Тригенерация на попутном нефтяном газе как фактор интенсификации нефтедобычи: комплексный анализ и перспективы

В 2024 году общий объем сожженного в факелах газа в мире достиг отметки в 151 миллиард кубометров, превысив показатель предыдущего года на 3 миллиарда кубометров. Россия, занимая лидирующую позицию, ответственна примерно за 15% этого глобального показателя, что подчеркивает остроту проблемы утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Этот газ, ценный по своему составу, зачастую сжигается, нанося серьезный ущерб окружающей среде и представляя собой упущенную экономическую выгоду. В условиях возрастающего спроса на энергоресурсы и необходимости повышения эффективности добычи нефти, поиск инновационных решений для рационального использования ПНГ становится критически важным. Одним из таких решений является тригенерация – технология, способная превратить отходы в ценные энергетические ресурсы.

Настоящий доклад призван раскрыть потенциал тригенерационных установок, работающих на попутном нефтяном газе, как средства интенсификации нефтедобычи. Мы рассмотрим, каким образом комплексная выработка электричества, тепла и холода способствует не только эффективной утилизации ПНГ, но и существенно оптимизирует энергетическое обеспечение нефтепромыслов, снижая операционные затраты и улучшая экологические показатели. Целью исследования является формирование всестороннего академического доклада, который может служить основой для дальнейших научных работ, курсовых проектов и выпускных квалификационных работ студентов и аспирантов технических специальностей.

В рамках доклада будут решены следующие задачи:

• Определены ключевые термины и концепции, такие как тригенерация, попутный нефтяной газ и интенсификация нефтедобычи.
• Детально проанализированы технологические аспекты тригенерационных установок, адаптированных для работы на ПНГ, включая вопросы подготовки топлива.
• Проведен сравнительный анализ различных типов установок (газопоршневых и газотурбинных) с учетом специфики нефтепромысловых условий.
• Оценена экономическая эффективность внедрения тригенерации на ПНГ для интенсификации добычи нефти.
• Исследованы экологические преимущества и существующие проблемы утилизации ПНГ, а также регуляторные меры в России.
• Представлены примеры успешного внедрения и обозначены перспективы развития технологии в отечественной нефтедобывающей промышленности.

Структура доклада позволит последовательно раскрыть каждый из этих аспектов, обеспечивая глубокое понимание темы и ее значимости для современного энергетического сектора.

Теоретические основы: Тригенерация, ПНГ и интенсификация нефтедобычи

Прежде чем углубляться в технологические и экономические нюансы, важно четко определить фундаментальные концепции, которые лежат в основе нашего исследования, что позволит читателю лучше ориентироваться в последующих разделах и понимать логику представленного анализа.

Попутный нефтяной газ (ПНГ): Состав, характеристики и ценность

Попутный нефтяной газ (ПНГ) не является просто «отходом» нефтедобычи; это сложная смесь углеводородов и неуглеводородных компонентов, растворенная в нефти или находящаяся в газовых «шапках» месторождений. В отличие от «сухого» природного газа, который может состоять на 98% из метана, ПНГ значительно богаче «тяжелыми» углеводородами. В среднем, метан составляет около 63% его объема, тогда как этан — порядка 10%, пропан — 11%, бутан — 2,8%, а пентан и другие более тяжелые компоненты — около 2%. Этот уникальный состав делает ПНГ чрезвычайно ценным сырьем для газохимии. Из него получают широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которая затем используется для производства полимеров, пластмасс, синтетического каучука, пропилена, бутиленов и бутадиена. Таким образом, ПНГ — это не просто топливо, а стратегический ресурс, способный существенно влиять на экономику нефтегазового сектора и химической промышленности. Его утилизация не только решает экологические проблемы, но и открывает новые горизонты для создания продуктов с высокой добавленной стоимостью, что является ключевым фактором для устойчивого развития регионов.

Тригенерация (CCHP): Принципы, эволюция от когенерации и основные элементы

В основе эффективной утилизации ПНГ лежит концепция тригенерации, которая представляет собой дальнейшее развитие известной когенерации. Когенерация (Combined Heat and Power, CHP) – это процесс одновременной выработки электрической и тепловой энергии. Ее основной принцип заключается в использовании тепла, образующегося при производстве электроэнергии, которое в обычных электростанциях просто выбрасывается в атмосферу. Это позволяет значительно повысить общий коэффициент полезного действия (КПД) системы.

Тригенерация (Combined Cooling, Heat and Power, CCHP) – это логическое расширение когенерации, включающее в себя производство третьего вида энергии: холода. Этот холод также генерируется за счет утилизации избыточного тепла, оставшегося после производства электроэнергии и тепла. Таким образом, тригенерация позволяет обеспечить объект тремя жизненно важными энергоресурсами – электричеством, теплом и холодом – из одного источника топлива.

Основные конструктивные элементы тригенерационной установки включают:

1. Первичный двигатель (Prime Mover): Это может быть газопоршневой двигатель (ГПД) или газовая турбина (ГТУ), которые сжигают топливо (в нашем случае ПНГ) для приведения в действие генератора.
2. Генераторная установка: Преобразует механическую энергию первичного двигателя в электрическую энергию.
3. Система утилизации тепла (Heat Recovery System): Комплекс оборудования, предназначенный для отбора тепла от выхлопных газов двигателя и системы охлаждения (рубашки охлаждения, смазочное масло). Это тепло используется для нагрева воды или производства пара.
4. Абсорбционная холодильная машина (АБХМ, Absorption Chiller): Ключевой элемент тригенерационного цикла. Именно АБХМ использует тепловую энергию (горячую воду или пар от системы утилизации тепла) для производства холода. В качестве хладагента в АБХМ часто используется вода, а в качестве абсорбента — концентрированный раствор бромида лития (LiBr). Эти вещества нетоксичны и безопасны для окружающей среды, что соответствует требованиям международных протоколов по защите озонового слоя. АБХМ способны производить холодную воду с температурой 5-7°C, которая может использоваться для кондиционирования помещений, охлаждения технологического оборудования или в производственных процессах.

Таким образом, тригенерация представляет собой замкнутый цикл, где энергия используется максимально полно, минимизируя потери и повышая общий КПД установки до 80-90% и более. Это позволяет не только сократить операционные расходы, но и значительно снизить экологическую нагрузку, что является критически важным в условиях ужесточающихся требований к промышленной деятельности.

Интенсификация добычи нефти: Методы и роль энергетического обеспечения

Интенсификация добычи нефти – это комплекс мероприятий, направленных на повышение дебита скважин, сокращение сроков разработки месторождений и наиболее полное извлечение нефти из пластов. В условиях снижения запасов легкодоступной нефти и усложнения условий добычи, интенсификация становится краеугольным камнем поддержания стабильного уровня производства.

Существует множество методов интенсификации, которые можно разделить на несколько категорий:

• Гидродинамические методы: Например, поддержание пластового давления (ППД) путем закачки воды или газа.
• Физико-химические методы: Применение различных химических реагентов для изменения свойств пласта (кислотная обработка, полимерное заводнение).
• Тепловые методы: Направлены на снижение вязкости нефти и улучшение ее подвижности в пласте. К ним относятся паротепловое воздействие (закачка пара), внутрипластовое горение, электрический нагрев пласта.
• Механические методы: Гидроразрыв пласта (ГРП) для создания высокопроводящих трещин.

