Ситуация с утилизацией попутного нефтяного газа и предлагаемые меры по переработке ПНГ

Попутный (нефтяной) газ – это ценнейшее химическое сырье и высокоэффективное органическое топливо. В отличие от газов природных горючих, состоящих в основном из метана, попутный газ содержит значительное количество этана, пропана, бутана и др. предельных углеводородов. После переработки попутного газа получают осушенный (отбензиненный) газ. После переработки попутного газа, получают и ценное сырье, состоящее из широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), используемое в химической и нефтехимической промышленности, а также сжиженный газ.

Объемы добычи попутного газа

Объемы добычи попутного газа находятся в прямой зависимости от добычи нефти, поскольку к попутному газу относится растворенный газ или смесь растворенного газа и газа и газовой шапки из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины.
По информации ЦДУ ТЭК количество извлеченного из недр попутного (нефтяного) газа в 2006 году составило 57,9 млрд. куб. м и увеличилось по сравнению с 2001 г. (35,9 млрд. куб. м) на 22 млрд. куб. м или в 1,6 раза (см. рис. 1).

 Табл.. 1. Извлеченные ресурсы и объемы сожженного попутного (нефтяного) газа в 2006 г. по компаниям

Рис. 1 Извлеченные ресурсы попутного (нефтяного) газа за 2001-2006 гг.,млн. куб. м

В целом по России объем добываемого попутного газа на 1 тонну нефти (газовый фактор) увеличился со 102 куб. м/т до 118 куб. м/т или на 16%. Рост газового фактора вероятно объясняется тем, что увеличивается объем добычи нефти из нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.
Основной объем добычи попутного (нефтяного) газа в 2006 г. приходится на Уральский Федеральный округ – 44 млрд. куб. м или 76% всей российской добычи.
В остальных регионах добыто 13,9 млрд. куб. м, в том числе:

 в Приволжском ФО – 6 млрд. куб. м(10,4%)

• в Северо-Западном ФО – 2,5 млрд. куб. м (4,3%)
• в Южном и Сибирском ФО – по 2,1 млрд. куб. м (3,6%)
• в Дальневосточном ФО – 1,2 млрд. куб. м (2,1%).

 Из общего объема добычи попутного газа в 2006 г. – 46,5 млрд. куб. м (или 80,3%) приходится на пять нефтяных компаний, в том числе:

 ОАО «Сургутнефтегаз» - 15,6 млрд. куб. м (27%)

• ОАО «Роснефть» - 8,7 млрд. куб. м (14,9%)
• ОАО «ЛУКОЙЛ» - 7 млрд. куб. м (12%)
• ОАО «ТНК-ВР Холдинг» - 10,9 млрд. куб. м (18,8%)
• ОАО «Газпромнефть» - 4,4 млрд. куб. м (7,6%)

Использование попутного газа

Использование попутного газа осуществляется в основном по трем направлениям: поставка потребителям, в том числе на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), переработка на станциях компримирования (КС) и для собственных нужд.

Структура расхода и использования извлеченных ресурсов попутного (нефтяного) газа в 2006 г. следующая:

• 61,6% - поставлено потребителям,
• 24,4% - сожжено на факельных установках,
• 12,9% - использовано на собственные нужды,
• 1,4% - потери

Использование попутного (нефтяного) газа имеет отрицательную динамику, и в относительных объемах сократилось с 80,1% в 2001 г. до 75,6% в 2006 г.

При существенном росте использования попутного (нефтяного) газа для собственных нужд с 4,4 млрд. куб. м в 2001 г. до 7,5 млрд. куб. м в 2006 г. (в 1,7 раза), объем его переработки на ГПЗ и КС за этот же период увеличился лишь в 1,4 раза (с 22,2 млрд. куб. м в 2001 г. до 30,7 млрд. куб. м в 2006 г.).
Объем переработки попутного газа составляет 94,9% от действующих проектных мощностей газоперерабатывающих заводов и станций компримирования (34,4 млрд. куб. м).

В целом по России дефицит производственных мощностей по переработке попутного газа составляет 24 млрд. куб. м. В региональном разрезе обеспеченность газоперерабатывающими мощностями составляет: Северо-Западный ФО – 12%, Приволжский ФО – 52%, Южный ФО – 24%, Уральский ФО – 65%, а в Сибирском ФО и Дальневосточном ФО мощности по переработке попутного газа отсутствуют.

Динамика сжигания попутного газа на факельных установках имеет негативную тенденцию. В период с 2001 по 2006 гг. объем сжигания попутного газа увеличился почти в 2 раза )с 7,2 млрд. куб. м в 2001 г. до 14,1 млрд. куб. м в 2006 г.) и составил в 2006 г. 24,4% от суммарной его добычи. В абсолютном выражении большая часть попутного газа сжигается в Западной Сибири – 9,7 млрд. куб. м (68,7%).

