Поиски, разведка и добыча полезных ископаемых оказывают многократное техногенное воздействие на геологическую среду. Максимальный ущерб окружающей среде наносится либо из-за экологической безграмотности, либо в погоне за сиюминутной выгодой. Одной из самых серьезных экологических проблем, стоящих сегодня перед российским государством, его гражданами и недропользователями, является проблема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ).

Актуальность работы связана с изменением законодательной базы процесса регулирования загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа. Так, в 2009 г. вышло Постановление Правительства Российской Федерации, запрещающее с 2012 г. сжигать на месторождениях попутный нефтяной газ, и обязывающее его утилизировать на 95 % [5]. Кроме того, актуальность исследования обусловлена необходимостью соблюдения РФ требований Киотского протокола и мировых принципов Концепции Устойчивого развития.

Цели работы: анализ причин, экономических и экологических последствий сжигания ПНГ на месторождениях Томской области; поиск путей решения данной проблемы.

В качестве основных показателей для расчетов и анализа текущей ситуации в Томской области были проанализированы данные по 41 лицензионному участку, которые разрабатываются в Томской области. Выполнен информационный поиск, проведен анализ мирового и отечественного опыта утилизации попутного нефтяного газа. Рассмотрены основные направления повышения степени утилизации и критерии выбора использования ПНГ.

По данным Минприроды РФ, на территории России сегодня существует 1200 нефтегазоконденсатных месторождений, где добывается 60 млрд. м³ ПНГ в год, из них: 47% списывается на технологические потери или используется на нужды промыслов, 27% направляется на переработку на ГПЗ, 26% сжигается в факелах (рисунок 1). Таким образом, на факелах сгорает свыше 20 млрд. м³ ПНГ [1]. Однако данные спутниковой съемки, проведенной по заказу возглавляемого Всемирным банком Государственно-частного партнерства в целях сокращения факельного сжигания газа (GGFR), свидетельствуют о том, что официальная статистика об объемах сжигаемого газа в России занижена. В соответствии с этими данными, реальный объем сжигаемого ПНГ составляет около 50 млрд. м^3, что ставит Россию на первое место по этому показателю [9].

Рисунок 1

Данные Минприроды РФ об использовании ПНГ в РФ

Упущенная выгода от каждого не вовлеченного в сферу переработки 1 млрд. м³ попутного газа эквивалентна потере товарной массы на сумму 270 млн. долларов. При этом потери бюджета составляют порядка 35 млн. долларов. По оценкам компании "Метапроцесс", в России рациональное использование сжигаемого ПНГ позволило бы ежегодно получать: 16,7 млн. т метанола, или 12,5 млн. т синтетической нефти, или 70 тыс. ГВт электроэнергии, или 5,5 млн. т олефинов. По подсчетам Министерства природных ресурсов РФ суммарный эффект от переработки попутного нефтяного газа в Российской Федерации мог бы составить 362 млрд. рублей в год, однако в настоящее время экономические потери от сжигания попутного нефтяного газа в России составляют ежегодно 139,2 млрд. руб. При этом велики потери, связанные с недополучением более дорогостоящей продукции на предприятиях газохимической промышленности, в том числе продукции, которая может быть экспортирована в другие страны [7].

Попутный нефтяной газ - это газ, существующий вместе с нефтью, он растворен в ней. При сепарации нефти на пунктах сбора и подготовки попутный нефтяной газ отделяется и далее сжигается на факеле или используется как топливо и ценное нефтехимическое сырье. При этом возможности применения ПНГ значительно шире, чем природного газа, так как химический состав его богаче. В ПНГ содержится меньше метана, чем в природном газе, но в нем значительно больше гомологов метана. Чтобы использовать ПНГ более рационально, его разделяют на фракции узкого состава. После разделения получают газовый бензин и этан, которые используются в нефтехимии, пропан-бутановую фракцию, и сухой газ (метан). Потребность в пропан-бутановой фракции как автомобильном топливе на внутреннем рынке с каждым годом растет. За последние 15 лет среднегодовой темп роста составляет 3,6 % в год. К тому же с экологической точки зрения использование газомоторного топлива является предпочтительнее, т.к. сокращается выброс загрязняющих веществ в атмосферу [8].

