнем земли;
— средней скорости поступления в атмосферу газовой смеси;
— температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси.
4. Исходные данные
4.1. Проектные характеристики факельной установки
— диаметр выходного сопла, м;
— высота факельной трубы (для высотных факельных установок), м;
— расстояние от выходного сопла до уровня земли (для горизонтальных факельных установок), м;
( >0 для труб, проложенных выше уровня земли и
Арктический ПНГ: сжигать нельзя утилизировать
Истощение запасов нефти в традиционных регионах добычи обуславливает увеличение активности энергетических компаний в Арктике. Вместе с этим обостряется вопрос утилизации ПНГ. Несмотря на широкий спектр технологий в этой сфере существует целый ряд ограничивающих факторов для их применения в условиях Арктики. Дальнейшее ужесточение системы экологического регулирования не только не улучшит показатели полезного использования ПНГ, но может привести к снижению добычи нефти из-за роста затрат.
Арктика безальтернативна
Ключевыми источниками выбросов ККЗ являются выработка энергии для жилищного сектора, лесные пожары, а также промышленность, где значительный вклад вносит сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ). При этом в отличие от лесных пожаров, которые являются стихийным распространением огня, промышленные процессы можно оптимизировать и контролировать выбросы.
Истощение запасов нефти в традиционных регионах добычи влечет за собой увеличение активности энергетических компаний в Арктике. Это обуславливает рост инвестиций нефтегазовых компаний в проекты по утилизации ПНГ на протяжении последних лет. Компании строят объекты электрогенерации, необходимые для производственных и социально-бытовых нужд, инфраструктуру для подготовки и транспортировки газа и прочего ценного попутного сырья в соседние регионы, в том числе на газоперерабатывающие мощности. Одним из крупных направлений инвестиций в данной области также являются проекты по увеличению нефтеотдачи с использованием газовых технологий. Так, с 2010 по 2018 гг. объем капитальных вложений в новые мощности увеличился в 2,5 раза до 65 млрд руб. (Рисунок 1).
При этом некоторое отставание темпов ввода объектов инфраструктуры в эксплуатацию и временная нехватка мощностей для утилизации ПНГ на гринфилдах может приводить к сжиганию попутного нефтяного газа и выбросам ККЗ. Поэтому высокие скорости развития нефтедобычи в Арктике сопровождаются относительно низким уровнем утилизации ПНГ (на 10%-15% ниже чем по остальной части России).
Лучшие отраслевые практики
Выбросы в атмосферу происходят на всех этапах разработки нефтяных месторождений: при добыче сырья и транспортировке, полезном использовании попутного нефтяного газа (ПНГ) и, главным образом, при его сжигании на факельных установках (Рисунок 2).
У компаний в арсенале имеется целый спектр наилучших доступных технологий и отраслевых практик (НДТ — НОП), позволяющих снизить уровень выбросов ККЗ в атмосферу по всей производственной цепочке.
Например, технологии и практики, направленные на сокращение выбросов при добыче и подготовке сырья, связаны в основном с мониторингом и предотвращением утечек газа. Но несмотря на доказанную международным опытом эффективность практик по сокращению утечек газа на этапе добычи и подготовки сырья, масштабного снижения выбросов можно добиться только за счет повышения доли полезного использования газа.
При утилизации ПНГ возможно комбинированное применение технологий. На первом этапе могут отделяться жирные компоненты, являющиеся ценным нефтехимическим сырьем. При этом сжигание оставшегося сухого газа уже будет выделять в атмосферу кратно меньше загрязняющих веществ, чем отправка на факел «жирного газа». Альтернативно, сухой газ может в дальнейшем утилизироваться с применением другой опции — поставки потребителям по системе магистральных газопроводов, газохимического производства и др.
В ХМАО поставки попутного газа на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для выделения нефтехимического сырья — наиболее популярный способ утилизации, на это направляется около половины всего добываемого ПНГ. Однако для арктического региона низкая сосредоточенность мощностей по переработке вместе со слабо развитой газотранспортной инфраструктурой являются основными ограничивающими факторами для этой опции утилизации. А строительство ГПЗ на отдельном месторождении может быть экономически нецелесообразным ввиду малых объемов добычи.
