METHANE REGULATION: REPORTING

Full Text

Казахстан и регулирование выбросов метана: новые вызовы и возможности

В декабре 2023 года на СОР-28 Казахстан взял на себя обязательства по сокращению выбросов метана на 30% к 2030 году, присоединившись к Глобальной инициативе по сокращению выбросов метана (Global Methane Pledge, GMP). При этом ключевым сектором по снижению выбросов метана определена нефтегазовая отрасль, соответственно, выполнение страновых обязательств GMP во многом зависит от активных действий операторов в нефтегазодобыче. На СОР-28 «КазМунайГаз» (Компания, КМГ) стал первой казахстанской компанией, присоединившейся к инициативе Oil & Gas Methane Partnership 2.0 (OGMP 2.0).

Программа «Oil & Gas Methane Partnership 2.0» (OGMP 2.0), реализуемая Программой ООН по окружающей среде (UNEP), представляет собой ведущую международную инициативу, направленную на улучшение качества данных о выбросах метана в нефтегазовой отрасли. Это единственная в своём роде система отчётности, основанная на фактических измерениях, которая позволяет компаниям предоставлять данные с высокой степенью детализации — от уровня страны до конкретных объектов [1].

Принцип OGMP 2.0 прост: «Если не можешь измерить — не можешь исправить». Благодаря этому подходу становится возможным отслеживать прогресс, сравнивать эффективность различных компаний и принимать обоснованные решения по снижению выбросов.

Одним из ключевых компонентов OGMP 2.0 является Международная обсерватория по выбросам метана (IMEO), также созданная UNEP. IMEO решает проблему фрагментированности и недостоверности данных, формируя уникальную глобальную базу эмпирически подтверждённых выбросов метана. Обсерватория объединяет информацию из различных источников: отчёты компаний, спутниковые наблюдения, научные исследования и национальные инвентаризации. Такая интеграция позволяет не только повысить точность данных, но и стимулировать принятие стратегических мер по сокращению выбросов.

IMEO также играет важную роль в реализации Глобального обязательства по метану — инициативы, запущенной ЕС и США, к которой присоединилось более 150 стран. Цель обязательства — сократить глобальные выбросы метана на 30% к 2030 году. Благодаря своей базе данных, IMEO помогает правительствам и компаниям разрабатывать научно обоснованные политики и приоритетные меры по снижению выбросов.

Таким образом, OGMP 2.0 и IMEO формируют основу для системного и прозрачного подхода к решению одной из самых острых климатических проблем — выбросов метана, усиливая глобальные усилия по достижению климатических целей.

Согласно подходам партнерства Компании-члены обеспечивают достижение «золотого» стандарта отчетности в течение трех лет на своих операционных активах и пяти лет — на неоперируемых.

Методология OGMP 2.0 включает 5 уровней представления отчетности по выбросам метана.

Уровень 1 является самым базовым и основывается на общих оценках выбросов, часто без конкретных данных по источникам.

Уровень 2 – уровень, на котором начинается идентификация конкретных источников выбросов, но оценки все еще могут быть общими.

Отчетность уровня 3 рассчитывается на основе общих коэффициентов выбросов метана к используемому оборудованию. При этом к источникам метана относится стационарное горение, сжигание (неполное сгорание), пневматическое оборудование на природном газе, уплотнения валов центробежных компрессоров, уплотнение штоков поршневых компрессоров, гликолевые осушители, резервуары, разгрузка жидкостей из скважин, вентиляция устьев скважин, завершения гидравлического разрыва пласта.

Уровень 4 (отчетность «снизу-вверх», выбросы определяются на уровне источника) должен показать результаты прямых измерений выбросов метана на уровне каждого конкретного источника. При этом операторы на основе используемого оборудования и результатов измерительных кампаний могут разрабатывать специфические коэффициенты выбросов, применимые к своему оборудованию.

