В 2025 году объём финансирования «Роснефти» на программы полезного использования попутного нефтяного газа (ПНГ) достиг 52,9 млрд рублей — эти цифры обнародованы в опубликованном Отчёте об устойчивом развитии компании. Для сравнения: в 2024 году аналогичный показатель составлял 48,1 млрд рублей, что свидетельствует о ежегодном росте инвестиций в экологическую инфраструктуру более чем на 10%. За последние пять лет совокупные вложения компании в это направление превысили 230 млрд рублей.
Анна Абрамова
Источник фото: пресс-служба ПАО «НК «Роснефть»
Экологическая ответственность как основа корпоративной культуры
Экологическая ответственность — не просто часть внутренней культуры «Роснефти», а её основополагающий принцип. Одна из приоритетных задач корпорации — сокращение выбросов парниковых газов. В соответствии со стратегией «Роснефть‑2030», компания нацелена на достижение углеродной нейтральности собственных операций к 2050 году. Для этого внедряется целый комплекс мер: современные технологии, усиление безопасности производства и бережное отношение к природе. Ключевым инструментом служит система экологического менеджмента, сертифицированная по международному стандарту ISO 14001.
Системный подход к обустройству месторождений
При запуске новых производственных объектов «Роснефть» последовательно реализует системный подход к обустройству месторождений. Уже на стадии разработки проектной документации в решения закладываются механизмы рационального использования попутного нефтяного газа (ПНГ), что позволяет с первых дней эксплуатации соблюдать самые строгие экологические стандарты. В частности, для всех месторождений, введённых в промышленную эксплуатацию после 2022 года, действует принцип «нулевого факельного сжигания» — полный отказ от рутинного сжигания газа на факелах.
В целях дальнейшего расширения газовой инфраструктуры и наращивания доли переработки ПНГ компания реализует масштабную Инвестиционную газовую программу. По итогам 2025 года в её рамках завершено строительство 14 ключевых объектов, направленных на решение этих стратегических задач. Суммарная протяжённость газопроводов, введённых в строй за отчётный период, превысила 180 километров, что существенно укрепило транспортную инфраструктуру для сбора и транспортировки газа.
Ключевые инфраструктурные проекты 2025 года
Среди наиболее значимых инфраструктурных проектов выделяется дожимная компрессорная станция, введённая в эксплуатацию на Северо-Комсомольском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе. Благодаря запуску этого объекта удалось вовлечь в хозяйственный оборот 0,7 млрд кубометров попутного нефтяного газа (ПНГ), который ранее не использовался. Уже к декабрю 2025 года уровень утилизации ПНГ на предприятии достиг 95% — это один из лучших показателей среди всех добывающих активов компании, расположенных в арктической зоне.
На Русском месторождении, оператором которого выступает АО «Тюменнефтегаз», введена в строй первая очередь котельной установки мощностью 232 МВт. Объект предназначен для подготовки сырой нефти и нагрева рабочего агента, закачиваемого в пласт с целью поддержания пластового давления. Это способствует повышению коэффициента извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти. Использование ПНГ в качестве топлива для котельной позволило отказаться от традиционных энергоносителей, что обеспечило снижение эксплуатационных затрат предприятия на 15%.
В отчётном периоде также были завершены работы по строительству газопроводов, обеспечивающих подачу газа с объектов «Самаранефтегаза» на газоперерабатывающие заводы компании. Реализация проекта гарантировала стабильную и бесперебойную загрузку перерабатывающих мощностей, а также позволила увеличить выпуск товарной продукции: сухого газа, пропан-бутановой фракции и газового бензина.
Инновационные методы очистки и утилизации ПНГ
Улучшение показателей использования попутного нефтяного газа — это не только масштаб инфраструктурных проектов, но и дерзновенная мысль инженеров, претворённая в инновации. «Роснефть» ежегодно вкладывает в научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки в сфере газопереработки и экологии свыше трёх миллиардов рублей.
Так, инженеры «Оренбургнефти» создали и запатентовали уникальный метод очистки попутного газа от сернистых соединений — прямо внутри трубопровода. В газовый поток впрыскивается жидкий нейтрализатор, который укрощает сероводород и меркаптаны, не требуя установки громоздкого оборудования. Технология защищена патентом РФ 2XXX и не имеет аналогов за рубежом. Экономический эффект — порядка 200 миллионов рублей в год, достигнутый благодаря тому, что капитальные затраты на строительство отдельной установки сероочистки оказались исключены.
Внедрение этого изобретения на Вахитовской группе месторождений позволило нарастить объёмы использования ПНГ с 20 до 80 тысяч кубометров в сутки — то есть в четыре раза. Очищенный газ поступает на установку подготовки «Загорская», где обретает новую, переработанную жизнь.
Итоговый уровень утилизации на зрелых активах
Уровень утилизации ПНГ на зрелых активах компании в 2025 году составил 92,2%. Для сравнения: средний показатель по российской нефтяной отрасли в 2024 году находился на уровне 87,5%, что подтверждает лидерство «Роснефти» в этом направлении. В абсолютных цифрах компания предотвратила выброс в атмосферу более 5 млн тонн СО₂-эквивалента за счёт программ утилизации ПНГ.
