4.2.2 Методологические вопросы

Согласно методологии МГЭИК, все выделяемые в атмосферу от нефтегазовой отрасли парниковые газы можно разделить на выбросы от сжигания (сжигание на факелах) и выбросы, не связанные со сжиганием углеводородов (технологические продувки и отведение, а также утечки и испарения и пр.). В результате сжигания в атмосферу в виде парниковых газов поступают продукты сгорания: CO₂ и N₂O, а также несгоревшие CH₄ и CO₂. Соотношение между компонентами выбросов парниковых газов зависит от многих факторов, к числу основных из них можно отнести условия сжигания, состав углеводородов, степень его дожига. Выбросы, не связанные со сжиганием, ответственны за поступление в атмосферу, главным образом, CH₄ и частично CO₂. Соотношение метана и диоксида углерода при этом также определяется составом углеводородов (Межправительственная, 2006; Норман Дж. Хайн., 2008; Уварова Н.Е., 2012).

Разнообразие состава углеводородов и геологические характеристики разрабатываемых месторождений приводят к различиям в организации технологических процессов (технологическая схема разработки месторождения, специфика обвязки оборудования, уровень контроля потерь углеводородов и прочее) нефтегазовой отрасли в отдельных регионах и, как следствие, к существенным вариациям и в структуре потенциальных источников и интенсивности выбросов с объектов отрасли (РД 153-39-007-96). Также стоит принимать во внимание, что при ограниченном использовании измерительных систем, и там, где измерительные системы используются, зачастую невозможно учесть широкий диапазон потоков и изменений состава углеводородов. Даже если некоторые виды потерь углеводородов или потоков отслеживаются как часть рутинных производственных процедур учета, часто имеет место несогласованность в том, получать ли данные методом инженерных расчетов или прямым измерением <7>. Детальные данные об источниках выбросов в большинстве случаев ограничены в масштабах субъекта РФ. Все это может затруднять точную количественную оценку фугитивных выбросов от нефтегазовой отрасли субъекта РФ. Поэтому оценка выбросов, как правило, сопряжена с существенной неопределенностью (Межправительственная, 2006). Основные проблемы при оценке выбросов заключаются в следующем:

--------------------------------

<7> Постановление Госкомстата РФ от 29.05.96 N 44 (ред. от 14.10.2009) "Об утверждении Инструкций по заполнению форм федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных и газовых скважин".

1. Использование коэффициентов выбросов МГЭИК при отсутствии региональных коэффициентов ведет к снижению достоверности оценок выбросов;

2. Разработка региональных коэффициентов требует знаний специалистов и подробных данных, получение которых может быть трудным и дорогостоящим;

3. Реализация программ измерений затрат по временным и финансовым ресурсам.

При реализации оценок выбросов при помощи уровня 2 эффективная практика заключается в привлечении к составлению кадастра опытных технических специалистов (Межправительственная, 2006).

При оценке выбросов эффективная практика заключается в том, чтобы разделять деятельность на основные категории и подкатегории в нефтяной и газовой промышленности, а затем оценивать выбросы отдельно для каждой из них. Выбросы оцениваются от всех сегментов нефтегазовой отрасли, присутствующих в субъекте РФ. Однако не все сегменты отрасли обязательно присутствуют в каждом регионе. Например, к субъектам РФ, потребляющим, но не производящим природный газ, возможно, относится только транспортировка и распределение. Соответственно, вклад отдельных категорий, и как следствие, вклад отдельных парниковых газов в совокупные выбросы от нефтегазовой отрасли может существенно различаться от региона к региону.

4.2.2.1 Выбор метода

Методологический уровень, применяемый к каждому сегменту отрасли, должен определяться составителями региональных кадастров, в первую очередь, исходя из доступности исходных данных для оценок выбросов на уровне субъекта РФ, а также исходя из значимости источника (т.е. его вклада в совокупные выбросы от отрасли). Следовательно, можно применять различные методологические уровни для различных категорий и подкатегорий, и, возможно, даже включать фактические данные измерений выбросов или результаты мониторинга для некоторых более крупных источников, при условии, что достоверность результатов измерений подтверждена документально. Такой поход нацелен на улучшение достоверности оценок для источников выбросов, характеризующихся наибольшей неопределенностью (Межправительственная, 2006).

