Scientific journal

Modern problems of science and education

ISSN 2070-7428

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 1,006

Успешная реализация ресурсно-инновационной стратегии развития нефтегазового сектора экономики зависит от достижения определенных значений, в частности, таких показателей, как энергосбережение, нефтеотдача, добыча и прирост запасов углеводородного сырья, а также уровень утилизации попутного нефтяного газа. Уровень утилизации попутного газа в России остается очень низким, о чем свидетельствуют данные, представленные в таблице 1 [2]. Согласно этим данным, в 2011 году в России было добыто порядка 60,0 млрд кубометров ПНГ, из которых сожжено 15,8 млрд кубов, или 26%. При этом уровень использования нефтяного газа в экономически развитых странах превышает 99-95%, а во многих штатах США достигает 98%.

Таблица 1. Динамика доли сжигаемого попутного нефтяного газа от его добычи

Актуальность проблемы заключается в том, что попутный нефтяной газ, являясь ценным сырьем для нефтехимической промышленности, сжигается в факельных установках, загрязняя окружающую среду и усиливая парниковый эффект. По данным Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации, доля сектора «Добыча полезных ископаемых» по классификации ОКВЭД в загрязнении атмосферного воздуха аммиаком (NH3) составляет 37,9%, сернистым газом (SO2) - 6,3%, оксидом углерода (СО) - 45,7%, летучими органическими соединениями (ЛОС) - 50,8%, оксидами азота (NO2 и NO) - 10,1%. Наибольший вклад в общий объем загрязняющих веществ принадлежит нефтедобывающим предприятиям из-за сжигания попутного газа [3]. При этом уровень утилизации попутного нефтяного газа крупнейшими нефтегазовыми компаниями превышает 70% (таблица 2).

Таблица 2. Уровень утилизации попутного нефтяного газа в крупнейших компаниях России

Невысокий уровень утилизации попутного газа, в частности компанией ОАО «Роснефть», можно объяснить тем, что:

• а) разрабатываемые месторождения Восточной Сибири находятся на начальной стадии своего жизненного цикла;
• б) субъекты Сибирского и Дальневосточного федеральных округов характеризуются неразвитостью производственной и транспортной инфраструктуры;
• в) геологическими особенностями новых месторождений восточносибирской нефтегазоносной провинции, которые определяют качественные характеристики ПНГ, а следовательно, требуют иных подходов к его использованию.

В реестре Министерства энергетики РФ субъектов предпринимательской деятельности, осуществляющих добычу нефти, насчитывается 201 предприятие. На оставшиеся 192 компании приходится 29% всей добычи и низкий уровень утилизации попутного газа. Это компании, как правило, средние или малые недропользователи, которые осуществляют разведку и начальное освоение месторождений. В данном случае низкий уровень утилизации ПНГ чаще всего связан с его небольшим объемом добычи в начальных стадиях освоения месторождения. В подтверждение к сказанному ниже представлена таблица по нефтедобывающим предприятиям Томской области [7] (таблица 3).

Таблица 3. Объемы добычи и использования ПНГ в Томской области в 2012 г.

Лидерами в сфере добычи и утилизации ПНГ являются ОАО «Томскгазпром» и ОАО «Томскнефть» ВНК. При этом другие две компании (НК «Русснефть» и ООО «Газпром-нефть-Восток»), сопоставимые по объемам добычи нефти, сильно уступают по показателям использования ПНГ. Причина кроется в том, что месторождения на принадлежащих этим компаниям лицензионных участках находятся на начальной стадии эксплуатации. Ситуация в целом повторяет общероссийскую. Малые недропользователи финансово не состоятельны для полномасштабных инвестиций в реализацию проектов по утилизации ПНГ.

Так, для западносибирских месторождений характерно преобладание в ПНГ метана (60-70%). Содержание этана варьирует в диапазоне - 5-13%, пропана - 10-17%, бутана - 8-10%. Газ новых нефтегазоносных провинций Восточной Сибири характеризуется содержанием большого количества других газов, в частности гелия и азота (таблица 4). Так, рост мирового потребления гелия оценивается на уровне 5% в год [5].

Таблица 4. Состав попутного нефтяного газа месторождений Восточной Сибири.

Как следствие, необходим комплексный подход к одновременному использованию ПНГ и гелия, который является ценным сырьем, применяемым в следующих производственных областях:

• сварка, резка, плавка металлов;
• транспорт ракетного топлива;
• производство полупроводников;
• теплоноситель в высокотемпературных ядерных реакторах;
• дыхательные смеси для глубоководных исследований;
• консервант биопродуктов;
• компонент среды газовых лазеров и др.

В настоящее время использование ПНГ нефтегазовыми компаниями осуществляется по следующим направлениям:

1) технологический: закачка в пласт;

2) энергетический: использование на местах для выработки электроэнергии, идущей на нужды нефтепромысловых объектов;

3) нефтехимический: переработка на газоперерабатывающих заводах с получением: а) сухого отбензиненного газа, состоящего из метана, этана и ряда тяжелых компонентов, которые можно транспортировать по трубопроводной системе; б) широкой фракции легких углеводородов, которые используются для производства каучуков, пластмасс, высокооктановых бензинов; в) стабильного газового бензина, являющегося аналогом прямогонного бензина в нефтепереработке; г) газового моторного топлива (автомобильного пропан-бутана);

4) криогенная переработка с целью производства сжиженного углеводородного газа для коммунально-бытовых нужд.

