Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой смесь газообразных углеводородов, растворенных в нефти, которые высвобождаются в процессе ее добычи и подготовки. По своему составу ПНГ превосходит природный газ по содержанию более тяжелых углеводородов. Помимо метана, в нем присутствуют этан, пропан, бутан и пентан, которые обладают значительным потенциалом для применения в химической промышленности. Однако, несмотря на его ценность, попутный газ используется в промышленности в ограниченных объемах. Основными препятствиями являются сложность организации инфраструктуры для сбора, транспортировки, подготовки и переработки газа, а также значительные капитальные затраты. Кроме того, удаленность месторождений от перерабатывающих предприятий приводит к значительным объемам факельного сжигания на местах добычи. Ежегодно в мире сжигается около 140 млрд м³ ПНГ, что приводит к выбросам 300 млн тонн CO₂ и токсичных веществ. Это, в свою очередь, провоцирует выбросы углекислого газа и образование продуктов неполного сгорания, что приводит к негативным экологическим последствиям и экономическим убыткам. При этом ПНГ, выделяющийся при добыче нефти, представляет собой значительный энергетический ресурс.
Для решения данной проблемы существует несколько основных направлений использования ПНГ.
1. Технологические нужды. На месторождениях попутный нефтяной газ (ПНГ) часто сжигается для обеспечения технологических процессов и локальных нужд. Газ используется в котельных, для подогрева нефти, работы установок и производства пара. Однако такой метод имеет недостаток: потребление ПНГ ограничено территорией добычи, так как котельные расположены на промобъектах (например, установках комплексной подготовки нефти и газа), а их мощности недостаточны для полной переработки всего объема газа. Это приводит к его частичному сжиганию или выбросам.
2. Закачка в пласт. Применяется для повышения нефтеотдачи путем поддержания пластового давления. Недостатки включают высокие затраты и риск увеличения объемов ПНГ при дальнейшей добыче. В России метод используется редко, в отличие от зарубежной практики.
3. Энергетическое использование. ПНГ применяется для генерации электроэнергии на месторождениях. Например, современные технологии, такие как газотурбинные (ГТУ) и газопоршневые установки, обеспечивают комбинированную выработку электроэнергии и тепла, используя ПНГ в качестве основного топлива. Метод экономичен, но требует предварительной подготовки газа и наличия локальных потребителей энергии. Например, энергоцентр «Уса» компании ЛУКОЙЛ мощностью 100 МВт и 120 Гкал/ч потребляет до 170 млн м³ ПНГ в год, покрывая потребности месторождений в энергии и паре для увеличения нефтеотдачи. Такие решения сокращают зависимость от внешних энергосетей и снижают выбросы CO₂.
4. Переработка на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ). Позволяет получать сухой газ, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженные газы и стабильный газовый бензин. Эффективна при больших объемах переработки (более 50 млн м³/ч), но требует значительных капитальных вложений и развитой инфраструктуры.
5. Сжижение и транспортировка. Получение сжиженного природного газа (СПГ) или сжиженных углеводородных газов (СУГ) для поставки потребителям. Недостаток: большие капитальные вложения, эффективно при наличии уже имеющийся инфраструктуры.
6. Использование компрессорных установок для низконапорного ПНГ. Повторное вовлечение ПНГ в производственный цикл посредством компрессорных установок, предназначенных для его перекачки к ближайшей газотранспортной инфраструктуре или перерабатывающему заводу, является эффективной мерой по снижению выбросов. Применение таких установок способствует рациональному использованию ПНГ, однако требует детального подхода к их проектированию и эксплуатации с учетом технологических и экономических факторов.
Несмотря на то, что технологии газопереработки и компримирования ПНГ получают поддержку со стороны как промышленных компаний, так и государственных структур, по сей день нет конкретных решений для экологически эффективной и энергетически безопасной переработки ПНГ и его использованию как альтернативного источника энергии, что и стало причиной данного исследования.