Многие из этих методов, особенно тепловые и некоторые физико-химические, являются крайне энергоемкими. Например, генерация пара для паротеплового воздействия требует значительного количества тепла, а электрический нагрев или привод мощных насосов для ППД – больших объемов электроэнергии. Именно здесь тригенерационные установки на ПНГ играют ключевую роль. Обеспечивая надежное и дешевое энергоснабжение непосредственно на месторождении, они снимают ограничения, связанные с удаленностью от централизованных энергосетей и высокой стоимостью покупной энергии. Это позволяет внедрять и масштабировать энергоемкие методы интенсификации, напрямую влияя на повышение коэффициента извлечения нефти и общую рентабельность добычи.

Технологические аспекты тригенерации на ПНГ: Устройство, особенности и подготовка топлива

Успешное применение тригенерации на нефтепромыслах, использующих попутный нефтяной газ, во многом зависит от глубокого понимания технологических особенностей этих установок и, что не менее важно, от адекватной подготовки самого топлива. ПНГ – это не унифицированный ресурс, его состав и свойства могут значительно варьироваться от месторождения к месторождению, что предъявляет особые требования к проектированию и эксплуатации энергокомплексов.

Конструктивные схемы тригенерационных установок

Архитектура тригенерационной установки представляет собой интеграцию нескольких ключевых систем, функционирующих в синергии. В ее основе лежит когенерационная часть, которая, как правило, включает либо газопоршневую (ГПУ), либо газотурбинную установку (ГТУ).

Базовая схема работы выглядит следующим образом:

1. Генерация электроэнергии и тепла: Первичный двигатель (ГПУ или ГТУ) сжигает ПНГ, вращая электрический генератор и вырабатывая электроэнергию. В процессе работы двигателя выделяется значительное количество тепловой энергии:
   • От выхлопных газов (температура которых может достигать 400-600°C для ГПУ и 450-550°C для ГТУ).
   • От системы охлаждения двигателя (рубашки охлаждения), которая производит горячую воду с температурой около 90-95°C.
2. Утилизация тепла: Специальные теплообменники (утилизаторы) собирают это тепло. Горячая вода или пар, полученные в результате, используются для отопления производственных и жилых помещений, а также для технологических нужд на промысле (например, подогрев нефти, реагентов).
3. Производство холода: Избыточное тепло, которое не было использовано для отопления или других нужд, направляется в абсорбционную холодильную машину (АБХМ). В АБХМ используется принцип абсорбционного цикла:
   • Принцип АБХМ: В качестве хладагента обычно используется вода, а в качестве абсорбента — бромид лития (LiBr). Эти вещества безопасны и нетоксичны, в отличие от традиционных фреонов, разрушающих озоновый слой.
   • Рабочий процесс: Тепловая энергия (горячая вода или пар) поступает в генератор АБХМ, где из раствора бромида лития выпаривается вода-хладагент. Затем пары воды конденсируются, и жидкий хладагент поступает в испаритель. В испарителе вода кипит при очень низком давлении, отбирая тепло от охлаждаемой среды (например, воды, циркулирующей в системе кондиционирования или технологического охлаждения), тем самым создавая холод. Охлажденная вода имеет температуру обычно 5-7°C. Затем пары воды поглощаются раствором бромида лития, который возвращается в генератор, замыкая цикл.
   • Коэффициент преобразования (COP): Эффективность АБХМ характеризуется коэффициентом преобразования, который показывает отношение произведенной холодовой мощности к потребленной тепловой. Одноступенчатые системы на бромиде лития обычно имеют COP около 0,7. Двухступенчатые системы, использующие более высокие температуры источника тепла и более сложную схему, могут достигать COP до 1,2, значительно повышая общую эффективность системы.

Таким образом, тригенерационная установка – это высокоинтегрированный комплекс, который позволяет максимально эффективно использовать энергетический потенциал ПНГ, трансформируя его в три вида полезной энергии. Эта синергия является ключевым фактором, обеспечивающим не только экономическую выгоду, но и снижение экологического воздействия.

Подготовка ПНГ как топлива для тригенерационных установок

Попутный нефтяной газ, будучи ценным, одновременно является и «капризным» топливом. Его состав значительно варьируется не только между месторождениями, но и в процессе эксплуатации одного и того же месторождения. Основные проблемы, связанные с использованием ПНГ напрямую в двигателях, включают:

• Переменный компонентный состав: Содержание метана, этана, пропана, бутана и более тяжелых углеводородов может сильно колебаться. Это влияет на теплотворную способность газа, его детонационные характеристики (для ГПУ) и стабильность горения.
• Примеси: ПНГ часто содержит значительные количества сероводорода (H₂S), углекислого газа (CO₂), паров воды, а также механические примеси (песок, парафины) и жидкие углеводороды (конденсат).
  • Сероводород (H₂S): Крайне коррозионноактивный газ, который при сгорании образует диоксид серы (SO₂) и триоксид серы (SO₃), вызывающие кислотные дожди и разрушение оборудования.
  • Углекислый газ (CO₂): Снижает теплотворную способность газа, а при высоких концентрациях может влиять на стабильность горения.
  • Пары воды: При охлаждении образуют конденсат, который может вызывать коррозию и образование гидратов, забивающих трубопроводы и топливные системы.
  • Жидкие углеводороды: Могут приводить к закоксовыванию форсунок, снижению эффективности сгорания и преждевременному износу двигателя.
  • Механические примеси: Абразивные частицы, способные повреждать движущиеся части двигателей и газовых турбин.

Технологии предварительной подготовки ПНГ:

Для обеспечения стабильной и эффективной работы тригенерационных установок на ПНГ необходима тщательная подготовка газа. Комплекс подготовительных мероприятий может включать:

1. Осушка: Удаление водяных паров. Часто используются адсорбционные или абсорбционные установки, а также низкотемпературная сепарация. Цель – предотвратить образование гидратов и коррозию.
2. Сероочистка (десульфуризация): Удаление сероводорода и других сернистых соединений. Применяются методы абсорбции (например, аминовая очистка), адсорбции или мембранные технологии. Это критически важно для защиты оборудования от коррозии и снижения вредных выбросов.
3. Удаление тяжелых фракций (ШФЛУ): Разделение ПНГ на «сухой» газ (преимущественно метан) и широкую фракцию легких углеводородов. Это не только улучшает качество топлива для электростанций, но и позволяет извлекать ценное сырье для нефтехимии. Методы включают низкотемпературную конденсацию и ректификацию. Для ГПУ, например, идеален газ с метановым числом не ниже 80.
4. Очистка от механических примесей: Установка фильтров различных степеней очистки для удаления твердых частиц и капельной жидкости.

