Основные проблемы, связанные с использованием ПНГ в Россииv    Основные направления использования ПНГ

Проблема использования попутного нефтяного газа приобретает все большую актуальность. По данным на 2002 г., всего в Российской Федерации извлечено из недр 34,2 млрд. куб. м попутного газа (ПНГ), из них потреблено 28,2 млрд. куб. м. Таким образом, уровень использования ПНГ составил 82,5%, при этом в факелах сгорело около 6 млрд. куб. м (17,5%). Основным районом добычи ПНГ является Тюменская область, в которой 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. В 2002 г. в области было извлечено 27,3 млрд. куб. м, использовано 23,1 млрд. (84,6%), сожжено в факелах, соответственно, 4,2 млрд. (15,3%). На газоперерабатывающих заводах России в 2002 г. было переработано 12,3 млрд. куб. м ПНГ, из них непосредственно в Тюменской области — 10,3 млрд. На промысловые нужды с учётом технологических потерь было израсходовано 4,8 млрд. куб. м, ещё 11,1 млрд.  использовано без переработки для выработки электроэнергии на ГРЭС.

Возможны два принципиально важных направления использования ПНГ (исключая бесполезное сжигание на факелах).
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.
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.

v    Причины, связанные с неполным использованием ПНГ

Основная причина неполного использования ПНГ заключается в его высокой себестоимости. Она изначально выше себестоимости природного газа, что обусловлено высокими капитальными затратами на строительство объектов сбора, транспорта и переработки а также технологическими особенностями добычи попутного газа. Указанные причины делают деятельность по использованию ПНГ для нефтедобывающих предприятий непривлекательной и убыточной, а на мелких месторождениях, удалённых от потребителя, или с незначительными ресурсами ПНГ, и вовсе экономически нецелесообразной. В результате огромные объемы попутного газа сжигаются в факелах.

Попыткой восполнить законодательный пробел в области использования ПНГ стал проект федерального закона «О государственном регулировании использования нефтяного (попутного) газа». Принятие указанного законопроекта позволит значительно сократить выбросы вредных веществ в окружающую среду, увеличить выпуск товарной продукции, обеспечить привлечение средств для модернизации производства. Потери же государства от недополучения налогов в результате перехода на специальный налоговый режим предприятий, осуществляющих деятельность по использованию ПНГ, составят суммы на порядок меньшие, чем предполагаемая прибыль от вовлечения в хозяйственный оборот этого ценного сырья.

Важным аспектом в проблеме использования попутного газа является ценообразование. Практически на всех месторождениях, не имеющих достаточно развитой инфраструктуры, подготовка и сама транспортировка ПНГ связаны с высокими начальными затратами, а средний уровень цен определен ценой свободного газа, регулируемой государством. При этом предельная оптовая цена на ПНГ не устраивает ни нефтедобытчиков, ни газопереработчиков. В условиях плановой экономики цена на ПНГ устанавливалась по остаточному принципу, исходя из стоимости электроэнергии, цена на ШФЛУ — на 10% выше цены нефти. Строительство объектов по сбору и переработке ПНГ осуществлялось за счёт бюджетного финансирования, что позволило создать мощный газоперерабатывающий комплекс и обеспечить достаточно высокий уровень использования ПНГ. В тех условиях газопереработка была вполне рентабельна.

Проблемы начались после либерализации цен и акционирования предприятий. Ценовые диспропорции и отсутствие чёткой методики определения цены на ПНГ создали ситуацию, когда деятельность по сбору и переработке ПНГ совершенно потеряла свою привлекательность для нефтяных компаний, а газопереработка и нефтехимия оказались на грани прекращения своего существования. При этом упущенная выгода, по оценкам, составляет 270 млн. долл. на каждый миллиард куб. м ПНГ, не вовлечённого в производство, потери бюджета — около 35 млн. долл. в год.

При существующих ценах на ПНГ продажа газа на ГПЗ с небольшого месторождения (1-1,5 млн. т нефти в год) рентабельна, если перерабатывающий завод находится на расстоянии не более 60-80 км. В то же время, вновь вводимые нефтяные месторождения удалены от ГПЗ на 150-200 км. Учет всех элементов этих затрат выводит себестоимость попутного газа на уровень, превышающий установленный государством в 4 раза. Именно поэтому использование попутного газа для подавляющего большинства недропользователей экономически неэффективно.

