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, что в современных условиях недопустимо. Одной серьезных экологических проблем, стоящих сегодня перед РФ, его гражданами и недропользователями, является проблема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ).
Для анализа ситуации в Томской области (ТО) были рассмотрены данные по 41 месторождению ТО, рассчитаны показатели добычи и сжигания ПНГ на факельных установках, количество вредных выбросов в атмосферу СО2 из-за сжигания ПНГ, выявлены причины нерационального использования попутного нефтяного газа и обозначены пути решения проблемы утилизации ПНГ [1,2].
На протяжении нескольких десятилетий ПНГ сжигается на факельных установках, на месторождениях, в результате чего наносится колоссальный ущерб окружающей среде и теряется невосполнимый энергетический ресурс, являющийся к тому же ценным нефтехимическим сырьем. За 2014 г. на территории ТО добыто 764 млн. м3 ПНГ [3], а средний объем утилизации по всем месторождениям составил всего лишь 30 %. При этом, согласно постановлению Правительства РФ от 8 января 2009 г. «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» [4], объем утилизации ПНГ с 2012 г. должен быть доведѐн до уровня не менее 95 %. Таким образом, за 2008 г. на месторождениях ТО сожжено 535 млн. м3 попутного нефтяного газа, а в денежном эквиваленте, при средней цене на ПНГ в 253 руб. за 1000 м3, в атмосферу, вместе с тоннами отравляющих веществ, выброшено 135,4 млн руб. при сжигании нефтедобытчиками попутного нефтяного газа.
По имеющейся в печати информации, в Российской Федерации только 40 % ПНГ (примерно 12 млрд куб. метров) подвергается переработке с целью получения сырья для нефтехимических предприятий и сжиженного газа для населения. Еще 40 % сжигается без переработки на ГРЭС, а 20 % уничтожается на промыслах путем сжигания в открытых факелах, при этом загрязняющие выбросы в атмосферу исчисляются тысячами тонн. Только по официальным (в несколько раз заниженным) данным, в России ежегодно сжигается около 30 млрд куб. метров ПНГ. При этом необходимо отметить, что при сжигании 1000 куб. метров ПНГ в атмосферу выбрасывается около трех тонн СО2, то есть 90 млн. тонн СО2 в год. Из-за огромного потребления кислорода и теплового излучения при сжигании ПНГ усиливается парниковый эффект [1]. Сжигание ПНГ в факелах и его выброс в атмосферу потенциально опасны для здоровья, так как в результате сжигания 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.
В результате анализа данных по месторождениям были выявлены основные причины нерационального использования попутного нефтяного газа в ТО.
Основной причиной сжигания ПНГ на факельных установках является удаленность месторождений от развитой инфраструктуры [5]. Подсоединение таких месторождений к газопроводам, подводка их к газоперерабатывающим заводам требуют больших капиталовложений, а недропользователи, как правило, стремятся к минимизации издержек. Большинство месторождений находятся в труднодоступных районах и удалены от развитой инфраструктуры.
Второй по значимости причиной нерационального использования ПНГ являются размеры месторождений. Многие из них сжигают сравнительно небольшие объемы газа, то есть, сами месторождения — относительно небольшие. В ТО на большинстве месторождениях добывается менее 20 млрд. м3 ПНГ.
В 2008 г. на Лугенецком месторождении — самом крупном нефтегазоконденсатном месторождении ТО, добыто 134 млн. м3 ПНГ, а объем утилизации составил 96 %. При этом на втором по значимости Игольско-Таловом месторождении добыто 105 млн. м3 ПНГ, а утилизировано всего 49 % [3].
Еще одной проблемой, связанной с утилизацией попутного нефтяного газа, является низкая цена 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 руб. В данных условиях транспортировка ПНГ на нефтехимические предприятия становится нерентабельной, т. к. издержки превышают прибыль, ведь для транспортировки требуется дорогостоящее строительство и обслуживание трубопровода. В настоящее время стоимость строительства 1 км стандартного трубопровода (530 мм) составляет 15,8 млн. руб. Эксплуатация трубопровода также является дорогим мероприятием: обслуживание трубопровода 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 [1].
Идея выработки электроэнергии с использованием в качестве топлива ПНГ не нова, но основным препятствием в ее реализации является возможность сдачи выработанной электроэнергии в единую энергосистему ТО и дальнейшая ее реализация внешним потребителям. Для этого необходима специальная региональная программа по созданию альтернативной энергетики на ПНГ с согласованием в правительстве Российской федерации и РАО «ЕЭС России», а также выработка нормативно-правовых документов по этой деятельности. Нет необходимости доказывать всевозрастающее значение альтернативной энергетики в условиях неустойчивости рынка энергоресурсов и имеющегося дефицита электроэнергии в ТО. Кроме того, при местной альтернативной энергетике появляется возможность регулирования тарифов на электроэнергию. Как показывает опыт Тюменской области, выработка собственной дешевой электроэнергии позволила значительно сократить ее закупку у сторонних производителей [1]. «Сургутнефтегаз» утилизирует до 96 % ПНГ, путем строительства газотурбинных электростанций на отдаленных месторождениях и последующей сдачей выработанной электроэнергии в единую энергосистему Тюменской области.