Таким образом, полноценная подготовка ПНГ – это не просто техническая необходимость, но и инвестиция в надежность, долговечность и эффективность тригенерационной установки, а также в экологическую безопасность всего проекта. Сложность и высокая стоимость переработки ПНГ являются одним из ключевых барьеров, однако с учетом растущих штрафов за факельное сжигание и ценности самого газа, эти затраты становятся все более оправданными. В конечном итоге, это позволяет максимизировать экономическую отдачу и минимизировать риски.

Сравнительный анализ газопоршневых и газотурбинных установок в контексте ПНГ-тригенерации для нефтепромыслов

Выбор между газопоршневыми (ГПУ) и газотурбинными (ГТУ) установками является одним из ключевых решений при проектировании тригенерационного комплекса на нефтепромысле. Оба типа двигателей имеют свои уникальные характеристики, преимущества и ограничения, которые необходимо тщательно сопоставить с учетом специфики попутного нефтяного газа и потребностей объекта.

Газопоршневые установки (ГПУ): Преимущества и ограничения

Газопоршневые установки, по сути, являются усовершенствованными двигателями внутреннего сгорания, работающими на газе. Они широко применяются в малой и средней энергетике благодаря ряду весомых преимуществ:

Преимущества:

• Высокий электрический КПД: В диапазоне мощностей от 2 до 6 МВт ГПУ демонстрируют электрический КПД 42-46%, что значительно выше, чем у большинства ГТУ аналогичной мощности, обеспечивая более эффективное преобразование энергии топлива в электричество.
• Эффективность при частичных нагрузках: ГПУ сохраняют высокую эффективность даже при работе на частичных нагрузках, что крайне важно для объектов с переменным потреблением энергии.
• Низкие эксплуатационные затраты: Стоимость производства 1 кВт·ч электроэнергии на ГПУ может быть в 2,5-3 раза ниже, чем на ГТУ, что обусловлено более дешевым техническим обслуживанием и ремонтом. Моточасы технического обслуживания составляют от 2000 до 2200 рублей.
• Продолжительный моторесурс: Общий ресурс ГПУ может превышать 250 тыс. часов, а до капитального ремонта – 64 тыс. часов, что говорит о высокой надежности.
• Меньшая чувствительность к числу запусков/остановов: Частые пуски и остановы, характерные для некоторых режимов работы нефтепромыслов, значительно сокращают ресурс газовых турбин, но гораздо меньше влияют на ГПУ.
• Экономическая целесообразность при акценте на электричество: ГПУ более оправданы, когда приоритет отдается максимальному производству электрической энергии.
• Применимость для средних мощностей: Эффективны при мощностях до 50 МВт.

Ограничения:

• Чувствительность к качеству газа: ГПУ более требовательны к качеству топлива. Переменный состав ПНГ, наличие тяжелых фракций, сероводорода и других примесей могут привести к детонации, снижению эффективности, ускоренному износу и необходимости более тщательной подготовки газа.
• Большие габариты и масса: По сравнению с ГТУ аналогичной мощности, ГПУ обычно более громоздки и тяжелы.
• Меньшая температура выхлопных газов: Температура выхлопа ГПУ ниже, чем у ГТУ, что может ограничивать возможности утилизации тепла для некоторых высокотемпературных процессов.

Газотурбинные установки (ГТУ): Преимущества и ограничения

Газотурбинные установки представляют собой реактивные двигатели, адаптированные для стационарной работы. Они отличаются высокой удельной мощностью и компактностью.

Преимущества:

• Компактность и малая масса: ГТУ значительно легче и компактнее ГПУ аналогичной мощности, что упрощает их транспортировку и размещение, особенно в удаленных районах нефтепромыслов.
• Высокая энергетическая отдача: При меньших габаритах ГТУ способны выдавать большую мощность.
• Идеальны для больших мощностей: Оптимальное применение ГТУ начинается от 20-30 МВт, а некоторые эксперты рекомендуют их для мощностей от 50-70 МВт, где они становятся более экономически выгодными, чем ГПУ.
• Больший объем тепловой энергии: ГТУ могут отдавать в 1,5 раза больше бесплатной тепловой энергии, чем поршневой агрегат аналогичной электрической мощности. Высокая температура на выходе (450-550°C) позволяет использовать их для высокотемпературных процессов или в составе парогазовых циклов, дополнительно увеличивая КПД.
• Меньшая чувствительность к составу газа: ГТУ, как правило, менее чувствительны к флуктуациям компонентного состава ПНГ и наличию некоторых примесей по сравнению с ГПУ, хотя полная очистка все равно необходима.
• Продолжительный ресурс для современных моделей: Четвертое поколение ГТУ достигает до 200 тыс. часов ресурса.

Ограничения:

• Низкий электрический КПД: Электрический КПД ГТУ обычно составляет 20-26% (для простых циклов), что значительно ниже, чем у ГПУ.
• Высокая чувствительность к числу запусков/остановов: Частые пуски и остановы могут существенно сократить общий ресурс турбины и увеличить износ.
• Высокие эксплуатационные затраты: Капитальный ремонт ГТУ может стоить от 50% до 70% от стоимости новой турбины. Замена горелок и камеры сгорания может требоваться каждые 9-12 месяцев и составлять 22-37% от стоимости новой установки.
• Чувствительность к температуре окружающей среды: Мощность ГТУ снижается при значительном повышении температуры окружающей среды и, наоборот, растет при ее понижении, что необходимо учитывать в регионах с экстремальными климатическими условиями.
• Меньшая эффективность при частичных нагрузках: ГТУ менее эффективны при работе на частичных нагрузках по сравнению с ГПУ.

Критерии выбора типа установки для нефтепромысловых объектов

Выбор оптимального типа тригенерационной установки для нефтепромысла – это многофакторная задача, требующая комплексного анализа.

Основные критерии включают:

1. Требуемая мощность: Для небольших и средних объектов (до 50 МВт) ГПУ часто оказываются более выгодными. Для крупных месторождений с высокими потребностями в энергии (свыше 50 МВт) предпочтительнее ГТУ.
2. Качество и состав ПНГ: Если ПНГ имеет стабильный состав, относительно высокую метановую долю и низкое содержание агрессивных примесей после минимальной подготовки, то ГПУ могут быть эффективным решением. Если газ сильно «загрязнен» или его состав крайне переменчив, ГТУ могут оказаться более устойчивыми, хотя предварительная очистка все равно необходима.
3. Режим работы объекта: Если ожидаются частые изменения нагрузки, пуски и остановы, ГПУ будут более предпочтительны из-за их лучшей эффективности при частичных нагрузках и меньшей чувствительности к таким режимам. Для стабильных, круглосуточных нагрузок оба типа могут быть рассмотрены.
4. Требуемое соотношение электроэнергии/тепла/холода: Если объект нуждается в большом количестве тепла или есть потенциал для использования высокотемпературного тепла (например, для паротеплового воздействия), ГТУ могут обеспечить большее количество утилизируемого тепла. При приоритете электрической энергии ГПУ более эффективны.
5. Логистика и условия размещения: В удаленных и труднодоступных районах, где каждый килограмм оборудования на счету, компактность и малая масса ГТУ могут стать решающим фактором.
6. Инвестиционные и операционные затраты (О&М): Необходимо провести детальный расчет совокупной стоимости владения (Total Cost of Ownership, TCO), включающий капитальные затраты, стоимость топлива, затраты на обслуживание и ремонт, а также потенциальную экономию от собственной генерации. Срок окупаемости проектов тригенерации может составлять 3 года и менее.
7. Экологические требования: Оба типа установок могут быть оснащены системами снижения выбросов, но их эффективность и стоимость могут различаться.