Экологические инициативы и опыт Узбекистана
В контексте растущего внимания к экологической устойчивости вопрос утилизации ПНГ приобретает особую актуальность. Республика Узбекистан, как участник Парижского соглашения, обязалась к 2030 году сократить удельные выбросы парниковых газов на единицу ВВП на 35% по сравнению с 2010 годом. Это включает меры по эффективной утилизации ПНГ и снижению его факельного сжигания. Страна активно развивает технологии переработки попутного газа, поддерживаемые международными организациями, такими как Всемирный банк и Зеленый климатический фонд, с целью минимизации выбросов углекислого газа и повышения экологической безопасности. Эти инициативы являются частью более широкого плана Узбекистана по переходу к зеленой экономике и достижению углеродной нейтральности к 2050 году. Также стоит отметить, что 33 страны, включая Узбекистан, присоединились к глобальной инициативе «Zero Routine Flaring by 2030», однако отсутствие инфраструктуры и инвестиций замедляет прогресс.
Ранний опыт Узбекистана в утилизации ПНГ
В начале 2000-х годов Узбекистан при поддержке Глобального партнерства по сокращению сжигания попутных газов (GGFR) и Группы Всемирного банка инициировал проекты по утилизации ПНГ, ранее сжигавшегося в факелах на нефтяных месторождениях. Ключевым объектом стала Кашкадарьинская область, где на месторождении Кокдумалак в 2005–2011 гг. реализовали многоступенчатый проект. Газы разделили по давлению (высокое, среднее, низкое) и поэтапно внедрили систему сжатия и транспортировки через дожимные компрессорные станции в газотранспортную сеть. Это позволило ежегодно экономить 5,5 млрд м³ газа и сократить выбросы CO₂-эквивалента на 1,5 млн тонн. Проект получил Премию GGFR на Глобальном форуме в Лондоне (2012) как один из лучших в своей категории.
Реализация данного проекта стала катализатором для масштабирования технологий утилизации ПНГ на нефтегазовые объекты Республики Узбекистан. Последующим этапом явилось внедрение инвестиционного проекта на Мубарекской группе месторождений («Утилизация низконапорных газов месторождений Южный Кемачи, Крук, Западный Крук, Северный Уртабулак, Умид»), включенного в Инвестиционную программу страны на основании Постановления Президента Республики Узбекистан № ПП-2264 от 17.11.2014. В рамках данной инициативы 1 апреля 2017 г. была введена в эксплуатацию компрессорная станция «Южный Кемачи», что обеспечило улавливание и переработку ранее сжигавшихся газов. Экологический эффект проектов подтверждается статистикой: на нефтегазоконденсатном месторождении Кокдумалак объем выбросов загрязняющих веществ сократился на 37 828,45 т/год, на Мубарекской группе месторождений – на 2 053,3 т/год.
В конце 2019 года, согласно Постановлению Кабинета Министров, ряд нефтяных и нефтегазовых месторождений, включая объекты с внедренными системами утилизации ПНГ, были переданы компании СП ООО «Sanoat Energetika Guruhi» (Saneg). Данная реорганизация привела к частичной приостановке реализуемых проектов, поскольку инфраструктурные объекты Saneg оказались частично изолированы от магистральных газопроводов, управляемых АО «Узбекнефтегаз» и СП «KO‘KDUMALOQ-GAZ». Для минимизации экологических и экономических последствий компания инициировала восстановление автономных сетей, включая изменения систем разработки и состава технологического оборудования, строительство локальных компрессорных станций и газосборных систем, для возобновления утилизации ПНГ и снижения объемов факельного сжигания.
Программы утилизации ПНГ на объектах Saneg
Компания Saneg – одна из крупнейших нефтегазовых компаний Узбекистана, занимающаяся разведкой, добычей и переработкой углеводородов. Компания контролирует около 80% добычи нефти в стране и 5% газа в стране, владея правами на 103 нефтегазовых месторождения.
По оценкам компании, к началу 2025 года общий ежемесячный объем выделяемого ПНГ на ее производственных объектах составляет порядка 4,5 млн м³. Основные объемы приходятся на следующие месторождения:
– Кашкадарьинская область (месторождения «Северный Шуртан», «Туртсари», «Янги Каратепа», «Восточный Ташли», «Оккул» и др.) – около 58%;
– Бухаро-Хивинская область (месторождения «Северный Уртабулак», «Сардоб», «Крук», месторождения «Акджарской группы» и др.) – около 41%;
– Ферганская долина (месторождения «Ворух», «Гарбий Полвонтош», «Наманган-Кушанское» и др.) – около 1% от общего объема.