Метод уровня 1 является наименее требовательным к исходным данным и, соответственно, наименее точным методом оценки выбросов парниковых газов от нефтегазовой отрасли и связан со значительной неопределенностью. Поэтому он используется только в случае ограниченности, либо отсутствия доступных данных о деятельности нефтегазовой отрасли в субъекте РФ (Межправительственная, 2006). Выбросы CO₂ рассчитываются с помощью Уровня 1, предполагая полное окисление углеводородов до CO₂. Это является консервативным допущением, принимаемым во избежание возможных недооценок выбросов в условиях ограничения детальных данных. Если имеется информация о степени (полноте) окисления, ее следует учитывать при использовании методов Уровня 2.

Если регион обладает данными о фугитивных выбросах по сегментам нефтегазовой отрасли на основе оценок, произведенных нефтяными и газовыми компаниями, либо суммарными данными по фактическим газовым потерям в отрасли по субъекту РФ, эти данные могут быть использованы для разработки региональных коэффициентов выбросов. Однако следует уделять особое внимание тому, чтобы не происходило недооценки источников или двойного счета выбросов (Межправительственная, 2006). Ниже описаны два уровня для оценки выбросов от нефтяного и газового секторов.

УРОВЕНЬ 1

Метод Уровня 1 базируется на формулах 4.3 и 4.4

Формула 4.3 - Оценка фугитивных выбросов от сегмента отрасли

E_{газ, сегмент отрасли} =

= AD_{сегмент отрасли} · EF_{газ, сегмент отрасли}

Формула 4.4 - Суммарная оценка фугитивных выбросов

от сегмента отрасли

где:

E_{газ, сегмент отрасли} - годовые выбросы в регионе (Гг);

EF_{газ, сегмент отрасли} - коэффициент выбросов (Гг/ед. деятельности);

AD_{сегмент отрасли} - региональные данные о деятельности отрасли (единиц деятельности).

Согласно Уровню 1, выбросы каждого парникового газа (CO₂, CH₄ и N₂O) от категории источников (сегмента отрасли) определяются как произведение соответствующих категории региональных данных о деятельности (например, объема добычи нефти в субъекте РФ) на коэффициент выбросов. Коэффициент выбросов представляет собой среднюю величину выбросов рассматриваемого парникового газа для данного источника, соотнесенную с единицей деятельности <8>. В свою очередь, выбросы парниковых газов (CO₂, CH₄ и N₂O) в целом по нефтегазовой отрасли вычисляются как сумма выбросов газа по всем категориям источников, подлежащих оценке.

--------------------------------

<8> http://unfccc.int/ghg_data/online_help/definitions/items/3817.php.

Коэффициенты выбросов, рекомендованные МГЭИК для Уровня 1, представлены в таблице 4.7. В силу того, что единые коэффициенты применяются ко всему временному ряду, результаты расчетов повторяют динамику данных о деятельности и не будут отражать ежегодные меры по снижению выбросов, такие как обновление оборудования и прочее (Межправительственная, 2006).

Коэффициенты соотнесены с объемом производства (например, объемы добытой нефти, транспортированного газа), поскольку подобные показатели отражены в региональной статистике о нефти и газе, которая, как правило, имеется в распоряжении составителей кадастров. В российской статистике количества жидких углеводородов учитываются не в объемных, а в массовых единицах (Российский статистический ежегодник, 2009; Российский статистический ежегодник, 2011). В этом случае составители кадастра столкнутся с необходимостью пересчета исходных данных. Для пересчета из массовых единиц в объемные используется параметр плотности соответствующего углеводорода. При отсутствии средневзвешенных региональных значений, рекомендуется использовать следующие национальные параметры плотностей (таблица 4.5).