Отчетность уровня 5 (отчетность на уровне объекта, «сверху-вниз») представляется на основе результатов измерительных кампаний, проводимых с использованием аэросистем (самолеты, беспилотные летательные аппараты). При этом измеряются выбросы всего объекта и сопоставляются данные, полученные при измерении выбросов метана на источниках выбросов.

Таким образом, партнерство в OGMP 2.0 обязывает вступившие компании к проведению измерительных кампаний для определения фактических выбросов/утечек метана путем физического обхода оборудования с газоанализаторами и камерами по обнаружению утечек метана. В целом, проведение Leak Detection and Repair (LDAR) кампаний на регулярной основе (1–2 раза в год) является обязательным условием для операторов в нефтегазовой отрасли в США и Европейском Союзе.

Наряду с принятыми страновыми обязательствами и новыми задачами Компании по снижению выбросов метана Европейский союз в августе 2024 года ввел новое регулирование выбросов метана в отношении импортируемого сырья (нефти и газа). В соответствии с новыми подходами к импорту поставщики сырья должны обеспечить снижение метаноемкости, представляя отчеты о проводимых работах в этом направлении. Согласно анализу SPGlobal, нефть, произведенная местными операторами и экспортируемая в ЕС под брендом KEBCO, с метановой интенсивностью выше национальных бенчмарков – «Большая тройка» - и составляет от 8 до 14 кгCO₂- экв./б.н.э. [2]. При этом интенсивность выбросов метана месторождений «Большой тройки» составляет между 0,17–1,5 кгCO2- экв./б.н.э.

В чем же заключается новое регулирование ЕС в части сокращения выбросов метана для импортеров нефти?

С мая 2025 г. импортеры в ЕС обязаны предоставлять информацию о том, осуществляют ли производители из третьих стран измерение и сокращение выбросов метана, а также предоставление отчетности по выбросам метана, и каким образом они это делают.

С начала 2027 г. для новых и продленных контрактов импортеры в ЕС обязаны предоставлять доказательства того, что экспортеры или производители из третьих стран осуществляют измерение, мониторинг и верификацию выбросов метана, а также предоставление отчетности по выбросам метана на уровне источника и на уровне объекта.

С августа 2028 г. для новых контрактов импортеры в ЕС обязаны предоставлять информацию об интенсивности выбросов метана для сырой нефти, продажа которой осуществляется с применением стандартизированной методологии (которая должна быть утверждена до августа 2027 г.).

И, наконец, с августа 2030 г. импортеры в ЕС обязаны продемонстрировать, что интенсивность выбросов метана для всей продаваемой сырой нефти ниже максимально допустимого уровня, или к ним будут применены финансовые взыскания (которые должны быть утверждены до августа 2029 г.).

В целом подходы ЕС по регулированию метана основаны на методологии OGMP 2.0 и требуют от импортеров нефти действий в части измерений, отчетности и верификации выбросов метана.

Проблемы в отчетности и динамике выбросов

В настоящее время в Республике Казахстан в соответствии с Правилами государственного регулирования в сфере выбросов и поглощений парниковых газов, утвержденными приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 28 марта 2022 года № 91, объем выбросов метана рассчитывается по производственным процессам (сжигание топлива с выработкой энергии, летучии эмиссии, факелы и иные производственные процессы). Вместе с тем, подходы, которые предлагает OGMP, отличаются от национальной методики расчета выбросов парниковых газов.

Согласно национальной методике объем выбросов метана по группе компаний КМГ составил в 2023 году – 36 тыс. тонн СН₄, в 2024 году – 48 тыс. тонн СН₄ (Табл. 1).

В рамках OGMP 2.0 объем выбросов метана по группе компаний КМГ составил в 2023 году – 71 тыс. тонн СН₄, в 2024 году – 119 тыс. тонн СН₄ [3]. Из этого объема: 31% приходилось на неорганизованные выбросы, 29% – на резервуары, остальное – на компрессоры и операции на скважинах. Для расчетов применялся инструмент MIST, позволяющий создавать кадастр выбросов, используя общие коэффициенты по источникам выбросов метана, то есть на уровне 3 отчетности OGMP 2.0.

