В настоящее время большинство вертикально-интегрированных нефтегазодобывающих компаний установили цели по сокращению выбросов метана (СН₄) [1].
Согласно законодательству Российской Федерации, CH₄ является не только загрязняющим веществом (4-й класс опасности), но и парниковым газом, потенциал глобального потепления которого в 28 раз выше, чем у диоксида углерода [2]. Таким образом, сокращение выбросов CH₄ является важным направлением не только в рамках стратегии по сохранению климата, но и с точки зрения минимизации негативного воздействия на окружающую среду.

Согласно исследованиям Международного энергетического агентства, на энергетический сектор приходится около 22 % мировых выбросов метана [3]. К основным источникам выбросов СН4 на предприятиях нефтегазодобычи можно отнести: установки факельного сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), резервуары для хранения нефти при поступлении в них нефтегазовой смеси напрямую со скважины или после первой ступени сепарации, а также свечи рассеивания. В данной работе представлен обзор основных способов и опыта сокращения выбросов метана на объектах нефтегазодобывающих предприятий.

Согласно международному опыту по инвентаризации источников выбросов парниковых газов (СО₂ и СН₄) в нефтегазовом секторе, наибольшие выбросы метана происходят от сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках. Отмечается, что полностью отказаться от факельных установок на объектах нефтегазодобывающих компаний невозможно, поскольку они необходимы для безопасного и контролируемого сжигания ПНГ при технологических операциях добычи нефти и газа, а также при проведении плановых ремонтов оборудования.

Одним из основных параметров, влияющих на расчетную величину выбросов CH₄ и других загрязняющих веществ при сжигании углеводородной смеси на факельных установках, является коэффициент недожога, измеряемый в долях единицы. Коэффициент недожога определяется экспериментально или принимается в зависимости от условий сжигания углеводородных смесей.

При расчете выбросов парниковых газов он принимается согласно таблице 2.2 Приложения № 2 к методике количественного определения объема выбросов парниковых газов, утвержденной приказом Минприроды России от 27.05.2022 г. № 371 [4]:
• бессажевое сжигание (в том числе природного газа некондиционных газовых и газоконденсатных смесей) — 0,0006;
• сажевое сжигание (в том числе некондиционного углеводородного конденсата) — 0,035;
• нефтяные, газоконденсатные и газовые месторождения — 0,02;
• нефтеперерабатывающие, нефтехимические, химические, металлургические и прочие предприятия — 0,005.

При расчете выбросов загрязняющих веществ коэффициент недожога принимается согласно п. 6 методики расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках, разработанной АО «НИИ Атмосфера» [5]:
• при бессажевом сжигании — 0,0006;
• при сажевом сжигании — 0,035.

Таким образом, чтобы снизить выбросы метана при сжигании углеводородной смеси на факельной установке, необходимо стремиться к уменьшению коэффициента недожога смеси. Известным технологическим решением данной задачи является установка оголовков с высокоинтенсивными камерами сгорания (оголовки бессажевого горения), позволяющих практически полностью сжигать углеводородные газы, поступающие на факельные установки.

Оголовки бессажевого или бездымного горения, наиболее массово выпускаемые
отечественной промышленностью в настоящее время, можно условно разделить на 2 категории: оголовки кинетические и оголовки с принудительной подачей воздуха (табл. 1).
Помимо снижения выбросов метана применение оголовков бессажевого горения позволяет полностью устранить выбросы сажи в атмосферу. Кроме этого, на 97 % сокращаются выбросы сероводорода (при наличии в смеси), на 92 % — оксида углерода,
на 98 % — смеси СH₄–С₅H₁₂, на 98 % — смеси С₆H₁₄–С₁₀H₂₂, на 73 % — бензапирена [6].

Вертикальные стальные резервуары (РВС) для хранения нефти на объектах нефтегазодобывающих предприятий также могут являться источниками выбросов метана. Согласно данным сайта Permian Methane Analysis Project, на нефтегазодобывающих предприятиях США в штате Техас выбросы из РВС составляют 76,39 % от общего объема выбросов CH4 на объектах нефтегазодобычи (рис. 1) [7].

Выбросы метана из РВС возникают вследствие «больших» и «малых» дыханий резервуаров. Дыхание резервуара не только может приводить к выбросам загрязняющих веществ и парниковых газов, но и является процессом потери ценных легких фракций углеводородов [9].
«Малое дыхание» резервуаров возникает ввиду циклического ежесуточного изменения температуры окружающего воздуха. При повышении температуры в резервуаре давление воздуха над зеркалом нефти увеличивается, в результате чего насыщенный нефтяными парами воздух поступает в атмосферу через дыхательные клапаны и вентиляционные отверстия резервуаров. Когда температура окружающей среды и нефтепродуктов в резервуаре уменьшается — давление в РВС снижается, и атмосферный воздух вновь поступает в резервуар.