В государственных программах уделяется большое внимание малому и среднему бизнесу — альтернативе естественных монополий, как более гибкой и самонастраивающейся части производительных сил в обществе. Для привлечения малого и среднего бизнеса к созданию производств по сжижению, переработке и транспортировке ПНГ к местам переработки и реализации необходима разработка региональной программы. Сегодня это совершенно незаполненная ниша деятельности в условиях всевозрастающего спроса на рынке сжиженного газа, ввозимого в настоящее время в область из других регионов. Стихийно рынок уже к этому идет, но без контроля государства. Со стороны нефтяников было бы гораздо честнее отдать ПНГ по бросовой цене прямо на промыслах предпринимателям, желающим вкладывать деньги, и закрыть вопрос о выполнении лицензионных соглашений и штрафах за выбросы в атмосферу, чем вести изнурительные демагогические споры, загоняющие проблему только в тупик. Можно сказать, что в результате ведомственных противоречий сформировалась классическая схема экономической безответственности перед государством.
Для справки. Российские производители активно осваивают выпуск установок широкого спектра производительности по сжижению и переработке ПНГ со сроками окупаемости от 2 до 5 лет. Создан уникальный, не имеющий мировых аналогов мини-газоперерабатывающий комплекс «Протоген», способный работать непосредственно на промыслах и полностью утилизировать ПНГ в высокооктановые компоненты бензинов. Многие установки уже внедрены и успешно эксплуатируются в составе нефтегазохимических производств в промышленных регионах страны. Даже самое простое — исключение доступа к факелам газового бензина на первом этапе программы — уже станет прорывом в решении проблемы ПНГ. Трудно переоценить экономическое значение реализации для ТО этой программы. В первую очередь, будет дан импульс в организации новых производств, что повлечет за собой создание новых рабочих мест, а также решение многих других социальных проблем в районах области. Также этот процесс будет способствовать развитию сети газозаправочных станций с более дешевым и экологически чистым моторным топливом. Для реализации данной программы Томская область обладает высоким научным и промышленным потенциалом.
Актуальным и рентабельным направлением в области утилизации ПНГ является газохимическая переработка. Среди разнообразных предложений по газохимической переработке газа для условий ТО 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. Другие технологии GTL, предполагающие производство метанола, диметилового эфира, бензол-толуольного концентрата, других «ценных» компонентов в промысловых условиях не применимы из-за отсутствия всесезонных дорог и рынка потребления.
Технологический процесс производства жидких углеводородов представляет собой автоматизированный процесс, управление которым осуществляется с использованием микропроцессорной техники. Оперативно-техническое обслуживание, мелкий и аварийный ремонт оборудования осуществляется штатами ремонтно-механических служб на промысле.
Основные работы, требующие привлечения квалифицированного персонала, приходятся на периоды остановки производства на капитальный ремонт оборудования, перегрузку катализатора.
Основной недостаток рассматриваемого варианта — отсутствие примеров апробации предлагаемой технологии в промысловых условиях. Проекты по технологиям GTL представлены на Российском рынке, однако у разработчиков нет примеров пилотных (демонстрационных) проектов установок, работающих на ПНГ с получением заявленных целевых продуктов. Нет четкого представления об отходах производства и стоимости их утилизации.
Для рационального использования попутного нефтяного газа следует также рассмотреть различные варианты закачки ПНГ в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления, а также получения дополнительных объемов добычи нефти. Подготовка ПНГ для закачки в пласт минимальная — необходимо провести очистку газа от механических примесей и капельной жидкости на упрощенной установке подготовки газа (УПГ). Организация очистки газа от капельной жидкости позволяет извлечь из ПНГ часть ценных компонентов в виде C5+. Далее подготовленный газ компримируется до 30 МПа и подается на устья переоборудованных нагнетательных скважин по газопроводам высокого давления.
В заключение стоит отметить, что зачастую утилизация ПНГ не является прибыльным мероприятием в силу вышеизложенных причин. Для месторождений ТО основной причиной сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках является удаленность месторождений от развитой инфраструктуры. Однако не стоит рассматривать процесс утилизации ПНГ как абсолютно нерентабельное мероприятие. Во многих случаях применение вышеперечисленных технологий делает процесс утилизации ПНГ прибыльным, однако в каждом конкретном случае необходимы расчеты эффективности внедрения на месторождение той или иной технологии.
Литература:
1. Князев М. А., Лукьянов В. Г. Проблемы использования попутного нефтяного газа в ТО и возможные пути их решения // Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевой базы и предприятий ТЭК Сибири. — 2008. — № 7. — С.51–54.
2. Аксенов А. В., Широков Ю. Ф. Регулирование рынка ПНГ: уточнить терминологию, добавить меры стимулирования и ответственности // Нефтегазовая Вертикаль. — 2009. — № 8. — С.71–78.
3. Попутный нефтяной газ [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www.cctc.ru (дата обращения 29.08.10).
4. Постановление Правительства РФ от 8 января 2009 г. «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» — М., 2009.
5. Гречишкина И. Разумный баланс между стимулами и принуждением // Нефтегазовая Вертикаль. — 2009. — № 9. — С.84–88.