При газохимической переработке попутного нефтяного газа получают множество продукции. Так, ПНГ является наиболее предпочтительным сырьем для полимерной продукции. Потребление всех основных полимеров в России растет в среднем на 10 % в год. Большой интерес вызывает выпуск тех полимеров, которые полностью или почти полностью импортируются в Россию: поликарбонатов и полиэтилентерефталатов (ПЭТФ). Однако перед полимерной промышленностью, ровно, как и перед всей нефтехимией, остро стоит вопрос об обеспечении сырьем производства продукции. Вопрос выглядит странным, ведь углеводородного сырья в России достаточно, и его возможный дефицит кажется маловероятным. Между тем сырьем для полимерных предприятий являются не первичные углеводороды, а некоторые ключевые продукты-мономеры их переработки - стирол, этилен, пропилен и т.д. За исключением стирола избытка на рынке этих мономеров не наблюдается.

Для увеличения их производства необходимо направлять больше углеводородного сырья в пиролизные печи, однако применяются лишь несколько видов углеводородного сырья. Одно из лучших - это попутный нефтяной газ, точнее, получаемая из него пропан-бутановая смесь. Но существенные объемы ПНГ сегодня сжигаются на месторождениях Западной Сибири. И этого сырья в России не станет больше, если у нефтяных компаний и дальше не будет стимулов инвестировать деньги в переработку попутного нефтяного газа.

Кроме того, удовлетворив возрастающий спрос на полимерную продукцию можно наладить производство пластмассовых товаров повседневного спроса, тем самым оживляя средний и малый бизнес, создавая качественную импортозамещающую продукцию, новые рабочие места, что особенно важно в современных экономических условиях.

Стоит отметить, что проблема утилизации попутного нефтяного газа для России является давней проблемой. Еще с советских времен государство занималось этими вопросами. Была создана сеть трубопроводного транспорта по сбору ПНГ и транспортировке на газоперерабатывающие заводы. Однако эта мера эффективна лишь при большом уровне добычи ПНГ. А для маленьких месторождений строительство и поддержка дорогостоящей трубопроводной системы не рентабельна. При планово-хозяйственной системе, существовавшей в СССР, ПНГ транспортировался на нефтехимичиские комбинаты (НХК) и перерабатывался. Сегодня НХК в среднем по России загружены не более 60 % при том, что сырье для переработки сжигается на факелах [4].

В результате многочисленных попыток решить данную проблему, Правительство РФ приняло Постановление от 8 января 2009 г. "О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках", в котором закреплен целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках на 2012 год и последующие годы в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа и размер платы за выбросы вредных (загрязняющих) веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках. Данное постановление устанавливает достаточно высокие штрафные санкции. Так, при наличии приборов измерения выбросов ПНГ, размер штрафа за 1000 м³ будет составлять 1000 руб., а при отсутствии - 1500 руб. за 1000 м³ [5].

Помимо экономических и социальных нужд решение задачи утилизации попутного газа позволит сократить объемы вредных выбросов в окружающую среду, а также снизить ущерб для здоровья населения. Сжигание ПНГ на месторождениях опасно для здоровья, так как в результате в воздухе образуются токсичные вещества, которые абсорбируются растениями и могут попасть в пищевую цепь. Вредные металлы, содержащиеся в выбросах, могут стать причиной раковых заболеваний, врожденных пороков, заболеваний крови и центральной нервной системы. Выбросы СО2 в России в 2009 г. из-за сжигания ПНГ составили 90 млн. тонн. Статистические данные по Тюменской области, основному нефтегазодобывающему региону России, свидетельствуют, что за все время эксплуатации нефтяных месторождений сожжено около 225 млрд. кубометров попутного газа, при этом в окружающую среду поступило более 20 млн. т загрязняющих веществ. Заболеваемость населения по многим классам болезней выше общероссийских показателей и данных по Западно-Сибирскому району в целом, при этом очень высоки показатели по болезням органов дыхания. По ряду заболеваний, таких как новообразования, болезни нервной системы и органов чувств и пр. наблюдается тенденция к росту. Очень опасны воздействия, последствия которых выявляются не сразу. Таковыми являются влияние загрязняющих веществ на способность людей к зачатию и вынашиванию детей, развитие наследственных патологий, ослабление иммунной системы, рост числа онкологических заболеваний.

На территории Томской области ежегодно добывается свыше 2 млрд. м³ попутного нефтяного газа, при этом объем утилизации по всем разрабатываемым лицензионным участкам составляет в среднем за 2007-2009 гг.70 % (рисунок 2).

Рисунок 2

Уровень утилизации ПНГ на территории Томской области, 2007-2009 гг.

