Overall estimation of the potential of ghg reduction in Ukraine's oil and gas industry by 2040
We present the results of analysis of the state of greenhouse gas emissions in the oil and gas industry according to data of the last National Inventory Reports. It was shown that industry is a great source of methane leakage, responsible for 44% of total country's methane emissions in 2017. Ca...
Saved in:
| Date: | 2020 |
|---|---|
| Author Affiliations: |
|
| Keywords: | keywords |
| Main Authors: | , |
| Format: | Article |
| Language: | Ukrainian |
| Published: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2020
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/745 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | System Research in Energy |
| Download file: |
|
Institution
System Research in Energy| _version_ | 1871104254694916096 |
|---|---|
| author | Leshchenko I.Ch. Yeger D.O. |
| author_facet | Leshchenko I.Ch. Yeger D.O. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Leshchenko I.Ch.",
"institution": null
},
{
"author": "Yeger D.O.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Leshchenko I.Ch. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:46Z |
| description | We present the results of analysis of the state of greenhouse gas emissions in the oil and gas industry according to data of the last National Inventory Reports. It was shown that industry is a great source of methane leakage, responsible for 44% of total country's methane emissions in 2017. Carbon dioxide emissions from the industry make a marginal contribution to total country's carbon dioxide emissions, responsible for only 3% in 2017. It was established that the main priority for oil and gas industry is the reduction of methane emissions from natural gas activities, which is typical for gas industries in other countries.The experience of national and international programs and initiatives aimed at reducing methane emissions from oil and gas operations were used for forming the lists of measures and technologies advisable for introduction in Ukraine, concerning the hydrocarbons exploration, development, and production as well as their preparation to transportation, activities for the natural gas transportation and its underground storage, activities for the natural gas distribution and its consumption by the residential and commercial sectors. The necessity to solve in Ukraine the problem of monitoring of methane emissions and leakages in the oil and gas sector, which requires the improvement and standardization of their quantification, reporting, and verification, is mentioned separately, but this problem is not completely solved in any country of the world, which is connected with certain peculiarities of emissions sources.The article provides a comparative analysis of the results of cost calculations for the services of main pipeline transportation of natural gas with replacing existing gas-turbine gas pumping units by new gas-turbine or electric drive units.We present the external conditions for development of the oil and gas industry, for which overall estimates of greenhouse gas emissions by 2040 are calculated for two formed scenarios – with and without measures for emission reduction. |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2020.01.055 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:02:53Z |
| format | Article |
| fulltext |
55
Загальна оцінка потенціалу скорочення викидів парникових газів у нафтогазовій галузі України на період до 2040 року
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2020, 1(60): 55–65
doi: https://doi.org/10.15407/pge2020.01.055
Підприємства енергетичного комплексу в
цілому та його нафтогазової галузі зокрема є
значними джерелами викидів парникових газів
(ПГ). Згідно Керівних принципів національних
інвентаризацій парникових газів, розроблених
Міжурядовою групою експертів з питань зміни
клімату (МГЕЗК) [1], при визначенні викидів ПГ
у нафтогазовій галузі розглядається вся інфра-
структура, необхідна для розвідки й освоєння ро-
довищ, видобування вуглеводнів, підготовки до
транспортування, переробки, доставки на ринок
і кінцевому споживачу.
Для кожного виду діяльності з вуглеводнями
є свої специфічні джерела викидів ПГ, які за по-
ходженням можна розділити на дві групи:
– супутні летучі викиди – це ПГ, що вивіль-
няються від будь-якої діяльності з нафтою, на-
фтопродуктами та природним газом (крім їх спа-
лювання в якості палива) – метан (СН4), немета-
нові летучі органічні сполуки, двоокис вуглецю
(CO2), який входить до складу вуглеводнів, що
видобуваються, а також невелика кількість дво-
окису вуглецю та оксидів азоту від непродуктив-
ного згорання, перш за все, газу, що скидається
на факел;
– викиди від спалювання палив на нафтопе-
реробних (НПЗ) і газопереробних (ГПЗ) заводах
для технологічних потреб та природного газу в
газотурбінних приводах газоперекачувальних
агрегатів (ГПА) компресорних станцій (КС) ма-
гістральних газопроводів і підземних сховищ
газу, – двоокис вуглецю, оксиди азоту і, у меншій
кількості, оксид вуглецю і неметанові летучі ор-
ганічні сполуки.
Основними ПГ, які утворюються у нафтогазо-
вій галузі, є двоокис вуглецю і метан. У табл. 1
наведено дані про діяльність та обсяги викидів
парникових газів у 2016–2017 рр. при розвідці,
освоєнні родовищ та видобуванні нафти, газо-
вого конденсату та природного газу, підготовці
вуглеводневої сировини до транспортування, її
транспортування магістральними нафто- та газо-
проводами, переробці на НПЗ та ГПЗ, транспор-
туванні природного газу мережею розподільних
трубопроводів та кінцевому споживанні житло-
вим і комерційним секторами в Україні згідно
останнього Кадастру за 1990–2017 рр.[3].
З табл. 1 видно, що у 2016 р. викиди дво-
окису вуглецю від об’єктів нафтогазової галузі
складали 2% викидів в цілому по країні, викиди
метану – 41%. У 2017 р., внаслідок збільшен-
ня діяльності з видобування і транспортування
природного газу, викиди ПГ від галузі зросли:
викиди двоокису вуглецю складали 3% викидів
в цілому по країні, викиди метану – 44%. Осно-
вними джерелами викидів двоокису вуглецю є
діяльність з розвідки, видобування, магістраль-
ного транспортування та зберігання природного
газу, викидів метану – діяльності з розвідки та
видобування, розподілення газопроводами низь-
кого тиску і споживання природного газу. Нафто-
ва промисловість, внаслідок невеликих обсягів
УДК 620.9:502.131 І.Ч. ЛЕЩЕНКО, канд. техн. наук, ст. наук. співр., ORCID: 0000-0003-3382-4762,
Д.О. ЄГЕР, д-р техн. наук, ORCID: 0000-0001-9656-3972,
Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, Київ, 03150
ЗАГАЛЬНА ОЦІНКА ПОТЕНЦІАЛУ СКОРОЧЕННЯ ВИКИДІВ ПАРНИКОВИХ ГАЗІВ
У НАФТОГАЗОВІЙ ГАЛУЗІ УКРАЇНИ НА ПЕРІОД ДО 2040 РОКУ
Наведено результати аналізу викидів парникових газів у нафтогазовій галузі від-
повідно до Національного кадастру антропогенних викидів із джерел та абсорбції
поглиначами парникових газів в Україні. Проаналізовано поширені у світі заходи
та технологічні засоби зменшення викидів парникових газів на всіх етапах техно-
логічного ланцюга освоєння ресурсів газу, газового конденсату і нафти від роз-
відки до кінцевого споживання. Наведено загальну оцінку потенціалу скорочення
викидів парникових газів у нафтогазовій галузі України на період до 2040 р.
К л ю ч о в і с л о в а: нафтогазова галузь, двоокис вуглецю, метан, скорочення
викидів парникових газів, технологія.
© І.Ч. ЛЕЩЕНКО, Д.О. ЄГЕР, 2020
56
І.Ч. ЛЕЩЕНКО, Д.О. ЄГЕР
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
діяльності, створює незначну кількість вики-
дів ПГ. Отже, з огляду на структуру викидів ПГ
від нафтогазової галузі головним пріоритетом є
скорочення викидів метану від діяльності з при-
родним газом, що є типовим для багатьох країн.