Тщательный анализ этих факторов, часто с применением комплексных технико-экономических обоснований, позволит выбрать наиболее подходящий тип тригенерационной установки, обеспечивая максимальную эффективность и надежность энергоснабжения нефтепромыслового объекта.

Экономическая эффективность тригенерации на ПНГ для интенсификации добычи нефти

Внедрение тригенерационных комплексов, работающих на попутном нефтяном газе, представляет собой не только технологическое, но и мощное экономическое решение. Оценить его эффективность – значит рассмотреть как прямые выгоды от снижения затрат на энергоресурсы, так и косвенное влияние на повышение рентабельности добычи нефти.

Снижение затрат на энергоресурсы

Ключевой экономический эффект от тригенерации на ПНГ заключается в получении «условно бесплатных» энергетических ресурсов. Этот эффект достигается за счет максимальной утилизации энергии, которая в традиционных схемах теряется:

• Экономия на электроэнергии: Себестоимость произведенного 1 кВт·ч электроэнергии при помощи газовой электростанции может быть в 2 и более раз ниже себестоимости сетевой электроэнергии. Это особенно актуально для удаленных нефтепромыслов, где подключение к централизованным сетям сопряжено с огромными капитальными затратами на строительство ЛЭП и последующими высокими тарифами на передачу.
• Бесплатное тепло и холод: Главное преимущество тригенерации – использование избыточной тепловой энергии (от выхлопных газов и систем охлаждения двигателя) для производства не только тепла, но и холода. Это тепло, по сути, является побочным продуктом производства электроэнергии и обладает очень низкой себестоимостью. В одном из примеров, использование тригенерации привело к снижению стоимости электроэнергии в три раза, а тепло и холод стали побочными продуктами, достающимися бесплатно. Это позволяет снизить общий расход топлива на 30–40% по сравнению с традиционными методами раздельной выработки энергии. Общий КПД тригенерационной установки может достигать 90%. Для абсорбционных холодильных машин (АБХМ) на газе и выхлопных газах энергетическая эффективность (холод + электричество) составляет 69%, а на горячей воде и выхлопных газах — 82%.

Таким образом, тригенерация позволяет перевести значительную часть энергетических затрат из категории переменных в категорию условно-постоянных, снижая финансовые риски и повышая предсказуемость операционных расходов. Это дает компаниям не только операционную, но и стратегическую выгоду, позволяя более точно планировать долгосрочные инвестиции.

Повышение энергетической независимости и рентабельности

Внедрение собственной генерации на базе тригенерационных установок существенно повышает энергетическую независимость нефтедобывающего объекта. Это означает снижение зависимости от внешних поставщиков энергии, стабильность энергоснабжения (что критично для непрерывных производственных процессов) и иммунитет к колебаниям рыночных цен на покупную электроэнергию.

• Снижение потребления первичных энергоресурсов: За счет высокого общего КПД (до 90%), тригенерация позволяет максимально эффективно использовать попутный газ, сокращая потребление других видов топлива, если таковые используются.
• Сокращение сроков окупаемости: Благодаря значительной экономии на энергоресурсах и возможности использования установки круглый год (за счет производства холода летом), срок окупаемости проектов тригенерации может быть весьма привлекательным, составляя от 3 лет и менее. Это зависит от конкретных условий проекта, объемов потребления энергии и разницы между себестоимостью собственной генерации и тарифами на покупную энергию.

Суммируя эти факторы, можно констатировать, что тригенерация не только оптимизирует затраты, но и улучшает финансовые показатели проекта в целом, увеличивая его рентабельность и инвестиционную привлекательность.

Прямое влияние на интенсификацию нефтедобычи

Энергия является кровеносной системой любого промышленного объекта, а для нефтепромыслов – это еще и прямой фактор, влияющий на объем добычи. Стабильное и дешевое энергоснабжение, обеспечиваемое тригенерацией на ПНГ, открывает новые возможности для эффективного применения энергоемких методов интенсификации:

• Паротепловое воздействие: Для повышения температуры пласта и снижения вязкости тяжелых нефтей требуется значительное количество пара. Тригенерационные установки, особенно на базе ГТУ, способны генерировать большое количество тепла, которое может быть направлено на производство пара для закачки в пласт. Это делает паротепловые методы, ранее ограниченные высокой стоимостью энергоносителей, гораздо более доступными и экономически оправданными.
• Электрический нагрев пласта: Некоторые инновационные методы интенсификации предполагают электрический нагрев призабойной зоны или всего пласта. Дешевая электроэнергия от тригенерационной установки делает такие проекты более реалистичными и масштабируемыми.
• Привод насосного оборудования и компрессоров: Современные методы добычи и поддержания пластового давления требуют мощных насосов и компрессоров. Постоянное наличие дешевой электроэнергии позволяет оптимизировать их работу, снижать эксплуатационные расходы и обеспечивать бесперебойную работу, что напрямую влияет на объемы извлекаемой нефти.
• Обогрев трубопроводов и оборудования: Холодные климатические условия, характерные для многих нефтедобывающих регионов России, требуют постоянного обогрева трубопроводов, скважинной арматуры и другого оборудования для предотвращения замерзания и выпадения парафинов. Тепло, генерируемое тригенерацией, эффективно решает эту задачу, снижая риски аварий и простоев.

Таким образом, тригенерация на ПНГ выступает не просто как источник энергии, а как катализатор интенсификации добычи нефти. Она создает необходимые условия для применения передовых, энергоемких технологий, которые без собственной дешевой генерации были бы нерентабельны или невозможны, что в конечном итоге приводит к увеличению объемов добычи и повышению рентабельности всей деятельности.

Экологические преимущества и проблемы утилизации ПНГ

Проблема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) – это один из наиболее острых экологических вызовов для мировой нефтедобывающей промышленности. Использование тригенерации представляет собой одно из наиболее перспективных решений, позволяющих существенно улучшить экологическую ситуацию.

Снижение вредных выбросов и соответствие нормативам

Тригенерация не только решает проблему энергетического обеспечения, но и вносит значительный вклад в защиту окружающей среды, что делает ее неотъемлемой частью «зеленых» технологий:

• Сокращение выбросов парниковых газов (CO₂): Основной экологический эффект достигается за счет замещения факельного сжигания ПНГ и повышения общего КПД использования топлива. В одном из примеров, использование абсорбционной холодильной машины на газе и выхлопных газах позволило сократить выбросы CO₂ на 1320 тонн в год, что эквивалентно посадке 71440 деревьев. Это не только снижает «углеродный след» предприятия, но и способствует достижению национальных и международных климатических целей.
• Снижение выбросов других загрязняющих веществ: Полезное использование ПНГ в двигателях тригенерационных установок, оснащенных современными системами очистки выхлопных газов, позволяет значительно сократить выбросы оксидов азота (NO_x) и серы (SO₂), которые являются основными компонентами кислотных дождей и смога. В отличие от факельного сжигания, где контроль за процессами горения ограничен, в двигателях можно добиться более полного и чистого сгорания.
• Использование безопасных хладагентов: Абсорбционные холодильные машины (АБХМ), являющиеся неотъемлемой частью тригенерационных систем, используют в качестве хладагента воду и абсорбента бромид лития (LiBr). Эти вещества нетоксичны и не разрушают озоновый слой атмосферы, что полностью соответствует требованиям международных протоколов (например, Монреальского протокола) по защите озонового слоя.