Расчеты, выполненные по национальной методике и по OGMP 2.0, показывают значительные расхождения в объемах выбросов метана.

По мере проведения измерительных кампаний по обнаружению утечек метана размер объемов выбросов этого газа в отчетности OGMP должен приближаться к фактическим значениям. Например, измерения, проведенные на одном из ДЗО КМГ в рамках LDAR кампании), выявили существенный объем выбросов – 73 тыс. тонн СН₄. При этом расчетные данные по этому же ДЗО были в пределах 13 тыс. тонн СН₄. Это наглядно подтверждает, что реальная ситуация значительно отличается от расчетных данных.

Расчет выбросов метана в соответствии с методологией Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК) требует использования данных о добыче, переработке и транспортировке углеводородов, а также применения коэффициентов выбросов для каждого этапа жизненного цикла продукта. Основной принцип – суммирование выбросов метана, возникающих в результате утечек, сжигания газа и других процессов, с учетом их общего потенциала потепления климата.

Основные этапы расчета:

1. Сбор данных:

Получение данных о фактических объемах добычи, переработки, транспортировки нефти и газа.

Идентификация источников выбросов: утечки на объектах, сжигание попутного газа, выбросы при ремонтных работах и т.д.

2. Применение коэффициентов выбросов:

Использование стандартных или страновых коэффициентов выбросов метана, предоставленных МГЭИК, которые показывают, сколько метана выбрасывается на единицу добытого или переработанного сырья.

Эти коэффициенты могут варьироваться в зависимости от типа оборудования, технологии и географического положения.

3. Расчет объема выбросов:

Умножение данных о фактических объемах углеводородов на соответствующие коэффициенты выбросов для каждого этапа и источника.

Суммирование выбросов от всех источников для получения общего объема выбросов метана.

4. Учет потенциала глобального потепления:

Перевод полученных объемов выбросов метана в эквивалент CO₂, учитывая его больший потенциал потепления климата по сравнению с CO₂.

Использование коэффициентов, разработанных МГЭИК, для пересчета выбросов в единицы эквивалента CO₂.

Методология МГЭИК предоставляет общие принципы и рекомендации, которые могут быть адаптированы к конкретным национальным условиям и отраслевым особенностям.

Для точного расчета рекомендуется использовать следующие подходы к расчетам метана уровней 1–3.

Уровень 1 (Tier 1)

Используются национальные данные о добыче нефти и газа и совокупные коэффициенты выбросов, представленные в Руководстве МГЭИК 2006 года [4, 5].

Оценка выбросов осуществляется через умножение количества произведённой нефти и газа или количества активных установок на типовой коэффициент выбросов метана, приведенные в Базе данных о коэффициентах выбросов EFDB – Basic Search.

 

Eгаз, сегмент отрасли = Aсегмент отрасли ×EFгаз, сегмент отрасли                        

 

Eгаз = ∑ ????газ, сегмент отрасли       

                                            

Eгаз, сегмент отрасли =годовой выброс, Гг

Aсегмент отрасли=данные по деятельности (объем)

EFгаз, сегмент отрасли = коэффициент выбросов, Гг/единица деятельности

 

Уровень 2 (Tier 2)

Используются более детальные коэффициенты выбросов, адаптированные под региональные и технологические особенности (Табл. 2), в соответствии с Методикой по расчету выбросов и поглощения парниковых газов. Методика включает раздельный учёт выбросов из различных стадий производства и транспортировки (добыча, переработка, транспортировка, распределение).

Применение альтернативного подхода уровня 2, который может быть применен для оценки объема выбросов от вентиляции и сжигания в факелах в сегменте добычи нефтяных систем, заключается в выполнении баланса массы с использованием объемов добычи по конкретной стране, соотношения газа и нефти (GOR), состава газа и информации об уровне консервации газа.