Таким образом, ценовые диспропорции и отсутствие методики определения рыночной цены на ПНГ создали ситуацию, когда деятельность по сбору и переработке попутного нефтяного газа потеряла свою привлекательность для нефтяных компаний, а значит — газопереработка и нефтехимия, не имеющие интеграции с нефтедобычей, не застрахованы от кризисов. Необходимо вмешательство государства в решение этой проблемы. В частности, требуется, во-первых, принятие решения о формировании цены на попутно извлекаемый нефтяной газ, которое бы стимулировало как его добычу, так и дальнейшую переработку. Во-вторых, необходимо «довести до ума» проект федерального закона о ПНГ.

2. Международные и экологические аспекты  снижения сжигания ПНГ

Проблема использования ПНГ имеет и важный ещё международный аспект. Он связан с участием Российской Федерации в Рамочной Конвенции ООН об изменении климата и Киотском протоколе, предусматривающем использование экономических механизмов (торговлю квотами и реализацию совместных проектов) для решения глобальных экологических проблем. Сокращение объемов ПНГ, бесполезно сгорающих в факелах, помимо всех перечисленных выше соображений, повлечёт снижение эмиссии парниковых газов в атмосферу, что позволит России подойти к реализации механизмов Киотского протокола с очень благоприятными стартовыми условиями.

По оценкам, в 2002 г. суммарный объем сжигания газа в различных регионах мира составил 108 млрд. куб. м. В мировой практике уже накоплен серьезный опыт по утилизации попутного газа, разработаны соответствующие технологии. 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. Изучение этого опыта было бы очень полезно для России.

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 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 были характерны и для нефтедобывающих стран Ближнего Востока. Представляет интерес опыт Катара, где с 70-х гг. реализуется программа по строительству систем сбора и переработки попутного нефтяного газа.

В апреле 2002 г. компании «Conoco» и «Total» вывели проект Desgas по утилизации попутного газа в районе восточной Сирии Ez Zor стоимостью 400 млн. долларов на полную мощность, составляющую 13 млн. куб. м в сутки. Оператором проекта является компания «Conoco». Проект включает сбор, подготовку и транспортировку попутного газа региона Ez Zor в сирийскую газотранспортную сеть и добычу конденсата из месторождения Tabiyeh (оператор TotalFinaElf) путем закачки газа.
3. Ситуация в области сжигания ПНГ по российским регионам и компаниям

v    Ханты-Мансийский автономный округ

Проблема переработки и утилизации попутного газа — одна из самых актуальных для Ханты-Мансийского автономного округа. В феврале 2004 г. началась совместная работа Администрации ХМАО с представителями рабочей группы Программы Всемирного Банка по снижению уровня сжигания нефтяного (попутного) газа, направленная на изучение ситуации с утилизацией попутного газа на месторождениях Югры и определения перспектив сотрудничества в этой сфере. Проблема переработки и утилизации попутного газа является сегодня актуальной для автономного округа, на территории которого сжигается около 6 млрд. куб. м газа в год, загрязняя тем самым атмосферу вредными выбросами. В ХМАО реализуются специальные программы и проекты по глубокой переработке попутного газа, осуществляется сотрудничество с рабочей группой Программы Всемирного Банка по снижению сжигания ПНГ.

На сегодняшний день в округе утилизируется примерно 82% извлеченного попутного нефтяного газа, в том числе 40% направляется на газоперерабатывающие заводы. В рамках решения данной проблемы в Нижневартовске рекомендовано в качестве реального шага по финансированию предприятий, утилизирующих попутный нефтяной газ, утвердить «Порядок определения и дифференцированного взимания платы за загрязнение окружающей среды при сжигании ПНГ». Таким образом, проблему полного использования ресурсов нефтяного газа в регионе пытаются решать комплексно с применением эколого-экономического подхода. Осуществляется работа над законом «О попутном нефтяном газе» в ХМАО, по результатам его внедрения Администрация намерена рекомендовать закон для принятия федеральной исполнительной и законодательной властью. Предусматривается, в частности, устранение дисбаланса между ценами на попутный нефтяной газ, отбензиненный газ и электроэнергию, например, путем заключения картельного соглашения между нефтяниками, газопереработчиками и энергетиками.

