Анализ представленной Росприроднадзором информации о деятельности ОАО «НК «Роснефть», ОАО НК «Славнефть», ОАО НК «Русснефть», ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», ОАО «Газпром нефть», ОАО НК «Лукойл», ОАО «АНК «Башнефть» и ОАО «Сургутнефтегаз» по утилизации нефтяного попутного газа показал, что указанными компаниями осуществляются комплексы мер по повышению полезного использования НПГ.

Объемы НПГ, сжигаемого на факельных установках

Согласно данным, представленным Росприроднадзором, в 2012 году мероприятия по повышению уровня утилизации НПГ в большинстве случаев будут реализованы в основном на участках недр с высоким уровнем добычи НПГ. При этом количество лицензионных участков к 2012 году, обеспечивающих уровень утилизации НПГ свыше 95 процентов, возрастет и составит:

в ОАО «НК «ЛУКОЙЛ» - 109 вместо 0 (74,6 % от общего количества участков в 2012 году);
в ОАО «Газпром нефть» - 46 вместо 1 (95,8 % от общего количества участков в 2012 году);
в ОАО «НК «Русснефть» - 72 вместо 8 (96,0 % от общего количества участков в 2012 году);
в ОАО «НК «Роснефть» - 263 вместо 70 (76,7 % от общего количества участков в 2012 году);
в ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» - 87 вместо 16 (63,5 % от общего количества участков в 2012 году);
в ОАО «АНК «Башнефть» - 75 вместо 48 (37,9 % от общего количества участков в 2012 году).

Общее количество участков, на которых в 2012 году будет производиться добыча НПГ, по данным Росприроднадзора, составит: в ОАО «НК «ЛУКОЙЛ» - 146 (в 2009 году - 132); в ОАО «Газпром нефть» - 48 (в 2009 году - 35); в ОАО «НК «Русснефть» - 75 (в 2009 году - 51); в ОАО «НК «Роснефть» - 343 (в 2009 году - 323); в ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» - 137 (в 2009 году - 124); в ОАО «АНК «Башнефть» - 198 (в 2009 году - 187).

При этом, планируемые затраты на мероприятия по повышению утилизации НПГ составят:

в ОАО «НК «Роснефть» - 100,0 млрд. рублей; в ОАО «НК «Славнефть» - 5,6 млрд. рублей; в ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» - 58,87 млрд. рублей; в ОАО «Газпром нефть» - 45,23 млрд. рублей; в ОАО «НК «Лукойл» - 22 млрд. рублей; в ОАО «Сургутнефтегаз» - 13,4 млрд. рублей.

По данным Росприроднадзора ОАО «Газпром нефть», ОАО «АНК «Башнефть» и ОАО «НК «Русснефть» будут находиться в режиме падающей добычи НПГ на участках недр.

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 № 7 нефтедобывающие компании планируют проведение следующих мероприятий по повышению использования НПГ до 2012 года в размере 95 %:

- разработка региональных специальных проектов по строительству объектов утилизации газа, включая газопроводы, газотурбинные электростанции, компрессорные станции для закачки газа в пласт с целью поддержания пластового давления и другие сооружения;

- строительство газопроводов, либо реконструкции уже имеющихся;

- рассмотрение вариантов, включающих комплексы переработки газа и автономные установки, вырабатывающие электроэнергию на подготовленном газе (для месторождений с уровнем добычи в объеме 150-200 млн. куб. метров/год);

- выполнение комплексных программ по использованию объектов разработки с проведением испытаний скважин, уточнение гидродинамических и геологических моделей с целью оптимизации добычи газа;

- расширение имеющихся мощностей по переработке газа.

Для ряда мелких месторождений с уровнем добычи 20-30 млн. куб. метров/год программы по увеличению утилизации НПГ основаны на использования газа для собственных нужд и развитии малой энергетики. Однако при выработке электроэнергии в больших объемах появляется проблема ее сбыта. В настоящее время практически все вертикально интегрированные компании разработали и реализуют программы по повышению уровня утилизации НПГ.

1. В ОАО «ЛУКОЙЛ» утверждена «Программа утилизации попутного нефтяного газа организаций Группы «ЛУКОЙЛ» на 2008 - 2010 годы». В 2009 году с учетом решений Правительства Российской Федерации Программа была откорректирована и доработана на период до 2011 года включительно. Основными документами, регламентирующими в настоящее время утилизацию НПГ в ОАО «ЛУКОЙЛ», являются постановление Правительства Российской Федерации от 08.01.2009 г. №7 и «Программа утилизации попутного нефтяного газа организаций Группы «ЛУКОЙЛ» на 2009 - 2011 годы».

