Попутный нефтяной газ (ПНГ), с одной стороны, является проблемой для всего мирового нефтяного сектора, а, с другой стороны, ценным ресурсом для нефтегазохимической отрасли. Главным стимулом для эффективной утилизации ПНГ служат экологические ограничения и риски. Вопрос сокращения сжигания ПНГ становится еще более актуальным благодаря мировой тенденции к созданию низкоуглеродной и энергоэффективной экономики. Нефтяные компании выбирают наиболее эколого-экономически эффективный способ использования попутного нефтяного газа с учетом возможных штрафов, ущерба окружающей среде, требуемых инвестиций для реализации выбранного метода использования. Об одной из актуальных и приоритетных задач устойчивого развития нефтегазового комплекса страны – деятельности по добыче и использованию ПНГ в России читайте в первой части аналитического обзора Ирины ПРОВОРНОЙ, старшего научного сотрудника, доцента кафедры политэкономии ЭФ НГУ, кандидата экономических наук и профессора Ирины ФИЛИМОНОВОЙ, заведующей Центром экономики недропользования нефти и газа и кафедры политэкономии ЭФ НГУ, доктора экономических наук.
Региональная структура запасов ПНГ
Попутный нефтяной газ – это природный углеводородный газ, растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтегазоконденсатных месторождений. В зависимости от региона добычи в 1 тонне нефти может содержаться от 1 м3 до 1000 м3 ПНГ.
Основной объем ПНГ в России добывается в виде растворенного в нефти газа, запасы которого оцениваются по категории АВС1С2 чуть менее 3 трлн м3. Основная часть запасов растворенного газа локализована на территории Уральского ФО – в ХМАО (33%) и ЯНАО (27 %). Также значительные запасы находятся в Сибирском ФО – (14%), прежде всего в Красноярском крае (8%) и Иркутской области (4%). На Приволжский и Северо-Западный ФО приходится 8% и 5% соответственно.
Добыча ПНГ в России
Добыча попутного нефтяного газа в России в 2020 году составила 114,8 млрд м3, в том числе 94,7 млрд м3 или 82,5 % было добыто и использовано, а 20,1 млрд м3 или 17,5% – сожжено (см. рис. 1). Происходит ежегодный рост добычи попутного нефтяного газа, но при этом увеличивается и объем сожженного на факелах ПНГ. После резкого роста среднего коэффициента полезного использования ПНГ в 2015 году (88,3%) этот показатель в 2019 году вновь сильно сократился вследствие ввода в эксплуатацию новых месторождений с высоким содержанием газа и отсутствием необходимой инфраструктуры для полезного использования ПНГ.
Источник: Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России – № 1. – 2015-2021.
Организационная структура добычи ПНГ
Добычу ПНГ в России осуществляют вертикально интегрированные компании (ВИНК), независимые производители и операторы соглашений о разделе продукции (СРП). В соответствии со структурой добычи нефти основная часть ПНГ (без учета сожженного) добывается крупными ВИНК – 69,8 млрд м3 или 73,7%. На первые четыре крупнейшие компании («Роснефть», «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть») приходится почти 70% (66 млрд м3) всей добычи попутного газа (без учета сожженного) в России, на независимых производителей – 13,5% (12,8 млрд м3), на операторов СРП – 12,9% (12,2 млрд м3) (см. табл. 1).
С 2014 года добыча ПНГ (без учета сожженного) выросла более чем на 30% (с 72,5 млрд м3 в 2014 году до 94,7 млрд м3 в 2020-м). Основной прирост произошел у независимых производителей (120%) и у крупных государственных ВИНК – «Газпром нефти» (152%). Это обусловлено вводом в разработку месторождений на востоке страны и севере Западной Сибири. Строительство и запуск инфраструктуры для утилизации ПНГ происходят постепенно и несколько отстают от динамики добычи углеводородов.
Несмотря на принимаемые меры по повышению эффективного использования ПНГ, показатель утилизации по ВИНК с 2016 года только снижается. Это обусловлено активной разработкой новых месторождений, на которых отсутствует газовая инфраструктура.
