Нефтегазовый комплекс на протяжении многих лет был и остается крупнейшим загрязнителем атмосферного воздуха в стране. Он дает до 30% загрязняющих веществ, выбрасываемых промышленностью. Причем, вклад нефтегазового комплекса в загрязнение воздуха в течение последних лет стабильно растет, за период с 1999 по 2003 год рост выбросов в атмосферу вырос примерно в 2,5 раза. Две трети атмосферных выбросов, генерируемых нефтегазовым комплексом, приходится на нефтедобычу. Каждый процент прироста добычи оплачен 3%-ным увеличением вредных атмосферных выбросов. Основным районом добычи попутного нефтяного газа (ПНГ) является Тюменская область. Только в одной Тюменской области за годы эксплуатации нефтяных месторождений было сожжено порядка 225 млрд. куб. м ПНГ, при этом более 20 млн. т загрязняющих веществ поступило в окружающую среду.

По темпам загрязнения воздуха нефтяники существенно опережают представителей других секторов экономики. С 1995 г. доля нефтедобывающих предприятий в суммарных промышленных выбросах загрязняющих веществ в атмосферу выросла с 7,8% до 19,7%. Сжигание больших объемов попутного нефтяного газа по-прежнему является основным источником загрязнения окружающей среды в районах нефтедобычи, и ситуация в последние годы практически не изменяется, несмотря на существенный рост добычи нефти (табл. 1, данные Росстата).

Таблица 1. Динамика сжигания попутного нефтяного газа в факелах

Основные направления использования ПНГ

В настоящее время Россия находится на втором месте в мире по сжиганию в факелах ПНГ. В развитых странах серьезных успехов в разработке и применении технологий по сжиганию попутного газа достигли нефтяные компании Великобритании, Франции и США. Эти технологии, в основном, были апробированы на нефтяных месторождениях Саудовской Аравии, Анголы и Нигерии.

До энергетического кризиса середины 70-х годов значительные потери попутного нефтяного газа отмечались во многих странах мира. За счёт внедрения новых систем   сбора  и  транспортировки  ПНГ   в   США  после   1975   г.   потери  были

1

сокращены до 3% от добычи с 30-40% в 40-х гг. (2,7-4 млрд. куб. м вместо 17-30 млрд. куб. м). Высокие потери ПНГ до начала 1980-х годов были характерны и для нефтедобывающих стран Ближнего Востока.

В России сложилась сложная ситуация со сжиганием нефтяного попутного газа. По данным Росстата, в 2003 году в Российской Федерации извлечено из недр около 39 млрд. куб. м попутного газа, из них сожжено в факелах 10,7 млрд. куб. м. Значительное беспокойство вызывает негативное воздействие факелов на окружающую среду, провоцирующее загрязнение атмосферы продуктами сгорания нефтяного газа — оксидами азота, серы, углерода, углеводородами. Загрязнение почвы, растительности, водоёмов, огромное потребление кислорода, тепловое излучение, сжигание ПНГ способствует усилению парникового эффекта. Во всех районах интенсивной нефтегазодобычи наблюдается ухудшение состояния окружающей среды, в основном, за счёт выбросов в атмосферу загрязняющих веществ. За годы освоения недр Тюменской области из них было извлечено более 6 млрд. т нефти, при этом в факелах было сожжено около 225 млрд. куб. м ПНГ, а выбросы в атмосферу загрязняющих веществ в сумме составили около 24 млн. тонн. По статистике показатели заболеваемости населения Тюменской области по многим классам заболеваний выше общероссийских. Заметно выше число раковых и лёгочных заболеваний, детской смертности. В Ханты-Мансийском автономном округе валовой выброс в атмосферу загрязняющих веществ в 2002 г. составил 590 тыс. т.

Сжигание в факеле природного газа крайне нежелательно также по следующим причинам:

•  Попутный   газ   является   ценным   природным   ресурсом,   который   можно

продать  или         использовать для удовлетворения энергетических нужд местных потребителей;

• Растворенный с нефтью в пласте, газ является источником энергии    для

добычных организаций; выброс газа в атмосферу или неудачные попытки его закачки в пласт    могут привести к сокращению добычи нефти из пласта.

• Сжигание природного газа приводит к появлению парникового эффекта.

