Сжигание попутного нефтяного газа: причины и последствия

По данным космических наб­людений общий объем мирового сжигания природного газа в течение последних 12 лет оставался стабильным – в пределах 150-170 млрд м3 в год. Это равно 30 % потребления природного газа в странах Евросоюза, 25 % – в США, а также 75 % российского экспорта природного газа. Реальные объемы добычи и сжигания ПНГ в России достаточно трудно оценить. На настоящий момент отмечаются серьезные расхож­дения в оценках этих объемов между различными ведомствами. Так, в отчетности за 2008 г., по данным Росстата, из недр было извлечено 55,9 млрд м3, Росгеолфонда – 56,7 млрд м3, ЦДУ ТЭК – 57,6 млрд м3. Объем сжигаемого попутного газа, по данным Росстата, составил 13,7 млрд м3, Росгеолфонда – 13,4 млрд м3, ЦДУ ТЭК – 14,4 млрд м3.
Официальная статистика не опирается на точные инструментальные замеры объемов добычи и использования ПНГ. На большинстве неф­тепромыслов отсутствуют счетчики попутного газа, а отчеты нефтяных компаний о его использовании для технологических нужд не всегда соответствуют действительности. По данным Правительства ХМАО в 2009 г. только половина факельных установок была оснащена замерным оборудованием. Такой показатель возник в результате 98 % оснащения факельными установками компанией Сургутнефтегаз (для сравнения у ТНК-ВР – 56,7 %, у ЛУКОЙЛ – 11%, у Роснефти – 9,7 % факельных установок снабжены средст­вами измерения).
Широко распространено мнение о том, что в факелах сжигается значительно больше ПНГ, чем отражено в статистике. Калибровка результатов показала, что в Российской Федерации отмечаются очень существенные различия между данными официальной отчетности и результатами космической съемки. На долю России, по-видимому, приходится от четверти до трети мирового объема сжигания попутного газа.
В результате усилий, предпринятых на международном и национальных уровнях, в странах первой двадцатки наметилась тенденция к снижению объемов сжигания. Исключение составляют лишь 5 стран (к ним относится и РФ), где по данным Всемирного банка, до сих пор наблюдается рост объемов сжигания ПНГ. Отсутствие системы учета реальных объемов добычи и сжигания ПНГ не позволяет в должной мере оценить экологичес­кие и финансовые последствия масш­табного сжигания попутного газа.
Сжигание ПНГ приводит к ухудшению экологической обстановки в неф­тепромысловых районах. При «технологических потерях» и сжигании ПНГ в атмосферу выбрасывается диоксид углерода и активная сажа. В результате горения газа в факелах в России ежегодно образуется почти 100 млн тонн выбросов СО2. Однако российс­кие факелы известны своей неэффективностью, то есть газ в них сжигается не полностью. Соответственно, в атмосферу выделяется метан, гораздо более активный парниковый газ, чем СО2. Объем выбросов сажи оценивает­ся приблизительно в 0,5 млн тонн в год. В последние годы в связи с особой уязвимостью Арктических экосистем к глобальным климатическим изменениям все активнее звучат призывы принять меры по снижению выбросов сажи.
По расчетам Министерства природных ресурсов, из-за сжигания НПГ Россия ежегодно теряет около 139,2 млрд рублей, хотя суммарный эффект от переработки ПНГ в стране мог бы составить 362 млрд рублей в год. По подсчетам Минпромэнерго, из-за недостаточной степени переработки ПНГ бюджет ежегодно теряет около 13 млрд долларов.