Однако данные об утилизации ПНГ не отражают объективную картину в Томской области. Уровень утилизации по недропользователям весьма различен, а высокий процент утилизации обеспечивается лишь за счет одного крупнейшего нефтегазоконденсатного месторождения - Лугенецкого, принадлежащего ОАО "Томскнефть" (дочерняя компания ОАО "НК "Роснефть"). На Лугенецком месторождении ежегодно добывается свыше 1 млрд. м³ ПНГ, т.е. половина добываемого попутного газа области. При этом утилизируется на данном месторождении более 95 % добываемого ПНГ, который подготавливается на месторождении и сдается в магистральный газопровод ОАО "Газпром".

На остальных месторождениях Томской области добывается небольшое количество ПНГ, что является основной проблемой утилизации попутного газа. Многие из них сжигают сравнительно небольшие объемы газа, то есть, сами месторождения - относительно небольшие [3]. В Томской области на большинстве месторождениях добывается менее 20 млн. м³ ПНГ, при этом использование попутного газа становится рентабельным при объемах свыше 1 млрд. м³. Информация об объемах добычи и утилизации ПНГ представлена в таблице 1.

Таблица 1. Зависимость объема утилизации ПНГ от объема добычи на территории Томской области

Для более объективной картины использования ПНГ в Томской области мы выделили основных недропользователей и проследили динамику использования ПНГ данными компаниями. Основными нефтегазодобывающими компаниями области являются: ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Руснефть", ОАО "Газпром".

Авторами были рассчитаны средняя добыча ПНГ и средний объем утилизации попутного газа по вышеперечисленным недропользователям, в период с 2007 по 2009 гг. ОАО "НК "Роснефть" является лидером по добыче ПНГ в Томской области - 1,9 млрд. м³, при этом средний объем утилизации за три года составил 80 %. На втором месте по добыче ПНГ находится ОАО "Газпром" - 191 млн. м³ ПНГ, при среднем объеме утилизации 6 %. Замыкает тройку лидеров ОАО "Руснефть", добывающая 141 млн. м³ ПНГ и утилизировавшая в среднем 13,5 % полученного попутного газа. Проследить динамику добычи и утилизации ПНГ в Томской области более наглядно можно по следующим рисункам.

Рисунок 3

Объем добычи ПНГ основными недропользователями Томской области

попутный нефтяной газ сжигание экономическая эффективность

Рисунок 4

Объем утилизации ПНГ основными недропользователями Томской области

Основными способами утилизации ПНГ являются следующие:

1. Сбор ПНГ и транспортировка на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ);

2. Применение малых газопоршневых или газотурбинных электростанций;

3. Повторная закачка ПНГ в нефтяной коллектор для повышения нефтеотдачи пласта;

4. Газохимическая переработка (GTL).

Рассмотрим возможности их применения в условиях Томской области.

Транспортировка ПНГ на ГПЗ нерентабельна в силу ряда причин. Во-первых, из-за удаленности месторождений от развитой инфраструктуры, во-вторых, из-за низкой цены на ПНГ, которая зависит от газожидкостного состава. Чем выше содержание жидкой фракции в попутном нефтяном газе, тем меньше его цена. На протяжении нескольких лет цена на ПНГ остается примерно одинаковой и варьирует в пределах от 86 до 420 рублей. Кроме того, для транспортировки ПНГ на ГПЗ требуется дорогостоящее строительство и обслуживание трубопровода. В настоящее время стоимость строительства 1 км стандартного трубопровода диаметром 325 мм составляет 15,8 млн. руб. Эксплуатация трубопровода также является дорогим мероприятием: обслуживание обходится в 360 тыс. руб. на 1 км, тариф на транспортировку 1000 м³ ПНГ до Единой газотранспортной системы (ГТС) ОАО "Газпром" составляет 62,3 руб. на 100 км, по ГТС ОАО "Газпром" - 40,6 руб. на 100 км.

Решением данной проблемы могла бы стать выработка электроэнергии из попутного газа на поршневых и турбинных электростанциях для собственных нужд и реализации потребителям на внешний рынок. Однако на нужды месторождений в среднем расходуется не более 50 % добываемого ПНГ, а реализации внешним потребителям мешает отсутствие гарантий покупки электроэнергии. Для этого необходима специальная программа по созданию энергетики на ПНГ с согласованием в Правительстве РФ, Минэнерго РФ и ОАО РАО "ЕЭС России" и выработка нормативно-правовых документов по этой деятельности. Но разработка и становление такой программы является долгосрочным процессом. Идея выработки электроэнергии из ПНГ в условиях Томской области неконкурентоспособна также в силу утверждения проекта строительства АЭС, себестоимость выработки электроэнергии на которой будет значительно ниже.