Таким образом, тригенерация на ПНГ не просто утилизирует газ, а превращает его в чистую энергию, активно способствуя снижению негативного воздействия нефтедобычи на атмосферу и климат.

Современное состояние и вызовы утилизации ПНГ в России

Несмотря на очевидные преимущества и постоянно развивающиеся технологии, Россия продолжает сталкиваться с серьезными вызовами в области утилизации ПНГ:

• Объемы добычи и сжигания: В 2022 году в России было добыто 99 млрд м³ ПНГ. К сожалению, значительная часть этого объема все еще сжигается. В первой половине 2022 года объем сожженного газа в факелах в России составил 10,8 млрд м³. Показатель сжигания газа в России в 2022 году составил 6,8 м³/барр., что выше среднемирового уровня.
• Лидерство в факельном сжигании: По итогам 2024 года Россия сохраняет лидерство по объемам сжигания природного газа на факелах, на ее долю приходится около 15% мирового объема факельного сжигания.
• Экологические последствия: Факельное сжигание ПНГ приводит к выбросу в атмосферу до 400 тыс. тонн загрязняющих веществ ежегодно. В Арктической зоне РФ это приводит к оседанию большого количества сажи на снежном покрове, что усугубляет таяние льдов и влияет на экосистемы.
• Прогресс, но не везде: В 2020 году общеотраслевой показатель полезного использования ПНГ в России вырос до 82,6%. При этом такие компании, как «Сургутнефтегаз» (99,5%), «Газпром» (98,9%), «НОВАТЭК» (96,3%), «ЛУКОЙЛ» (97,7%), «Нефтегазхолдинг» (95,1%) и «Русснефть» (96,8%), а также операторы СРП (98,3%), демонстрируют высокие показатели, достигая или превышая нормативный уровень в 95%. Однако в целом по отрасли проблема остается актуальной.
• Смещение добычи: Добыча нефти в России перемещается в восточные и северные регионы, где средний газонефтяной фактор (отношение объема добываемого газа к объему нефти) выше. Это может приводить к увеличению объемов ПНГ, требующих утилизации, и усугублять проблему факельного сжигания в удаленных и экологически чувствительных районах.

Регуляторные меры и экономические стимулы

Осознавая серьезность проблемы, государство предпринимает шаги по стимулированию утилизации ПНГ:

• Законодательные требования: С 1 января 2012 года законодательством Российской Федерации установлено требование к нефтяным компаниям обеспечить утилизацию попутного нефтяного газа до 95%.
• Система штрафов: С 1 января 2013 года введено предельно допустимое значение показателя сжигания ПНГ на факельных установках, не превышающее 5% от объема добытого газа. При превышении этого норматива применяются повышающие коэффициенты штрафов (25 и 100), и взимается компенсация вреда атмосферному воздуху. С 1 января 2020 года штрафы за сверхнормативное сжигание ПНГ выросли в 4 раза, что сделало полезное использование газа значительно более рентабельным, чем его сжигание. Например, при сжигании всего 500 млн м³ ПНГ сверх норматива, штрафы могут достигать 18 млрд рублей.
• Экономические стимулы через штрафы: Нефтяные компании могут уменьшить размер штрафных выплат на величину понесенных затрат на реализацию проектов по полезному использованию ПНГ. Это создает прямой экономический стимул для инвестиций в технологии утилизации.
• Потребность в дополнительных мерах: Несмотря на ужесточение штрафных санкций, сохраняется потребность в дополнительных мерах государственной поддержки и инвестиционных программах. Это могут быть:
  • Льготное кредитование: Предоставление низкопроцентных кредитов для проектов по утилизации ПНГ и строительству тригенерационных установок.
  • Налоговые льготы: Снижение налоговой нагрузки на компании, активно внедряющие технологии рационального использования ПНГ.
  • Гарантии выкупа электроэнергии: Государственные гарантии по выкупу избыточной электроэнергии, произведенной на собственной генерации, что снижает риски для инвесторов.
  • Субсидии на НИОКР: Поддержка научных исследований и разработок в области технологий переработки ПНГ и создания более эффективных и адаптированных к его составу энергетических установок.
  • Создание инфраструктуры: Государственное участие в создании инфраструктуры для сбора, транспортировки и переработки ПНГ в удаленных районах.

Разработка и внедрение комплексной системы экономических стимулов и регуляторных мер, сочетающих как «кнут», так и «пряник», позволит существенно ускорить процесс полезной утилизации ПНГ и максимально полно реализовать потенциал тригенерации для устойчивого развития российской нефтедобывающей промышленности.

Примеры внедрения и перспективы развития тригенерации на ПНГ в России

Активное развитие технологий тригенерации на попутном нефтяном газе в России является одним из стратегических направлений повышения эффективности нефтедобычи и решения экологических проблем. Несмотря на существующие барьеры, уже есть успешные примеры внедрения, а перспективы развития выглядят весьма многообещающими, что подтверждает потенциал для широкомасштабного применения.

Успешные проекты и опыт российских компаний

Российские компании активно осваивают и внедряют тригенерационные решения, демонстрируя их эффективность как в городской инфраструктуре, так и непосредственно на нефтегазовых месторождениях:

• Аэропорт «Пулково», Санкт-Петербург (2014 год): Один из знаковых проектов в городской инфраструктуре. Был введен в эксплуатацию тригенерационный энергокомплекс с общей мощностью холодоснабжения 19 МВт. Эта установка обеспечивает терминалы аэропорта электроэнергией, теплом и холодом, демонстрируя высокую эффективность и надежность централизованного энергоснабжения.
• АО «Пигмент» (2015 год): Группа компаний «МКС» реализовала проект мини-ТЭС для химического предприятия АО «Пигмент». Результатом стало снижение цены электроэнергии в три раза, что привело к окупаемости объекта всего за 3 года. Этот пример наглядно демонстрирует экономическую привлекательность тригенерации для промышленных потребителей.
• «Газпром нефть» (Царичанское и Филатовское месторождения, Оренбуржье): На этих месторождениях были внедрены установки по утилизации ПНГ, которые подтвердили свою высокую эффективность. Такие проекты показывают, как крупные вертикально-интегрированные компании используют передовые технологии для решения проблемы ПНГ.
• Высокие показатели утилизации ведущих компаний: Ряд крупных российских нефтегазовых компаний уже достиг или превышает нормативный уровень полезного использования ПНГ в 95%. По состоянию на начало 2021 года, это «Сургутнефтегаз» (99,5%), «Газпром» (98,9%), «НОВАТЭК» (96,3%), «ЛУКОЙЛ» (97,7%), «Нефтегазхолдинг» (95,1%) и «Русснефть» (96,8%), а также операторы СРП (98,3%). Эти результаты свидетельствуют о технической возможности и экономической целесообразности широкого внедрения таких решений.
• Объемы переработки ПНГ: В 2020 году «СИБУР» переработал 21,7 млрд м³ ПНГ, а «Сургутнефтегаз» — около 16% от общего объема перерабатываемого в России ПНГ, что подтверждает значительные масштабы и потенциал газопереработки как одного из ключевых направлений утилизации.

