Сокращение объёмов сжигания попутного нефтяного газа в факелах и снижение утечек метана в газотранспортной системе

Попутный нефтяной газ (ПНГ) является побочным продуктом нефтедобычи.Основными горючими компонентами попутных нефтяных газов являются углеводороды от метана до гексана, включая изомеры C₄ – C₆, сероводород (до нескольких процентов), водород (иногда и в небольших количествах). Балласт включает в себя азот, углекислый газ, гелий, аргон.

Основные направления квалифицированного использования попутного нефтяного газа:

– переработка на ГПЗ, включающий в себя выделение гомологов метана и производство на их базе нефтехимической продукции, после чего выделенный сухой отбензиненный газ поставляется для энергетических нужд. Из отбензиненного газа, кроме того, могут быть получены СПГ и жидкое топливо;

– сайклинг-процесс и закачка в пласт;

– энергетика – сжигание в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии.

В настоящее время доля утилизации ПНГ в развитых странах – США, Канаде, Норвегии – составляет 99-100 %, тогда как в России, странах Ближнего Востока и Африки значительная часть попутного газа сжигается в факелах.

По состоянию на начало 2012 г. предписываемый уровень эффективной утилизации попутного нефтяного газа – 95 % – в России достигли всего две компании – «Сургутнефтегаз» и «Татнефть». Достаточно высокое значение этого показателя имеют операторы СРП, ТНК-ВР и «Башнефть». Аутсайдерами отрасли по эффективному использованию ПНГ являются Государственные компании «Роснефть» и «Газпром нефть».

В 2011 г. валовая добыча попутного нефтяного газа в России составила 67,8 млрд. м³ (рис. 3.6):

– сожжено в факелах 16,3 млрд м³ (24 %);

– около 30,3 млрд м³ (44,7 % от общей добычи) – поставлено на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ);

– на собственные нужды нефтяных компаний для закачки в пласт и производства электрической энергии – 21,2 млрд м³ (31,3 %). [13].

Сжигание газа в факелах давно стало в прямом смысле «визитной карточкой» российского нефтегазового промысла, когда проще снять «сливки», а побочные источники дохода сжечь. Согласно ряду зарубежных источников, объёмы сжигания газа в факелах в несколько раз больше, чем попадает в российский кадастр.

Рисунок 3.6. Использование попутного нефтяного газа в России

Госпрограмма предусматривает сокращение сжигания ПНГ в факелах (утилизации на 95-98 %), что должно привести к сокращению выбросов на 20-40 млн. т СО₂-экв. в год.

Наряду со сжигания газа в факелах (проблемы известной и очевидной), в России есть на порядок бóльший «тихий и невидимый» источник – это официально разрешённые выбросы метана при регламентных и ремонтных работах. Утечки природного газа – главная «парниковая беда» нашего нефтегазового сектора, по официальным данным на 2009 г. оцениваемая примерно в 340 млн т СО₂-экв. в год, что эквивалентно потерям 20 млрд м³ метана. Следует отметить, что это официальная информация, основанная на данных Газпрома и на сильно упрощенных оценках с использованием ориентировочных коэффициентов.

Утечки природного газа имеют четыре составляющие:

– более 35 % – потери при транспортировке и хранении газа;

– 20 % – потери при добыче и первичной переработке;

– 20 % – потери организаций – распределителей газа в сетях более низкого давления;

– 25 % – потери конечных потребителей.

Согласно обследованию, проведённому в 2010-2011 г. компанией «ГАЗПРОМ добыча ЯМБУРГ», 99,85 % эмиссий метана относится к организованным источникам выбросов, причём основным источником являются технологические свечи (74 %), а остальная часть приходится на арматуру, включая краны, вентили и задвижки. Не исключено, что утечки из неорганизованных источников больше, чем значится в официальной статистике.

Госпрограмма предусматривает сокращение эмиссий метана в секторе газодобычи в 2011-2020 гг. на 193 млн. т СО₂-экв. На данный момент наиболее проработаны меры для транспортировки газа, которые предусматривают сокращению выбросов ПГ на 60 млн. т СО₂-экв.

Новый подход к осмотру и ремонту распределительной сети позволят на 80 % сократить разрыв между существующей практикой и передовым зарубежным опытом и предотвратить выброс 42 млн. т СО₂-экв. в год (или потери 2,5 млрд. м³ метана).

Ряд мероприятий, связанных с компрессорами, даст суммарный эффект в более чем 20 млн. т СО₂-экв. в год, в том числе:

ü использование мобильных компрессоров при плановом ремонте трубопроводов, которое препятствует выбросу газа в атмосферу – более 7 млн. т СО₂-экв. в год;

ü новые программы осмотра и ремонта компрессоров – 5 млн. т СО₂-экв. в год;

ü замена уплотнителей на современные (на 80-85 % компрессоров) – около 9 млн. т СО₂-экв. в год.

Еще около 10 млн. т СО₂-экв. в год могут дать меры по улучшению логистики прокачки газа и минимизации работы оборудования в неэффективных режимах.

Таким образом, суммарный эффект от вышеперечисленных мер составляет 80 млн. т СО₂-экв. в год, чтопозволит сохранить примерно 5 млрд. м³ газа.

Здесь перечислены потери, которые подлежат устранению в самую первую очередь. В дальнейшем, конечно, необходима реализация мер при добыче газа, в сетях низкого давления и у конечных потребителей.