Управление эффективностью утилизации попутного нефтяного газа методом реальных опционов: теория, методика, эффективность


I НАУЧНАЯ МЫСЛЬ I
СЕРИЯ ОСНОВАНА В 2008 ГОДУ



^й. ЙЁЕКСЕЕВЙ Й.В. ЦБРЙГиМОВЙ



УПРАВЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ
УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО
НЕФТЯНОГО ГАЗА МЕТОДОМ
РЕАЛЬНЫХ ОПЦИОНОВ
ТЕОРИЯ, МЕТОДИКА, ЭФФЕКТИВНОСТЬ



МОНОГРАФИЯ




Электронно-

znanium.com

Москва ИНФРА-М 2020

УДК 338.45:665.612.2
ББК 65.304.13
      A47

   ФЗ    Издание не подлежит маркировке  
№ 436-ФЗ в соответствии с п. 1 ч. 2 ст. 1

       Авторы:
       Алексеева Наталья Анатольевна — доктор экономических наук, профессор, заведующая кафедрой экономического анализа и статистики ФГБОУ ВО «Ижевская государственная сельскохозяйственная академия»;
       Ибрагимова Анна Валерьевна — кандидат экономических наук, ведущий экономист ООО «Башнефть-Полюс» (г. Уфа)
       Алексеева Н.А.
A47 Управление эффективностью утилизации попутного нефтяного газа методом реальных опционов: теория, методика, эффективность : монография / Н.А. Алексеева, А.В. Ибрагимова. — Москва : ИНФРА-М, 2020. — 124 с. — (Научная мысль). — www.dx.doi. org/ 10.12737/17507.
          ISBN 978-5-16-011708-9 (print)
          ISBN 978-5-16-104089-8 (online)
          Изложены теоретические и методические положения по стратегическому анализу и оценке эффективности инвестиций, детально рассмотрен метод реальных опционов и особенности его применения в проектах по утилизации попутного нефтяного газа, сформулированы методические рекомендации по формированию организационно-экономического механизма управления эффективностью утилизации попутного нефтяного газа, выбору опционных стратегий.
          Для научных работников, студентов высших учебных заведений, магистров, аспирантов, слушателей бизнес-школ.

УДК 338.45:665.612.2
ББК 65.304.13
ISBN 978-5-16-011708-9 (print)                   © Алексеева Н.А.,
ISBN 978-5-16-104089-8 (online)                  Ибрагимова А.В., 2016


Подписано в печать 28.01.2016.
Формат 60x90/16. Печать цифровая. Бумага офсетная.
Гарнитура Newton. Усл. печ. л. 7,75.
ПТ10.

ТК 481600-540972-280116

ООО «Научно-издательский центр ИНФРА-М» 127282, Москва, ул. Полярная, д. 31В, стр. 1.
                 Тел.: (495) 280-15-96, 280-33-86. Факс: (495) 280-36-29.
                 E-mail: books@infra-m.ru        http: //www.infra-m.ru
Отпечатано в типографии ООО «Научно-издательский центр ИНФРА-М» 127282, Москва, ул. Полярная, д. 31В, стр. 1
Тел.: (495) 280-15-96, 280-33-86. Факс: (495) 280-36-29

Глава 1.
ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ БАЗИС УПРАВЛЕНИЯ
ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ


            1.1. УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА КАК НАПРАВЛЕНИЕ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ


   Нефтедобывающая промышленность - одна из основополагающих отраслей экономики иодин из основных источников наполняемости бюджетов всех уровней. Отрасль имеет многолетнюю историю успешного развития, а период высоких цен на нефть дал возможность компаниям инвестировать миллиарды рублей в новые инновационные проекты, в частности, в утилизацию попутного нефтяного газа.
   Однако экспортозависимость отрасли, привязка экспортных пошлин и налога на добычу полезных ископаемых к курсу доллара и мировым ценам на нефть, текущая общемировая ситуация, обусловленная стагнацией экономики Евросоюза и спадом темпов роста экономики Китая, привели к тому, что в 2014 г. экономический и инвестиционный климат в отрасли значительно ухудшился. Введение санкций для крупнейших компаний отрасли, а также ограничение доступа к мировому рынку капитала усугубили ситуацию. Кроме того, экономическая ситуация усугубилась застарелой проблемой сырьевой ориентации экономики страны и отсутствия мощностей и низкого технического уровня процессов вторичной и глубинной переработки добываемых углеводородов.
   Все эти факторы привели к тому, что по итогам 2014 г. почти все нефтяные компании получили чистый убыток, а полная себестоимость добычи нефти на отдельных месторождениях (с учетом экспортных пошлин, налогов и коммерческих расходов) значительно превышала цену реализации.
   Но по прогнозам экспертов ситуация роста спроса на нефть как сырье и продукты нефтехимии возобновится в ближайшие годы, что обусловлено ростом численности населения планеты и потребностей экономики. Поэтому перед вертикально-интегрированными нефтяными компаниями по-прежнему стоит задача - перерабатывать всю добываемую нефть на заводах российских компаний на территории РФ и за рубежом [23].
   С другой стороны, снижение запасов нефти заставляет искать альтернативные источники доходов. В последнее время внимание уделяется попутному нефтяному газу (далее - ПНГ). Извлеченные из ПНГ углеводородные фракции формируют дополнительный сырьевой источник развития экономики.
   ПНГ - это газ, представляющий собой смесь сухого газа с газовым бензином и пропан-бутановой фракцией [73].
   ПНГ - это газы, выделяющиеся из нефти при ее добыче или самоиз-лиянии, представляющие собой один из видов природных газов [16; 36; 64].