Барьеры и пути их преодоления

Несмотря на успехи, внедрение тригенерации на ПНГ сталкивается с рядом существенных барьеров:

1. Сложность и высокая стоимость переработки ПНГ: Квалифицированная утилизация ПНГ всегда связана с дополнительными капитальными вложениями, особенно на этапах сбора, очистки и подготовки газа. Это часто снижает инвестиционную привлекательность проектов освоения запасов нефти, особенно для небольших или удаленных месторождений.
   • Пути преодоления: Развитие модульных, стандартизированных решений по подготовке газа, снижение стоимости оборудования за счет локализации производства, а также государственная поддержка в виде субсидий или льготного финансирования.
2. Ограниченность рынка потребления электроэнергии вблизи месторождений: Многие нефтепромыслы расположены в удаленных и малонаселенных районах, где нет крупных потребителей электроэнергии. Избыточная энергия, произведенная на собственной генерации, может быть невостребованной.
   • Пути преодоления: Развитие локальных энергосистем, которые объединяют несколько промыслов или промышленных объектов, стимулирование создания энергоемких производств (например, малотоннажной газохимии) непосредственно на месторождениях, а также развитие технологий передачи энергии на дальние расстояния.
3. Недостаточные экономические стимулы: Несмотря на ужесточение штрафов за факельное сжигание (с 1 января 2020 года штрафы выросли в 4 раза, и при сжигании 500 млн м³ ПНГ сверх норматива штрафы могут достигать 18 млрд рублей), отсутствие четких, долгосрочных и предсказуемых государственных программ поддержки инвестиций в технологии улавливания газа остается одной из основных причин сохранения факельного сжигания.
   • Пути преодоления: Разработка комплексной государственной политики, включающей налоговые льготы, субсидии, государственные гарантии и упрощенные процедуры для проектов по утилизации ПНГ, а также создание инвестиционных фондов для поддержки таких инициатив.

Инновации и прогнозы развития технологий

Спрос на энергию постоянно растет. Прогнозы показывают, что потребление электроэнергии в России в 2025 году может увеличиться на 3% по сравнению с 2024 годом, достигнув 1,226 трлн кВт·ч. Общий рост потребления электроэнергии в России за период с 2023 по 2028 год прогнозируется на уровне 11,48%, со среднегодовым приростом 1,83%, что составит 1233 млрд кВт·ч к 2028 году. Кроме того, ожидается, что энергопотребление российских центров обработки данных (ЦОД) увеличится не менее чем в 2,5 раза к 2030 году (с 1 ГВт до 2,5 ГВт). Этот рост дает мощный импульс развитию систем собственной генерации и тригенерационных установок.

Перспективы развития технологий включают:

1. Улучшение качества ПНГ как топлива: Продолжатся исследования и разработки более эффективных и экономичных методов подготовки ПНГ, особенно для газа с высоким содержанием тяжелых углеводородов и агрессивных примесей. Будут совершенствоваться технологии мембранного разделения, адсорбции и криогенной переработки.
2. Развитие гибридных систем: Интеграция тригенерационных установок с возобновляемыми источниками энергии (солнечными панелями, ветрогенераторами) для создания гибридных энергокомплексов, которые могут обеспечить еще большую энергетическую независимость и экологичность.
3. Модульные и контейнерные решения: Для удаленных и труднодоступных месторождений будут разрабатываться и внедряться компактные, быстровозводимые модульные и контейнерные тригенерационные установки, которые могут быть легко транспортированы и смонтированы на месте.
4. Цифровизация и искусственный интеллект: Внедрение систем интеллектуального управления и мониторинга, основанных на ИИ, позволит оптимизировать режимы работы установок, предсказывать потребность в энергии, минимизировать простои и повышать общую эффективность.
5. Развитие малотоннажной газохимии на базе ПНГ: Учитывая богатый состав ПНГ (значительно меньшая доля метана — в среднем около 63%, и большая доля этана — около 10%, пропана — 11%, бутана — 2,8%, пентана — 2%), его ценность как сырья для газохимии будет только расти. Развитие технологий, позволяющих перерабатывать ПНГ в метанол, аммиак, полимеры или синтетическое топливо непосредственно на месторождениях, станет следующим шагом в его полезном использовании, повышая добавленную стоимость.

Развитие технологий тригенерации для нефтегазовой отрасли способствует не только повышению энергетической независимости и снижению операционных расходов нефтегазовых компаний, но и является важным элементом устойчивого развития, направленного на сохранение природных ресурсов и минимизацию воздействия на окружающую среду.

Заключение

Исследование показало, что тригенерация на попутном нефтяном газе представляет собой не просто одну из технологических опций, но стратегически важный вектор развития для российской нефтедобывающей промышленности. Глобальный и национальный контекст, характеризующийся растущим спросом на энергию и острой необходимостью снижения экологического ущерба от факельного сжигания ПНГ, выдвигает эту технологию на передний план.

Ключевые выводы исследования подчеркивают многоаспектные преимущества тригенерации:

• Экологическая ответственность: Утилизация ПНГ посредством тригенерации позволяет существенно сократить выбросы парниковых газов и загрязняющих веществ, соответствующих мировым стандартам и национальным нормативам, внося значительный вклад в «зеленую» повестку и смягчение климатических изменений.
• Экономическая эффективность: Производство электроэнергии, тепла и холода из «условно бесплатного» попутного газа обеспечивает снижение операционных расходов в 2-3 раза по сравнению с сетевой энергией, повышает энергетическую независимость объектов и сокращает сроки окупаемости проектов до 3 лет и менее.
• Интенсификация нефтедобычи: Доступ к дешевой и стабильной энергии позволяет эффективно применять энергоемкие методы интенсификации (паротепловое воздействие, электрический нагрев, привод мощного оборудования), что напрямую способствует увеличению объемов извлекаемой нефти и повышению рентабельности месторождений.
• Технологическая гибкость: Сравнительный анализ газопоршневых и газотурбинных установок демонстрирует возможность подбора оптимального оборудования в зависимости от специфики месторождения, качества ПНГ, требуемой мощности и соотношения производимых энергоресурсов. При этом вопросы подготовки ПНГ остаются критически важными для надежной и эффективной работы.

Несмотря на существующие барьеры, такие как высокая стоимость переработки ПНГ, ограниченность рынков сбыта и потребность в более сильных экономических стимулах, успешные кейсы российских компаний свидетельствуют о реальной применимости и перспективности тригенерационных решений. Прогнозы роста энергопотребления и развитие инновационных технологий, включая модульные комплексы, гибридные системы и малотоннажную газохимию на базе ПНГ, открывают новые горизонты для дальнейшего совершенствования и масштабирования этих подходов.