По геологическим характеристикам различают газ газовых шапок и газ, растворённый в нефти. Таким образом, попутный нефтяной газ представляет собой смесь газо- и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её разгазировании. В зависимости от района добычи с 1 т нефти получают от 25 до 800 куб. м попутного газа. Специфика добычи попутного газа состоит в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. Потери ПНГ связаны с неподготовленностью соответствующей инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае он просто сжигается на факелах.

В настоящее время нефтяным компаниям зачастую проще избавляться от ПНГ, чем отправлять его на переработку, — в результате коптящее канцерогенное пламя наносит непоправимый урон экологии всей территории нефтеразработки. Ежегодно в России добывается более 30 млрд. м нефтяного попутного газа. Примерно 40% этого объёма нефтяные компании продают на газоперерабатывающие заводы, где

из нефтяного газа получают осушенный газ, ШФЛУ, газовый бензин и сжиженный газ. Ещё около 40% расходуется на собственные нужды нефтегазодобывающих предприятий, сжигаются на электростанциях, или закачиваются в нефтеносные пласты для увеличения добычи нефти. Более 20% сгорает в промысловых факелах.

К основным направлениям использования ПНГ относятся:

1.     Потребление    ПНГ   в    качестве    топлива.    Это    направление    является
доминирующим,    потому    что    данный    вид    топлива    имеет    практически
неограниченный рынок. Попутный нефтяной газ — топливо высококалорийное и
экологически чистое. Учитывая высокую энергоемкость нефтедобычи, во всём
мире существует практика его использования с целью выработки электроэнергии
для промысловых нужд. Технологии, позволяющие использовать с этой целью
ПНГ, существуют как в России, так и за рубежом. При постоянно растущих
тарифах на электроэнергию и увеличении их доли в себестоимости продукции
применение ПНГ для выработки электроэнергии экономически вполне оправданно.
Сюда  же   относятся   подогрев   нефти,   добываемой   вместе   с   водой,   в  целях
повышения  эффективности        сепарации  нефти   от  воды,   а  также  подогрев
добываемой нефти для облегчения ее транспортировки. Нефть, добываемая в
Тимано-Печоре,   является,   в   основном,   высокопарафинистой,   что   требует   ее
подогрева для предотвращения отложения воска и увеличения текучести.

2.   Потребление  ПНГ в  качестве   сырья   для  нефтехимии.   ПНГ  может  быть
переработан с получением сухого отбензиненного газа, подаваемого в систему
магистральных   трубопроводов,   газового   бензина,   широкой   фракции   лёгких
углеводородов (ШФЛУ) и сжиженного газа для бытовых нужд. ШФЛУ является
сырьём   для   производства   целого   спектра   продуктов   нефтехимии:   каучуков,
пластмасс, компонентов высокооктановых бензинов и др.

Кроме того, полученный попутный газ может использоваться в следующих целях:

? _# Повторная закачка в подземный пласт для увеличения нефтеотдачи пласта.

Данная технология требует использования дорогостоящего оборудования для компрессирования. В основном, такая технология применяется на месторождениях с высокопарафинистой нефтью.

?     Повышение качества управления    пластом. Большое количество попутного
газа образуется в результате недостаточно эффективного и технически плохо
организованного управления пластами.  Посредством введения усиленного
контроля над состоянием пласта с повышенным газовым фактором, выход
попутного газа можно значительно сократить без существенного изменения
объема добычи нефти. Необходимое поддержание давления пласта вместе со
сбалансированной закачкой воды также будут способствовать решению этой
проблемы

?     Осуществление   контроля   над   проведением   геологоразведки   и   оценка
состояния   скважины.   При  осуществлении   геологоразведки   и  проведении
оценочного бурения на месторождениях сжигаются значительные объемы
попутного газа. По оценкам, объем сжигания газа может доходить до 50% от
всего объема его добычи. Новые месторождения расположены, в основном, в
удаленных районах,  где сохранение и утилизация  попутного газа весьма
затруднено. В связи с этим владельцы лицензий на разработку месторождения

обязаны предоставить план по его обустройству и осуществлению буровых работ с учетом необходимости тестирования месторождения и решения проблемы утилизации попутного газа.