Таблица 4.5

НАЦИОНАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ДЛЯ ПЕРЕСЧЕТА

МАССОВЫХ ЕДИНИЦ В ОБЪЕМНЫЕ <*>

--------------------------------

<*> Параметры сообщены при стандартных условиях: 20 °C и 1 атм.

При составлении кадастра может понадобиться разработка средневзвешенных по субъекту РФ параметров плотностей, рассчитать которые можно по формуле 4.5:

Формула 4.5 - Оценка средневзвешенных

параметров углеводородов

где:

- средневзвешенная плотность углеводородов по субъекту РФ, т/м³;

x_i - доля месторождения в валовой добыче субъекта РФ;

- средняя плотность нефти месторождения, т/м³.

Средневзвешенные плотности рекомендуется рассчитывать по данным о плотностях углеводородов отдельных месторождений, расположенных в географических пределах субъекта РФ. Поскольку состав углеводородов меняется в процессе их подготовки, расчет средневзвешенных плотностей целесообразнее строить на данных о составе углеводородов до и после подготовки, т.е. данные добывающих компаний в первом случае и транспортирующих/перерабатывающих предприятий - во втором. Значения плотностей нефти и газового конденсата с детализацией по отдельным месторождениям доступны в справочнике "Нефти и газовые конденсаты России" под редакцией К.А. Демиденко (Демиденко К.А., 2000; Демиденко К.А., 2002) и могут быть использованы для разработки средневзвешенных региональных параметров. Коэффициенты выбросов в основном выражены в единицах массы выбросов (Гг) на единицу объема (м³), которая может стоять как в третьем или шестом порядке величины (10³ м³, 10⁶ м³). Применяя коэффициенты, следует обращать внимание на порядок их размерности и гармонизировать порядки единиц данных о деятельности отрасли в соответствии с коэффициентами. Кроме того, важно учитывать такой параметр, как термодинамические условия (температура и давление). Рекомендуемые МГЭИК коэффициенты выбросов рассчитаны для стандартных условий: 15 °C и 1 атм., которые могут отличаться от тех, что применяются в российской нефтегазовой отрасли. Как следует из нормативной документации нефтегазовой отрасли Российской Федерации, объемы жидких и газообразных углеводородов могут быть приведены к следующим термодинамическим условиям (СТО Газпром 11-2005; ГОСТ 30319.1.-96; ГОСТ Р 8.595-2004; ГОСТ 3900-85):

1. Стандартные условия:

1. 20 °C и 1 атм. (жидкие и газообразные углеводороды);

2. 15 °C и 1 атм. (жидкие углеводороды).

2. Нормальные условия: 0 °C и 1 атм. (газообразные углеводороды).

В связи с этим необходимо уточнять, к каким именно условиям (главным образом, температуре) приведены объемные данные, используемые для составления кадастра, и только после этого приступать к вычислениям. Может возникнуть необходимость гармонизации исходных данных о деятельности, выраженных в объемных величинах, с коэффициентами выбросов МГЭИК. Для приведения исходных данных к требуемым термодинамическим условиям рекомендуется использовать следующие подходы:

1. Для газообразных углеводородов

Для приведения газообразных объемов к требуемым условиям, необходимо умножить объем при исходных условиях на пересчетный коэффициент из таблицы 4.6.

Таблица 4.6

ПЕРЕСЧЕТНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ПРИВЕДЕНИЯ ГАЗООБРАЗНЫХ ОБЪЕМОВ

К ТРЕБУЕМЫМ УСЛОВИЯМ

2. Для жидких углеводородов

Приведение объемов жидких углеводородов к требуемым условиям сводится к пересчету их плотностей из 20 °C, 1 атм. в 15 °C, 1 атм. посредством пересчетного коэффициента. Значения пересчетных коэффициентов, а также более детальные методические рекомендации даны в Межгосударственном стандарте ГОСТ 8.595-2010. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы (ГОСТ Р 8.595-2010).

УРОВЕНЬ 2

Уровень 2 заключается в использовании уравнений уровня 1 и применение национальных (Уровень 2a) либо региональных (Уровень 2b) коэффициентов выбросов вместо коэффициентов, рекомендованных МГЭИК.