Пути использования ПНГ
• закачка в недра для повышения плас­тового давления и, тем самым, эффективности добычи нефти. Однако в России, в отличие от ряда зарубежных стран, этот метод за редким исключением не используется, так как это высоко затратный процесс;
• использование на местах для выработки тепловой и электрической энергии, идущей на нужды нефтепромыслов;
• при значительных и устойчивых объе­мах попутного нефтяного газа – использование в качестве топлива на крупных электростанциях или ТЭЦ;
• наиболее эффективный способ использования попутного нефтяного газа – его переработка на газоперерабатывающих заводах с получением сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженных газов (СУГ) и стабильного газового бензина (СГБ).
Очевидно, существующие причины масштабного сжигания ПНГ в России имеют технический, экономический и организационно-институциональный характер.

Технические причины
• отсутствие на многих месторождениях необходимой производственной и технологической инфраструктуры;
• отсутствие технологий, позволяющих использовать ПНГ 3 и 4 ступеней сепарации. Вследствие этого попутные газы обогащены тяжелыми углеводородами, которые невозможно перекачивать по трубопроводам и их остается только сжигать;
• ориентация сложившихся систем сбора и использования ПНГ на цент­рализованные схемы поставки, что делает систему неманевренной и предопределяет доминирование одного покупателя газа (СИБУР);
• удаленность потенциальных рынков попутного газа от мест нефтедобычи. Транспортировка ПНГ до газоперерабатывающих предприятий с удаленных месторождений увеличивает себестоимость попутного газа до 30 долл. за 1 тыс м3, притом, что себестоимость добычи природного газа в компании Газпром составляет 4-7 долл. за 1 тыс м3 на выходе из скважины.

Экономические причины
• несовершенство ценообразования на недавно либерализованном газовом рынке. Уровень цен на природный газ в значительной степени определяется уровнем издержек на добычу сеноманского газа, который существенно ниже уровня издержек на добычу, сбор и использование ПНГ. Новый порядок формирования оптовых цен на ПНГ, реализуемый ГПЗ для дальнейшей переработки не учиты­вает в полной мере затраты на сбор, хранение и транспортировку ПНГ. Выручка от реализации газа нефтяных компаний обеспечивает рентабельность ниже 16 % для промыслов, где существует необходимая структура, для новых и отдаленных месторождений рентабельность близка к нулю. Кроме того, нерешенным остается вопрос об индексации оптовых цен на ПНГ. Неф­техимики долгое время настаивали на сохранении низких регулируемых закупочных цен, делая упор на то, что ПНГ специально не добывается, а является лишь побочным продуктом переработки нефти. Нефтяники возражали, указывая на дорогостоящую инфраструктуру для транспортировки ПНГ на перерабатывающие заводы. До недавнего времени победа в этом споре была за нефтехимиками;
• низкие цены на ПНГ. В отличие от природного газа, оптовая цена на который для реализации на внутреннем рынке индексируется ежегодно, оптовые цены на попутный газ с 2002 г. оставались неизменными. Это сдерживало развитие мощностей по сбору и подготовке газа для реализации промышленным потребителям, и, как следствие, не позволяло развивать газоперерабатывающие мощности;
• повышенная капиталоемкость процессов сбора и направления на использование ПНГ (по сравнению с природным газом). Многие техничес­кие решения, которые в настоящее время реализованы в системах сбора и использования попутного нефтяного газа, ориентированы на применение централизованных систем;
• незначительные штрафные санкции за выбросы продуктов горения попутного газа. Соответственно, неф­тяники предпочитают платить за сжигаемые объемы ПНГ, чем изыскивать способы его рационального использования. Каждое выбрасываемое при сжигании в атмосферный воздух вещество рассчитывается отдельно, и ставки по ним чрезвычайно малы. Была установлена высокая ставка платы только за метан – 50 рублей за тонну в пределах установленных лимитов и 250 рублей за тонну – за выбросы сверх лимитов. Для сравнения: за выброс тонны оксида углерода СО такие ставки составляют 0,6 рубля и 3 рубля соответственно, оксида азота NОx – 35 и 175 рублей.

Сжигание ПНГ приводит к ухудшению экологической обстановки в неф­тепромысловых районах. При «технологических потерях» и сжигании ПНГ в атмосферу выбрасывается диоксид углерода и активная сажа. В результате горения газа в факелах в России ежегодно образуется почти 100 млн тонн выбросов СО2. 