Ограничением для использования многих технологий (тепло- и электрогенерация, малотоннажное производство продуктов газохимии) также является отсутствие в регионе конечных потребителей получаемой продукции за исключением самих месторождений.
Одним из решений проблем отсутствия рынка сбыта или недостаточного масштаба производства может стать создание силами нескольких компаний промышленных площадок по утилизации, на которые будет направляться ПНГ с нескольких близлежащих месторождений.
Однако, даже на самом эффективном производстве порой неизбежна технологическая утилизация ПНГ на факельных установках. Различают два вида сжигания: сажевое, т. е. сопровождающееся выбросами черного углерода, и бессажевое. Стоит отметить, что первый вид по составу выбросов вредных веществ в эквиваленте CO2 в среднем в 600 раз превышает второй. Это связано не только с образованием черного углерода, но и с большими объемами выбросов прочих компонентов из-за неполного сгорания сырья.
Технологии для сокращения выбросов ККЗ при сжигании ПНГ, в первую очередь, направлены на усовершенствование степени полноты сгорания сырья. Как правило, они связаны с оптимизацией конструкции и повышением эффективности использования действующего факела, в том числе через изменение различных параметров системы факельных установок. Например, скорость потока газа, состав, устойчивость пламени и другие. Влияние на эти характеристики позволяет конвертировать сажевое сжигание в бессажевое и в сотни раз сократить выбросы ККЗ в окружающую среду.
Применение НДТ-НОП для утилизации ПНГ, а также оптимизации факельного сжигания могут обеспечить колоссальные возможности для снижения уровня выбросов в Арктической зоне (Рисунок 3).
Мировой опыт в помощь
Анализ мировой практики показал, что российская система регулирования сжигания ПНГ концептуально схожа с системой провинции Альберта (Канада): обе устанавливают общеотраслевые ограничения на сжигание и задают универсальные нормы в области сжигания ПНГ для всех участников рынка. Это означает, что отдельные решения и механизмы могут быть перенесены из одной системы в другую и реализованы в ней, не противореча при этом общей структуре и принципам регулирования.
В связи с этим, основываясь на опыте Альберты, российская система регулирования может быть дополнена механизмом предоставления льгот для отдельных проектов по утилизации ПНГ, которые в противном случае были бы экономически неэффективными. Для формирования вывода о необходимости поддержки, несомненно, должна проводиться тщательная экономическая оценка проекта в соответствии с заранее установленными правилами. Альтернативно, поддержка может предоставляться в целях ускорения ввода в эксплуатацию объектов утилизации, например, для новых месторождений.
Конечно для такого региона, как Арктика, существует ряд ограничивающих факторов, главным образом связанных с отдаленностью рынков сбыта и отсутствием потребителей на местах. Некоторые нефтяные проекты даже не вводятся из-за отсутствия экономической эффективности объектов утилизации и, как следствие, пограничной рентабельности проекта в целом. Учитывая арктические особенности, утилизация в регионе требует уникального подхода к решению проблемы. Окном возможностей для использования попутного сырья добычи нефти видится в создании специальных технологических площадок для реализации проектов по утилизации ПНГ. Такие площадки позволят применять наиболее эффективные комплексные НДТ — НОП, максимизировать уровень использования ПНГ с близлежащих малых и средних месторождений, а также значительно сократить издержки на транспортировку готовых продуктов ПНГ до конечного потребителя. Однако для запуска в регионе подобных масштабных проектов, подразумевающих участие сразу нескольких компаний-операторов, необходима поддержка со стороны государства.
