Проблема изменения климата пока имеет низкую приоритетность в нашей стране, что тормозит процесс декарбонизации, отмечают эксперты. Согласно опросам общественного мнения, опубликованным ВЦИОМ в сентябре 2020 года, 40% взрослых россиян полагают, что проблема глобального потепления надумана и раздута. Обратного мнения придерживаются 52% россиян. По их мнению, глобальное потепление представляет собой действительно значимую проблему. Однако большинство опрошенных — от 62% до 76%, не готовы платить больше за товары или услуги, даже при условии, что средства пойдут на внедрение возобновляемых источников энергии или повышение энергоэффективности.
Сжигать можно не более 5% ПНГ
В составе ПНГ основную часть занимает метан, который с восьмидесятых годов прошлого века считается в России загрязняющим веществом и регулируется законодательством. В этой связи для нефтегазовых компаний имеет значение постановление правительства РФ от 8 ноября 2012 года № 1148 «Об особенностях исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа».
Этим постановлением введено предельно допустимое значение объема ПНГ, сжигаемого на факельных установках, в размере не более 5% от объема добытого ПНГ. Таким образом, нефтегазовым компаниям необходимо утилизировать 95% ПНГ. Если это не выполняется, то нефтегазовые компании обязаны вносить плату за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух. Затраты компаний на систему утилизации ПНГ учитываются при определении этой платы. Таким образом, чем больше компания тратит средств на систему утилизации ПНГ, тем меньше она платит за негативное воздействие на окружающую среду.
Как полагают отраслевые эксперты, низкий уровень эффективного использования ПНГ свидетельствует либо о недостаточности мер стимулирования, либо о низких ставках платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух.
Сокращение объема сжигания ПНГ напрямую связано с уменьшением выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферу. Несмотря на ряд принятых мер по увеличению полезного использования попутного нефтяного газа, уровень его утилизации в России значительно ниже целевого показателя 95%, отмечают эксперты.
Утилизация ПНГ
По данным «ЦДУ ТЭК», в 2009 году в РФ добыто 78% ПНГ и 22% сожжено от общего извлечения ПНГ из недр. При этом доля ПНГ в общей добыче газа в 2009 году составила 10,5%. В 2021 году добыто 83,2% ПНГ и сожжено 16,8% от общего извлечения ПНГ из недр. При этом доля ПНГ в общей добыче газа составила 15,9%. На показатели существенно влияет общий рост добычи нефти и ПНГ в стране, расширение географии производства за счет месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, удаленных от основной инфраструктуры и центров газопереработки в европейской части и Западной Сибири.
В течение последних пяти лет утилизация ПНГ в России остается на среднем уровне 80%. Эксперты обращают внимание на тот факт, что официальная статистика по объемам сжигания, а, значит, по показателю утилизации ПНГ, в РФ и международная статистика расходятся.
Основные направления утилизации ПНГ
В России утилизация ПНГ развивается по четырём направлениям. Во-первых, она связана с поставкой ПНГ местным потребителям. Во-вторых — с его закачкой в газотранспортную систему. Затем — с переработкой на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) и, наконец, — с выработкой электроэнергии за счёт ПНГ для собственных нужд.
Например, «Средневолжская газовая компания» реализовала проект по возобновлению приема попутного газа «РИТЭК-Самара-Нафта», регионального промышленного предприятия в сети газоснабжения. Для этого «Средневолжская газовая компания» проложила 14,5 км газопровода высокого давления, построила блочный узел расхода газа и четыре подводных перехода через реки Грачевка и Кутулук.
Компания «Газпромнефть-Восток» ввела в эксплуатацию сеть газопроводов Урмано-Арчинской группы месторождений и Южно-Пудинского лицензионного участка в Томской области. Этот проект позволил предприятию в четыре раза увеличить объем газа, сдаваемого в сеть, и повысить уровень утилизации ПНГ до 95%. Для успешной реализации этого проекта был сооружен газопровод длиной 18 километров.
«Газпром нефть» также реализует проект по обратной закачке газа в пласт на Новопортовском месторождении. За счет этого удалось довести уровень утилизации ПНГ до 95%.
