Ключевые слова: добыча нефти, месторождения углеводородов, повышение эффективности использования попутного газа, сжигание попутного газа, методы утилизации, факелы, методы государственного регулирования для повышения эффективности использования попутного газа.
Рациональное использование попутного нефтяного газа является неотъемлемой частью эффективного энергопользования. Основные проблемы связаны с высокой себестоимостью его добычи и комплексной утилизации. Эти особенности характерны для всех нефтегазодобывающих стран мира.
Попутный нефтяной газ (ПНГ), содержащийся в залежах месторождений углеводородов, является ценнейшим продуктом для использования в нефтехимической отрасли.
Его примерный состав включает следующие элементы: метан (81 %), этан (5,5 %), пропан (6,6), бутан (4 %), пентан (1,4 %), азот (1 %), углекислый газ (0,17 %), прочее (0,33 %).
Себестоимость добычи попутного нефтяного газа в первые годы разработки месторождений значительно выше цены его реализации, а также себестоимости добычи природного газа. Так, цена ПНГ в РФ составляет равна 600–1200 руб./ тыс. м3, а себестоимость его добычи колеблется от 4000 до 5000 руб./тыс. м3. Это объясняется следующими специфическими особенностями разработки нефтегазовых месторождений, а именно:
· высокими капитальными вложениями в строительство объектов сбора, транспортировки и подготовки ПНГ;
· многократно меньшим дебитом скважин при добыче ПНГ по сравнению со скважинами природного газа;
· низким давлением по газу нефтяных скважин;
· высоким содержанием сернистых соединений, жидких углеводородов, воды и других примесей.
Эти особенности требуют высокоэффективных технологий по осушке, очистке и переработке попутного газа. Основной проблемой является сжигание ПНГ в факелах.
В 2024 году объемы сжигания ПНГ при добыче нефти достигли 151 млрд м3, что на 3 млрд м3 больше, чем в предыдущем году, и является самым высоким показателем почти за два десятилетия [1]. Некоторые государства сократили объемы сжигания попутного газа, но на 9 крупнейших стран, где это является распространенной практикой, по-прежнему приходится 3/4 всех сжигаемых объемов и менее половины мировой добычи нефти.
На рис. 1 показана интенсивность сжигания газа на факелах в разных странах на месторождениях углеводородов [1].
Анализ динамики сжигания ПНГ показывает, что лидерами являются девять государств: Россия, Иран, Ирак, США, Венесуэла, Алжир, Ливия, Мексика и Нигерия. На долю России приходится около 14 % всего сожженного ПНГ.
Более 70 % добычи ПНГ приходится на крупные нефтегазодобывающие компаниями («Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ЛУКОЙЛ» и «Газпром нефть») Доля независимых производителей составляет 13,5 %, доля операторов СРП – 12,9 % [2].
Основной прирост сожженного ПНГ среди крупных компаний приходится на ПАО «Роснефть» и ПАО «Славнефть». Это обусловлено вводом в разработку новых месторождений углеводородов. На сегодняшний день уровня эффективной утилизации ПНГ в 95 % в России достигли только «Сургутнефтегаз» (99,5 %) и ПАО «ЛУКОЙЛ» (97,7 %), «Нефтегазхолдинг» (95,1 %), «Русснефть» (96,8 %), операторы СРП (98,3 %) [2]. Группа компаний ПАО «ГАЗПРОМ» в 2024 году достигла уровня 96,1 % [3].
Основными направлениями эффективного использования ПНГ являются его переработка, подготовка для закачки в газотранспортную систему, производство электроэнергии, сайклинг-процесс (закачка в пласт).
Выбор способа утилизации ПНГ будет зависеть от объемов его добычи, периода эксплуатации месторождения, наличия эффективных технологий и необходимой инфраструктуры на месторождении.
Крупные компании, как правило, используют комплексные методы утилизации ПНГ. Одним из основных методов является переработка ПНГ на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ). В компании «Сибур» есть шесть заводов по переработке ПНГ. Их продукцией является сухой газ, пропан, бутан, этан. Кроме этого, в 2020 г. был введен в эксплуатацию крупный комплекс по производству полимеров «ЗапСибНефтехим». ПАО «ЛУКОЙЛ» в 2020 г. в Пермском крае ввело газотурбинную электростанцию (ГТЭС) для полезной утилизации попутного нефтяного газа в объеме 50 млн м3 в год. С2020 г. компания использует ПНГ в качестве источника энергии при бурении скважин [2]. Компания «Газпромнефть» ведет строительство новых газопроводов и газотранспортной инфраструктуры. ПНГ используется на многих месторождениях для повышения эффективности разработки месторождений для закачки в пласт (сайклинг-процесс). Компания «СИБУР» имеет 8 газоперерабатывающих предприятий (Нижневартовский ГПК, Белозерный ГПК, Южно-Балыкский ГПК, Няганьгазпереработка, Губкинский ГПК, Муравленковское ППГ, Вынгапуровский ГПЗ, Южно-Приобский ГПЗ (совместный с «Газпром нефтью») и три газофракционирующие установки. В 2020 г. начал работать крупный комплекс по производству полимеров объемом переработки ПНГ до 20 млрд м3 [2]. Несколько крупных ГПЗ имеет компания «Сургутнефтегаз», которая является одним из лидеров в РФ по переработке ПНГ.