Проблема глобального потепления из-за растущих выбросов ККЗ в Арктике требует скорейших решений. Сегодня забота о будущем планеты не является единственной причиной, по которой компании должны ответственно относиться к окружающей среде. Для ориентированных на работу на глобальном рынке игроков отсутствие программ устойчивого развития или несоответствие существующим создают репутационные риски, которые влекут за собой потери инвесторов. Так, в последние годы многие международные (в их числе российские) нефтегазовые компании теряют инвесторов из-за несоответствия положениям Парижского климатического соглашения. А введение таких инициатив, как, например, углеродный налог для импортеров, может привести к потере торговых партнеров и даже целых рынков сбыта. Но это уже тема для отдельной статьи.
Старший консультант VYGON Consulting Марина Мосоян
Отраслевой эксперт Антон Коровяков
Решение проблемы сжигания попутного нефтяного газа
Одной из наиболее острых в нефтегазовом секторе сегодня является проблема сжигания попутного нефтяного газа ПНГ. Она не только влечет за собой экономические, экологические, социальные потери и риски для государства, но становится еще более актуальной при нарастании мировой тенденции по переводу экономики к низкоуглеродному и энергоэффективному способу развития.
Одной из наиболее острых в нефтегазовом секторе сегодня является проблема сжигания попутного нефтяного газа ПНГ. Она не только влечет за собой экономические, экологические, социальные потери и риски для государства, но становится еще более актуальной при нарастании мировой тенденции по переводу экономики к низкоуглеродному и энергоэффективному способу развития.
Как известно, ПНГ представляет собой смесь углеводородов, которые растворены в нефти. Он содержится в нефтяных пластах и высвобождается на поверхность при добыче черного золота. ПНГ отличается от природного газа тем, что помимо метана состоит из бутана, пропана, этана и других более тяжелых углеводородов. Кроме того, в нем можно обнаружить и неуглеводородные составляющие, такие как гелий, аргон, сероводород, азот, углекислый газ.
Вопросы использования и утилизации ПНГ актуальны для всех нефтедобывающих стран, но в России эта проблема стоит более серьезно, ведь по данным Всемирного Банка наше государство фигурирует в числе лидеров списка стран с самыми высокими показателями сжигания ПНГ на факелах.
Известны следующие способы полезной утилизации ПНГ:
Предлагаемая компанией ГЕА система позволяет отделить пригодный газ от тяжелых углеводородов, что обеспечивает получение дополнительной прибыли.
Компания ГЕА предлагает целый комплекс технологий, позволяющих не только хранить, очищать попутный газ, но и использовать его в качестве сырья для производства электроэнергии. Компания ГЕА предлагает блочный пункт подготовки газа БППГ на базе холодильной установки.
Определяющим фактором является температура точки росы самого тяжелого углеводородного компонента в составе очищаемого газа.
Для процесса охлаждения газа используется компактная холодильная установка на базе холодильно-компрессорных агрегатов ГЕА в блочно-контейнерном исполнении локального производства компании ГЕА на российской производственной площадке в Подмосковье г. Климовск, МО.
Повышение производительности и эффективности заводов по сжижению СПГ и регазификационных терминалов за счет реконденсации отпарного газа.
Как известно, отпарной газ остается в газообразном состоянии при охлаждении и конденсации продукта например, СПГ, а также образуется при дросселировании жидкого продукта во время загрузки или разгрузки емкостей хранения.
Необходимо принять все разумные меры для достижения максимальной энергетической эффективности и проектирования сооружений с минимальным потреблением энергии. Общая задача должна состоять в снижении выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и выборе экономически оправданных и технически осуществимых вариантов для снижения вредных выбросов.
Факельное сжигание и выпуск газа служат важной мерой обеспечения безопасности, используемой на объектах СПГ для обеспечения безопасного сброса газа при аварийных ситуациях, отключении питания и отказе оборудования или возникновении других нештатных условий на установке. Сжигание на факельных установках и выпуск газа следует применять только при аварийных ситуациях или возникновении других нештатных условий на установке. Постоянный выпуск или факельное сжигание отпарного газа при эксплуатации установок СПГ в обычном режиме считаются неприемлемой практикой, которой следует избегать.
Отпарной газ следует собирать с помощью соответствующей системы рекуперации паров например, компрессорной системы. Именно такие системы и предлагает компания ГЕА своим заказчикам.