Таким образом, тригенерация на попутном нефтяном газе – это не просто локальное техническое решение, а фундаментальный элемент устойчивого развития российской нефтедобывающей промышленности. Она обеспечивает синергетический эффект, решая одновременно задачи энергетической безопасности, экономической эффективности и экологической ответственности. Дальнейшие исследования в этой области должны быть сосредоточены на оптимизации технологий подготовки ПНГ, разработке гибридных энергосистем, адаптации установок к экстремальным климатическим условиям и формировании комплексных механизмов государственной поддержки для максимально широкого внедрения тригенерации на отечественных нефтепромыслах.

Список использованной литературы

1. Астапова Ю.О., Шульга К.С., Бубенчиков А.А. Когенеративные установки // Потенциал современной науки. – 2014. – № 8. – С. 9-13.
2. Бегляк А.В. Регенеративное теплоиспользование в ГТУ с изобарным подводом теплоты // Известия ВУЗов и энергетических объединений СНГ. Энергетика. – 2010. № 3. С. 74-79.
3. Бегляк А.В., Рыжова Т.В. К оценке эффективности промышленных теплотехнологий, использующих органическое топливо // Известия ВУЗов и энергетических объединений СНГ. Энергетика. – 2011. № 1. С. 63-69.
4. Фирсова Е.В., Соколов В.Ю. Использование двигателя Стирлинга в тригенерационном цикле // Фундаментальные исследования. – 2012. – № 3-1. – С. 141-144.
5. Теплотехника: учеб. для вузов / А.П.Баскаков, Б.В.Берг, О.К.Витт и др.; под ред. А.П.Баскакова. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 374 с.
6. Попель О.С. Разработки ИВТ РАН по эффективному использованию возобновляемых источников энергии // Малые и средние ТЭЦ. Современные решения: материалы научно-практической конференции. Институт высоких температур РАН, Москва.
7. Фирсова Е.В. Использование мини-ТЭЦ для тригинерации энергии // Энергетика: состояние, проблемы перспективы: Всероссийская научно-техническая конференция. — Оренбург, 2010. — С. 47-51.
8. Козлов И.С., Грибанов А.И. Абсорбционные холодильные машины в схеме тригенерации // Энерго- и ресурсосбережение в теплоэнергетике и социальной сфере: материалы Междунар. Научно-технич. Конф. Студентов, аспирантов, ученых. – 2015. – Т. 3, № 1. – С. 116-117.
9. Рогова А.А. Разработка и исследование схем тригенерационных установок на базе детандер-генераторного агрегата и тепловых насосов: автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук: 05.14.01. – энергетические системы и комплексы. – Москва, 2014. – 25 с.
10. Кузьмина Т.Г. Энергосбережение при тригенерации с оборотным теплоснабжением // Турбины и двигатели. – 2012. – июль-август. – С. 12-14.
11. Драйцлер У. Современные теплотехнические установки на природном газе и комбинированные горелки на газе и дизельном топливе // Новости теплоснабжения. – 2001. – № 5(09). – С. 8-11.
12. Морозюк Л.И. Теплоиспользующие холодильные машины – пути развития и совершенствования // Холодильна техніка та технологія. – 2014. – № 5 (151). – С. 23-29.
13. Славин Р.Б. Эффективность применения абсорбционных бромистолитиевых холодильных машин в автономной энергосберегающей системе тригенерации: автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук: 05.04.03. – Машины и аппараты, процессы холодильной и криогенной техники, систем кондиционирования и жизнеобеспечения – Астрахань, 2011. – 23 с.
14. Бочарников И.А., Лебедева Е.А. Применение систем когенерации для совместного производства тепловой и электрической энергии. Тепловые процессы в паровых турбинах // IV Международная студенческая электронная научная конференция «Студенческий научный форум 2012»: материалы конференции. – С. 45-46.
15. Тригенерация. Что это такое? — Группа компаний «МКС». URL: https://mks-group.ru/articles/trigeneratsiya-chto-eto-takoe/ (дата обращения: 02.11.2025).
16. Тригенерация — АБХМ «Thermax». URL: https://thermax-russia.ru/trigeneratsiya/ (дата обращения: 02.11.2025).
17. Тригенерация — принципы работы, применение | Тригенерационные установки с доставкой по России | ООО ТД ЭСТ. URL: https://tdest.ru/articles/trigeneratsiya-printsipy-raboty-primenenie/ (дата обращения: 02.11.2025).
18. Преимущества и применение тригенерации — TEDOM. URL: https://www.tedom.com/ru/trigeneration-advantages-and-application (дата обращения: 02.11.2025).
19. Когенерация — Википедия. URL: https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%BE%D0%B3%D0%B5%D0%BD%D0%B5%D1%80%D0%B0%D1%86%D0%B8%D1%8F (дата обращения: 02.11.2025).
20. Тригенерация — Википедия. URL: https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D1%80%D0%B8%D0%B3%D0%B5%D0%BD%D0%B5%D1%80%D0%B0%D1%86%D0%B8%D1%8F (дата обращения: 02.11.2025).
21. Попутный нефтяной газ — что это такое кратко простыми словами — Информаторий. URL: https://informatoriy.ru/poputnyy-neftyanoy-gaz-chto-eto-takoe-kratko-prostymi-slovami/ (дата обращения: 02.11.2025).
22. Попутный нефтяной газ (ПНГ) — Техническая Библиотека Neftegaz.RU. URL: https://neftegaz.ru/tech_library/gazovaya-promyshlennost/141753-poputnyy-neftyanoy-gaz-png/ (дата обращения: 02.11.2025).
23. Когенерация — Автономный ЭнергоСервис (газопоршневые электростанции). URL: https://aesenergo.ru/kogeneratsiya (дата обращения: 02.11.2025).
24. Что такое Когенерация — Техническая Библиотека Neftegaz.RU. URL: https://neftegaz.ru/tech_library/energetika/141724-chto-takoe-kogeneratsiya/ (дата обращения: 02.11.2025).
25. Попутный нефтяной газ (ПНГ) — Грасис. URL: https://grasis.ru/poleznye-materialy/poputnyy-neftyanoy-gaz-png/ (дата обращения: 02.11.2025).
26. Попутный нефтяной газ — Кронштадт. URL: https://kron.spb.ru/blog/poputnyj-neftyanoj-gaz-chto-eto-takoe-i-kak-ego-ispolzovat/ (дата обращения: 02.11.2025).
27. Когенерация | Когенерационные установки Jenbacher | Получение электроэнергии… — KTS Engineering. URL: https://kts-engineering.com.ua/kogeneraciya/ (дата обращения: 02.11.2025).
28. Что такое попутный нефтяной газ, чем он отличается от природного и какова его ценность для энергетики и промышленности — Энергия+. URL: https://energy.gazprom.ru/articles/chto-takoe-poputnyy-neftyanoy-gaz/ (дата обращения: 02.11.2025).