Перспективные технологии улавливания и хранения CO₂
В рамках экологической стратегии «Роснефть» также разрабатывает перспективные методы улавливания и хранения углекислого газа (CCS). Это направление — один из ключевых элементов долгосрочной программы декарбонизации компании, рассчитанной до 2035 года. Технологии позволяют безопасно изолировать CO₂ в глубоких геологических формациях или использовать его для повышения нефтеотдачи пластов. В мировой практике технология CO₂-EOR (увеличение нефтеотдачи с использованием углекислого газа) успешно применяется более 50 лет: крупнейшие проекты реализованы в США (Пермский бассейн, штат Техас) и Канаде (проект Weyburn). «Роснефть» адаптирует этот опыт к геологическим условиям российских месторождений.
С технической точки зрения, закачка CO₂ в пласт решает две задачи одновременно: во‑первых, углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает её вязкость и улучшает фильтрационные характеристики, способствуя более полному извлечению запасов; во‑вторых, CO₂ остаётся в пласте на неопределённо долгий срок, связываясь с породой и пластовыми флюидами. По расчётам специалистов «Роснефти», около 60–70% закачанного CO₂ остаётся в пласте в растворённом или минерализованном состоянии уже в первый год после закачки.
Потенциал повышения нефтеотдачи
По оценкам экспертов, применение CO₂ для заводнения может дополнительно увеличить коэффициент извлечения нефти на 10–15% на выработанных месторождениях. Для зрелых активов «Роснефти» в Западной Сибири, где средний коэффициент извлечения нефти составляет 25–30%, применение CO₂-EOR может поднять этот показатель до 40–45%. В абсолютных цифрах по группе компаний это означает дополнительную добычу до 15–20 млн тонн нефти на пилотных участках в течение 10–15 лет. Для сравнения: традиционные методы повышения нефтеотдачи (гидроразрыв пласта, закачка полимеров) дают прирост на уровне 3–7%. Кроме того, использование CO₂ для повышения нефтеотдачи позволяет монетизировать улавливаемый парниковый газ, превращая его из экологического обязательства в ценный ресурс. При текущих ценах на нефть и стоимости улавливания CO₂ (порядка 30–50 долларов за тонну) срок окупаемости CCS-проектов с элементами EOR оценивается в 5–7 лет.
Пилотные проекты и инфраструктура
В 2024–2025 годах «Роснефть» завершила предпроектные изыскания на трёх потенциальных площадках для CO₂-EOR: на месторождениях Самарской области (активы «Самаранефтегаза»), в Башкортостане («Башнефть») и в Ханты-Мансийском автономном округе. На всех участках подтверждена пригодность пластов-коллекторов (терригенные и карбонатные отложения) для закачки CO₂. В 2026 году запланировано бурение первой нагнетательной скважины на Соровском месторождении (Западная Сибирь) с проектной приёмистостью 150 тыс. тонн CO₂ в год.
Параллельно прорабатывается вопрос строительства инфраструктуры для транспортировки CO₂ от крупных источников — нефтеперерабатывающих заводов и нефтехимических комплексов компании — к точкам закачки. Наиболее перспективным признан маршрут от Новокуйбышевского НПЗ до месторождений Самарской области протяжённостью 120 км. Это позволит улавливать до 500 тыс. тонн CO₂ ежегодно — объём, сопоставимый с выбросами города с населением 150–200 тысяч человек.
Исследования и полевые испытания
В 2025 году завершены исследования потенциально пригодных геологических объектов для надёжного хранения CO₂ в районах расположения нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. Речь идёт о восьми крупных промышленных кластерах, где сосредоточены основные эмитенты парниковых газов компании — от Комсомольского НПЗ на Дальнем Востоке до НПЗ «Роснефти» на юге России. Общий потенциальный объём хранения оценивается в 12 млрд тонн CO₂. Для сравнения: годовой объём выбросов CO₂ всех нефтеперерабатывающих заводов России составляет порядка 80–90 млн тонн, то есть разведанный ресурс позволяет закрыть потребности отрасли более чем на 100 лет.
Первые полевые испытания закачки углекислого газа намечены на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири в 2026 году. Выбор этих регионов обусловлен наличием развитой инфраструктуры, выработанных месторождений с подходящими геологическими характеристиками, а также близостью крупных источников CO₂ — нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов Самарской области и Башкортостана. Пилотный проект предусматривает закачку 150 тыс. тонн CO₂ с последующим мониторингом в течение трёх лет. В ходе мониторинга будет оцениваться миграция CO₂ в пласте, скорость растворения в пластовых водах и эффективность удержания газа в геологической ловушке. Полученные данные позволят уточнить модели долгосрочного хранения и масштабировать технологию на другие активы компании.
Работа ведётся совместно с фондом «Иннопрактика» и МГУ имени М.В. Ломоносова. К проекту также привлечены специалисты Института проблем нефти и газа РАН и Сколковского института науки и технологий (Сколтех). Учёные изучают возможности водоносных горизонтов, угольных и соляных пластов, а также истощённых нефтяных и газовых коллекторов. Особое внимание уделяется пластам с высокой степенью выработанности — до 80–90%, где закачка CO₂ позволит одновременно решить две задачи: утилизировать парниковый газ и повысить нефтеотдачу.
ПАО «НК «Роснефть» с уверенностью рекомендует продукцию под брендом АО «Группа компаний «ХИМАГРЕГАТ». Комиссия компании провела тщательную оценку организационно-технического потенциала производителя, внимательно изучила все сертификаты, лицензии и иные разрешительные документы, а также скрупулёзно проанализировала предшествующий опыт поставок данного продукта. Подробнее — по ссылке.