В составе установок для реконденсации отпарного газа обычно используются следующие варианты исполнения компрессора: винтовой маслозаполненный компрессор; винтовой компрессор сухого сжатия; поршневой компрессор.
Компания ГЕА предлагает технологию с использованием винтового маслозаполненного компрессора, которая обеспечивает строгое соответствие стандартам надежности, а также возможность работы при минимальных температурах и приносит существенную экономию электроэнергии суммарно за год за счет использования регулируемой внутренней объемной степени сжатия винтового компрессора-Vi. Компрессор имеет возможность плавного регулирования производительности от 10% до 100%.
Кроме того, закупка и обслуживание маслозаполненного компрессора более экономична по сравнению с безмасляным.
Компания ГЕА предлагает технические решения, обеспечивающие доступность и ремонтопригодность, а также соответствие высоким стандартам директив в области охраны здоровья и безопасности и международным стандартам контроль уровня шума и пожаробезопасность.
ПНГ: сжигать невыгодно перерабатывать
До недавнего времени полезное использование попутного нефтяного газа (ПНГ) не находилось в числе приоритетов нефтегазовых компаний. ПНГ отделялся от нефти при ее подготовке к транспорту и попросту сжигался на факельных установках прямо на промысле.
До недавнего времени полезное использование попутного нефтяного газа (ПНГ) не находилось в числе приоритетов нефтегазовых компаний. ПНГ отделялся от нефти при ее подготовке к транспорту и попросту сжигался на факельных установках прямо на промысле.
Многие годы пламя этих факелов озаряло ночное небо над добывающими регионами и было одним из символов российской нефтяной индустрии. Впрочем и сегодня Россия является мировым лидером по сжиганию попутного газа. Как в настоящее время решаются проблемы рационального использования ПНГ?
Еще в прошлом десятилетии группа КРЕОН 1 й обратила внимание государственных органов на проблему нерационального использования попутного газа. В 2007 г аналитические материалы группы были использованы при подготовке послания Федеральному Собранию Президента РФ, в котором был сделан акцент на данной проблеме. После этого группа организовала первую в стране площадку для предметного и комплексного обсуждения задач по эффективной переработке ПНГ, что впоследствии способствовало принятию закона, принуждающего все нефтяные компании к 2012 г обеспечить 95% полезную утилизацию попутного нефтяного газа на всех своих месторождениях.
С вступлением в силу Постановления Правительства РФ №1148 от 08.11.2012 г «Об особенностях исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» ситуация начала меняться. В результате введения нормативного показателя сжигания ПНГ в размере, не превышающим 5% от извлекаемого объёма газа и значительного повышения штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ на факелах, а также увеличением повышающих коэффициентов в последующие годы (таблица 1), нефтяные компании всерьёз занялись проблемой рационального использования ПНГ.
Таблица 1. Повышающий коэффициент к плате за объёмы сожжённого ПНГ, превышающие целевой показатель в 5%
С 2012 по 2015 гг объём ПНГ, сожжённого на факелах сократился, более чем на 60%, при росте извлечения попутного газа за тот же период на 9%.
В 2016 г российский рынок ПНГ развивался неравномерно: рост добычи и переработки на ГПЗ сопровождался уменьшением коэффициента полезного использования и перебоями добычи у независимых производителей и операторов соглашения о разделе продукции (СРП).
Ощутимое сокращение добычи ПНГ отмечалось среди небольших независимых производителей (-8%) и у операторов соглашения о разделе продукции (СРП) (-8%).
Рисунок 1. Добыча ПНГ в 2016 г по группам производителей, млн м3
Августовское падение добычи (рисунок 1) связано с сокращением извлечения ПНГ среди ВИНКов и почти полным прекращением добычи операторами СРП, связанной с остановками на ремонт на месторождениях Exxon Mobil и отсутствием работ по закачке в пласт извлекаемого ПНг
Для большинства ВИНКов ситуация с ПНГ складывалась позитивно: рост добычи в 2016 г составил 7,8%, а их доля в общем объёме добычи достигла 80% рынка.