Тому в даній статті головну увагу приділено саме
цьому напряму скорочення викидів ПГ.
Останніми роками у світі виникло ряд ініціа-
тив, спрямованих на скорочення викидів метану
внаслідок нафтогазових операцій, зокрема:
– програма The Natural Gas STAR – федераль-
на програма Агентства з охорони навколишнього
середовища США (United States Environmental
Protection Agency), яка заохочує нафтогазові ком-
панії до застосування перевірених, економічно
вигідних технологій та заходів, що покращують
експлуатаційну ефективність та зменшують ви-
киди метану [4];
– керівні принципи щодо метану (The
Methane Guiding Principles), розроблені у
Таблиця 1. Дані про діяльність та обсяги викидів ПГ від нафтогазової галузі України [3]
Показник
2016 р. 2017 р.
дані про
діяльність
викиди, тис. т дані про
діяльність
викиди, тис. т
СО2 СН4 СО2 СН4
Діяльність з нафтою та газовим конденсатом
Видобуток1, млн т 2,24 2,10
Пошуково-розвідувальні роботи,
видобування та підготовка до
транспортування
163,3 60,8 150,7 56,2
Факельне спалювання 95,9 0,06 88,5 0,05
Вентилювання 0,2 1,7 0,2 1,6
Транспортовано трубопроводами2, млн т 15,2 16,0
Трубопровідне транспортування 0,01 0,1 0,01 0,1
Перероблено нафтової сировини1, млн т 0,5 0,49
Переробка на НПЗ та ГПЗ, супутні летучі
викиди 0 0,1 0 0,13
Переробка на НПЗ та ГПЗ, спалювання
палив 289,2 0,01 342,1 0,01
Разом від діяльності з нафтою та
газовим конденсатом 548,6 62,8 581,5 58,1
Діяльність з природним газом
Видобуток1, млрд м3 20 20,8
Пошуково-розвідувальні роботи,
видобування, підготовка до
транспортування
1755,5 298,4 1757,1 298,8
Факельне спалювання 77,2 0,05 77,3 0,05
Транспортовано ГТС1, млрд м3 114,6 125,7
Транспортування та зберігання, супутні
летучі викиди 0,7 84,3 0,3 26,5
Транспортування та зберігання,
спалювання палива на ГПА 2704,5 0,05 3730,2 0,07
Розподілено через газорозподільні
мережі1, млрд м3 32,4 32,2
Розподілення 3,3 395,3 5,7 496,7
Споживання 0,7 248,7 0,9 236,6
Разом від діяльності з природним газом 4541,9 1026,8 5571,5 1058,7
Всього від нафтогазової галузі 5091 1090 6153 1117
Всього у СО2-екв 32333 34076
Загальні по країні викиди ПГ
(без уловлювання) 234200 2639 223200 2547
Частка викидів від нафтогазової галузі
від загальних викидів ПГ по країні 2% 41% 3% 44%
1 Дані Міністерства енергетики та захисту довкілля України.
2 Дані АТ «Укртранснафта».
57
Загальна оцінка потенціалу скорочення викидів парникових газів у нафтогазовій галузі України на період до 2040 року
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
2017 р. коаліцією міжнародних установ, не-
урядових організацій та науковців, включаючи
Міжнародну асоціацію представників нафто-
вої промисловості з охорони навколишнього
середовища (International Petroleum Industry
Environmental Conservation Association), Фонд
захисту навколишнього природного середови-
ща (Environmental Defense Fund), Міжнародне
енергетичне агентство, Нафтогазову ініціативу
щодо клімату (The Oil and Gas Climate Initiative),
Інститут енергетики та ресурсів (The Energy and
Resources Institute), Програми ООН з навколиш-
нього середовища та ін., які мають на меті по-
ширити кращі заходи щодо скорочення викидів
метану, розробити та впровадити політику щодо
регулювання його викидів [5];
– нафтогазова ініціатива щодо клімату (The
Oil and Gas Climate Initiative), започатковані
тринадцятьма великими міжнародними нафто-
газовими компаніями, що разом представляють
більше 20% світового видобутку вуглеводнів,
яка має на меті покращити збір даних про вики-
ди метану, розробити та впровадити економічно
ефективні технології управління його викида-
ми. У 2018 р. члени Ініціативи оголосили своєю
метою зменшення загальної середньої інтенсив-
ності викидів метану для операцій з видобутку
газу та нафти до 0,2% до 2025 р. (на сьогодні –
0,32%) [6];
– партнерство нафтогазових компаній щодо
метану (The Oil & Gas Methane Partnership), до
якого входить 10 нафтогазових компаній, уряди
кількох країн, Програма ООН з навколишнього
середовища, Світовий банк та Фонд захисту на-
вколишнього середовища, що надає регламенти
для компаній, які проводять обстеження та усу-
нення викидів метану [7].
Багато нафтогазових компаній беруть на себе
зобов’язання досягти конкретних обсягів скоро-
чень викидів як метану, так і ПГ загалом. НАК
«Нафтогаз України» в останні роки декларує
участь у процесах скорочення викидів ПГ, од-
нак документи, які представляють Екологічну
політику НАК «Нафтогаз України» [8], ПАТ
«Укргазвидобування» [9], ПАТ «Укрнафта»
[10], ПАТ «Укртрансгаз» [11] та АТ «Укртранс-
нафта» [12], не містять конкретних зобов’язань
щодо скорочення обсягів викидів як парникових
газів у цілому, так і метану зокрема.
Необхідно зазначити, що підтвердження
конкретних обсягів скорочень викидів мета-
ну вимагає удосконалення та стандартизації їх
кількісного визначення, звітності та верифіка-
ції, але цю проблему в світі ще не вирішено,
що пов’язано з такими особливостями джерел
викидів у нафтогазовому секторі, як велика
кількість точок викидів, їх географічне розосе-
редження та складність доступу до них, варіа-
бельність рівня викидів від подібних джерел і
т. ін. [13]. Таким чином, постійний моніторинг
великої кількості джерел викидів метану в га-
лузі наразі неможливий, однак розробляється
багато нових технологій, які дозволять у не-
далекому майбутньому застосовувати його, на-
самперед, у формі дистанційного зондування з
використанням сучасної техніки (супутників,
літаків, безпілотників). Водночас, такі методи
часто не дозволяють ідентифікувати конкрет-
не обладнання, яке є джерелом викидів, хоча
останніми роками швидко розвиваються й ана-
літичні методи для побудови розподілу викидів
від різних джерел.
На сьогодні у світі існує широкий спектр
апробованих технологій та заходів, які можна
застосувати для зменшення викидів метану для
нафтогазової галузі [4], [13–15]. Особливо ко-
рисним є досвід нафтогазових компаній, парт-
нерів Програми The Natural Gas STAR у США.