Среди предлагаемых сегодня технологий для решения проблемы утилизации ПНГ нетрадиционным способом является газохимическая переработка (GTL). Среди разнообразных предложений по газохимической переработке газа для условий Томской области наиболее предпочтительна технология переработки ПНГ в смесь жидких синтетических углеводородов (СЖУ, синтетической нефти), реализуемых по цене нефти с подачей полученных жидких продуктов вместе с нефтью в магистральный нефтепровод. Однако нет гарантий, что полученная синтетическая нефть будет подходить под стандарты ОАО "Транснефть", поэтому могут возникнуть проблемы со сдачей нефти в магистральный нефтепровод. Кроме того отсутствуют примеры апробации технологии в промысловых условиях Западной Сибири, а проекты становятся рентабельными при объемах ПНГ от 1,5 млрд. м³ в год.

В силу вышеперечисленного, единственным экономически выгодным решением проблемы утилизации ПНГ для нефтегазодобывающих компаний Томской области является объединение усилий нескольких недропользователей с целью создания общего потока ПНГ и его транспортировкой на ГПЗ.

В 2009 г. томским научно-исследовательским проектным институтом ОАО "ТомскНИПИнефть" (дочерняя компания ОАО "НК "Роснефть") по заказу ОАО "Востокгазпром" был разработан "Проект комплексного развития системы сбора, подготовки, транспортировки ПНГ и конденсата на период до 2030 г.". экономическая оценка вариантов утилизации ПНГ рассчитана по месторождениям Лугенцко-Пудинской группы Томской области, принадлежащих следующим недропользователям: ОАО "Томскнефть", ООО "Газпромнефть-Восток", ОАО "Востокгазпром", ОАО "Новосибирскнефтегаз" и ОАО "СТС-сервис" с целью выбора наиболее эффективного способа утилизации, который учитывает максимальный уровень утилизации с приемлемыми экономическими показателями.

Технико-экономический анализ вариантов утилизации ПНГ проведен отдельно по каждому недропользователю и в целом по группе месторождений, в состав которых входят 20 месторождений вышеперечисленных компаний, расчеты произведены по 22 технологическим вариантам.

В результате расчетов был предложен наиболее эффективный и экономически-выгодный проект, дисконтированные налоговые платежи и отчисления в бюджет государства при реализации которого составят 13,2 млрд. руб. Проект предполагает объединение попутного нефтяного газа с природным газом, добываемого на месторождениях, при этом суммарный поток будет свыше 1 млрд. м³. Проект предполагает сдачу в трубопровод сухого отбензиненного газа (СОГ), который будет подготавливаться на месторождениях. Цена СОГ значительно выше цены попутного газа и составляет 2,4 тыс. руб. /тыс. м³.

Был произведен анализ чувствительности проекта к изменениям, который показал приемлемую устойчивость проекта к изменению внешних факторов на экономическую эффективность. Так, при уменьшении цены более чем на 15 % или уменьшении объема реализуемой продукции на 18 %, а также при увеличении капитальных вложений на 20 % реализация проекта становится нерентабельной.

Литература

1. Аксенов А., Широков Ю. Регулирование рынка ПНГ: уточнить терминологию, добавить меры стимулирования и ответственности // Нефтегазовая Вертикаль, 2008, №20

2. Гречишкина И. Разумный баланс между стимулами и принуждением // Нефтегазовая Вертикаль, 2007, №21

3. Князев М.А., Лукьянов В.Г. Проблемы использования попутного нефтяного газа в Томской области и возможные пути их решения // Материалы межрегиональной научно-практической конференции "Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевой базы и предприятий ТЭК Сибири", Томск, 2005 г.

4. Музлова Г. От проблемы к возможностям: опыт утилизации попутного нефтяного газа ТНК-ВР // Нефтегазовая вертикаль. - 2007. № 21. - С.158-161.

5. Постановление Правительства РФ от 8 января 2009 г. "О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках".

6. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Официальное издание. М.: Экономика, 2000. ? 421 с.

7. [Электронный ресурс]. - режим доступа: www.energosyntop.com/texts/38

8. [Электронный ресурс]. - режим доступа: www.cctc.ru

9. [Электронный ресурс]. - режим доступа: www.manbw.ru/analitycs/png.html

Размещено на Allbest.ru