Больше половины суммарной добычи ПНГ среди ВИНКов приходится на НК Роснефть (рисунок 3). Среднемесячное извлечение ПНГ госкомпании составляет 2,9 м 3 млрд.
2 и 3 место по объёму добычи делят ЛУКОЙЛ и Сургутнефтегаз.
Рисунок 2. Структура добычи ПНГ среди ВИНКов в 2016 г, %
Главным отрицательным итогом 2016 г стало первое с 2012 г ухудшение показателей объёма сожжённого на факелах попутного газа и коэффициент полезного использования ПНг
Объём сожжённого на факелах попутного газа вырос на 18,5% по сравнению с 2015 г При этом ВИНКи уменьшили свои показатели и весь рост сжигаемых объёмов ПНГ обеспечили небольшие независимые производители и НОВАТЭК.
Интенсивный рост извлечения ПНГ на месторождениях НОВАТЭКа привёл к увеличению объёмов сжигаемого на факелах газа, и, как следствие, резкому падению коэффициента полезного использования нефтяного газа (до 67,2%). Будем надеется, что это вопрос времени и НОВАТЭК найдёт варианты полезного применения ценного сырья.
Среди ВИНКов целевого показателя в 95% полезного использования ПНГ достигли только компании Сургутнефтегаз, Татнефть, НК РуссНефть и ННК (Независимая Нефтегазовая Компания) (рисунок 3).
Рисунок 3. Коэффициенты полезного использования ПНГ среди ВИНК
Лучший темп прироста показателя отмечен у НК Роснефть +2,6% за 2016 г
Отрицательная динамика была показана компаниями Газпром нефть (-1,6%) и Башнефть (-4,6%). Уровень полезного использования ПНГ по компании Башнефть резко упал с 74% до 70% в апреле 2016 г В этом месяце компания начала совместно с ЛУКОЙЛ разработку нового месторождения в Ненецком округе.
Министерство Энергетики РФ изначально предполагало достижение нефтяными компаниями целевого показателя в 95% к 2014 г, сейчас ожидания сместились на 2020 г
Как уже отмечалось ранее (таблица 1), в 2020 г отрасль ждёт очередной, ещё более существенный чем в 2014 г, четырёхкратный рост повышающих коэффициентов за сверхнормативное сжигание попутного газа на факелах и можно было бы предположить, что это вынудит все нефтяные компании достичь целевого показателя по утилизации ПНГ к 2020 г Отчасти это верно и повышение штрафов действительно должно привести к скачкообразному росту полезного использования попутного газа, однако в этом правиле есть и свои исключения, которые складываются из специфики законодательства, объективных и субъективных особенностей российской нефтегазодобывающей отрасли.
Спецификой российского законодательства являются разного рода поблажки:
К объективным причинам я причисляю неразвитость инфраструктуры в некоторых районах нефтедобычи, сложность доступа в газотранспортную систему и большие инвестиции, требуемые для реализации проектов по полезному использованию ПНГ. Особенно тяжело реализовать инвестиционные проекты небольшим независимым компаниям, не входящим в вертикально-интегрированные структуры. К субъективным причинам можно отнести российский менталитет и склад ума, который постоянно ищет самое простое решение проблемы. И если под проблемой понимать не загрязнение окружающей среды, а накладываемые государством штрафы, то находятся разного рода решения, позволяющие обходить надзорный контроль и уклоняться от неподъёмных для большинства компаний платежей за сверхнормативное сжигание ПНГ.
Регулятором и неформальным лидером рынка могут выступать региональные власти, которые способны в целях улучшения благосостояния региона представлять и объединять интересы разных добывающих и перерабатывающих компаний. Не только штрафами и контролем, но и субсидиями и рационализаторскими предложениями по консолидации усилий способствовать реализации инвестиционных проектов, направленных на полезное использование попутного нефтяного газа.
Рисунок 4. Динамика добычи и сжигания ПНГ по федеральным округам 2014-2016 гг, млн м 3 /мес.