В конце 2004 г. нефтяная компания «Самотлорнефтегаз» впервые в ХМАО ввела в эксплуатацию нефтяное Усть-Вахское месторождение без факельного хозяйства. Попутный нефтяной газ с месторождения будет сразу транспортироваться на правый берег реки Вах и там утилизироваться. В Югре работают самые мощные электростанции на попутном нефтяном газе. В 1972 г. дала ток первая Сургутская ГРЭС-1, через несколько лет была построена ГРЭС-2. Два года назад дала первый ток Нижневартовская ГРЭС.

v    Компания «Сибур»

Из добываемых в настоящее время российскими нефтяными компаниями более 30 млрд. куб. м попутного нефтяного газа на ГПЗ СИБУРа поступает всего около 12 млрд. куб. м. Там из него получают осушенный газ, ШФЛУ, газовый бензин и сжиженный газ. После газофракционирования ШФЛУ получают сырье для производства синтетических каучуков, полимеров, смол и т.д. Предприятия компании «Сибур» за 4 года планируют увеличить объемы переработки попутного нефтяного газа на 40%. По данным за октябрь 2004 г. мощности шести перерабатывающих заводов компании на территории Тюменской области загружены только на 75%. Главная причина такого положения заключается в трудности с поставкой нефтяного газа от добывающих компаний.

Некоторые нефтяные компании предлагали в качестве выхода перейти на условия процессинга — то есть поставлять попутный газ на газоперерабатывающие мощности «Сибура» и забирать полученные продукты переработки. В определенных случаях, процессинг может стать выходом из создавшегося положения. Тем не менее, часто нефтяники предпочитают отправлять ШФЛУ на экспорт, как это широко практиковалось в начале 90-х годов. Нефтехимические предприятия России тогда практически остановились, а пластмассы и полиэтилен, изготовленные из российского сырья, закупались по импорту. «Сибур» такой выход из положения не может полностью удовлетворить, так как он создал собственную систему нефтехимического производства по всей цепочке передела — от переработки попутного газа до производства шин и пластмасс. Кроме того, переработав на мощностях «Сибур-Тюмени» «свое» сырье, нефтяникам пришлось бы поставлять его той же «Сибур-Тюмени» (труба идет на Тобольский НХК, входящий в состав «Сибур-Тюмени»). То есть, такой выход не уменьшил бы экономической сложности ситуации.

АК «Сибур» планирует привлечь до 100 млн. долларов в рамках реализации совместных проектов с российскими нефтяными компаниями, которые позволят довести переработку попутного нефтяного газа до 12-13 млрд. куб. м в год. В данной ситуации задача «Сибура» состоит в том, чтобы найти сырьевую базу для производства, а сделать это можно исключительно с помощью нефтяников, добывающих попутный нефтяной газ. Уже заключено соглашение с «Сибнефтью», подписан меморандум с «Лукойлом», в стадии завершения находятся переговоры с «Роснефтью» и «Сургутнефтегазом».

v    Компания  «Сургутнефтегаз»

«Сургутнефтегаз» намерена погасить на своих месторождениях факелы, в которых сгорали миллионы куб. м попутного нефтяного газа. В 2004-2005 г. «Сургутнефтегаз» планирует запустить в эксплуатацию пять газотурбинных электростанций (ГТЭС) — на Беттимском, Лукъявинском, Русскинском и Лянторском месторождениях суммарной мощностью 156 МВт на базе 13 энергоблоков единичной мощностью 12 МВт. Каждая из этих установок способна в год переработать до 100 млн. куб. м попутного газа и выработать до 400 млн. кВт.ч электроэнергии. Запущенная летом 2004 г. ГТЭС на Лукъявинском месторождении полностью оправдала ожидания нефтяников. Суммарная стоимость проекта составляет 125 млн. долларов. Наряду с технико-экономическими преимуществами, применение ГТЭС в районах нефтедобычи решает еще и немаловажную проблему экологии Западно-Сибирского региона. Газотурбинные электростанции, использующие попутный нефтяной газ в качестве топлива, размещаются в непосредственной близости от участков нефтедобычи, тем самым исключается строительство объектов газосбора. Значительно снижаются объемы попутного нефтяного газа, сжигаемого на факелах. Только одна ГТЭС на Конитлорском месторождении обеспечивает уменьшение объема выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на 120 тыс. т в год, в том числе, парниковых газов (метана, диоксида углерода) — на 107,7 тыс. т в год. Крупнейшее в отрасли управление внутрипромыслового сбора и использования нефтяного газа «Сургутнефтегаз» осуществляет деятельность на 38 месторождениях акционерного общества и способно в год поставить на утилизацию до 10 млрд. куб. м попутного нефтяного газа, который до недавнего времени просто сжигался.

v    Компания  «ЛУКОЙЛ ОВЕРСИЗ» 