«Большое дыхание» резервуаров возникает при поступлении нефти в РВС. Насыщенный парами нефти воздух вытесняется в атмосферу при повышении уровня, а при отгрузке продукции вновь заполняется атмосферным воздухом над зеркалом нефти.
За рубежом имеются системы сбора и подготовки нефтяной продукции, реализованные по упрощенной схеме (нефть с добывающих скважин не проходит сепарацию перед поступлением в РВС). Применение подобных систем ведет к значительному увеличению выбросов СH₄, поскольку попутный газ не отделяется перед поступлением в РВС, а выходит в атмосферу через дыхательные клапаны резервуаров. В случае если в резервуарах хранится нефть, прошедшая сепарационные установки, выбросы метана будут сведены к нулю. Ниже рассмотрены примеры специализированных исследований, проведенных на РВС в различных условиях.

В 2021 году на территории канадской провинции Альберта проводились исследования выбросов CH₄ на РВС для хранения нефти. Исследование преследовало выполнение следующих задач [9]:
1. Проведение прямых измерений выбросов углеводородных газов, в том числе СH₄, на РВС, не оборудованных средствами сокращения выбросов.
2. Выполнение исследований причин потерь углеводородов из РВС вследствие «дыхания резервуаров».
3. Получение сведений о требованиях к замерам выбросов из РВС в различных условиях.

В рамках данного исследования в 2021 г. группой канадских исследователей из Карлтонского университета (г. Оттава, Канада) были осуществлены замеры выбросов метана на восьми РВС, причем ранее замеры выбросов CH₄ на них не осуществлялись. Стоит отметить, что в некоторые резервуары поступала нефть, не прошедшая сепарацию, при этом расчеты указывают на газовый фактор 98 м³/м³. Объем выбросов углеводородных газов и, в частности, метана определялся при помощи подключения измерителя VentX к выпускному отверстию дыхательного клапана. Указанный прибор определяет массовый расход метана с точностью до + 0,4 кг/ч. Как показано на рисунке 2, измерительное устройство VentX либо устанавливалось на уровне земли и подключалось к дыхательному клапану с помощью гибкого воздуховода длиной 9 м с внутренним диаметром
100 мм, либо непосредственно подключалось к дыхательному клапану в верхней части резервуара. В первом случае в измерениях дополнительно применялся ультразвуковой расходомер [9].

Результаты замеров выбросов метана, полученные в ходе рассматриваемого исследования, приведены в таблице 2. Отмечается, что объемы выбросов СH₄ из РВС непостоянны, и в процессе осуществления измерений наблюдались колебания значений выбросов метана, в связи с чем в таблице приведены усредненные данные.

В 2023 году ПАО «НК «Роснефть» на одном из нефтегазодобывающих предприятий проведены собственные исследования на наличие выбросов метана на объекте сбора и подготовки продукции скважин. Объектом исследования являлся вертикальный резервуар объемом 3 000 м³ для хранения товарной нефти первой группы качества в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002. Отмечается, что перед поступлением в РВС нефть проходила три ступени сепарации: первая ступень — во входном сепараторе при давлении 0,50…0,85 МПа; вторая ступень — в трехфазном сепараторе;
третья ступень — в концевой сепарационной установке при давлении 0,005 МПа.
Упрощенная схема приведена на рисунке 3 [10].

Исследования проводились в следующем порядке. В соответствии с п. 4.13.3 ГОСТ 2517-2012 осуществлялся герметичный отбор проб нефти в пробоотборник закрытого типа. Пробы отбирались в двух точках: на линии подачи нефти в РВС и на линии слива нефти из РВС. Далее проводились лабораторные исследования отобранных проб нефти с целью определения массового содержания метана и прочих легких углеводородов (C₁–C₅). Результаты лабораторных исследований приведены в таблице 3.

По результатам лабораторных исследований отобранных проб нефти выявлено минимальное содержание (следы) CH₄: в нефти, поступающей в РВС, — 0,00034 %, в нефти, выходящей из РВС, — 0,00014 %. Таким образом, подтверждено, что выбросы метана из РВС отсутствуют в том случае, если в резервуаре хранится нефть, предварительно прошедшая многоступенчатую сепарацию.

В настоящее время разработан ряд технологических решений, направленных на снижение потерь легких фракций углеводородов и выбросов парниковых газов из РВС: устройства улавливания легких фракций, плавающая крыша, газоуравнительная система, неметаллические и металлические (алюминиевые, стальные) понтоны, диски-отражатели, окраска внешней поверхности резервуара в белый цвет [10].
Наиболее эффективным среди присутствующих технологий является применение устройств улавливания легких фракций (УУЛФ): они способны сокращать потери легких фракций нефти и выбросов парниковых газов на 99 % согласно российскому законодательству [11, 12].

Принцип работы УУЛФ следующий. При «дыханиях» РВС срабатывают датчики давления и отбирается избыточный объем паров легких углеводородов, после чего осуществляется их сжатие с помощью компрессора, сжижение, обогащение тяжелыми фракциями. Далее газовая фаза может направляться потребителю, а жидкие углеводороды возвращаются в РВС (рис. 4).

Потребителем может являться как само предприятие, так и компания вне его периметра.