На рисунке 4 наглядно видно, что Сибирский ФО, при относительно небольшой доле добычи ПНГ несколько лет был лидером факельного сжигания в России. Справедливости ради надо отметить, что округ усиленными темпами компенсирует отставание и по результатам 2016 г худший показатель полезного использования ПНГ (75%) отмечен у Северо-Западного ФО.
Лучшие показатели отмечены в Дальневосточном (95%), Уральском (93%) и Южном (95%) федеральных округах. Статистики по Крымскому федеральному округу пока нет.
Проблема рационального использования ПНГ в некоторых регионах и отдельных компаниях, особенно среди небольших независимых производителей, остаётся. И несмотря на повышение штрафов в 2020 г можно быть уверенными, что далеко не все смогут достичь целевого показателя полезного использования попутного газа. Как показал опрос на конференции «ПНГ 2017», проводимый компанией CREON Energy, только 18% экспертов рынка верит, что ожидания Министерства Энергетики РФ по достижению целевого показателя полезного использования попутного газа будет достигнуты к 2020 г.
Для того, чтобы понять в каком направлении должен двигаться рынок для повышения коэффициента полезного использования ПНГ, рассмотрим способы применения попутного газа и их потенциал роста.
Среди направлений полезного использования ПНГ распространены переработка газа на ГПЗ, использование газа для собственных нужд на месторождении (в основном, электрогенерация), поставка местным потребителям для отопления и электрогенерации, обратная закачка газа в пласт для повышения внутрипластового давления и увеличения выхода нефти, поставка в газотранспортную систему (ГТС) Газпром (рисунок 4).
Рисунок 5. Распределение извлечённого ПНГ по направлениям использования в 2015 г, %
Половина извлекаемого попутного нефтяного газа поступает на ГПЗ, где происходит переработка в сухой отбензиненный газ (СОГ) и широкую фракцию лёгких углеводородов (ШФЛУ) для дальнейшей глубокой переработки на газофракционирующих установках (ГФУ), где получают топливо (СУГ) и другое сырье для нефтехимической промышленности.
Объём российской газопереработки в последние годы растёт исключительно за счёт увеличения переработки ПНг Доля ПНГ на газоперерабатывающих заводах в 2016 г достигла 47,1%, а в апреле 2016 г составила рекордные 51,8%. Стоит также отметить, что попутный газ, во многих случаях, является более ценным сырьём для газохимии, чем природный газ, т.к. богат фракциями С2+.
Крупнейшим игроком рынка переработки газа является СИБУР Холдинг, кроме того, газоперерабатывающие мощности есть у ВИНКов и «Газпром». Небольшие независимые участники отрасли в большинстве своём только присматриваются к относительно новым на рынке мало- и среднетоннажным газоперерабатывающим и газофракционирующим установкам.
В 2016 г некоторые нефтяные компании (ЛУКОЙЛ, НК Роснефть, Башнефть) реализовали проекты по компримированию ПНГ, что упростит логистику до конечных потребителей, т.к. сжатый газ в баллонах занимает значительно меньше места и может доставляться автотранспортом.
В целом, можно говорить о планомерном росте поставок попутного газа на переработку, но к сожалению, ситуация с остальными видами утилизации ПНГ сложнее. В силу технологических причин объем ПНГ, который можно закачивать в ГТС, не может превышать 5% от объёма природного газа, перекачиваемого по трубопроводу, кроме того существующая ГТС практически полностью загружена.
Закачка в пласт остаётся технологически сложным способом утилизации ПНГ с высокими капитальными и операционными издержками. Не весь ранее закаченный в пласт попутный газ подлежит дальнейшему извлечению, а увеличение нефтеотдачи заметно не на всех этапах разработки месторождения.
Потенциал применения попутного газа на собственные нужды на месторождении ограничен. Чтобы уменьшить штрафы нефтяники нередко целенаправленно искали газовые электрогенераторы с минимальным КПД, а затем «освещали лес». Но даже при таком варианте использования, весь извлекаемый на месторождениях ПНГ утилизировать не получалось.