При этом доходы от использования (продажи) продуктов утилизации НПГ не покрывают расходы (капитальные вложения) на строительство объектов утилизации, заложенных в «Программе утилизации попутного нефтяного газа организаций Группы «ЛУКОЙЛ» на 2008 - 2011 годы». Данные проекты в Компании относятся к «экологическим», что дает возможность выделения капитальных вложений на их реализацию без обоснования рентабельности. Указанная программа позволит довести уровень использования попутного нефтяного газа к 2012 году до 95 %.

2. В 2008 году ООО «Газпром развитие», в соответствии с Программой НИОКР (Программа утверждена Председателем Правления А.Б. Миллером от 14.02.2008 №01-21), по договору от 07.07.2008 №1144-08-9, приступило к выполнению НИР «Разработка комплекса технических решений по утилизации попутных нефтяных газов (НПГ) месторождений ОАО «Газпром»32, включая месторождения ОАО «Газпром нефть», целью которой являлась разработка «Комплексной программы утилизации попутных нефтяных газов в системе ОАО «Газпром» (далее - Программа).

По первому этапу данной работы уже в 2008 году была разработана «Концепция создания и развития комплексной системы утилизации НПГ в системе ОАО «Газпром» и подготовлены «Первоочередные мероприятия, обеспечивающие увеличение степени использования НПГ на месторождениях Группы Газпром» к 2012 году.

В представленной Программе по каждому месторождению предложены к реализации технические решения, обеспечивающие степень использования НПГ не менее 95%. Реализация первоочередных мероприятий на месторождениях ОАО «Газпром» позволит обеспечить использование Hill не менее 95% в 2012 году.

Нефтехимический холдинг ОАО «Сибур», подконтрольный ОАО «Газпром», реализует программу по увеличению собственных газоперерабатывающих мощностей до 22 млрд. куб. м Hill к 2011 году.

В 2005 году на ОАО «Губкинский ГПК» запущен комплекс по выработке ШФЛУ из НПГ по схеме низкотемпературной конденсации (перерабатывается 1,5 млрд. куб. м НПГ, производство ШФЛУ - до 330 тыс. тонн в год). По схожей технологии могут работать малогабаритные установки сепарации, предназначенные для установки на промыслах. ОАО «Сибур» совместно с компанией ТНК-ВР приступили к разработке технико-экономического соображения (ТЭС) по строительству газоперерабатывающих и газохимических мощностей в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. При развитии переработки НПГ в Иркутской области планируется использовать сырьевую базу месторождений, разработкой которых занимается ТНК-ВР.

3. В ОАО «Газпром нефть»33 также разработана программа работ до 2010 года по повышению уровня утилизации попутного нефтяного газа. В настоящее время проводится актуализация программы на период до 2012 года.

4. ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»34 разработана и осуществляется масштабная программа по повышению степени полезного использования НПГ. Совокупные капитальные затраты должны составить 1,1 млрд. долларов США. В результате реализации комплекса мер ожидается существенное увеличение объемом переработки НПГ, что обуславливает наращивание производства СОГ - дополнительно до 2 млрд. куб. метров ежегодно. В 2010 году в Нижневартовске планируется завершение проекта сбора газа и будет проложен трубопровод длинной 70 км , а также 3 компрессорные станции. Кроме того, в 2011 году для завершения и запуска проекта сбора НПГ на Самотлорском месторождении будет завершено строительство 6 км газопровода и построена компрессорная станция на Нижневартовском ГПЗ.

В Оренбурге в 2011 году запланирован ввод в действие установки по компримированию попутного газа на Покровском месторождении и расширены мощности на Зайкинском ГПЗ. В том же году намечен пуск в промышленную эксплуатацию ГТЭС на Каменном лицензионном участке в районе г. Нягань и завершение проекта сбора газа на Ем-Ёговском лицензионном участке.