Альтернативный подход подходит в тех случаях, когда надежные значения выбросов при вентиляции и сжигании в факелах недоступны, но можно получить репрезентативные данные по GOR, и ожидается, что выбросы при вентиляции и сжигании в факелах будут доминирующими источниками летучих выбросов.

Фактические значения GOR могут варьироваться от 0 до очень высоких значений в зависимости от местной геологии, состояния добывающего пласта и темпов добычи, продуктивного пласта и дебита.

Чтобы применить метод баланса масс в альтернативном подходе уровня 2, необходимо рассмотреть судьбу всех образующихся газов и паров:

1. Это делается путем применения коэффициента сохранения эффективности КЭ (англ. CE), в теории, 0<CE<1;
2. CE выражает долю добытого газа и паров, которые улавливаются и используются в качестве топлива, газа, производимого в системах сбора и газа для повторного впрыскивания (т.е., закачивания в пласт);
3. Значение CE, равное 1,0, означает, что весь газ сохраняется, используется или повторно закачивается в пласт, а значение 0 означает, что весь газ выбрасывается или сжигается в факеле;
4. Можно ожидать, что значения будут находиться в диапазоне от 0,1 до 0,95;
5. Нижний предел применяется в тех случаях, когда из добываемого газа отбирается только технологическое топливо, а остальное сбрасывается в атмосферу или сжигается на факелах;
6. Значение 0,95 отражает условия, при которых, как правило, имеется хороший доступ к системам сбора газа, а местные нормативные акты уделяют особое внимание сокращению выбросов и сжигания газа на факелах.

 

Выбросы при удалении газа:

 

Егаз,доб.нефти, удаление = GOR*Qнефть*(1-СЕ)*(1-ХСож.в факелах)*Мгаз*угаз*42,3*10-6

 

Выбросы при сжигании в факелах:

 

ЕСН4, доб.нефти, сжиг. в факелах = GOR*Qнефть*(1-СЕ)* ХСож.в факелах (1-FE)*MCH4*yCH4*42.3*10-6

 

Егаз,доб.нефти, удаление =Прямое количество (Гг/год) парникового газа, высвободившегося при удалении на объектах нефтедобычи.

 

ЕСН4, доб.нефти, сжиг. в факелах=Прямое количество (Гг/год) парникового газа, высвободившегося при сжигании в факелах на объектах нефтедобычи.

 

GOR =Среднее соотношение газ-нефть (м3/м3) при 15 С и 101,325 кПа.

 

Qнефть=Общее годовое производство нефти (103 м3/год).

 

Мгаз=Молекулярный вес интересующего газа (например, 16,043 для СН4 и 44,011 для СО2).

 

у=Моль или объемная доля попутного газа. состоящего из вещества I (например, СН4, СО2 или ЛНОС.

 

СЕ=Коэффициент эффективности консервации газа.

 

ХСож.в факелах=Доля сбросного газа, сожженного в факелах, а не выпущенного. За исключением первичных скважин тяжелой нефти, как правило, большая часть сбросного газа сжигается в факелах.

 

FE=Эффективность сжигания в факелах (например, доля газа, который не сгорел в факеле полностью). Как правило, значение 0,995 подразумевается для факелов на нефтеперегонных заводах, а значение 0,98 предполагается к использованию для тех производственных и перерабатывающих объектов.

 

Уровень 3 (Tier 3)

Используются модели и измерения, которые дают наиболее точную оценку. Могут применяться динамические модели, инвентаризация с использованием спутниковых данных, мониторинг выбросов с помощью камер и датчиков. Требует серьезных ресурсов, специализированного оборудования и глубокого анализа.

 

Таким образом, выполнение страновых обязательств, как и принятых обязательств компании в рамках партнерства OGMP2.0 требует не только знаний об объемах добытых/транспортированных/переработанных углеводородов, но и применяемых коэффициентах исходя их применяемого оборудования. Точность расчетов во много будет зависеть от инвентаризации всех источников выбросов с использованием специального измерительного оборудования, на основании полученных в результате данных могут быть выведены коэффициенты выбросов метана, применимые к конкретному оборудованию, используемому на месторождениях.