С каждым годом увеличение объема эффективного использования ПНГ все более капиталозатратно, поэтому особенно важно использовать уже накопленный мировой опыт государственного регулирования сжигания ПНГ. Так, актуальным является присоединение к инициативе Всемирного Банка «Нулевое сжигание попутного нефтяного газа к 2030 году».
По состоянию на начало 2021 года предписываемого 95%-го уровня эффективной утилизации ПНГ в России достигли только «Сургутнефтегаз» (99,5%), ЛУКОЙЛ (97,7%), «Нефтегазхолдинг» (95,1%), «РуссНефть» (96,8%) и операторы СРП (98,3%) (см. рис. 2).
Источник: Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России – № 1. – 2014-2020.
У «Газпром нефти» наблюдается ежегодный рост показателя эффективной утилизации попутного нефтяного газа, что является результатом реализации масштабной газовой программы компании, работа над которой началась еще в 2011 году. В 2020 году данный показатель по компании составил 88,7%. Несмотря на планируемое увеличение уровня добычи углеводородов, компания намеревается в 2022 году довести уровень полезного использования ПНГ до 95%.
Направления утилизации ПНГ
В последние пять лет показатель эффективного использования ПНГ только сокращается, несмотря на принимаемые государством меры по уменьшению объемов сжигания ПНГ и развитие направлений утилизации данного вида сырья. Основными направлениями здесь служат эффективная утилизация (переработка на ГПЗ, закачка в газотранспортную систему, производство электроэнергии, сайклинг-процесс) или факельное сжигание и потери. Способы утилизации попутного газа универсальны для всего мира, но применяются в разных соотношениях. В 2020 году около 33% добытого ПНГ было переработано на ГПЗ (см. рис. 3).
Источник: Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России – № 1. – 2021.
Каждое месторождение характеризуется особыми геологическими, промысловыми и территориальными особенностями, поэтому одинакового подхода к рациональному использованию ПНГ не существует. Выбор конкретного направления использования будет зависеть от объемов добычи ПНГ, периода эксплуатации, наличия эффективных технологий, геологической структуры, удаленности месторождения от инфраструктуры (ГПЗ, магистральных газопроводов), гарантии доступа на рынок, реализуемых государственных программ по эффективному использованию ПНГ.
Для малых месторождений наиболее привлекательным вариантом является выработка электроэнергии для собственных нужд и для местных потребителей. Для средних месторождений наиболее экономически выгодное направление – переработка ПНГ на ГПЗ. На крупных месторождениях целесообразно использовать ПНГ для крупномасштабной генерации электроэнергии с целью последующей оптовой продажи в энергетическую систему.
Нефтяные компании стремятся найти наиболее рациональный способ использования ПНГ, поэтому направления его полезного применения могут меняться со временем на экономически более выгодные.
В частности, компания ЛУКОЙЛ в 2020 году ввела в эксплуатацию Чашкинскую газотурбинную электростанцию (ГТЭС) на территории Пермского края для полезной утилизации ПНГ в объеме 50 млн м3 в год. В том же году компания начала использовать попутный газ как источник энергии при буровых работах. За счет перехода на ПНГ на Средне-Назымском месторождении в ХМАО энергозатраты при бурении снизились на 50%.
«Газпром нефть» с 2011 года реализует масштабную газовую программу. Это позволило компании к 2020 году достичь на базовых активах (кроме новых) рекомендуемого 95%-го уровня рационального использования ПНГ. В этот период было осуществлено несколько крупных проектов: ввод в эксплуатацию Южно-Приобского ГПЗ в ХМАО, компрессорной станции на Еты-Пуровском месторождении в ЯНАО, газопровода в Оренбургской области, строительство газотранспортной инфраструктуры в Томской области и другие. Реализованные инвестиционные проекты способствовали увеличению абсолютного объема использования ПНГ, а также освоению компанией различных направлений использования газа.
АО «Мессояханефтегаз» (совместное предприятие «Газпром нефти» и «Роснефти») в 2020 году реализовало уникальный проект по утилизации ПНГ на Мессояхской группе месторождений, которая значительно удалена от газовой инфраструктуры и поэтому оттуда невозможно организовать выгодную транспортировку газа. Был выбран вариант обратной закачки газа в пласт, однако на Восточно-Мессояхском месторождении, где идет добыча нефти, подходящего пласта не оказалось. Нужное подземное хранилище было обнаружено на соседнем неразрабатываемом Западно-Мессояхском месторождении. Был построен трубопровод протяженностью 47 км.