Организационно-
институциональные причины
1. Отсутствие экономической заинтересованности ряда нефтяных компаний в бизнесе, связанном со сбором и использованием ПНГ. Можно отметить целый ряд объективных условий, которые увеличивают его себестоимость по сравнению природным газом (особенно с газом сеноманских залежей, которые преимущественно разрабатывает Газпром). К числу таких условий, существенно удорожающих процесс подготовки ПНГ, относятся:
• значительно меньшие дебиты нефтяных скважин по газу по сравнению с дебитами газовых скважин;
• на порядок более низкое давление ПНГ;
• наличие значительных объемов жидких углеводородов, что требует повышенных энергетических и мате­риальных затрат на сбор, переработку и компримирование ПНГ для подачи потребителям в систему магистральных газопроводов;
• необходимость сооружения более разветвленной системы газосборных промысловых трубопроводов.
2. Несовершенство нормативно-правовой базы. В настоящее время основными документами, регламентирующими использование попутного газа, являются ведомственные нормативно-технические документы, определяющие требования к содержанию проектных документов на различные стадии разработки месторождений. В них отсутствуют четкие и конкретные условия, обязывающие недропользователей проводить технологические и технико-экономические исследования, обеспечивающие комплексную разработку месторождений. В результате, в подавляющем большинстве действующей и согласованной с органами управления государственным фондом недр проектной документации отсутствуют технические и технологические решения по использованию попутного газа.
3. Неэффективность существующей в России системы государственного контроля и мониторинга за выполнением условий лицензионных соглашений, в том числе в плане использования ПНГ.
4. Конкуренция между различными государственными структурами, связанными с осуществлением мониторинга за состоянием различных сторон освоения и разработки месторождений углеводородного сырья. В настоя­щее время только на федеральном уровне около десяти ведомств контролируют различные стороны деятельности недропользователей.
5. Нефтяные компании при попытке продажи ПНГ сталкиваются с монополистами в лице Газпрома и СИБУРа: ограниченный доступ нефтяных компаний к Единой системе газоснабжения (ЕСГС), заполненной природным газом Газпрома и специфическая позиция СИБУРа в отношении закупочных цен на ПНГ.
6. Последняя причина определяет инертную позицию большинства российских нефтяных компаний, которая заключается в следующем: нефтяные компании могут сами построить газосборочные сети и газоперерабатывающие предприятия в необходимом количестве, но им надо иметь уверенность, что этот газ будет свободно и по нормальным ценам попадать в газотранспортную систему. Все нефтяные компании имеют мощности для переработки ПНГ и выделения сухого газа, но расширять эти мощности они не хотят, так как «нет гарантии долгосрочного доступа в газовые сети». 

Список литературы
1. Интернет-ресурс The World Bank Group: http://www.worldbank.org/;
2. Коржубаев А. Быть ли «газовой сверхдержаве»? // Нефть России, № 11, ноябрь 2008 г. – С. 60-63.
3. Крюков В.А., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шмат В.В. Как потушить факелы на российских нефтепромыслах: институциональный анализ условий комплексного использования углеводородов (на примере попутного нефтяного газа) / Отв. ред. В.В. Кулешов; ИЭОПП СО РАН. – Новосибирск, 2008. – 340 с.
4. Нефть и капитал, № 11, 2007 г.
5. Попутный газ пошел по рукам. Чиновники ищут способ убедить нефтяников в полезности переработки попутного нефтяного газа // Элект­ронный ресурс «АКГ «Развитие бизнес-систем»: http://www.rbsys.ru/print.php?page=937&option=media.
6. Профиль, № 6 (562) от 18.02.2008 г.
7. Энергоэффективность в России: скрытый резерв // Мировой Банк, Международная финансовая корпорация и ЦЭНЭФ, 2008.  – С. 166.