Скорочення викидів ПГ на етапах пошуку,
розвідки та дослідно-промислової розробки
природного газу та нафти може бути досягну-
то за рахунок широко застосування сучасних
технологій інтенсифікації геологорозвідуваль-
них робіт, які дозволяють більш ефективно ви-
значити місце свердловини, скоротити число
«сухих» свердловин, зменшити час проведення
розвідки. Це, зокрема, такі групи технологій,
як побудова 3-D і 4-D сейсмічних зображень;
технології пошуку і розвідування вуглеводнів
геоелектричними методами; сучасні технології
буріння свердловин – горизонтальне і радіаль-
не буріння, багатозабійні свердловини, буріння
бічних стовбурів, малогабаритне і мікробурін-
ня. У табл. 2 наведено економічні показники
технологій, які рекомендуються Програмою The
Natural Gas STAR для скорочення викидів мета-
ну при освоєні ресурсів вуглеводнів [4]. Показ-
ники визначено для середньої за 2019 р. ціни,
за якою, згідно постанов Кабінету Міністрів
України від 03.03.2019 № 293 та від 19.10.2018
№ 867 НАК «Нафтогаз України» закупав при-
родний газ, видобутий ПАТ «Укргазвидобуван-
ня» – 266 дол. США/тис. м3 (з ПДВ).
Необхідно зазначити, що не всі технології до-
зволять досягти рівня скорочення викидів, зазна-
ченого в табл. 2, крім того, деякі з них можуть
конкурувати між собою.
Проблемою розробки виснажених газових і
газоконденсатних родовищ є необхідність ви-
далення з вибою свердловин рідин (пластової
води та газового конденсату). Часто з метою
відновлення продуктивності таких свердловин
використовують технологічні продувки, які
призводять до втрат природного газу та його
58
І.Ч. ЛЕЩЕНКО, Д.О. ЄГЕР
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
викидів у повітря. Програмою The Natural Gas
STAR рекомендовано альтернативні техноло-
гії, широке впровадження яких може привести
до зменшення технологічних втрат природного
газу і, відповідно, зменшення викидів метану у
повітря (табл. 3).
Додатковою перевагою різних технологій ви-
далення рідини, крім зменшення викидів метану,
є продовження терміну експлуатації свердлови-
ни. Повний обсяг екологічних та економічних
переваг залежить від використаної технології та
залишкової пластової енергії.
Скорочення викидів ПГ при магістральному
транспортуванні природного газу складається з
двох основних напрямів:
– скорочення викидів двоокису вуглецю, дже-
релом яких є стаціонарне спалювання природно-
го газу в камерах згорання газотурбінних при-
Таблиця 2. Економічні показники технологій зниження викидів метану при освоєні ресурсів газу,
газового конденсату й нафти, які рекомендовано Програмою The Natural Gas STAR [4]
Технологія
Річне
скорочення
втрат
метану,
тис. м3
Вартість
зекономленого за
рік газу1,
тис. дол. США
Вартість
впровадження,
тис. дол. США
Операційні
витрати,
тис. дол.
США
Термін
окупності,
місяць
Випробування і ремонт
запобіжних та аварійних клапанів 3,5–70,82 0,9–17,7 0,250 немає
даних до 3
Підключення обсадної колони
до установки для уловлювання легких
фракцій
207 51,8 4,3 3,4 2
Встановлення компресора для
уловлювання попутного газу 930 232,5 31,25 7,350 2
Реконструкція інжекційних насосів 5–71 1,3–17,8 1,0–10,0 0,1–1,0 1–9
Заміна пневматичного управління
механічним 6,4 1,71 3,0 – 1,03 0 20 – 7
Скорочення викидів при освоєнні
газових свердловин після гідророзриву
пласта, у т.ч.:
придбане обладнання
7 645 2 306/
175,04 500,0 121,5 3
контракт з іншою компанією
(за 1 операцію) 306 81,4/6,94 32,4 0,6 –
1 Для переведення обсягів метану в трубопровідний газ використано коефіцієнт 94%.
2 Орієнтовне щорічне скорочення викидів на одному клапані, що протікає, за даними партнерів Програми.
3 Враховуючи вартість використання обладнання.
4 Додаткова річна економія, у прикладі – вартість додатково зібраного конденсату.
Таблиця 3. Економічні показники технологій видалення накопиченої рідини та покращення потоку
в газових свердловинах, рекомендовані Програмою The Natural Gas STAR [4]
Технологія
Річне скорочення
втрат та
збільшення
видобутку, тис. м3
на свердловину
Вартість річної
економії та додатково
видобутого газу,
тис. дол. США
на свердловину
Вартість
впровадження1,
тис. дол. США
Термін
окупності,
рік
Встановлення плунжерних
систем у газових свердловинах 130–520 33–130 2,59–10,36 <1
Встановлення плунжерних
підйомників із smart автоматикою 23–41 6–11 5,7–18,0 1–3
Використання піноутворюючих агентів 14–265 4–71 0,5–9,88 0–3
Встановлення швидкісної трубки 263–782 70–208 7,0–64,0 0–1
Встановлення штангових
глибинних насосів 28–58 7–15 41,0–62,0 3–8
1 За даними партнерів Програми.
59
Загальна оцінка потенціалу скорочення викидів парникових газів у нафтогазовій галузі України на період до 2040 року
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
водів ГПА компресорних станцій магістральних
газопроводів і підземних сховищ газу;
– скорочення викидів метану за рахунок змен-
шення технологічних викидів та витоків природ-
ного газу та його втрат.
Основними напрямами зниження викидів дво-
окису вуглецю в атмосферу при транспортуванні
природного газу є оновлення парку ГПА комп-
ресорних станцій; оптимізація потоків газу, що
транспортується, та забезпечення роботи комп-
ресорного обладнання на оптимальних режимах
з метою зменшення використання паливного
газу; впровадження сучасних систем автоматизо-
ваного управління для ГПА, КС і магістральних
газопроводів; застосування когенерації та турбо-
детандерних технологій на КС і газорозподіль-
них станціях, що дозволить виробляти теплову
та електричну енергію або комбіновано виро-
бляти електрику, тепло і холод з використанням
скидного енергетичного потенціалу ГТС. Стри-
муючим чинником такої модернізації є великі
капітальні витрати та недоцільність її проведен-
ня на застарілому компресорному обладнанні в
умовах суттєвої невизначеності подальшого за-
вантаження ГТС.
При магістральному транспортуванні при-
родного газу, як і при видобуванні вуглеводнів,
актуальною є проблема виявлення та кількісно-
го визначення викидів метану. Хоча необхідно
зазначити, що при магістральному транспорту-
ванні має місце чіткий облік природного газу,
технічний стан ГТС підтримується на високому
рівні, що сприяє своєчасному виявленню витоків
метану. В Європі багато уваги приділяється роз-
робленню конкретних методів оцінки кількості
летучих викидів із систем транспортування при-
родного газу, впровадженню технологій дистан-
ційного виявлення витоків метану, проведенню
аналізу вмісту ПГ за даними супутників у режи-
мі реального часу (що почало використовуватись
в останні роки), розробленню сучасних фітингів
та регулювальних клапанів з низькими показни-
ками викидів [14]. Одним з основних заходів для
зменшення викидів метану при транспортуванні
природного газу є заміна лінійних кранів та кра-
нів обв’язки КС, постійний контроль за їх герме-
тичністю, адже на КС крани дають 47% витоків
метану, штоки – 32,2%, фланцеві з’єднання –
15,1%, різьбові з’єднання – 5,3%, інші елементи –
0,2% [16]. Досвід нафтогазових компаній США
щодо технологій скорочення викидів метану при
транспортуванні та підземному зберіганні газу
наведено у табл. 4.