4.2.2.2 Выбор коэффициентов выбросов уровень 1

В таблице 4.7 приведены коэффициенты выбросов, рекомендованные МГЭИК (Межправительственная, 2006). В большинстве случаев коэффициенты представлены в виде диапазонов значений, которые варьируют в широких пределах. Это может затруднить выбор конкретного значения. Поэтому в таблице 4.7 приведены значения, лежащие в середине диапазонов, предложенных МГЭИК. При этом следует учитывать, что во избежание недооценки выбросов в условиях ограниченных данных о деятельности отрасли диапазоны коэффициентов являются консервативными и предусматривают большие объемы выбросов на единицу деятельности (часто на порядок или более того) по сравнению с национальными или региональными (полученными на уровне субъекта РФ). Значительная неопределенность, приведенная для некоторых коэффициентов выбросов, отражает высокую изменчивость между отдельными источниками, видами и масштабами применяемого контроля за выбросами и, в некоторых случаях, ограниченного количества доступных данных (Межправительственная, 2006).

УРОВЕНЬ 2

Выбирая коэффициенты для Уровня 2, стоит учитывать то, что в силу региональной специфики нефтегазовой отрасли, региональные коэффициенты выбросов могут дать более достоверную оценку выбросов по сравнению с национальными коэффициентами. Региональные коэффициенты могут быть разработаны в результате исследовательских и измерительных программ на уровне предприятий нефтегазовой отрасли. Допустимо разрабатывать региональные коэффициенты по данным для отдельных лет, а затем использовать их в оценке выбросов для последующих лет до очередной актуализации данных. В целом все коэффициенты выбросов (включая значения для Уровней 1 и 2) должны периодически подтверждаться или обновляться. Частота, с которой такие обновления выполняются, должна быть сопоставима с основными этапами внедрения новых технологий, методов, стандартов и принимать во внимание другие соответствующие факторы (например, изменения в динамике региональной нефтегазовой отрасли, старение месторождений и инфраструктуры и т.д.). Поскольку при таком подходе новые коэффициенты выбросов будут разработаны с учетом реальных изменений в отрасли, они не должны применяться к прошлым годам в рассматриваемом временном ряду.

Стоит отметить, что корреляция некоторых видов фугитивных выбросов с объемными данными о деятельности нефтегазовой отрасли (например, объемом прокачки газа по магистральному газопроводу) является более устойчивой, когда рассматриваются большие группы источников, например, когда выбросы оцениваются на национальном уровне. В связи с этим при разработке региональных коэффициентов стоит обращать внимание на корреляции выбросов с иными данными о деятельности отрасли, чем объемы углеводородов. Может быть целесообразно соотнесение выбросов с единицами оборудования, единицами мощности, километражу (в случае объектов транспорта) и прочее, если информация по ним доступна по всему рассматриваемому временному ряду (Межправительственная, 2006; S. et al, 2005). При разработке региональных параметров важно обращать внимание на согласованность терминологии и четких определений, которая может иметь имеет решающее значение при проведении подсчета объектов и компонентов оборудования, а также может обеспечить любые значимые сопоставления одних результатов с другими (Межправительственная, 2006).

Также может оказаться необходимо применять другие виды коэффициентов для корректировки региональных различий нефтегазовой отрасли и разрабатывать, и поддерживать соответствующие процедуры, например:

1. Составы добываемых в данном субъекте РФ углеводородов для корректировки объема CH₄, доли CO₂ и других целевых выбросов;

2. Суммарное годовое время эксплуатации для корректировки количества времени активного функционирования источника;

3. Эффективность мер контроля выбросов.

4. Ниже приводятся дополнительные вопросы, подлежащие рассмотрению при выборе коэффициентов выбросов:

5. Очень важно оценивать применимость отдельных коэффициентов к конкретному источнику выбросов на основе сопоставимости его характеристик;

6. При отсутствии более достоверных данных иногда целесообразно применение коэффициентов, разработанных для других субъектов Российской Федерации. В этом случае применимость коэффициентов должна быть обоснована схожестью таких критериев, как геологические условия, свойства добываемых углеводородов, применяемые технологии и типы оборудования, уровень контроля выбросов и прочее.