Использование ПНГ на территории Томской области предполагает главным образом сдачу в газотранспортную сеть, на расширение которой от нефтепромысловых объектов до пункта приема ежегодные инвестиции составляли порядка 1% от всего объема в 2011 и 2012 г., основная доля которых приходится на указанных лидеров. Использование для нужд нефтепромысла ПНГ для выработки электроэнергии не решает проблемы утилизации в связи с тем, что не требуется большого количества ПНГ. Другие способы утилизации практически не реализуемы на современном этапе развития нефтегазовых компаний из-за финансово-экономической несостоятельности основной массы недропользователей.

Для полноты картины существующих проблем в сфере утилизации обозначим ряд других факторов, сдерживающих решение данного вопроса.

1. Технические: отсутствие на многих месторождениях необходимой производственной и технологической инфраструктуры, автоматизированных систем учета, низкая оснащенность измерительными приборами по ступеням сепарации. Например, наблюдается наличие измерительных приборов на факельных установках на всех скважинах только в ОАО «Сургутнефтегаз».
2. Технологические: отсутствие технологий, позволяющих утилизировать ПНГ третьей и четвертой ступеней, ориентация сложившихся систем сбора и утилизации ПНГ на централизованные схемы поставки.
3. Методические: несовершенство методики и техники измерения, учета и оценки ресурсов ПНГ, и, соответственно, недостаток данных об объемах сжигания и использования ПНГ, отсутствие единых требований к измерительным приборам и системе учета ПНГ. На практике прогноз ПНГ осуществляется на основе газового фактора, который меняется в зависимости от стадии разработки месторождения; от температуры подогрева нефти в процессе ее подготовки, от пластового давления в залежи, от наличия дополнительных источников газа, помимо растворенного газа в нефти (газ газовых шапок, газ возврата). При этом для достоверности прогнозных расчетов по объемам ПНГ в залежи необходим постоянный мониторинг рабочего газового фактора в форме частых одномоментных замеров посредством мобильных газохроматографов. Нефтяники отмечают отсутствие измерительного устройства, которое могло бы длительное время точно осуществлять замеры, так как на датчиках, находящихся в трубе, происходит осаждение углеводородных соединений и воды. Их постоянное дренирование (удаление) не решает проблемы точного учета ПНГ. На качество замеров влияет также и изменение состава ПНГ, который в результате применения вторичных и третичных методов нефтеотдачи пласта утяжеляется, насыщаясь такими неуглеводородными компонентами, как кислород, углекислый газ, азот идр.
4. Экономико-географические: удаленность потенциальных рынков от мест нефтедобычи. Строительство газопроводов для транспортировки ПНГ к заводам отличается высокой капиталоемкостью вследствие труднодоступности местности, что увеличивает стоимость 1 км трубопровода, по оценке специалистов, до 1,3-1,5 млн долларов.
5. Экономические: себестоимость ПНГ, уровень цен на ПНГ и природный газ. Увеличение себестоимости ПНГ вследствие транспортировки с удаленных месторождений до газоперерабатывающих предприятий в несколько раз. Так, у ОАО «Газпром» себестоимость ПНГ увеличивается с 4-7 долл. за 1 тыс. куб. м на выходе из скважины до 30 долл. за 1 тыс. куб. м. Уровень цен в конкурентной среде определяется большей частью ценами на природный газ.
6. Административные: незначительные штрафные санкции за выбросы продуктов горения попутного газа; неэффективность существующей в России системы государственного контроля и мониторинга за выполнением условий лицензионных соглашений, в том числе в плане утилизации ПНГ; многосторонний многочисленный контроль на федеральном уровне, что влечет его неэффективность.
7. Правовые: несовершенство законодательно-нормативной базы. В настоящее время процессы сбора, подготовки и использования попутного газа регулируются рядом федеральных законов - «О недрах», «О газоснабжении в Российской Федерации», «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках», «Об охране окружающей природной среды», «Об охране атмосферного воздуха» и пр. Но ПНГ не рассматривается законодательством Российской Федерации в качестве самостоятельного объекта государственного регулирования.
8. Институциональные: отсутствие конкурентной среды вследствие наличия на газовом рынке монополиста - ОАО «Газпром», который может использовать различные инструменты для сохранения своей рыночной власти.

По нашему мнению, необходимо рассматривать проблему сокращения сжигания попутного нефтяного газа, опираясь на положения ресурсоэффективности, а именно рассматривать попутный газ как ценное сырье, установив налог на его добычу, так же как и на свободный газ. Ввести дифференцированные ставки платы, т.е. применять коэффициент, зависящий от газового фактора и общего объема добычи попутного газа.

В настоящее время, согласно условиям лицензионных соглашений, установлен для всех одинаковый уровень утилизации попутного газа 95% [4]. Постановление Правительства РФ от 08.11.2012 г. N 1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» [6] частично решило данную проблему в части корректировки платы с учетом объемов добычи попутного газа предприятиями. Но п. 5 данного постановления содержит положение, согласно которому в случае отсутствия системы учета объемов попутного нефтяного газа, соответствующей требованиям, устанавливаемым Министерством энергетики Российской Федерации, независимо от значения показателя сжигания исчисление размера платы за выбросы осуществляется с применением к нормативам платы за выбросы дополнительного коэффициента, равного 120. Данный подход серьезно снизит конкурентоспособность многих предприятий, которые только начали освоение месторождений. В данной ситуации, по нашему мнению, целесообразно рассмотреть иной подход к стимулированию рационального использования ценного природного ресурса. Внести изменения в статью 342 Налогового кодекса РФ, устанавливающие дифференцированную налоговую ставку для используемого и сжигаемого газа.

Рецензенты:

Гринкевич Л.С., д.э.н., профессор, заведующая кафедрой налогообложения и мировой экономики Томского государственного университета, г. Томск.

Хижняков В.И., д.т.н., профессор кафедры транспорта и хранения нефти и газа Томского политехнического университета, г. Томск.