«ЛУКОЙЛ Оверсиз Холдинг Лтд.» и корпорация Syntroleum International (США) подписали письмо о намерениях по сотрудничеству в области утилизации попутного газа с нефтяных месторождений «ЛУКОЙЛ Оверсиз» в России, Казахстане и других регионах мира. «ЛУКОЙЛ Оверсиз» и подразделение корпорации Syntroleum International —  Advanced Gas Technology Partners (АГТП) — проработают оценку экономики сбора и переработки попутного газа на ряде месторождений «ЛУКОЙЛ Оверсиз». В дальнейшем стороны намерены создать совместное предприятие по строительству заводов по переработке газа в Верхнекамье (Пермская область) и на Печоре (Республика Коми) — в регионах деятельности ЗАО «ЛУКОЙЛ — Пермь»,  оператора российских проектов «ЛУКОЙЛ Оверсиз». Сфера деятельности совместного предприятия будет включать сбор попутного газа, его компремирование, первоначальную обработку, криогенное выделение жидких углеводородов, выработку электроэнергии для нефтяных промыслов «ЛУКОЙЛ Оверсиз» и маркетинг продукции. Предполагаемое участие АГТП в совместном предприятии будет основываться на богатом опыте газопереработки, имеющемся у Syntroleum International. Используя данные «ЛУКОЙЛ Оверсиз», АГТП проведет экономический анализ газоперерабатывающего потенциала нефтепромыслов Верхнекамья, Печоры и ряда объектов «ЛУКОЙЛ Оверсиз». Два первоначальных проекта СП включают переработку до 25 млн. куб. футов попутного газа в сутки. Общий объем выделенных жидких углеводородов может достичь 5 000 баррелей в сутки.

v    Компания «ЮкосСибнефть»

В ноябре 2003 г. на Ярайнерском месторождении запущена в эксплуатацию первая очередь автономной газо-поршневой электростанции. Электростанция, которая в качестве топлива использует попутный нефтяной газ, стала одним из первых объектов, возведенных новой компанией «ЮКОССибнефть». «ЮКОССибнефть» была создана в апреле 2003 года, когда ЮКОС и «Сибнефть» объявили об объединении активов. Эксплуатацией автономной газо-поршневой станции занимается ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Данная электростанция является одной из первых в России, она предназначена для удовлетворения потребности в электроэнергии технологических и вспомогательных производственных объектов при разработке и эксплуатации Ярайнерского месторождения. При строительстве объекта использованы самые современные научно-технические достижения. Так, электростанция оснащена двигателями Cummins-QSV91G (США — Великобритания), системой подготовки попутного нефтяного газа Dollinger (Ирландия), комплексной системой автоматического управления GSC-2100 Thomson Technology Inc. (Канада). Данный тип электростанций обеспечивает снижение себестоимости каждого киловатт/часа, он соответствует современным экологическим требованиям и зарекомендовал себя в условиях Крайнего Севера. Ресурс работы электростанции составляет 20 лет, срок окупаемости — полтора-два года. Строительство второй очереди запланировано на начало 2005 года.

v    Компания ТНК-ВР

Пятилетняя программа развития газового бизнеса ТНК-ВР в Оренбургской области позволит достигнуть коэффициента утилизации попутного газа в размере 95 %. По мнению аналитиков, достижение такого показателя в России может стать прецедентом в истории отечественной нефтедобычи. По ряду российских нефтяных компаний коэффициент утилизации нефтяного попутного газа не достигает и 50 %. В Оренбургской области в 2003 г. коэффициент уже составлял 80,8 %. Компания намерена изменить подход к сложившейся практике. В 2008 г. добыча газа достигнет 1 млрд. куб. м в год, и компания сделает все необходимое, чтобы попутный газ дошел до потенциального потребителя.

v    Компания «Северная нефть»

Компания «Северная нефть» образована в Усинске в 1994 г. и на сегодня входит в десятку наиболее динамично развивающихся предприятий Республики Коми. Компания имеет лицензии на разработку 15 нефтяных месторождений. В октябре 2002 г. «Северная нефть», добывающая нефть в Коми и Ненецком АО, начала эксплуатацию генераторных установок, работающих на попутном газе. Пять агрегатов общей мощностью четыре мегаватта обеспечивают электроэнергией заполярные месторождения компании. Использование технологии экологически безопасно, так как повышает степень утилизации попутного газа до 95 %, а также экономически выгодно за счет сокращения расходов на приобретение и доставку дизельного топлива. «Северная нефть» намерена постепенно перевести все энергоснабжение промыслов на попутный газ. Это первый подобный проект, реализуемый в Заполярье. Монтаж установок и системы подготовки газа начался весной 2002 г. и осуществлялся специалистами компании совместно с представителями предприятия-изготовителя — австрийской фирмы «Jenbacher». С июня велась пробная эксплуатация и наладка машин. До этого момента попутный газ использовался компанией для подогрева нефти и отопления вахтовых поселков.