Уровень сжигания попутного (нефтяного) газа по нефтяным компаниям колеблется от 53,5% до 5% и составляет в среднем по России 24,4%.

По основным нефтедобывающим компаниям объем сжигаемого попутного газа составляет 11,2 млрд. куб. м (78,8%), в том числе: ОАО «Роснефть – 3,6 млрд. куб. м (25,2%), ОАО «ТНК-ВР Холдинг» - 2,3 млрд. куб. м (16,2%), ОАО «Газпромнефть» - 2,4 млрд. куб. м (16,7%), ОАО «ЛУКОЙЛ» - 1,9 млрд. куб. м (13,5%), ОАО «Сургутнефтегаз» - 1,0 млрд. куб. м (7,2%).

Сжигание попутного газа на факельных установках приводит к значительным потерям ценного химического сырья. К примеру, в 2004 г. в составе попутного газа на факельных установках сожжено 7,1 млн. т этана, 4,1 млн. т пропана, 2,6 млн. т бутана, 13 млн. куб. м гелия. Кроме того, сжигание попутного газа приводит к значительным выбросам твердых загрязняющих веществ и ухудшению экологической обстановки в нефтепромысловых районах (в 2004 г. в атмосферу выброшено 321,8 тыс. т твердых загрязняющих веществ или около 12% общего объема выбросов в России).

Регламенты и документы по использованию попутного нефтяного газа

Основными документами, регламентирующими использование попутного газа, являются ведомственные инструкции и методики к содержанию проектных документов на различные стадии разработки месторождений, в которых отсутствуют четкие и конкретные требования, обязывающие недпропользователей проводить технологические и технико-экономические исследования, обеспечивающие комплексную разработку месторождений.

Действующая процедура рассмотрения проектной документации в части участия государственных органов исполнительной власти заключается в формальном согласовании письмом руководства Роснедра протоколов рассмотрения проектной документации Центральной комиссией по разработке месторождений (ЦКР) имеющей статус федерального государственного учреждения. В лицензиях на право пользования недрами на разработку и добычу углеводородного сырья в основной их массе отсутствуют количественные требования к утилизации и использованию попутного газа (данные МПР России).

Учет добычи попутного газа

До настоящего времени, отсутствует единая система учета добычи попутного (нефтяного) газа. В отчетности за 2005 год, представленной Росстатом, Росгеолфондом (МПР России) и ЦДУ ТЭК (Минпромэнерго России), данные по объему извлеченного из недр попутного газа имеют существенные отличия (объем извлечения попутного газа: Росстат – 55,9 млрд. куб. м, Росгеолфонд – 36,7 млрд. куб. м, ЦДУ ТЭК – 55,3 млрд. куб. м; объем сжигаемого попутного газа: Росстат – 13,1 млрд. куб. м, Росгеолфонд – 13,4 млрд. куб. м, ЦДУ ТЭК – 14,9 млрд. куб. м).

Кроме того, следует отметить, что учет добычи попутного газа на нефтяных промыслах, как правило, осуществляется косвенным путем, т.е. по газовому фактору.

Инструментальные замеры объемов извлекаемого, используемого и сжигаемого попутного (нефтяного) газа в большинстве не осуществляются.

В регламентирующих документах по учету добычи попутного газа, отсутствуют обязательные требования по обеспечению промысловых установок инструментальными средствами измерения.

В соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации попутный газ единственное полезное ископаемое, на которое установлена нулевая ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Данная норма принята в 2000 году и введена в действие с 1 января 2001 года в целях поддержания и вывода из кризиса предприятий ТЭК в связи с низкими ценами на нефть в 1997-1999 гг. (9-12 долл. США за баррель нефти). Следует отметить, с введением нулевой ставки НДПИ на попутный газ, резко увеличился объем его сжигания на факельных установках (с 7,2 млрд. куб. м в 2001 году до 11,2 млрд. куб. м в 2002 году).

Методика ценообразования на попутный газ

Ценообразование на попутный газ до настоящего времени регулировался приказом Минэкономразвития России от 30 апреля 2002 года № 117.

Рис. 1 Извлеченные ресурсы попутного (нефтяного) газа за 2001-2006 гг., ,млн. куб. м

Справочно: указанный приказ признан утратившим силу (приказ Минэкономразвития России от 14.09.2007 № 318).