Проводимая работа по определению базовой линии выбросов метана позволит не только идентифицировать источники выбросов, но и в будущем использовать сохраненный в системе газ для генерации электроэнергии, производства товаров (метанола и аммиака).    

 

Выводы и рекомендации

Для выполнения международных обязательств и повышения точности учета метановых выбросов необходимо сосредоточиться на следующих мерах:

1. Создание базового уровня выбросов метана

Регулярное использование метода LDAR позволяет сократить выбросы на 40–70% и обеспечить прозрачность мониторинга. Практика США и ЕС показывает, что ежегодные или двухлетние кампании обеспечивают высокий уровень ответственности операторов.

2. Инвентаризация всех источников выбросов метана (в том числе неорганизованных)
3. Внедрение эффективных технологий

Для сокращения выбросов метана требуется адаптация наилучших доступных технологий (НДТ). КМГ уже планирует установить системы рекуперации паров на резервуарах хранения углеводородов и улавливания газа на скважинах. Их эффективность достигает 80–95% по международным стандартам.

4. Усиление корпоративных стандартов

Введение строгих норм управления утечками метана на производственных объектах по примеру международных компаний позволит добиться значительного снижения выбросов.

5. Развитие офсетных проектов

Реализация проектов, направленных на компенсацию выбросов метана, не только улучшит экологическую ситуацию, но и создаст новые возможности для монетизации усилий. В рамках Joint Carbon Mechanism с Японией такие проекты позволят сократить выбросы и получить офсетные единицы.

6. Создание рынка услуг по управлению метаном

Казахстан может развить рынок технологий и услуг для обнаружения и устранения утечек метана. Это создаст новые рабочие места и ускорит внедрение современных технологий через трансфер, предусмотренный Парижским соглашением.

 

Перспективы и следующий шаг

Опыт участия в OGMP 2.0 позволил выявить ключевые направления для совершенствования национального регулирования:

• Гармонизация методик

Синхронизация национальных подходов с международными стандартами повысит точность расчетов и упростит интеграцию Казахстана в глобальные системы мониторинга.

• Комплексный мониторинг

Сбор данных по выбросам в течение нескольких лет обеспечит необходимую базу для разработки пороговых значений.

• Переходный период для операторов

Введение временного моратория на проверки в период сбора данных снизит давление на бизнес и позволит компаниям адаптироваться к новым требованиям.

• Подход к администрируемым установкам

Использование принципа, применяемого к выбросам СО₂ (порог 10–20 тыс. тонн), поможет стимулировать реализацию офсетных проектов.

 

Ожидается, что в ближайшие годы Казахстан усилит регулирование метановых выбросов, установив конкретные цели для различных секторов. Опыт компаний, таких как КМГ, может стать основой для формирования эффективной политики и долгосрочной стратегии управления метаном.

About the authors

Aliya Lazarevna Shalabekova

KMG Engineering LLP

Email: A.Shalabekova@kmge.kz

Managing Director for Low Carbon Technologies, PhD in Economics

Kazakhstan, Republic of Kazakhstan, Astana city, Yesil district, st. Dinmukhamed Konaev, building 8

Elmira Kairovna Idrissova

KMG Engineering LLP

Email: E.Idrissova@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0000-2420-2350

Head of the Department of Environmental Expertise, PhD in Biology

Kazakhstan, Republic of Kazakhstan, Astana city, Yesil district, st. Dinmukhamed Konaev, building 8

Gulshira Atemova

"KMG Engineering" LLP

Author for correspondence.
Email: g.atemova@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0003-2317-4687

candidate of biological sciences (PhD), expert of the department of environmental assessment

Kazakhstan, Republic of Kazakhstan, Astana city, Yesil district, st. Dinmukhamed Konaev, building 8

References

Supplementary files