Основные причины сжигания попутного нефтяного газа в факелах в России

Существует два фактора, влияющих на степень утилизации ПНГ: степень развития газового рынка и фискальная политика государства по отношению к компаниям нефтегазового сектора. Предпринимаемые Правительством России меры по созданию экономических стимулов для утилизации ПНГ оказываются недостаточными. Решение проблемы утилизации ПНГ только за счет повышения цены на этот продукт не принесло желаемого эффекта. В начале 2002 г. потолок цены на попутный газ увеличился с 55 до 150 руб. за 1000 куб. м. Позже потолок цены был увеличен до 350 руб. при минимальном ее значении в 275 руб. Таким образом, цена на ПНГ увеличилась за год почти в 7 раз, что практически никак не отразилось на степени утилизации ПНГ. С апреля 2002 г. цена попутного газа формируется в зависимости от содержания в нем жидких углеводородов. Более того, в 2002 году степень утилизации сократилась на 8%. Основными причинами сжигания ПНГ в факелах в Российской Федерации являются:

1.               Относительно высокая  себестоимость и сравнительно низкая стоимость
природного    газа.    Стоимость    ПНГ    изначально    выше    себестоимости
природного газа, что обусловлено высокими капитальными затратами на
строительство   объектов   сбора,   транспорта   и   переработки,    а   также
технологическими   особенностями  добычи   попутного   газа:   многократно
меньшим   дебитом   по   газу   нефтяных   скважин,   низким   давлением   по
сравнению со скважинами природного газа, высоким содержанием жидких
углеводородов, воды и сернистых соединений.

2.       Недостаточность   мер  экономического   стимулирования.   Постановлением
Правительства от 12 июня 2003 г. № 344 не установлены нормативы платы
за выброс СО2, в то время как установленные нормативы платы за выбросы
1   тонны  метана:   в  пределах  установленных  допустимых  нормативов  —
копеек,   и в пределах установленных лимитов — 20 копеек, не выполняют
регулятивной функции.

3.       На рынке переработки ПНГ практически монополистическое положение
занимает компания «Сибур», которая в значительной степени определяет
условия приёма газа на переработку.

При этом, по данным за октябрь 2004 г. мощности шести перерабатывающих заводов газоперерабатывающей компании СИБУР на территории Тюменской области загружены только на 75%. Главная причина такого положения заключается в трудности с поставкой нефтяного газа от добывающих компаний.

Состояние рынка ПНГ и экономические аспекты сжигания ПНГ

До настоящего времени рынок ПНГ является регулируемым. Прямое регулирование выражается в установлении цены ПНГ. В настоящее время на рынке ПНГ действует шкала цен, в которой параметром является суммарное содержание пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана и гексана в сыром ПНГ. Чем выше величина этого содержания, тем выше цена ПНГ. Прямое ценовое государственное регулирование рынка ПНГ поддерживается косвенным регулированием, которое состоит из следующих решений государственных органов:

— утверждение технических условий разработки месторождения, согласно которым
для каждого месторождения устанавливается допустимая норма расходов ПНГ на
закачку в нефтяные пласты и сжигания ПНГ в факеле;

—    установление    возможности    отзыва    выданной    лицензии    на   разработку
месторождения при нарушении ее условий;

—   установление государственными органами величины платы за сжигание ПНГ в
рамках разрешенной нормы и величины штрафов за сверхплановое факельное
сжигание ПНГ;

—   введение вывозных таможенных пошлин на сжиженные газы и установление их
уровней;

—   установление величины отпуска смеси пропана и бутана для бытовых нужд
населения для производителя пропан-бутановой смеси;

—   установление цены смеси пропана и бутана, отпускаемой для бытовых нужд
населения;

—   введение   режима   свободного   доступа   независимых   от   ОАО   «Газпром»
производителей СОГ в магистральные газопроводы этой компании.

—  введение отраслевого стандарта «Методика определения содержания жидких
фракций      углеводородов      в      нефтяном      попутном      газе,      реализуемом
газоперерабатывающим заводам» (ОСТ 153-39.2-028-2002).

До 2002 года рынок ПНГ рассматривался регулятором как однородный интегрированный рынок. В соответствии с этим не учитывалось различие в качестве ПНГ, поступающего из различных месторождений, и для всех сделок устанавливалась одно и то же значение цены ПНГ.