7. Если измерения производятся для расчета новых коэффициентов выбросов, должны применяться только утвержденные в российской нефтегазовой отрасли испытательные процедуры. Метод и процедуры обеспечения и контроля качества должны быть документально зафиксированы, отобранные источники должны быть репрезентативными, а также следует проводить статистический анализ для достижения доверительного интервала средних результатов в 95% (Межправительственная, 2006).

Таблица 4.7

КОЭФФИЦИЕНТЫ ВЫБРОСОВ, РЕКОМЕНДУЕМЫЕ МГЭИК

(МЕЖПРАВИТЕЛЬСТВЕННАЯ, 2006)

--------------------------------

<1> Представленные коэффициенты выбросов CO₂ применимы только для прямых выбросов CO₂, кроме сжигания в факелах, когда данные значения учитываются для суммы прямых выбросов CO₂ и непрямого распределения вследствие атмосферного окисления газообразных выбросов углерода из иных чем CO₂ газов.

<2> "Все" означает все утечки и испарения, а также продувки и отведение, и выбросы от сжигания на факелах.

<3> Конкретные показатели сжигания некондиционных газовых смесей могут в значительной степени различаться в разных регионах. В случаях, когда известны объемы фактически сожженных некондиционных газовых смесей, эти данные следует использовать для определения выбросов в результате сжигания на факелах вместо того, чтобы применять представленные коэффициенты выбросов к показателям производства. Коэффициенты выбросов для прямой оценки выбросов CH₄, CO₂ и N₂O по зарегистрированным объемам сожженных в факелах газов составляют соответственно 0,012, 2,0 и 0,000023 Гг на 10⁶ м³ газа, сожженного в факелах, на основе показателя полноты сжигания в 98% и типичного компонентного газа на установке по переработке газа (т.е. 91,9% CH₄, 0,58% CO₂, 0,68% N₂ и 6,84% неметановых углеводородов по объему).

NA - не применимо; ND - не определено.

4.2.2.3 Выбор данных о деятельности

УРОВЕНЬ 1

Данные о деятельности нефтегазовой отрасли, необходимые для уровня 1, выбираются исходя из размерности коэффициентов выбросов (табл. 4.7). Источники данных могут включать:

1. Территориальные органы государственной статистики РФ (Росстат);

2. Региональные подразделения Федеральной службы по надзору в сфере природопользования РФ (Росприроднадзор);

3. Федеральное государственное унитарное предприятия "Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса" (ГП "ЦДУ ТЭК");

4. Региональные подразделения Министерства энергетики РФ;

5. Предприятия нефтегазовой отрасли.

При работе с источниками исходных данных рекомендуется запрашивать (по возможности) данные в тех единицах, в которых они будут применяться в расчете в соответствии с коэффициентом выбросов. Например, согласно с Инструкциями по заполнению форм статистической отчетности <9>, данные по газу сообщаются в объемных единицах, а впоследствии могут быть пересчитаны и опубликованы в статистических отчетах в массовых величинах (Российский статистический ежегодник, 2009; Российский статистический ежегодник, 2011). Поскольку коэффициенты выбросов МГЭИК предусматривают данные о деятельности в единицах объема, во избежание возможных дополнительных погрешностей и двойного пересчета необходимую информацию о газообразных углеводородах рекомендуется запрашивать в территориальных органах Росстата в исходных объемных единицах.

--------------------------------

<9> Постановление Госкомстата РФ от 29.05.96 N 44 (ред. от 14.10.2009) "Об утверждении Инструкций по заполнению форм федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных и газовых скважин".

УРОВЕНЬ 2

Данные о деятельности, необходимые для уровня 2 являются такими же, как и для подхода уровня 1. Дополнительные рекомендации по выбору данных о деятельности приведены в Руководящих принципах МГЭИК (Межправительственная, 2006).