На Верхнечонском месторождении в Восточной Сибири компания «Роснефть» закачивает ПНГ во временное подземное хранилище. Эта технология позволяет хранить ПНГ для рационального использования в будущем, а не для поддержания пластового давления. Благодаря данной технологии уровень утилизации ПНГ на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении достиг 97%.
В 2019 году на месторождении имени Романа Требса, разрабатываемом «Роснефтью», введена в эксплуатацию первая очередь энергоцентра мощностью 22 МВт. Она включает в себя 20 газогенераторных установок. Это полностью покрывает текущие потребности предприятия в электроэнергии. В ближайшей перспективе мощность энергоцентра будет доведена до проектных 46 МВт. Для сравнения: мощность региональной электростанции, обеспечивающей электроэнергией город Нарьян-Мар и ближайшие населенные пункты, составляет 38 МВт.
Компания «Татнефть» модернизировала Миннибаевский ГПЗ в 2019 году, который еще с советских времен был предназначен для переработки ПНГ. Это позволило снизить объемы сжигания ПНГ на факелах и достичь 96% его утилизации на большинстве месторождений «Татнефти». Также компания планирует производить малеиновый ангидрид — дорогостоящий продукт газопереработки.
«ЛУКОЙЛ» давно использует ПНГ для энергообеспечения производственных объектов. В 2015 году на нефтеперерабатывающем заводе «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» введена в строй одна из самых крупных газотурбинных электростанций. Её электрическая мощность составляет 200 МВт, а тепловая мощность 435 Гкал/ч. Она предназначена для собственных нужд предприятия. До этого завод полностью питался от находящейся неподалеку Пермской ТЭЦ-9 «КЭС-Холдинга», получая от нее как электрическую, так и тепловую энергию. По состоянию на сентябрь 2020 года всего в «ЛУКОЙЛе» использовалось 75 газотурбинных установок пермского производства совокупной мощностью 850 МВт.
Сокращение эмиссии метана
Перед российскими нефтегазовыми компаниями стоит важная задача — управление выбросами метана. Согласно официальным данным, основные выбросы метана, порядка 70% в российском нефтегазовом секторе, приходятся на транспортировку, хранение и распределение газа. Это объясняется уникальной протяженностью газотранспортной сети, объемами транспортируемого газа, как российского, так и центральноазиатского, а также размерами внутреннего российского рынка. Раскрытие информации по эмиссии метана базируется только на собственных данных российских компаний.
Эксперты Международного энергетического агентства (МЭА), которые используют данные системы спутникового мониторинга, позволяющие точно проводить независимую оценку объемов эмиссии метана, указывают на значительные объемы эмиссии метана в сегменте добычи — как природного газа, так и нефти. Эти данные значительно отличаются от статистики, представляемой российскими нефтегазовыми компаниями.
Эксперты обращают внимание на тот факт, что официальная статистика в России и международная расходятся, как по показателю утилизации ПНГ, так и по выбросам метана.
Основываясь на данные спутников, эксперты МЭА подсчитали, какая страна вносит наибольший вклад в антропогенные выбросы метана. Для этого они запустили специальный проект — Метан Трекер. В итоге первое место, и почти 14 тыс. мегатонн за 2020 год, принадлежит России.
США не сильно отстает от РФ — выбросы страны оцениваются агентством в 12 тыс. мегатонн. Китай в рейтинге занимает 6 место — за 2020 год в стране утекло в атмосферу 3 тыс. мегатонн CH4.
Что способствует снижению выбросов метана?
Согласно данным экологических отчетов российских нефтегазовых компаний, в последние годы для них характерна стабилизация или снижение выбросов метана в атмосферу. К основным мероприятиям по сокращению выбросов CH4 отраслевые эксперты относят меры, направленные на снижение расхода топливного газа и предотвращение стравливания природного газа в атмосферный воздух при ремонте газопроводов.
Нефтяные компании дополнительно оснащают производственные объекты оборудованием для мониторинга, чтобы определять утечки метана при нефтедобыче. С учетом текущей структуры выбросов вполне возможно сократить эмиссию на треть без дополнительных инвестиционных затрат, а только за счет оптимизации производственных процессов, отмечают эксперты.