В 2002 году этот подход был изменен — цена ПНГ стала рассматриваться и, соответственно, рассчитываться в зависимости от суммарного содержания в ПНГ высших углеводородов: пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана и гексана. Для сделок купли-продажи ПНГ в 2002 году была установлена шкала цен ПНГ, в которой параметром являлась концентрация суммы высших углеводородов в проданном ПНГ. Зависимость цены ПНГ от места поставки не учитывалась, и цена рассчитывалась как средняя величина, рассчитанная по всей совокупности мест поставки. А технологические характеристики ГПЗ оказались различными.

Хотя проектная технология переработки ПНГ у всех ГПЗ, построенных в Западной Сибири еще до 1991 года, была примерно одинаковой, их фактическое технологическое состояние оказалось далеко не равным. На некоторых ГПЗ не было полностью смонтировано технологическое оборудование, не везде имеется оборудование и инфраструктура, обеспечивающие проектные величины отпуска и транспорта ШФЛУ. Существующие мощности некоторых ГПЗ не позволяют перерабатывать все количество ПНГ, которое производится при добыче нефти.

Таким образом, следует рассмотреть, насколько неоднородность характеристик покупателей ПНГ влияет на состояние рынка ПНГ. Чтобы решить эту проблему, следует отказаться от рассмотрения единого интегрированного рынка и перейти к рассмотрению нескольких рынков, различающихся не только качеством товара продавца, т.е. качество ПНГ, но и качеством ГПЗ.

При таком подходе рынок ПНГ представляет собой совокупность отдельных рынков, не связанных друг с другом по ПНГ и локализованных в местах приема ПНГ от нефтяных компаний. Основные пункты покупки — это места расположения ГПЗ: Белозерного (БГПЗ), Губкинского (ГГПЗ), Муравленковского (МГПЗ), Нижневартовского (НВГПЗ), Няганского (Красноленинского) (КрГПЗ), Южно-Балыкского (ЮБГПЗ). Кроме того, имеются пункты покупки ПНГ, где ГПЗ не были построены, а имеются только КС, которые производят только компримирование и осушку ПНГ, после чего подают СОГ в магистральные газопроводы. Такими пунктами являются Вынгаяхинская и Вынгапуровская КС.

Рыночная ситуация по количеству продавцов ПНГ неоднородна. Губкинский, Южно-Балыкский, Вынгаяхинская КС покупают ПНГ только одного продавца, в то время как остальные у двух-пяти продавцов.

Суммарная установленная мощность по приему ПНГ всех рынков составляет около 20.1 млрд. м³ ПНГ, т.е. около 60 % всего количества ПНГ, производимого в стране. Даже при существующем уровне установленного оборудования по приему ПНГ рынок может воспринять и больший объем ПНГ, поскольку согласно проектам КС и ГПЗ помимо основного, устанавливают и резервные мощности, включение которых может увеличить мощность приема ПНГ. Наибольшим потенциалом по приему ПНГ обладают НВГПЗ и БГПЗ, на которые ПНГ поступает от нескольких нефтяных компаний. Рассмотрим реальное состояние продаж на рынках ПНГ.

Сжигание попутного нефтяного газа в факелах приводит к существенным экономическим потерям. По расчетам Института энергетической стратегии, сжигание 1 млрд. м попутного газа эквивалентно потере товарной массы на сумму более 300 млн. долларов.

После ратификации Россией Киотского протокола с учетом его требований по ограничению выбросов парниковых газов сжигание ПНГ в факелах приводит к дополнительным убыткам в объеме от 3 до 5 млрд. долларов, связанным с ограничением объемов продажи единиц установленного количества выбросов парниковых газов, а также возможным ограничениям выбросов парниковых газов и, как следствие, экономического роста на период после 2012 года.

Корректировка нормативов платы за выбросы метана, связанные со сжиганием попутного нефтяного газа, позволит дополнительно пополнить бюджет. С учетом существующих цен на рынке ПНГ представляется целесообразным нормативы платы за выброс 1 тонны метана в составе ПНГ установить: в пределах установленных допустимых нормативов выбросов на уровне 50 рублей, в пределах установленных лимитов выбросов на уровне 250 рублей. Дополнительные доходы в бюджет в случае взимания платы в пределах установленных лимитов составят примерно 800 млн. рублей.