З огляду на структуру викидів метану в на-
фтогазовій галузі (табл. 1) дуже актуальною для
України є їх скорочення при розподіленні при-
родного газу. На сьогодні близько 3,2 тис. км
розподільних газопроводів знаходяться в аварій-
ному стані, що становить 1% від загальної про-
тяжності мереж. Однак, аналіз динаміки старін-
ня українських газорозподільних мереж (ГРМ),
показує, що вже через 5 років таких аварійних
ділянок може стати вдвічі більше. Ще гіршим є
стан обладнання на розподільних газопроводах –
більше 5,5 тисяч газорегуляторних пунктів та
шафових газорегуляторних пунктів знаходяться
в аварійному стані, що складає 8% цього облад-
нання. Через 5 років цей показник може зрости
вже до 10 тис об’єктів [17]. При розподіленні
природного газу найбільш актуальним є запрова-
дження сучасних технологій виявлення витоків
природного газу, крім того, доцільно викорис-
товувати ряд заходів та технологій, наведених у
табл. 5.
В Україні в 2008–2012 рр. у рамках механіз-
мів Кіотського протоколу було виконано 11 про-
ектів спільного впровадження, направлених на
зниження витоків та викидів метану від газороз-
подільних мереж. За інформацією Державного
агентства екологічних інвестицій за рахунок ви-
конання цих проектів підтверджене річне скоро-
чення викидів ПГ у 2008–2012 рр. склало від 5,3
до 6,4 млн т СО2-екв. На жаль, після 2012 р. цей
механізм не працює, але досвід виконаних робіт
виявив заходи, які сприяють скороченню викидів
метану у ГРМ:
– впровадження сучасних засобів вимірювань
обсягів споживання природного газу;
– забезпечення корозійного захисту підзем-
них трубопроводів з чорних металів шляхом по-
криття захисним шаром або методом катодного
захисту;
– заміна трубопроводів з чорних металів на
поліетиленові труби, які не піддаються корозії;
– застосування сучасних ущільнювачів;
– впровадження високоефективного діагнос-
тичного обладнання для неруйнівного контролю
якості систем газопостачання;
– розроблення та реалізація програми вияв-
лення витоків і корозії на трубопроводах з по-
дальшим ремонтом або заміною елементів інф-
раструктури;
– забезпечення регулярного технічного обслу-
говування трубопроводів, запобіжних клапанів,
фільтрів та інших компонентів інфраструктури
газорозподільних пунктів.
Отже, для скорочення витоків метану в газо-
розподільних мережах часто достатнім є вико-
нання маломасштабних проектів, але істотним
бар’єром для їх реалізації стає відсутність мо-
тивації газорозподільних компаній у проведенні
таких заходів.
Зменшення викидів ПГ при споживанні при-
родного газу житловим і комерційним секторами
60
І.Ч. ЛЕЩЕНКО, Д.О. ЄГЕР
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
Таблиця 4. Економічні показники технологій зниження викидів метану при транспортуванні
природного газу, які пропонуються Програмою The Natural Gas STAR [4]
Технологія
Річне
скорочення
втрат газу,
тис. м3
Вартість
зекономленого
за рік газу1,
тис. дол. США
Вартість
впровадження,
тис. дол. США
Збільшення
операційних
витрат,
тис. дол. США
Термін
окупності,
місяць
Система утилізації газів
мокрого ущільнення для ВЦН 8501 226 33 мінімальні 3
Заміна газових стартерів
на повітряні або азотні 38 10 0,5 0,252–0,503 3
Зменшення викидів природного
газу за рахунок зменшення
запусків двигуна
16 4,1 мінімальні 0 0
Покращені системи запалювання та
автоматизовані системи управління 23 5,7 1,75 0 3
Випробування та ремонт
запобіжних клапанів 3,5–70,8 0,9–17,7 0,250 немає даних до 3
Скорочення викидів при виведенні
компресорів з роботи:
– утримання непрацюючого
компресора під тиском 108 26,9 0 0 до 1
– утримання компресора під тиском
з направленням газу, що скидається,
до системи подавання
паливного газу
144 36,1 2,04 0 1
– утримання компресора під
тиском з встановленням статичних
ущільнень на шток компресора
142 35,4 4,9 0 2
– встановлення ежекторів на
вентиляційних лініях компресора 22 5,5 11,644 0 26
Встановлення систем електронного
запуску газових турбін та
газомотокомпресорів4
16 4,0 1,0–10,0 0,15 4–31
Заміна мокрих ущільнювачів
відцентрових компресорів на сухі6 1535 383,8 324 0 10
1 Дані наведено для одного ВЦН.
2 При використанні стисненого азоту.
3 При використанні стисненого повітря.
4 Розрахунки виконано для ГПА з турбіною типу ГПУ-10.
5 Витрати на електричну енергію.
6 Для пари ущільнювачів відцентрового нагнітача. У практиці магістрального транспорту газу не передбачається заміна
лише ущільнювачів, замінюється старий компресор на новий із сухими ущільненнями.
Таблиця 5. Економічні показники технологій зниження викидів метану при розподіленні
природного газу, які пропонуються Програмою The Natural Gas STAR [4]
Технологія
Річне
скорочення
втрат газу,
тис. м3
Вартість
зекономленого за
рік газу,
тис. дол. США
Вартість
впровадження,
тис. дол. США
Збільшення
операційних
витрат,
тис. дол. США
Термін
окупності,
місяць
Вставка у газопроводи
гнучких вкладишів 6 1,6 10 – до 1
Композитні муфти
для ремонту трубопроводу 112 28,0 5,648 – 3
«Гаряче» врізання 691 172,8 47,41 62,22 8
61
Загальна оцінка потенціалу скорочення викидів парникових газів у нафтогазовій галузі України на період до 2040 року
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
можна досягти за рахунок встановлення сучас-
них пальників, у тому числі побутових приладів,
з «розумними» стартерами; «розумних» детекто-
рів для замикання запірно-регулювальної арма-
тури у разі виникнення витоку; якісних лічиль-
ників газу у всіх споживачів.
За інформацією, яка міститься у річних звітах
НАК «Нафтогаз України» [18], на підприємствах
компанії застосовується ряд заходів та техноло-
гій для зменшення викидів метану, зокрема:
– виявлення та усунення витоків природного
газу через нещільності кранових вузлів, фланце-
вих та різьбових з’єднань з використанням мо-
більних лабораторій, які є в кожному управлінні
магістральних газопроводів АТ «Укртрансгаз»
(всього 6). Виявлення місць витоків природного
газу здійснюється методами електронної індика-
ції (прилад для вимірювання об’єму витоків газу
Hi-Flow Sampler «Bacharach») та акустичного ви-
значення витоків;
– у 2017 р. АТ «Укртрансгаз» розпочато екс-
плуатацію пересувної КС, яка дозволяє під час
ремонтних робіт на газопроводі мінімізувати
кількість стравленого природного газу в атмос-
феру та перекачати його у герметичну систему;
– впровадження сучасних електронних систем
запалювання на газомотокомпресорах 10 ГМК;
– у 2019 р. на об’єктах АТ «Укргазвидобу-
вання» та АТ «Укртрансгаз» пройшли перші
роботи з пошуку та виміру обсягів витоків ме-
тану в атмосферу з використанням безпілотни-
ків (проект реалізується в рамках тристорон-
нього Меморандуму між НАК «Нафтогаз», Єв-
ропейським банком реконструкції та розвитку і
Міністерством екології та природних ресурсів
України);
– будівництво дотискувальної компресорної
станції для збирання низьконапірного нафтового
газу;
– реконструкція факельних господарств на
об’єктах збирання нафти і газу;
– контроль за корозійним станом, електрохі-
мічний захист, внутрішньотрубне діагностуван-
ня трубопроводів.