29. Когенерация что это такое? | Принципы работы когенерационных установок. URL: https://mini-tec.ru/kogeneraciya-chto-eto-takoe-principy-raboty/ (дата обращения: 02.11.2025).
30. Что такое Интенсификация пласта? — Техническая Библиотека Neftegaz.RU. URL: https://neftegaz.ru/tech_library/dobycha-nefti-i-gaza/141710-intensifikatsiya-plasta/ (дата обращения: 02.11.2025).
31. Методы интенсификации добычи нефти? — Нефтегазовая микроэнциклопедия. URL: https://oil-industry.net/book/methods-of-stimulating-production-stimulation-technique/ (дата обращения: 02.11.2025).
32. Переработка попутного нефтяного газа в России — Уральский федеральный университет. URL: https://elar.urfu.ru/bitstream/10995/129759/1/vch_2023_104.pdf (дата обращения: 02.11.2025).
33. Интенсификация добычи нефти. Классификация технологий интенсификации добычи нефти. — Книги по нефти и газу и обучение нефтегазовой отрасли. URL: https://oil-industry.ru/oil-gas-book/intensifikatsiya-dobychi-nefti-klassifikatsiya-tehnologij-intensifikatsii-dobychi-nefti/ (дата обращения: 02.11.2025).
34. Утилизация ПНГ в России в 2020 году выросла до 82,6% | Добыча нефти и газа. URL: https://oilgas.ru/news/utilizatsiya-png-v-rossii-v-2020-godu-vyrosla-do-826/ (дата обращения: 02.11.2025).
35. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В РОСС — Самарский университет государственного управления «Международный институт рынка». URL: https://cyberleninka.ru/article/n/problemy-i-perspektivy-ispolzovaniya-poputnogo-neftyanogo-gaza-v-ross/viewer (дата обращения: 02.11.2025).
36. Интенсификация добычи нефти — Сервис-нафта. URL: https://www.servis-nafta.ru/dobycha-nefti/intensifikatsiya-dobychi-nefti/ (дата обращения: 02.11.2025).
37. Yle: Россия сохраняет лидерство по объемам сжигания природного газа на факелах | OilCapital.ru. URL: https://oilcapital.ru/news/2025-07-22/rossiya-sohranyaet-liderstvo-po-obemam-szhiganiya-prirodnogo-gaza-na-fakelah-4985289 (дата обращения: 02.11.2025).
38. Утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ). URL: https://www.sdelanounas.ru/blogs/81577/ (дата обращения: 02.11.2025).
39. УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В РОССИИ: МЕТОДЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПР. URL: https://elib.sfu-kras.ru/bitstream/handle/2311/144677/01_Minaeva_S_V.pdf?sequence=1 (дата обращения: 02.11.2025).
40. Схемы тригенерационных установок для централизованного энергоснабжения. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/shemy-trigeneratsionnyh-ustanovok-dlya-tsentralizovannogo-energosnabzheniya/viewer (дата обращения: 02.11.2025).
41. ПНГ: сжигать невыгодно перерабатывать — Переработка — Деловой журнал Neftegaz.RU. URL: https://neftegaz.ru/articles/pererabotka/194473-png-szhigat-nevygodno-pere/ (дата обращения: 02.11.2025).
42. Актуальные вопросы добычи и квалифицированного использования попутного нефтяного газа в России — Бурение и Нефть. URL: https://burneft.ru/archive/zhurnal/2022-04/04/ (дата обращения: 02.11.2025).
43. Интенсификация добычи нефти. Концепция теплового метода с применением автономных ветроэлектрических установок — Технологии — Деловой журнал Neftegaz.RU. URL: https://neftegaz.ru/articles/tekhnologii/191771-intensifikatsiya-dobychi-nefti-kontseptsiya-teplovogo-metoda-s-primeneniem-avtonomnykh-vetroelektri/ (дата обращения: 02.11.2025).
44. Глубина переработки нефти в России по итогам 9 месяцев 2025 г. практически не изменилась, составив 84,7% — Neftegaz.RU. URL: https://neftegaz.ru/news/Obzory_rynka/843793-glubina-pererabotki-nefti-v-rossii-po-itogam-9-mesyatsev-2025-g-prakticheski-ne-izmenilas-sostaviv/ (дата обращения: 02.11.2025).
45. 3.4.2. Тригенерация. URL: https://elib.gstu.by/bitstream/handle/123456789/22378/CprDokumentOnauluchshih_dostizhenijah.pdf?sequence=1&isAllowed=y (дата обращения: 02.11.2025).
46. Устройство и принцип действия тригенерационной установки — генерация. URL: https://aieenergy.ru/trigeneraciya/ustrojstvo-i-princip-deystviya-trigeneracionnoj-ustanovki.html (дата обращения: 02.11.2025).
47. Проблемы использования попутного нефтяного газа в России Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование — КиберЛенинка». URL: https://cyberleninka.ru/article/n/problemy-ispolzovaniya-poputnogo-neftyanogo-gaza-v-rossii/viewer (дата обращения: 02.11.2025).
48. ТРИГЕНЕРАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ — Энергия холода. URL: https://energyaholoda.ru/upload/files/trigeneraciya.pdf (дата обращения: 02.11.2025).
49. Газотурбинные станции для предприятий нефте- и газодобычи — Энергообеспечение. URL: https://www.power-m.ru/articles/gazoturbinnye-stantsii-dlya-predpriyatiy-nefte-i-gazodobychi (дата обращения: 02.11.2025).
50. Комбинированное производство электроэнергии и тепла, тригенерация — Wärtsilä. URL: https://www.wartsila.com/ru/energy/solutions/combined-heat-and-power (дата обращения: 02.11.2025).
51. Тригенерация — ЭнергоСовет.ru. URL: https://energosovet.ru/energosberezhenie/trigeneratsiya/ (дата обращения: 02.11.2025).
52. Сравнительный анализ газопоршневых (ГПУ) и газотурбинных установок (ГКУ). URL: https://www.p-el.ru/articles/sravnitelnyy-analiz-gazoporshnevykh-gpu-i-gazoturbinnykh-gku-ustanovok (дата обращения: 02.11.2025).
53. Отличие газопоршневой электростанции от газотурбинной: что лучше? URL: https://www.energosistemy.ru/stati/otlichie-gazoporshnevoy-elektrostantsii-ot-gazoturbinnoy (дата обращения: 02.11.2025).
54. Что лучше — газопоршневые или газотурбинные силовые агрегаты? URL: https://www.gas-engines.ru/articles/chto-luchshe-gazoporshnevye-ustanovki-gpu-ili-gazoturbinnye-ustanovki-gtu (дата обращения: 02.11.2025).
55. Тригенерация — основное понятие, принцип работы, преимущества и применение. URL: https://o-generator.ru/trigeneraciya-osnovnoe-ponyatie-princip-raboty-preimushhestva-i-primenenie/ (дата обращения: 02.11.2025).
56. Сравнительный анализ газопоршневой и газотурбинной установок в контексте решения проблем энергосбережения Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии — КиберЛенинка». URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sravnitelnyy-analiz-gazoporshnevoy-i-gazoturbinnoy-ustanovok-v-kontekste-resheniya-problem-energosberezheniya/viewer (дата обращения: 02.11.2025).