Учитывая вышеупомянутые масштабы производства ПНГ, компания внедряет передовые технологии его утилизации, нацеленные на сокращение вредных выбросов в атмосферу. В рамках этих усилий реализованы проекты по повторному вовлечению газа в производственный цикл, что позволило перекачивать до 2,2 млн м³ ПНГ ежемесячно путем прямой подачи в газопровод и подачи с помощью компрессорных установок, а также использовать порядка 1,3 млн м³ ПНГ ежемесячно на собственные нужды.
Так, в 2024 году на установках подготовки нефти (УПН) компания ввела в эксплуатацию 19 малогабаритных компрессорных установок (МКУ), распределенных следующим образом:
· УПН «Янги Каратепа» – 5 единиц;
· УПН «Восточный Ташли» – 4 единицы;
· УПН «Шуртепа» – 2 единицы;
· УПН «Северный Уртабулак» – 8 единиц.
Внедрение МКУ позволило достичь ежемесячной утилизации низконапорного ПНГ в объеме свыше 1,1 млн м³ за счет компримирования газа и транспортировки газа в магистральные газопроводы.
В ближайшее время компания планирует дополнительно задействовать порядка 1 млн м³ (в месяц) ПНГ, сжигаемого на факелах месторождений Бухаро-Хивинского нефтегазоносного региона на «Акджарской группе» и Кашкадарьинской области «Оккул», что позволит улучшить экологические показатели и укрепить финансовую устойчивость.
Проект утилизации ПНГ на УПН «Северный Уртабулак»
Проект на УПН «Северный Уртабулак» является уникальным в силу ряда факторов, включая отдаленность объекта от ближайшей газовой инфраструктуры компании (>10 км) и высокое содержание сероводорода в газе (до 4%).
Объемы добычи ПНГ на УПН «Северный Уртабулак» демонстрировали устойчивое снижение – с 572 тыс. м³ до 435 тыс. м³ за полгода (рисунок 1).
Рисунок 1. Динамика объемов добычи ПНГ на УПН «Северный Уртабулак»
Согласно расчетам, прогнозировалось дальнейшее снижение до уровней, соответствующих объемам собственных нужд и потерь (СНиП), а также проектной мощности установки, что позволило бы минимизировать факельное сжигание в рамках нормативов. Однако подключение месторождения «Сардоб», характеризующегося высоким газовым фактором (до 240 м³ газа на тонну добываемой нефти), привело к увеличению общего объема ПНГ до 800 тыс. м³ в месяц. Это потребовало оперативного внедрения мер по сокращению выбросов и повышению эффективности утилизации.
Для достижения экологических и экономических целей был разработан комплекс мероприятий, включающий оптимизацию существующих процессов сбора и подготовки, внедрение новых технологических решений и реализацию проекта, обеспечивающего соответствие экологическим нормам и финансовую эффективность.
В ходе проектирования были рассмотрены три ключевых варианта.
Вариант А. Генерация электроэнергии путем прямого сжигания газа.
Преимущества: снижение зависимости от нестабильных внешних электросетей.
Недостатки: недостаточная мощность для покрытия энергопотребления промысла; высокие капитальные затраты на оборудование, устойчивое к сероводороду.
Вариант Б. Возврат низконапорного ПНГ в газопровод высокого давления с использованием МКУ и предварительной очистки на установке очистки (УОГ).
Преимущества: сокращение затрат на приобретение материалов в коррозионностойком исполнении.
Недостатки: экономическая нецелесообразность из-за необходимости строительства свыше 14 км газопровода, УОГ, а также затрат на повторную очистку на Мубарекском ГПЗ (МГПЗ).
Вариант В. Возврат низконапорного ПНГ в газопровод высокого давления с использованием МКУ без предварительной очистки.
Преимущества: минимизация затрат за счет строительства не более 10 км газопровода в коррозионностойком исполнении. Смешение газа с высокосернистыми потоками и последующая доочистка на МГПЗ (не требуется повторная очистка газа).
По итогу компанией был выбран Вариант В как наиболее перспективный.
Пуск установки осуществлен в декабре 2024 года. На текущий момент система функционирует стабильно, обеспечивая бесперебойную поставку ПНГ в объеме 550 тыс. м³ в месяц.
Успешная практика страны подчеркивает, что рациональное использование ПНГ является как экологической необходимостью, так и фактором устойчивого экономического развития, что может служить моделью для регионов со схожими вызовами.