– ревізія, ремонт та заміна запобіжних ди-
хальних клапанів резервуарів і апаратів.
У 2017 р. норвезька компанія Carbon Limits
провела дослідження щодо скорочення викидів
метану на промислових об’єктах АТ «Укргазви-
добування», але інформації про результати цього
дослідження у відкритих джерелах немає.
Для виконання загальної оцінки досяжних
обсягів скорочення викидів парникових газів
у нафтогазовому комплексі було використано
розроблену в Інституті загальної енергетики
НАН України систему математичних моделей
прогнозування розвитку газової галузі [19].
При дослідженні доцільності впроваджен-
ня сучасних газоперекачувальних агрегатів з
різним типом приводу (газотурбінним та елек-
тричним) було враховано, що світові ціни на
енергетичне обладнання є досить стабільними,
їх коливання визначаються, головним чином,
станом макропоказників світової економіки. У
розрахунках приймалась орієнтовна питома вар-
тість газотурбінного привода на рівні 300 $/кВт
встановленої потужності. Питома вартість по-
тужного регульованого електропривода при-
ймалась на рівні 75% вартості привода газотур-
бінного [20]. Водночас було взято до уваги, що
заміна газотурбінного привода у складі ГПА,
що експлуатується, на електричний є технічно
складною операцією і приводить до необхіднос-
ті виконання значного обсягу будівельно-мон-
тажних робіт, у зв’язку з цим на КС доцільні-
шою є повна заміна старих газотурбінних ГПА
(ГГПА) на нові електроприводні (ЕГПА). Також
при переході на ЕГПА необхідно забезпечити
надійне зовнішнє енергопостачання цеху КС,
адже ці об’єкти належать до 1-го класу електро-
постачання, що тягне за собою додаткові витра-
ти на спорудження нових ліній електропередач
(ЛЕП) з напругою 110–330 кВ і двох підстанцій
на кожній КС із напругою 330–110/10 кВ.
За наслідками аналізу, виконаного у ВАТ
«Інжинірінго-виробниче підприємство (ІВП)
ВНДПІтрансгаз», фахівцями ДК «Укртрансгаз»
було узгоджено перелік КС, для яких реконструк-
ція із застосуванням ЕГПА вимагає найменших
затрат на забезпечення зовнішнього електропос-
тачання, це станції Первомайськ, Кременчук,
Тальне, Гусятин, Задніпровська, Кіровоградська,
Південнобузька, Бердичів, Красилів, Рогатин,
Тернопіль, Долина, Комарно, Ромни. [21]. У ВАТ
«ІВП ВНДПІтрансгаз» з урахуванням усеред-
нених даних про вартість технологічного устат-
кування було визначено економічні показники
двох варіантів реконструкції цих КС – із заміною
ГГПА типу ГТК-10І на сучасні газотурбінні ГПА
та на сучасні ГПА з регульованим електроприво-
дом (табл. 6). Ці дані були використані при роз-
рахунках.
Розрахунки середньозваженої собівартості
послуг з транспортування газу було проведе-
но для КС Первомайськ, Кременчук, Гусятин
та Тальне магістрального газопроводу «Союз»,
де встановлено старі ГПА з газотурбінним при-
водом, при прогнозних цінах на природний газ,
електроенергію та платежі за викиди парникових
газів, наведені у табл. 7. Причому розглядалось
два сценарії зміни платежів за викиди ПГ – по-
мірного та більш значного зростання.
Розрахунки середньозваженої собівартості
послуг з транспортування газу для зазначених
62
І.Ч. ЛЕЩЕНКО, Д.О. ЄГЕР
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
вище КС виконувались для умови їх проектного
завантаження, не враховувалась вартість будів-
ництва та експлуатації лінійної частини газо-
проводу. Розглядались два варіанта реконструк-
ції, які передбачали заміну існуючих ГПА з га-
зотурбінним приводом типу ГТК-10І на сучасні
ГГПА потужністю 10 МВт (ККД ГТУ 36%), які
виробляються українськими підприємствами,
та сучасні ГПА потужністю 10 МВт з регульо-
ваним електроприводом. При розрахунках при-
ймалось, що частка власних коштів становить
50%, а ще 50% – кредитні кошти. Результати
розрахунків наведені у табл. 8.
Порівняння результатів розрахунків показало,
що при заданих співвідношеннях прогнозних цін
на природний газ та електричну енергію ГГПА
мають меншу собівартість послуг з транспор-
тування ніж ЕГПА – на 18–22% при помірному
зростанні плати за викиди та на 14–18% при
більш суттєвому її зростанні. Отже, за таких
умов заміна газотурбінних ГПА на електропри-
водні є економічно недоцільною. Задана динамі-
ка зміни плати ПГ не стає визначальним факто-
ром при проведенні реконструкції ГТС. Водно-
час, доцільність заміни газотурбінних ГПА на
електроприводні суттєво залежить від того, яким
шляхом буде розвиватися електроенергетика
України, що впливатиме на співвідношення цін
на електричну енергію і природний газ.
При визначенні загальної оцінки перспек-
тивних обсягів скорочення викидів парникових
газів у нафтогазовій галузі було враховано змі-
ни виробничої політики найбільшого видобува-
ча природного газу – АТ «Укргазвидобування».
Таблиця 6. Витрати на реконструкцію компресорних станцій МГ «Союз»,
визначені у ВАТ «ІВП ВНДПІтрансгаз» [21].
Назва КС
Заміна ГПА ГТК-10І
на сучасний ГГПА,
капітальні витрати, дол. США/
кВт
Заміна ГПА ГТК-10І на сучасний ЕГПА
капітальні витрати,
дол. США/кВт
додаткові витрати на будівництво
ЛЕП та підстанцій, млн дол. США
Первомайськ 1012,79 1308,84 29,45
Кременчук 1016,87 1314,29 15,56
Тальне 1016,87 1314,29 7,49
Гусятин 1014,69 1311,56 28,90
Таблиця 7. Прогнозні ціни на енергоносії та плата за викиди ПГ
Параметр 2025 р. 2030 р. 2035 р. 2040 р.