В 2020 г. около 85 % переработки ПНГ было проведено на ГПЗ трех компаний – «СИБУР», «Сургутнефтнегаз», «ЛУКОЙЛ». [2].
Ключевое значение имеет выбор способа утилизации попутного газа для небольших месторождений, которые находятся далеко от современной инфраструктуры. Именно на таких месторождениях чаще всего и используется факельное сжигание ПНГ. Однако в современных условиях существует ряд эффективных методов, которые позволяют отказаться от него. Обзор и анализ малотоннажных технологий утилизации ПНГ представлен в [4]. В основном рассмотрены зарубежные технологии, их возможности и перспективы. Показано, что есть эффективные современные технологии, которые применяются при небольших объемах добычи ПНГ. Далее рассмотрены некоторые из них, которые применяются на российских месторождениях.
Одним из них является подготовка газа на мобильных установках (МУПГ). Эти установки предназначены для подготовки ПНГ до требуемого качества для его транспорта. Блоки МУПГ имеют конструкцию, позволяющую в любое время произвести оперативный монтаж, демонтаж, мобилизацию и подготовку установки к эксплуатации на новом месте, как в полном составе оборудования комплекса, так и отдельными модулями.
Модульные установки, которые выпускаются российскими производителями, полностью подготовлены для эксплуатации на месторождении (коэффициент готовности при поставке > 98 %) [4–7]. Установка имеет минимальные размеры (6,1 x 2,44 x 2,59 м) и общий вес 4 тонны. Установку можно легко перемещать и быстро проводить монтаж и запуск на месте эксплуатации. МУПГ применяются на 46 месторождениях, в 36 регионах РФ.
Предусмотрен вариант подключения трубопроводов с помощью гибких линий, что позволяет работать в существующей системе газопроводов. Установки имеют длительный срок интенсивной работы и полностью автоматизированы.
Другим направлением эффективного использования ПНГ являются мобильные газоперерабатывающие заводы (мини-ГПЗ). Их основные преимущества следующие:
· эффективная переработка небольших объемов ПНГ;
· гибкая конфигурация и модульная структура позволяют обработку различных газовых составов ПНГ;
· возможность быстрой транспортировки оборудования на другой объект;
· небольшие капитальные и эксплуатационные затраты.
Российские компании активно занимаются разработкой и эксплуатацией мини-ГПЗ [8, 9 и др.]. На производственной площадке одной из крупнейших нефтяных компаний Оренбургской области (нефтяная компания «Новый поток») запущен в эксплуатацию мобильный мини-ГПЗ производства ООО «Кастор» [10]. Это первый мобильный завод по переработке газа в России. Устройство позволяет получать широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) и сухой отбензиненный газ (СОГ). Источником ПНГ являются Воронцовское и Могутовское месторождения. В состав установки входят две линии по компримированию и низкотемпературной сепарации ПНГ. Мощность завода – около 60 млн куб. м в год, по 30 млн куб. м на каждую линию. Установка позволяет повысить утилизацию газа уже в начале эксплуатации месторождения, с запуском первых скважин. Проектирование, поставка оборудования и объекта занимает менее одного года. Это дает возможность сразу сократить эмиссию углекислого газа. Как только месторождение выходит на проектную мощность, при увеличении добычи рядом можно установить еще несколько установок. Транспортировка блоков на объект осуществляется с помощью автомобилей грузоподъемностью до 40 тонн. Блоки устанавливаются на площадке и соединяются с системой трубопроводов. Необходимо построить только подводящие трубопроводы для ПНГ и сухого газа. Площадь размещения завода 0,5 гектара вместе с зоной отгрузки [10].
Перспективным направлением является использование мини-ТЭС на ПНГ, которые являются газоперерабатывающими блочно-модульными электростанциями. Она содержит компактное модульное оборудование и может быть быстро установлена. Стоимость ее реализации сравнительно невысока. При увеличении объемов реализации ПНГ мощность такой электростанции может поэтапно наращиваться с помощью присоединения дополнительных блок-модулей. Установка может работать под открытым небом и легко подключаться к общей энергосистеме на промысле [11].
Основные преимущества мини-ТЭС на ПНГ заключаются в следующем:
· короткий срок монтажа. Заводская сборка установки позволяет подключать ее в течение 15–20 дней;
· небольшие капитальные и эксплуатационные затраты;
· простота изменения мощности электростанции;
· возможность переноса установки с одного участка на другой.