Действующая методика определения цен на попутный газ утверждена Минэнерго России приказом от 12 ноября 2002 года № 399, утверждает содержание в попутном газе пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана, гексана. Цена попутного газа определяется в зависимости от суммарного количества в нем выше перечисленных компонентов и колеблется от 73 руб./1000 куб. м до 442 руб./1000 куб. м, и составляет в среднем по России 256 руб./1000 куб. м. При этом, не учитываются затраты на добычу, сбор, хранение и транспортировку попутного газа. Следует отметить, в отличие от природного газа, оптовая цена на который для реализации на внутреннем рынке индексируется ежегодно, оптовые цены на попутный газ с 2002 года остаются неизменными. Данное обстоятельство является дестимулирующим фактором для развития мощностей по сбору и подготовке газа для реализации промышленным потребителям, и, как следствие, не позволяет развивать газоперерабатывающие мощности.

В настоящее время, в связи с монополией ОАО «Газпром» на владение Единой газотранспортной системы, которая имеет высокую загруженность по транспортировке природного газа, доступ нефтяных компаний весьма ограничен, что в совокупности с низкими ценами на попутный нефтяной газ не стимулирует нефтяные компании к использованию попутного газа.

Попутный газ - поручение Президента

В соответствии с поручением Президента Российской Федерации В. В. Путина Минпромэнерго России совместно с другими федеральными органами исполнительной власти подготовило проект основных мероприятий по повышению эффективности использования попутного (нефтяного) газа, который предусматривает:

• Подготовку изменений в Закон «О недрах» и нормативные правовые акты, устанавливающие требования:
  • к рациональному пользованию недрами;
  • к составу и содержанию технической (технологической) проектной документации на осуществление работ, связанных с пользованием недрами;
  • к организации учета добычи и использования полезных ископаемых.
• Комплексную проверку состояния замерного оборудования и оснащенности техническими средствами измерения выбрасываемого или сжигаемого попутного (нефтяного) и природного газа.

Создание и ведение реестра факельных систем с указанием координат их расположения, названия лицензионных участков и номеров лицензий, наличия требуемых средств измерения для учета сжигаемого попутного (нефтяного) и природного газа в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.

• Разработку проекта постановления Правительства Российской Федерации «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 12 июня 2003 г. № 344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления» (в редакции постановления Правительства Российской Федерации от 1 июля 2005 г. № 410), предусматривающего введение прогрессивной платы за выбросы попутного (нефтяного) и природного газа, продуктов их сжигания на факельных установках с 1 января 2011 г. и увеличение размеров экологических штрафов за сверхнормативные выбросы при сжигании природного газа.
• Утверждение методики расчета степени утилизации попутного (нефтяного) газа по лицензионному участку, учитывающей извлечение из попутного газа высокомолекулярных углеводородов и сжигание на факеле низкомолекулярных углеводородов.
• Разработку проекта постановления Правительства Российской Федерации, предусматривающего внесение следующих изменений:
  • в постановление Правительства Российской Федерации от 7 марта 1995 г. № 239 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен (тарифов)» по исключению попутного (нефтяного) газа из Перечня продукции производственно-технического назначения, товаров народного потребления и услуг, на которые государственное регулирование цен (тарифов) на внутреннем рынке Российской Федерации»;
  • в постановление Правительства Российской Федерации от 15 апреля 1995 г. № 332 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен на газ и сырье для его производства» по отмене регулирования оптовых цен на попутный (нефтяной) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки;
  • в Положение о федеральной службе по тарифам, утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. № 332 «Об утверждении положения о Федеральной службе по тарифам» по исключению функции регулирования оптовых цен на попутный (нефтяной) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки.
• Разработку и утверждение инструментария, устанавливающего порядок формирования статистической отчетности извлеченного и использованного попутного (нефтяного) газа на основе первичных учетных документов, составленных по показаниям средств учета.
• Разработку и утверждение Национальных стандартов, регламентирующих:
  • систему сбора и подготовки попутного (нефтяного) и природного газа в нефтегазодобывающих организациях;
  • организацию учета попутного (нефтяного) газа при добыче и сжигании.
• Разработку законопроекта «О внесении изменений в Федеральный закон «О газоснабжении в Российской Федерации», предусматривающий приоритетный доступ к Единой системе газоснабжения поставщиков отбензиненного сухого газа, получаемого после переработки попутного (нефтяного) газа».
• Разработку законопроекта «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике», обеспечивающий приоритетный доступ к единой национальной (общероссийской) электрической сети поставщиков электроэнергии, вырабатываемой на газотурбинных и газопоршневых тепловых электростанциях из попутного (нефтяного) газа или продуктов его переработки.

В результате реализации указанных мер предусмотрено к 2011 году достичь уровня утилизации попутного (нефтяного) газа не ниже 85% от объема извлекаемых ресурсов, а к 2015 г. – не ниже 95%.

А. Е. Савинов
Начальник отдела Департамента ТЭК Министерства промышленности и энергетики РФ
Ситуация с утилизацией попутного нефтяного газа и предлагаемые меры по переработке ПНГ