Ціни на природний газ, дол. США/тис. м3 280 289 300 308
Ціни на електроенергію, дол. США/кВт∙год 0,085 0,092 1,0 1,1
Сценарій помірного зростання плати за викиди
Плата за вики двоокису вуглецю, дол. США/т 3 4 6 10
Плата за викиди метану, дол. США/т 25 27 30 33
Сценарій значного зростання плати за викиди
Плата за вики двоокису вуглецю, дол. США/т 5 10 23 52
Плата за викиди метану, дол. США/т 30 38 48 60
Таблиця 8. Розрахована середня за життєвий цикл вартість послуг
з транспортування природного газу, дол. США/тис. м3
Назва КС
Заміна ГПА ГТК-10І на
сучасний ГГПА
Заміна ГПА ГТК-10І на
сучасний ЕГПА
Зростання вартості послуг при
заміні ГГПА на ЕГПА, %
Помірне
зростання
плати за
викиди
Суттєве
зростання
плати за
викиди
Помірне
зростання
плати за
викиди
Суттєве
зростання
плати за
викиди
Помірне
зростання
плати за
викиди
Суттєве
зростання
плати за
викиди
Первомайськ 2,216 2,707 2,296 2,709 22 18
Кременчук 2,219 2,624 2,299 2,625 18 14
Тальне 2,219 2,628 2,299 2,683 18 17
Гусятин 2,217 2,692 2,297 2,693 21 17
63
Загальна оцінка потенціалу скорочення викидів парникових газів у нафтогазовій галузі України на період до 2040 року
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
У 2019 р. НАК «Нафтогаз України» визнав, що
«Стратегію 20/20», яка передбачала збільшен-
ня видобутку газу АТ «Укргазвидобування» до
2020 р. до 20 млрд м3 на рік, виконати неможли-
во [22]. Було презентовано нову стратегію, яка
передбачає: підтримку базового видобутку газу
АТ «Укргазвидобування», розвиток існуючої
інфраструктури і роботу з найбільш ефективни-
ми свердловинами; обмеження буріння вибором
тільки кращих свердловин, на яких компанія
буде впевнена в поверненні інвестицій; впрова-
дження діджиталізаціі на родовищах і оновлен-
ня ІТ-інфраструктури системи видобутку для
оптимізації витрат; збільшення видобутку рід-
ких вуглеводнів; залучення світових галузевих
компаній до співпраці на виснажених великих
родовищах та родовищах з покладами нетради-
ційного газу.
За нових умов розвитку галузі у перспективі
найближчих 10–15 років не можна очікувати сут-
тєвого зростання пошуково-розвідувальних ро-
біт та різкого збільшення видобутку природного
газу. Водночас, було враховано, що будуть широ-
ко запроваджуватись такі заходи, як посилення
контролю за витоками газу, своєчасний контроль,
випробування і ремонт запобіжних та аварійних
клапанів, скорочення викидів при освоєнні газо-
вих свердловин після гідророзриву пласта, яких
у 2015–2018 рр. було проведено більше 300 на
свердловинах, що експлуатуються на родовищах
з покладами «традиційного» газу [23].
При оцінці зміни рівня викидів ПГ від на-
фтогазової галузі суттєвими є обсяги трубо-
провідного транспортування природного газу.
Було сформовано сценарій завантаження ГТС
(табл. 9), який орієнтований на збереження спо-
живання російського трубопровідного газу в
Європі, але, водночас, і збільшення присутності
на європейському ринку зрідженого природного
газу (ЗПГ).
Для КС було враховано такі заходи, як замі-
на до 2040 р. усіх задіяних у транспортуванні
ГПА на нові газотурбінні агрегати з ККД 38%
та сухими ущільненнями, впровадження по-
стійного контролю та своєчасного усунення
витоків запірної арматури (100% працюючих
ГПА до 2040 р.). Для лінійної частини було
враховано широке використання технологій
для проведення ремонтних робіт на лінійних
ділянках під тиском та впровадження пересув-
них компресорів для відбору природного газу
з труби газопроводу перед її відключенням (до
100% ремонтів у 2040 р.). При підземному збе-
ріганні газу скорочення викидів метану перед-
Таблиця 9. Прогноз обсягів транзиту російського газу через ГТС України, млрд м3
Показник 2017,
факт
Роки
2025 2030 2035 2040
Споживання газу країнами Європи 553 525 503 519 538
Власний видобуток країнами Європи 258 235 198 185 180
Імпорт газу, у тому числі: 295 290 305 334 358
– ЗПГ 63 74 82 110 132
– існуючі МГ разом (без Росії) 40 40 40 40 40
– «TANAP» 0 16 25 31 31
– МГ з Росії, у тому числі: 192 160 158 153 155
– «Північний потік» 51 53 53 50 50
– «Блакитний потік» 16 16 16 16 16
– інші газопроводи 35 33 33 30 30
всі МГ ВАТ «Газпром» без України 102 102 102 96 96
залишок для ГТС України 90 58 56 57 59
транзит до Молдови 3 2 2 2 0
Всього транзит через ГТС України 93 60 58 59 59
Транспорт для власних споживачів1 32 29,7 30,6 33,5 35,1
Разом транспорт через ГТС України 125 89,7 88,6 92,5 94,1
Додаткові транзитні потужності ВАТ «Газпром»
1 нитка «Турецького потоку» 17 17 17 17
Північний потік-2, завантаження 50% 15 27 27 27
Транзит через ГТС України 28 14 15 15
Разом транспорт через ГТС України 125 57,7 44,6 48,5 50,1
1 Згідно уточненого прогнозу споживання природного газу, розробленого в Інституті загальної енергетики НАН України [24]
64
І.Ч. ЛЕЩЕНКО, Д.О. ЄГЕР
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
бачається за рахунок запобігання витоку газу
з підземних сховищ та їх КС шляхом надійної
герметизації.
Для визначення прогнозних обсягів скоро-
чення викидів від ГРМ було використано уточ-
нений прогноз споживання природного газу,
розроблений в Інституті загальної енергети-
ки НАН України [24] та враховано такі заходи
для скорочення викидів метану, як заміна труб,
ущільнень та модернізація обладнання газороз-
подільних пунктів.
При прогнозуванні викидів від діяльнос-
ті НПЗ та ГПЗ було зроблено припущення, що
її стан залишиться без змін. Адже на сьогодні
основна проблема, яка стримує розвиток нафто-
переробки в Україні – це брак сировини, а у пер-
спективі найближчих 10–15 років ця проблема
навряд чи буде вирішена.
Було також зроблено оцінку викидів ПГ до
2040 р. без запровадження заходів із скорочен-
ня викидів. Результати розрахунків наведено у
табл. 10.
Результати розрахунків показали, що до
2040 р. у нафтогазовій галузі можна досягти
скорочення викидів двоокису вуглецю на 18%
(0,84 млн т), а метану – на 31% (0,43 млн т) по-
рівняно із сценарієм з аналогічними зовнішніми
умовами, але без запровадження заходів із скоро-
чення викидів ПГ.
ВИСНОВКИ
1. Проведений аналіз стану викидів парни-
кових газів у нафтогазовій галузі України згід-
но даних Національного кадастру антропоген-
них викидів із джерел і абсорбції поглиначами
парникових газів в Україні показав, що галузь
є великим джерелом витоків метану, які склали
у 2017 р. 44% від викидів цього парникового
газу в цілому по країні. Викиди двоокису вуг-
лецю від галузі вносять незначний вклад у за-
гальні по країні викиди цього парникового газу
й у 2017 р. складали лише 3%. Встановлено,
що головним пріоритетом для галузі є скоро-
чення викидів метану від діяльності з природ-
ним газом, що є типовим для газових галузей
інших країн.
2. Проведено аналіз та сформовано переліки
доцільних до впровадження в Україні заходів і
технологій для зменшення викидів парникових
газів у нафтогазовій галузі. Особливо відзначе-
но необхідність впровадження в Україні заходів і
технологій виявлення джерел та кількісного ви-
значення обсягів витоків метану.