Группа компаний «МКС» является одним из лидеров отрасли в России в изготовлении таких установок. За 20 лет компания построила 61 мини-ТЭС в семи регионах РФ, а также за рубежом [11]. Другая российская компания АО группа «УГК-Энергетика» разрабатывает, проектирует и производит уникальные электростанции на попутном нефтяном газе любых составов, в том числе на низконапорном газе, а также с примесями сероводорода [12]. Электростанции на ПНГ серии «Нейтрон-ORC» позволяют отказаться от дорогостоящих систем очистки ПНГ с использованием газопоршневых электростанций.
Переходным решением для утилизации ПНГ для мелких и удаленных месторождений углеводородов являются закрытые факельные системы [13, 14]. Хотя эти системы не позволяют эффективно использовать ПНГ, но дают возможность существенно снизить экологический вред окружающей среде за счет более полного сгорания газа и нейтрализации примесей. В отличие от открытых факелов, которые могут выбрасывать неполностью сгоревшие углеводороды, закрытые факельные установки используют специальные камеры для сжигания, что позволяет достигать более высокой степени утилизации энергии. Эффективность сжигания ПНГ таких систем составляет более 99 %. С 2008 г. на крупнейшем в России Ванкорском месторождении (НК «Роснефть») работает факельная установка закрытого типа.
Кроме рассмотренных технологических методов утилизации попутного газа, важными инструментами повышения эффективности его использования являются государственное регулирование и фискальные механизмы. В 2012 г. в РФ было принято Постановление Правительства РФ № 1148 «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» [15]. В этом документе представлена методика определения удельных затрат при утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) при разработке месторождений углеводородов. Основной механизм состоит в особом порядке исчисления платы за загрязнение окружающей среды, предусматривающий применение ряда дополнительных повышающих коэффициентов, многократно увеличивающих величину окончательного платежа (коэффициенты 2, 25, 100, 120) в отношении объемов, превышающих предельное значение показателя сжигания (5 %). При этом в случае отсутствия средств измерения добытого и сожженного газа предельное значение 5 % не учитывается.
Установленный механизм платы предусматривает стимулирование реализации проектов по утилизации ПНГ при внедрении инвестиционных газовых программ, а также понижение или освобождение от платежей отдельных новых месторождений. Однако анализ эффективности использования ПНГ, проведенный в [16], показал, что эти меры регулирования недостаточно эффективны. Согласно этим результатам анализа уровень эффективного использования ПНГ за 2015–2019 годы понизился. Несмотря на этот отрицательный результат, в мае 2025 г. был принят новый нормативный документ [17], который продлевает действующую методику. В связи с этим необходима разработка новых правовых и фискальных мер для повышения эффективности использования ПНГ.
В заключение можно отметить, что среди возможных экономических рычагов можно выделить:
o повышение цен на ПНГ до уровня, обеспечивающего рентабельность его добычи и утилизации;
o введение ускоренной амортизации оборудования по утилизации ПНГ;
o введение налоговых каникул на время ввода в эксплуатацию оборудования по сбору и утилизации ПНГ;
o стимулирование недропользователей, применяющих новейшие технологии и оборудование для повышения уровня утилизации ПНГ;
o стимулирование развития местных рынков переработки ПНГ.
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках государственного задания по теме: «Создание новых технологий эффективного экологически чистого извлечения углеводородов в сложных горно-геологических условиях на основе системного подхода к изучению и моделированию полного жизненного цикла нефтегазовых месторождений» (№ в РОСРИДе 125020501405-1).
Литература
1. Второй год подряд в мире растет количество сжигаемого попутного газа
2. Филимонова И.В., Проворная И.В., Немов В.Ю., Дочкина Д.Д. Актуальные вопросы добычи и квалифицированного использования попутного нефтяного газа в России // Бурение и нефть. – 2022. –№ 1. – С. 40–46.
3. Газпром увеличил полезное использование попутного газа в 2024 году
4. Малотоннажные технологии утилизации попутного нефтяного газа
5. Мобильные установки подготовки газа
6. Мобильные установки подготовки газа
7. Мобильные установки подготовки газа
8. Производство мини-НПЗ и мини-ГПЗ РЕОТЕК
9. Блочно-модульный малотоннажный комплекс по переработке попутного газа на месторождении
10. Переработка попутного газа
11. Блочно-модульная электростанция
12. Электростанция на попутном нефтяном газе (ПНГ) с содержанием сероводорода
13. Закрытая факельная установка (ЗУФ) [Электронный ресурс] (дата обращения: 1-08-2025).
14. Факельные установки закрытого типа [Электронный ресурс] (дата обращения: 1-08-2025).
15. Постановление Правительства РФ от 8 ноября 2012 г. № 1148 «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» (с изменениями и дополнениями) [Электронный ресурс] (дата обращения: 10-08-2025).
16. Юмаев М.М. Попутный нефтяной газ: методологические вопросы учета и использования фискального потенциала. // Экономика, налоги, право. – 2021. – № 4. – С. 130–140.
17. Постановление Правительства РФ от 22 мая 2025 г. № 710
«Об утверждении правил 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». [Электронный ресурс] (дата обращения: 15-08-2025).