5. ОАО «Сургутнефтегаз»35 обеспечивает уровень утилизации НПГ 95 %уже с 2008 года.
По мнению ОАО «Сургутнефтегаз» для поддержания достигнутого уровня использования НПГ, в целях обеспечения нормативного уровня использования газа на вновь вводимых месторождениях необходимо:

- разработать положение по обеспечению недискриминационного доступа независимых производителей газа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» с определением приоритета попутного нефтяного газа перед природным при транспортировке;

- разработать и утвердить экономически обоснованные тарифы на транспортировку НПГ по сетям естественных монополий;

- внедрить меры экономического стимулирования в виде снижения различных видов налогов, сборов и платежей для нефтяных компаний, обеспечивающих уровень использования газа 95%;

- сократить таможенные платежи для закупаемого импортного оборудования, предназначенного для утилизации нефтяного газа;

- внести изменения в законодательные акты, позволяющие нефтяным компаниям, обеспечивающим уровень использования НПГ более 95%, осуществлять продажу газа на экспорт.

6. Иностранный участник Соглашения о разделе продукции компания «Сахалин Энерджи»36 программы утилизации НПГ не имеет и разрабатывать ее не планирует, т.к. лицензионное соглашение на право пользования недрами не содержит требований по уровню утилизации НПГ.

7. Оператором соглашения о разделе продукции проекта «Сахалин -1» компанией «Эксон Нефтегаз Лимитед» разработана Программа рационального использования НПГ на период 2007-2011 г.г. Фактический уровень рационального использования НПГ в настоящее время, по информации Компании составляет 96,5 %

По мнению Минприроды России основными проблемами утилизации НПГ, являются:

- удаленность ряда месторождений от существующей инфраструктуры по переработке и транспортировке газа, требует дополнительных значительных капитальных затрат по доставке НПГ к ним;

- невозможность планирования и реализации эффективных мероприятий по утилизации НПГ, в связи с недостаточностью геологической изученностью пластов и малыми объемами добычи газа;

- значительная продолжительность проектирования и строительства объектов утилизации газа (строительство газоперерабатывающих предприятий длится 3-4 года), а также газопроводов;

- высокое содержание азота и кислых компонентов в газе не позволяют его использование в качестве энергоносителей, при этом затраты на его подготовку не соизмеримы со стоимостью энергоносителей в регионе, где добывается НПГ. По мнению Росприроднадзора для стимулирования снижения объемов сжигания НПГ хозяйствующими субъектами, необходимо:

- оснастить 100 процентов факельных установок автоматическими регистраторами выбросов;

- разработать и утвердить методики исчисления размера вреда, причиненного атмосферному воздуху, вследствие нарушения законодательства в области охраны атмосферного воздуха, растительности, животному миру и среде его обитания;

- устранить субъективный подход при нормировании выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, когда предприятие может установить любой уровень воздействия на атмосферный воздух, а орган исполнительной власти, выдающий разрешения, не руководствуется современными тенденциями в международном законодательстве и законодательстве России на снижение уровня воздействия на атмосферный воздух.

Роль государства в части повышения уровня утилизации НПГ.

Определенная система сбора и подготовки попутного нефтяного газа сложилась еще в советский период и носила централизованный характер. Приватизационные процессы практически разорвали единую технологическую цепь, отделили сбор и подготовку газа от сырьевых ресурсов.

В Советском Союзе была разработана схема, предусматривающая создание системы сбора и переработки НПГ на приближенных к основным месторождениям нефти нескольких газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с последующей транспортировкой готовой продукции на предприятия нефтехимии. Государство устанавливало цену на продукцию и выделяло средства на строительство мощностей, как производителям, так и потребителям нефтяного газа.

В мировой практике НПГ, как правило, внутренний продукт вертикально интегрированных нефтяных компаний. Нефтяные компании имеют в своем составе производственные мощности по утилизации Hill и сами выбирают оптимальные направления его использования.

Прошедшая приватизация привела к тому, что значительная часть предприятий газопереработки, 41,7 % общего числа ГПЗ, находятся под контролем ОАО «Газпром» и его дочерних компаний. Так, из 24-х газоперерабатывающих заводов России 4 ГПЗ находятся в составе ОАО «Газпром» и шесть - в составе ОАО «СИБУР-Холдинг». Остальные ГПЗ принадлежат различным нефтяным компаниям, в том числе ОАО «ЛУКОЙЛ» имеет 4 ГПЗ, ОАО «НК Роснефть» - 3 ГПЗ, ОАО «АНК «Башнефть» - 2 ГПЗ. По одному газоперерабатывающему заводу имеют в своем составе ОАО «ТНК-ВР Холдинг», ОАО «НОВАТЭК», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «ННГК Сахатранснефтегаз».