Выводы и рекомендации

1.   По темпам загрязнения воздуха нефтяная отрасль оставила далеко позади другие отрасли экономики. С 1995 г. доля нефтедобывающих предприятий в суммарных промышленных выбросах загрязняющих веществ в атмосферу выросла с 7,8% до 19,7%. Главная проблема — низкий уровень утилизации попутного нефтяного газа. Проблема сжигания попутного газа имеет ярко выраженный экологический компонент, являясь основным источником загрязнения окружающей среды в районах нефтедобычи. Поступающие в окружающую среду продукты сгорания ПНГ представляют собой потенциальную угрозу нормальному функционированию человеческого организма. Проблема использования ПНГ имеет и ещё один аспект — международный. Он связан с участием Российской Федерации в Рамочной Конвенции ООН об изменении климата и Киотском протоколе, предусматривающем использование экономических механизмов (торговлю квотами и реализацию совместных проектов) для решения глобальных экологических проблем.

2.   Возможны два основных направления использования ПНГ: потребление в качестве топлива с целью выработки электроэнергии для промысловых нужд и в качестве сырья для нефтехимии. ПНГ может быть переработан с получением сухого отбензиненного газа, газового бензина, ШФЛУ и сжиженного газа для бытовых нужд. Оба направления ориентированы на использование новых технологий. К ним относятся газопоршневые установки, удовлетворяющие потребность нефтяных промыслов в электрической и тепловой энергии и, одновременно, уменьшающие вредные выбросы в атмосферу. Используются технологии конвертации газа в синтетические жидкие углеводороды, характеризуемые высокой экологичностью, безопасностью и автономностью производства. Весьма эффективны малогабаритные установки сепарации нефтяного и природного газов для гашения факелов и получения товарной продукции в виде топливного метана, автомобильного бензина и пропан-бутановой фракции прямо на нефтяных месторождениях. Также весьма эффективна выработка электроэнергии и тепла микротурбинными генераторами, работающими на попутном газе, в результате чего полностью устраняется, или существенно снижается потребность в сетевой инфраструктуре.

3. Ценовые диспропорции и отсутствие методики определения рыночной цены на ПНГ создали ситуацию, когда деятельность по сбору и переработке попутного нефтяного газа не привлекательна для нефтяных компаний, а значит — газопереработка и нефтехимия, не имеющие интеграции с нефтедобычей, не застрахованы от кризисов. Необходимо вмешательство государства в решение этой проблемы. В частности, требуется, во-первых, принятие решения о формировании цены на попутно извлекаемый нефтяной газ, которое бы стимулировало как его добычу, так и дальнейшую переработку. Во-вторых, необходимо принятие Федерального Закона «О регулировании использования попутного (нефтяного) газа», определяющего принципы государственной политики в области использования ПНГ и призванного отрегулировать экономические и организационно-правовые основы отношений при его сборе и использовании. Закон в частности, должен создать экономические механизмы для соблюдения нормы использования ПНГ;  экономические условия и правовую основу для развития комплекса объектов по использованию ПНГ и достижения уровней его использования, установленных лицензионными соглашениями; механизмы ценообразования в области использования ПНГ, обеспечивающие баланс интересов всех участников процесса.

4. Существующий механизм ценообразования сдерживает реально возможное увеличение объемов добычи и эффективного использования ПНГ. Наиболее разумным решением проблемы является дальнейшая либерализация нефтегазохимического рынка. В то же время, моментальный отказ от госрегулирования цен может привести к нарушению работы газоперерабатывающего комплекса Западной Сибири. Для отказа от регулирования необходимо сформировать альтернативные возможности использования попутного газа нефтяными компаниями. Серьезным препятствием либерализации рынка попутного газа является отсутствие свободного доступа его переработчиков на рынок сухого газа. Необходимо создать экономический механизм, который будет стимулировать собственника магистральных газопроводов предоставлять нефтяным компаниям услуги по его транспортировке из района производства потребителям. Эффективному решению проблем рационального использования ПНГ, прежде всего, мешает несовершенство нормативной и правовой базы. Необходимо обеспечить переход к новой системе налогообложения при разработке месторождений углеводородного сырья, состоящей из трех основных компонентов: платы за пользование недрами, налога на прибыль и налога на дополнительный доход от добычи углеводородов.