Снижению выбросов метана может способствовать внедрение систем мониторинга и реализация программ по ремонту оборудования для минимизации утечек газа. Помимо этого необходимо модернизировать технологии и оборудование для полного прекращения выбросов или утечек газа. Речь также идёт об оптимизации технического обслуживания и модернизации оборудования для более точных измерений и контроля выбросов метана, а также применение систем сбора и утилизации метана, в том числе в составе попутного нефтяного газа.
Нерешённая задача
Задача внедрения экономически эффективной технологии обнаружения, измерения и сокращения объемов выбросов метана на предприятиях нефтегазового сектора пока не решена, отмечается в исследовании «Декарбонизация нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России», подготовленном специалистами инновационного центра «Сколково» в 2021 году. Для более широкого внедрения существующих технологий предотвращения рассеивания метана и фугитивных, неорганизованных выбросов необходимо обновление операционных стандартов и технических регламентов.
Управление выбросами метана получает еще большее значение с учетом растущих требований по раскрытию и сертификации информации по эмиссии метана со стороны покупателей, в частности — Европейского Союза.
Внедрение наилучших доступных технологий
В России создана нормативная основа для внедрения на предприятиях нефтегазового сектора наилучших доступных технологий (НДТ). Как правило, внедрение НДТ сопровождается повышением энергоэффективности, как следствие — сокращением выбросов парниковых газов, а также снижением негативного воздействия на окружающую среду.
При внедрении наилучших доступных технологий компании имеют право получить субсидию из федерального бюджета. Те компании, которые переходят на НДТ, получают комплексное экологическое разрешение (КЭР). Такие разрешения выдают с 1 января 2019 года.
В настоящее время сформирован перечень из 300 предприятий, которые обязаны до 31 декабря 2022 года направить заявку на получение КЭР, а значит должны комплексно перейти на наилучшие доступные технологии.
Перечень этих предприятий утвержден приказом Минприроды России от 18 апреля 2018 года № 154 270. В перечень входят в том числе предприятия нефтегазового сектора, например, Харьягинское нефтяное месторождение, Астраханский газоперерабатывающий завод, «Сызранский нефтеперерабатывающий завод», Оренбургский газодобывающий комплекс, объект добычи нефти и газа, расположенный на территории Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, Рязанская нефтеперерабатывающая компания и другие предприятия.
Долгосрочные цели
По состоянию на начало 2021 года некоторые российские компании в нефтегазовом секторе опубликовали долгосрочные цели с горизонтом до 2024 года по сокращению выбросов парниковых газов. Представители «ЛУКОЙЛа» и «Татнефти» в публичных выступлениях упоминали, что стремятся к углеродной нейтральности к 2050 году, хотя не ставили такую цель официально.
Данные CDP (CDP (The Carbon Disclosure Project) — проект углеродной отчетности, существующий с 2000 года. Он стал золотым стандартом методологии и процесса раскрытия информации по выбросам парниковых газов. Этот проект является важнейшим источником данных в области климатических изменений для мирового рынка. Электронная база данных по углеродной отчетности CDP является крупнейшим в мире регистром, содержащим наиболее полную информацию по корпоративным выбросам парниковых газов и корпоративным стратегиям в области изменения климата.) на основе добровольной климатической отчетности показывают, что российские нефтегазовые компании постепенно повышают свой рейтинг. В 2020 году «Газпром», «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», «Нижнекамскнефтехим» и «Татнефть» улучшили свое положение в рейтинге CDP по сравнению с 2019 годом. Руководители «Татнефти», «ЛУКОЙЛа», «Роснефти», «НОВАТЭКа» и других компаний заявили о стремлении к долгосрочному сокращению выбросов парниковых газов или даже к полной углеродной нейтральности.
Российские нефтегазовые компании тестируют менее углеродоемкие виды топлива для снабжения своих предприятий электрической и тепловой энергией, а также для морской и трубопроводной транспортировки углеводородов. Пока эти проекты составляют незначительную долю энергопотребления компаний.
