Проблема сжигания ПНГ не может оставаться без внимания власти, бизнеса и общества

Каждая нефтедобывающая компания в процессе своей деятельности становится получателем газа. Спе-цифика добычи попутного нефтяного газа состоит в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. В зависимости от ра-йона добычи с одной тонны нефти получают от 25 до 800 м3 газа. Отсутствие возможности его использования связано с неподготовленностью соответствующей инфраструктуры для сбора, подготовки, транспортировки и переработки ПНГ. Неудовлетворительное использование ПНГ в значительной мере обусловлено состоянием действующей законодательной и регулирующей базы, ее недостаточной направленности на увеличение объемов утилизации ПНГ. Отсутствуют региональные программы утилизации газа на нефтяных месторождениях, не организована координация и государственная поддержка этих работ.
Процесс переработки нефти начинается на месторождении. Нефтедобывающее предприятие — это крупный объект, имеющий в своем сос-таве установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В результате технологической очистки нефти в качестве побочного продукта отделяются легкие углеводороды, образующие попутные нефтяные газы. Состав этих газов зависит от исходного сырья и несколько отличается по типам месторождений.
ПНГ содержит в своем составе кроме метана и этана большую долю пропанов, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Основная проб-лема при утилизации попутного газа (ПГ) — высокое содержание тяжелых углеводородов. Во многих ПГ, в зависимости от месторождения, содержатся неуглеводородные компоненты: сероводород и меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон, то есть в зависимости от качества попутного нефтяного газа требуется газоподготовка различной степени сложности.
Эта проблема унаследована Россией еще с советских времен, когда упор зачастую делался на экстенсивные методы развития. При развитии нефтеносных провинций во главу угла ставился рост объемов добычи сырой нефти, основного источника доходов национального бюджета. Расчет делался на гигантские месторождения, крупные производства и минимизацию издержек. Переработка ПНГ, с одной стороны, оказывалась на заднем плане ввиду необходимости осуществления капитальных вложений в относительно менее рентабельные проекты, с другой стороны, в крупнейших нефтяных провинциях создавались разветвленные газосборные системы и строились гигантские ГПЗ под сырье с ближайших месторождений. Уровень утилизации в России относительно низкий. Из примерно 55 млрд. м3 получаемого ежегодно в России попутного газа около 26 % используется для удовлетворения собственных потребностей нефтяных месторождений, около 47 % подается на газоперерабатывающие заводы и примерно 27 % сжигается на факеле. По неофициальным данным объем сжигаемого на факеле газа в России гораздо выше, чем показывают официальные цифры, в некоторых случаях больше чем в два раза. Это объясняется относительно низкими ценами на местный природный газ и отсутствием экономических стимулов.
Основные потери нефтяного газа формируются в основном за счет мелких, малых и средних удаленных месторождений, доля которых в нашей стране продолжает стремительно увеличиваться. Организация сбора газа с таких месторождений является весьма капиталоемким и неэффективным мероприятием. Проработка вопросов утилизации факельного газа и строительства соответствующих объектов с необходимой инфраструктурой требует капитальных вложений в создаваемые производственные комплексы переработки газа, в большинстве случаев превышающих стоимость объектов нефтяной инфраструктуры, существующей на месторождении. Альтернативным выходом в разрешении ситуации с утилизацией факельного газа является привлечение специализированных управляющих сервисных компаний, способных быстро и эффективно ререализовывать подобные проекты без привлечения финансовых средств недропользователей.
Употребление газа в энергетике позволяет не только улучшить экологию, но и решить проблему теплоэнергоснабжения компаний. Использование ПНГ в газопоршневых электростанциях (ГПЭС) широко применяется всеми ведущими мировыми компаниями. 
Управлением Росприроднадзора по РТ этой проблеме уделяется большое внимание. Недропользователями проведена инвентаризация факельных систем, используемых для сжигания и рассеивания ПНГ, разработаны программы по обеспечению непрерывного инструментального контроля и учета объемов извлекаемого сырья, в том числе ПНГ, планы рационального использования ПНГ по каждому мес-торождению. Всеми компаниями выполнен реестр факельных установок, где указаны географические координаты и оснащенность замерными устройствами.
Использование ПНГ ОАО «Татнефть» и МНК — около 85 % (в ОАО «Татнефть» использование составляет 95 %, в МНК — 74 %). Имеются предприятия (МНК), где утилизация полнос-тью осуществляется через сжигание на факельных установках (ООО «Трансойл») или в связи с малозначительнос-тью газового фактора рассеивается через свечи (ООО «Нократойл»).
ОАО «СМП-Нефтегаз» планирует строительство и ввод в эксплуатацию установки сероочистки газа по технологии ОАО «ВНИИУС». Эффективность: полная очистка ПНГ от сероводорода. ОАО «Булгарнефть» планирует строительство и запуск трех УПСВ с применением подогревателей нефти, работающих на ПНГ, ЗАО «Кара-Алтын» — приобретение и установку газопоршневого генератора. Для полной утилизации ПНГ и использования электроэнергии для хозяйственных нужд ЗАО «Татех» внедрит в 2012 году газотурбинную установку мощностью 1600 кВт на базе двух мик-ротурбинных установок. Ожидается использование ПНГ на Онбийском месторождении — 95 %. ОАО «Геология» планирует установку газогенератора на ДНС-1 для обеспечения объекта электроэнергией. ОАО «Алойл» произвело поэтапное строительство газопроводов для перекачки ПНГ в Управление «Татнефтегазпереработка». ЗАО «Р-Внедрение» внедрены установки: Путевой подогреватель типа ПНПТ-0,3-63; Газопоршневая эл/станция АГП-250. Планируется ввод установки сжигания газа типа УСГ-4500 с достижением суммарной утилизации 70 % от объема добычи.