3. Проведені розрахунки оцінок викидів пар-
никових газів від нафтогазової галузі показали,
що навіть в умовах зменшення транзиту газу
через територію Україні та незначного збіль-
шення видобутку природного газу без впрова-
дження заходів із зниження викиди ПГ зростуть
у 2040 р. до 39,7 млн т СО2-екв. або на 16,5%
відносно значень 2017 р. За цих же зовнішніх
умов розвитку галузі, але при проведенні пое-
тапної модернізації компресорного обладнання,
постійної роботи з усунення витоків запірної
арматури та обладнання, особливо у газорозпо-
дільних мережах, широкому запровадженні тех-
нологій виконання ремонтів без опорожнення
трубопроводів, застосування ряду технологій
для зниження витоків метану при видобуванні
вуглеводнів можна досягти скорочення викидів
ПГ у 2040 р. на 11,6 млн т СО2 екв., тобто на
29%, порівняно із сценарієм з аналогічними зо-
внішніми умовами, але без запровадження захо-
дів із скорочення викидів.
Таблиця 10. Загальна оцінка викидів ПГ від нафтогазової галузі до 2040 р., млн т
ПГ Факт,
2017 р.
Прогноз
2025 р. 2030 р. 2035 р. 2040 р.
Сценарій з впровадженням заходів із скорочення викидів
Двоокис вуглецю 6,15 4,20 3,97 4,25 3,92
Метан 1,12 0,94 0,90 0,97 0,97
Разом СО2 екв 34,07 27,60 26,54 28,39 28,16
Сценарій без впровадження заходів із скорочення викидів
Двоокис вуглецю 6,15 4,60 4,42 4,78 4,76
Метан 1,12 1,14 1,20 1,31 1,40
Разом СО2 екв 34,07 33,18 34,39 37,58 39,72
Досяжні обсяги скорочення викидів
Двоокис вуглецю – 0,40 (9%) 0,45 (10%) 0,53 (11%) 0,84 (18%)
Метан – 0,20 (18%) 0,30 (25%) 0,34 (26%) 0,43 (31%)
Разом СО2 екв – 5,58 (17%) 7,85 (23%) 9,19 (24%) 11,56 (29%)
65
Загальна оцінка потенціалу скорочення викидів парникових газів у нафтогазовій галузі України на період до 2040 року
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2020, issue 1(60)
1. Керівні принципи національних інвентаризацій
парникових газів МГЕЗК. 2006. URL: https://www.
ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/ (дата звернення:
27.08.2019).
2. Climate Change 2013: The Physical Science
Basis. The Physical Science Basis. Contribution of
Working Group I to the Fifth Assessment Report of
the Intergovernmental Panel on Climate Change.
Cambridge University Press, Cambridge, United
Kingdom and New York, NY, USA. URL: https://
www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/02/WG1AR5_
Chapter08_FINAL.pdf (дата звернення: 23.10.2019).
3. Ukraine’s Greenhouse Gas Inventory, Annual National
Inventory Report for Submission under the United
Nations Framework Convention on Climate Change
and the Kyoto Protocol 1990–2017. URL: https://
unfccc,int/process-and-meetings/transparency-
and-reporting/reporting-and-review-under-the-
convention/greenhouse-gas-inventories-annex-i-
parties/national-inventory-submissions-2019 (дата
звернення: 11.06.2019).
4. EPA Natural Gas STAR Program. URL: https://www.
epa.gov/natural-gas-star-program/natural-gas-star-
program (дата звернення: 31.10.2019).
5. Methane Guiding Principles. URL: http://www.ipieca.
org/our-work/climate-energy/methane-guiding-
principles/ (дата звернення: 17.10.2019).
6. Oil and Gas Climate Initiative. URL: https://
oilandgasclimateinitiative.com (дата звернення:
17.10.2019).
7. Oil and gas methane partnership technical guidance
documents. URL: https://ccacoalition.org/en/content/
oil-and-gas-methane-partnership-technical-guidance-
documents (дата звернення: 17.10.2019).
8. Екологічна політика публічного акціонерно-
го товариства НАК «Нафтогаз України». URL:
http://www.naftogaz.com/fi les/Activities/Naftogaz-
ecology-14001-ukr.pdf (дата звернення: 24.10.2019).
9. Екологічна політика ПАТ «Укргазвидобування».
URL: http://ugv.com.ua/uploads/%D0%95%D0%BA
%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D1%96%
D1%87%D0%BD%D0%B0%20%D0%BF%D0%BE
%D0%BB%D1%96%D1%82%D0%B8%D0%BA%
D0%B0__4.pdf (дата звернення: 24.10.2019).
10. Екологічна політика ПАТ «Укрнафта» URL: https://
www.ukrnafta.com/data/About-Company/dod3.pdf
(дата звернення: 24.10.2019).
11. Екологічна політика ПАТ «Укртрансгаз» URL: http://
utg.ua/img/menu/gts/eco-politics-ISO-14001-02042015.
pdf (дата звернення: 24.10.2019).
12. Екологічна політика АТ «Укртранснафта». URL:
https://www.ukrtransnafta.com/ekologichna-politika/
(дата звернення: 24.10.2019).
13. Best Practice Guidance for Eff ective Methane Man-
agement in the Oil and Gas Sector. Monitoring, Re-
porting and Verifi cation and Mitigation. August
2019. URL: https://www.unece.org/fi leadmin/DAM/
energy/ images/CMM/CMM_CE/BPG_Methane_fi -
nal_draft_190912.pdf (дата звернення: 23.10.2019).
14. Potential ways the gas industry can contribute to
the reduction of methane emissions. Report for the
Madrid Forum (5–6 June 2019). URL: https://www.
gie.eu/index.php/gie-publications/methane-emis-
sion-report-2019/27786-gie-marcogaz-report-for-
the-madrid-forum-potential-way-gas-industry-can-
contribute-to-the-reduction-of-methane-emissions/
fi le (дата звернення: 24.09.2019).
15. Best Available Techniques Guidance Document on up-
stream hydrocarbon exploration and production. Final
Guidance Document. Contract No. 070201/2015/706065/
SER/ENV.F.1. European Commission. URL: https://
op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/
f9265d2b-574d-11e9-a8ed-01aa75ed71a1/language-
en/format-PDF/source-93598867 (дата звернення:
23.10.2019).
16. Методы обнаружения утечки газа при добыче,
транспортировке, распределении и хранении при-
родного газа. Специальная группа экспертов по
поставкам и использованию газа. Восьмая сес-
сия, 2007. URL: https://www.unece.org/fi leadmin/
DAM/energy/se/pdfs/wpgas/adhoc/8_adhoc/ methan_
detect_text_r.pdf (дата звернення: 23.10.2019).
17. Казда C. Чому українські газорозподільні мере-
жі вимагають мужності і грошей. URL: https://
voxukraine.org/uk/funds-and-firm-actions-to-
reanimate-ukraines-gas-distribution-system-ua/ (дата
звернення: 18.06.2018).
18. Річні звіти за 2014–2018 роки. Група НАК На-
фтогаз України URL: http://www.naftogaz.com/
www/3/nakweb.nsf/0/9B0566E71C6B0F9CC2257E
DD006E558B?OpenDocument&Ex (дата звернення:
25.09.2019).
19. Лещенко І.Ч. Система математичних моделей до-
слідження перспектив функціонування і розви-
тку газової галузі в сучасних умовах. Проблеми
загальної енергетики. 2017. Вип. 3(50). С. 5―14.
https://doi.org/10.15407/pge2017.03.005.
20. Щуровский В. Энерготехнологические системы
для компрессорных станций: перспективы при-
менения. Газотурбинные технологии. 2005. № 7.