Наиболее выгодным способом использования попутного газа является его переработка на газоперерабатывающем заводе. При этом происходит разделение ПНГ на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции (отбензиненный газ) поступают в распределительные сети и магистральные газопроводы. Тяжелые фракции (ШФЛУ), которые являются ценнейшим сырьем для нефтегазохимии, поставляются на ГПЗ и НХК для последующего выделения бутана, пропана, пентана, гексана и их дальнейшей переработки. В 2020 году объем переработки попутного нефтяного газа на ГПЗ России составил почти 50% (37,4 млрд м3) от объема эффективной утилизации ПНГ.
СИБУР является крупнейшей в России компанией по переработке ПНГ. В ее состав входят восемь газоперерабатывающих предприятий (Нижневартовский ГПК, Белозерный ГПК, ЮжноБалыкский ГПК, «Няганьгазпереработка», Губкинский ГПК, Муравленковское ППГ, Вынгапуровский ГПЗ, Южно-Приобский ГПЗ – совместный с «Газпром нефтью») и три газофракционирующие установки.
Объем переработки ПНГ на мощностях СИБУРа в 2020 году составил 21,7 млрд м3, сократившись относительно 2019 года на 7%. Это было обусловлено снижением поставок нефти в рамках соглашения ОПЕК+, а также с проведением профилактических работа на предприятиях в июне-августе прошлого года.
В 2020 году СИБУР запустил на полную мощность крупный комплекс по производству полимеров – «ЗапСибНефтехим» под Тобольском с объемом переработки до 20 млрд м3 ПНГ в год. Он входит в состав Тобольской промышленной площадки, где функционируют два других крупных завода: построенный в советское время и модернизированный Тобольский нефтехимический комбинат, и недавно запущенный гигант – «Тобольск-Полимер».
Второй компанией по объему переработки ПНГ является «Сургутнефтегаз». На его предприятиях в 2020 году было переработано около 16% от общего объема перерабатываемого в России ПНГ. Более 60% (5,8 млрд м3) извлеченного компанией газа она перерабатывает на мощностях «Сургутского управления по переработке газа». На завод газ поступает с Быстринского, Западно-Сургутского, Лянторского, Соколинского и других месторождений. После подготовки на УПГ газ поставлялся потребителям на внутренний рынок. С целью достижения высоких показателей утилизации ПНГ «Сургутнефтегаз» реконструирует и строит новые системы сбора, транспортировки и использования газа.
Также значительные объемы ПНГ перерабатываются на мощностях компании ЛУКОЙЛ (более 4 млрд м3 в 2020 году). Переработку ПНГ в рамках компании осуществляют четыре завода (Коробковский ГПЗ, «Пермьнефтегазпереработка», Усинский ГПЗ, «Лангепаснефтегаз») и одно нефтехимическое предприятие – «Ставролен».
С 2013 года ЛУКОЙЛ реализует программу по рациональному использованию ПНГ, которая включает строительство новых и реконструкцию действующих объектов подготовки, транспортировки и переработки попутного нефтяного газа. ЛУКОЙЛ в рамках обязательств, взятых при присоединении к инициативе Всемирного банка «Нулевое рутинное сжигание попутного нефтяного газа к 2030 году», ежегодно тратит 30-40% своего экологического бюджета на снижение выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов.
В 2020 году на газоперерабатывающие заводы трех компаний (СИБУР, «Сургутнефтнегаз», ЛУКОЙЛ) пришлось почти 85% переработки ПНГ (см. табл. 2). Остальные 15% были переработаны на заводах компаний «Газпром нефть» (5,4%), «Роснефть» (4,8%), «Татнефть» (2,0%), Иркутской нефтяной компании (1,7%), «БерезкаГаз» (1,5%).
Ирина ПРОВОРНАЯ,
старший научный сотрудник, доцент кафедры политэкономии ЭФ НГУ,
кандидат экономических наук,
Ирина ФИЛИМОНОВА,
заведующая Центром экономики недропользования нефти и газа,
заведующая кафедрой политэкономии ЭФ НГУ, доктор экономических наук, профессор