Постепенно развитие получают схемы на стыке двух вышеописанных методов утилизации ПНГ: аутсорсинговое обеспечение электроэнергией месторождения и поставки газа и электричества местным производителям. Независимая компания заключает договор с недропользователем на приобретение попутного газа и обязуется обеспечивать месторождение электроэнергией. После чего поблизости размещает блочно-модульный комплекс по подготовке газа и электрогенерации.
В итоге добывающая компания избавляется от штрафов за нецелевое использование ПНГ, перекладывает капитальные издержки и риски поломки оборудования на стороннюю компанию. А эксплуатирующая организация имеет постоянного клиента по электроэнергии и может выстраивать бизнес, нацеленный на удовлетворение потребностей близлежащих населённых пунктов в тепле и электричестве, а в дальнейшем модернизировать оборудование и заниматься более глубокой переработкой попутного газа.
Что же могут сделать участники рынка?
Государственные органы в лице министерств могут традиционно пользоваться простым и эффективным методом кнута и пряника. И если ужесточать наказания уже некуда, то следует перейти к совершенствованию контроля и искать «уклонистов». Пряником же могут стать субсидии переработчикам газа (особенно старт-апам малых компаний), финансирование научных разработок в сфере полезного использования ПНГ и мораторий на новые глобальные изменения госрегулирования нефтегазового сектора, которые вынуждают добывающие компании «экономить силы» и откладывать инвестиционные проекты.
Региональные власти способны предоставлять субсидии на местном уровне, но главное, что они могут стать стержнем, объединяющим нефтяников (в том числе между собой), переработчиков и НИИ. Не стоит забывать, что местные власти, кроме улучшения экологических, промышленных и социальных показателей региона получают возврат инвестиций в виде косвенных налогов.
Общественным организациям следует менять свой подход в общении с игроками рынка с жёстких обвинений к предложению сотрудничества. Так же стоит привлекать внимание к проблеме факельного сжигания попутного газа путём широкого освещения в СМИ и организации специальных мероприятий. Хорошим примером подобного сотрудничества является рейтинг экологической ответственности нефтегазовых компаний «Здравый Смысл», который совместно проводят WWF России и группа «КРЕОН». Рейтинг, проводится ежегодно, сравнивает и награждает крупнейшие добывающие компании по следующим направлениям:
— уровень воздействия компаний на окружающую среду на единицу производимой продукции,
— степень открытости и доступности экологически значимой информации,
— качество экологических политик и менеджмента компаний, соответствие наилучшим стандартам и практикам,
— нарушения природоохранного законодательства компанией в зоне реализации проектов,
— эффективность использования полезных ископаемых.
Другим положительным примером является мировая программа «Полное прекращение регулярного факельного сжигания ПНГ к 2030 году» (Zero Routine Flaring by 2030 Initiative), которую в 2015 г совместно запустили Генеральный Секретарь ООН Пан Ги-мун и Президент Всемирного Банка Джим Ён Ким. Участники программы берут на себя ответственность применять лучшие технологии и прикладывать все усилия для достижения нулевых выбросов ПНГ, взамен они имеют доступ к передовым технологическим практикам и могут рассчитывать на привилегированные условия международных банковских организаций, финансирующих проекты, связанные с нефтедобычей. К сожалению, к программе ещё не присоединилась ни одна российская добывающая компания.
Переработчикам необходимо активнее приглашать на недозагруженные мощности ГПЗ сторонних поставщиков, совместно прорабатывать логистику поставок и, главное, предоставлять справедливые коммерческие условия за свои услуги.
Добывающим компаниям следует стать более открытыми. Речь идёт не только о включении экологического раздела в годовые отчёты, а о реальном предоставлении заинтересованным лицам данных по уровню утилизации ПНГ на каждом месторождении. Сейчас подобная информация является коммерческой тайной, но благодаря открытому доступу к информации малый и средний бизнес сможет найти для себя перспективные возможности по полезному использованию ценного сырья и выступить с инициативой, предложив нефтяникам решение проблемы утилизации попутного газа.