С. 12.
21. Халатов А.А., Костенко Д.А., Парафійник В.П.,
Смірнов А.В. Реконструкція компресорних стан-
цій газотранспортної системи України з викорис-
танням газотурбінних та електропривідних газо-
перекачувальних агрегатів. Нафтова і газова про-
мисловість. 2010. № 1. С. 30―35.
22. Нафтогаз отказался от Стратегии 20/20 и пред-
ставил новую. Ліга-бізнес від 23.07.2019. URL:
https://biz.liga.net/ekonomika/tek/ novosti/naftogaz-
otkazalsya-ot-strategii-2020-i-predstavil-novuyu
(дата звернення: 09.10.2019).
23. Закревский А. Газовая стратегия Украины: Кри-
тика Программы 20/20. URL: https://biz.censor.
net.ua/resonance/3135518/gazovaya_strategiya_
ukrainy_kritika_programmy_2020 (дата звернення:
09.10.2019).
24. Напрями та прогнозування обсягів декарбоніза-
ції у нафтогазовій та вугільній галузях України:
Звіт про НДР. Інститут загальної енергетики НАН
України. К., 2019. 177 с.
Надійшла до редколегії: 14.11.2019
|
| id | systemreorg-article-745 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:21:11Z |
| publishDate | 2020 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/04/ab60eac779d42b6b8c40fddc78b98d04.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7452026-07-18T12:57:46Z Overall estimation of the potential of ghg reduction in Ukraine's oil and gas industry by 2040 Загальна оцінка потенціалу скорочення викидів парникових газів у нафтогазовій галузі України на період до 2040 року Leshchenko I.Ch. Yeger D.O. oil and gas industry, carbon dioxide, methane, reduction of greenhouse gas emission, technology. нафтогазова галузь, двоокис вуглецю, метан, скорочення викидів парникових газів, технологія. We present the results of analysis of the state of greenhouse gas emissions in the oil and gas industry according to data of the last National Inventory Reports. It was shown that industry is a great source of methane leakage, responsible for 44% of total country's methane emissions in 2017. Carbon dioxide emissions from the industry make a marginal contribution to total country's carbon dioxide emissions, responsible for only 3% in 2017. It was established that the main priority for oil and gas industry is the reduction of methane emissions from natural gas activities, which is typical for gas industries in other countries.The experience of national and international programs and initiatives aimed at reducing methane emissions from oil and gas operations were used for forming the lists of measures and technologies advisable for introduction in Ukraine, concerning the hydrocarbons exploration, development, and production as well as their preparation to transportation, activities for the natural gas transportation and its underground storage, activities for the natural gas distribution and its consumption by the residential and commercial sectors. The necessity to solve in Ukraine the problem of monitoring of methane emissions and leakages in the oil and gas sector, which requires the improvement and standardization of their quantification, reporting, and verification, is mentioned separately, but this problem is not completely solved in any country of the world, which is connected with certain peculiarities of emissions sources.The article provides a comparative analysis of the results of cost calculations for the services of main pipeline transportation of natural gas with replacing existing gas-turbine gas pumping units by new gas-turbine or electric drive units.We present the external conditions for development of the oil and gas industry, for which overall estimates of greenhouse gas emissions by 2040 are calculated for two formed scenarios – with and without measures for emission reduction. Наведено результати аналізу стану викидів парникових газів у нафтогазовій галузі згідно даних останнього Національного кадастру антропогенних викидів із джерел і абсорбції поглиначами парникових газів в Україні. Показано, що галузь є великим джерелом витоків метану, які склали у 2017 р. 44% від викидів цього парникового газу в цілому по країні. Викиди двоокису вуглецю від галузі вносять незначний вклад у загальні по країні викиди цього парникового газу й у 2017 р. складали лише 3%. Встановлено, що головним пріоритетом для галузі є скорочення викидів метану від діяльності з природним газом, що є типовим для газових галузей інших країн.Наведено сформовані з урахуванням досвіду національних та міжнародних програм та ініціатив, спрямованих на скорочення викидів метану внаслідок нафтогазових операцій, переліки доцільних до впровадження в Україні заходів і технологій для діяльності з розвідки, освоєння, видобування та підготовки до транспортування вуглеводнів, діяльності з магістрального транспортування і підземного зберігання природного газу, діяльності з розподілення природного газу та його споживання житловим та комерційним секторами. Окремо відзначено необхідність вирішення в Україні проблеми моніторингу викидів та витоків метану в нафтогазовій галузі, що вимагає удосконалення та стандартизації їх кількісного визначення, звітності та верифікації, але цю проблему повністю не вирішено в жодній країні світу, що пов’язано з певними особливостями джерел викидів у галузі.Надано порівняльний аналіз результатів розрахунків собівартості послуг з магістрального транспортування природного газу при заміні існуючих газотурбінних газоперекачувальних агрегатів на нові газотурбінні та електроприводні агрегати.Наведено зовнішні умови розвитку нафтогазової галузі, для яких розраховано загальні оцінки викидів парникових газів до 2040 р. для двох сформованих сценаріїв – із запровадженням заходів зі скорочення викидів та без їх запровадження. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2020-03-11 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/745 10.15407/pge2020.01.055 System Research in Energy; No. 1 (60) (2020): The Problems of General Energy; 55-65 Системні дослідження в енергетиці; № 1 (60) (2020): Проблеми загальної енергетики; 55-65 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/745/642 Copyright (c) 2020 Leshchenko I.Ch., Yeger D.O. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | oil and gas industry carbon dioxide methane reduction of greenhouse gas emission technology. Leshchenko I.Ch. Yeger D.O. Overall estimation of the potential of ghg reduction in Ukraine's oil and gas industry by 2040 |
| title | Overall estimation of the potential of ghg reduction in Ukraine's oil and gas industry by 2040 |
| title_alt | Загальна оцінка потенціалу скорочення викидів парникових газів у нафтогазовій галузі України на період до 2040 року |
| title_full | Overall estimation of the potential of ghg reduction in Ukraine's oil and gas industry by 2040 |
| title_fullStr | Overall estimation of the potential of ghg reduction in Ukraine's oil and gas industry by 2040 |
| title_full_unstemmed | Overall estimation of the potential of ghg reduction in Ukraine's oil and gas industry by 2040 |
| title_short | Overall estimation of the potential of ghg reduction in Ukraine's oil and gas industry by 2040 |
| title_sort | overall estimation of the potential of ghg reduction in ukraine's oil and gas industry by 2040 |
| topic | oil and gas industry carbon dioxide methane reduction of greenhouse gas emission technology. |
| topic_facet | oil and gas industry carbon dioxide methane reduction of greenhouse gas emission technology. нафтогазова галузь двоокис вуглецю метан скорочення викидів парникових газів технологія. |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/745 |
| work_keys_str_mv | AT leshchenkoich overallestimationofthepotentialofghgreductioninukrainesoilandgasindustryby2040 AT yegerdo overallestimationofthepotentialofghgreductioninukrainesoilandgasindustryby2040 AT leshchenkoich zagalʹnaocínkapotencíaluskoročennâvikidívparnikovihgazívunaftogazovíjgaluzíukraíninaperíoddo2040roku AT yegerdo zagalʹnaocínkapotencíaluskoročennâvikidívparnikovihgazívunaftogazovíjgaluzíukraíninaperíoddo2040roku |