3

   ПНГ является ценнейшим многокомпонентным углеводородным сырьем, состав которого определяется составом нефти и газовой подушки в месторождении, режимом эксплуатации нефтяного промысла, принятыми системами сбора газа, стабилизации нефти и так далее. ПНГ не считается самостоятельным видом полезного ископаемого.
   Добытый ПНГ - часть потенциальных ресурсов газа, извлекаемая из недр вместе с промышленной нефтью. В него включается газ, выделяющийся из нефти и находящийся у устья в свободном состоянии (трапный газ), выделяющийся из нефти по пути ее движения от устья скважин до промысловых резервуаров, пары нефти, выделяющиеся при ее хранении, первичной промысловой обработке и транспортировке [64; 73]. Строго говоря, добыча ПНГ осуществляется совокупно с добычей нефти.
   В настоящее время есть несколько направлений использования ПНГ: сжигание в энергетических установках для производства тепловой и электрической энергии, сжижение с целью получения синтетического жидкого топлива, извлечение технически чистых углеводородов и другие, которые требуют критической оценки относительно месторождений с высоким содержанием сероводорода и низкими объемами углеводородных компонентов в газе [6; 23; 19; 77; 68; 94; 97; 128; 132].
   1.    Фракционная («нехимическая») переработка ПНГ. В результате переработки ПНГ на газоперерабатывающих установках (заводах) получаются «сухой» газ, сходный с природным и широкие фракции легких углеводородов. При более глубокой переработке номенклатура продуктов расширяется: газы («сухой» газ, этан), сжиженные газы и стабильный газовый бензин.
   Доставка продуктов переработки ПНГ до потребителя чаще всего осуществляется по трубопроводу и довольно опасна. Альтернативные варианты транспортировки - перевозка в железнодорожных цистернах и «универсальных контейнерах» под давлением до 16 атм. железнодорожным, водным и автомобильным транспортом.
   При определении экономического эффекта от переработки ПНГ следует иметь в виду, что на российских производителей «сухого» газа накладывается «балансовое задание» по поставкам «сухого» газа для бытовых потребителей по «балансовым ценам» (1,7 тыс. руб./т), которые по факту достигают 30% от объема производства и ведут к росту стоимости «сухого» газа для коммерческих пользователей. Из-за высоких цен на «сухой» газ в Европе выгоднее перерабатывать ПНГ и широкие фракции легких углеводородов в «сухой» газ. В России более прибыльным может оказаться получение метанола или бензол-толуоло-ксилоловой смеси. Далее смесь может быть переработана деалкилированием в бензол, являющийся товарным продуктом и имеющий высокий спрос на рынке.
   2.    Использование ПНГ в качестве топлива для газотурбинных установок, печей подогрева внутрипромысловых и магистральных нефтепроводов, а также для эксплуатации газоперекачивающих агрегатов магистральных газопроводов. Вышеперечисленные способы возможно объединить в группу технологий, сопутствующих основному процессу добычи и транспортировки нефти и природного газа. Они отличаются относи

4

тельно низкой капиталоемкостью, однако существенным недостатком является то, что попутный газ сжигается, образуя продукты горения.
   3.    Установка энергоблоков - один из наиболее распространенных способов утилизации ПНГ в России. При приемлемом составе ПНГ эффективность этого способа высока - электростанция с утилизацией тепла на 80% окупается за 3-4 г.
   Многие современные сервисные компании работают в этой сфере. Модификация и принцип работы таких установок различны. Большинство конструкций могут работать на широких фракциях легких углеводородов или ПНГ. Практически во всех установках предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов в систему теплоснабжения промысла.
   4.   Переработка ПНГ на синтетическое топливо (GTL).
   Технология GTL мало распространена. Ожидается, что при дальнейшем развитии технологии и росте цен на топливо она станет рентабельной. Пока GTL-проекты, реализующие технологию Фишера-Тропша, окупаются только при достаточно больших объемах перерабатываемого сырья (от 1,4-2,0 млрд м³ в год).
   Обычно проект рассчитан на утилизацию метана, но процесс может быть реализован для переработки ПНГ. Первой стадией производства на базе технологии GTL является получение синтез-газа. Эта переработка более применима к ПНГ и широким фракциям легких углеводородов, а газовый бензин выгоднее утилизировать отдельно в качестве нефтехимического сырья.
   5.    Криогенная переработка ПНГ в сжиженный газ. Способ сжижения -использование замкнутого однопоточного холодильного цикла на смеси углеводородов с азотом. Наиболее рентабельны установки при производительности от 500 млн нм³/год до 3,0 млрд нм³/год по перерабатываемому газу. При содержании в газе этана более 3,5% и наличии его потребителей целесообразно получение в качестве товарного продукта этановой фракции, что значительно снижает удельные эксплуатационные затраты.
   6.    Экспорт энергии как пакет услуг. Реализация сжиженного ПНГ возможна в комплексе с энергоблоками газотурбинной установки на рынке, то есть продажа электроэнергии конечному потребителю.
   В настоящее время на островах Греции, в Турции и других странах этого региона существует необходимость модернизации энергетических станций, производящих более 1000 МВт электроэнергии. Ужесточение экологических норм требует перевод их на более экологичные виды топлива. Европейские компании рассматривают сжиженный попутный газ как наиболее подходящий вид топлива с точки зрения экологии и стоимости. Учитывая комплексность модели и возможность объединить энергетическую и топливную составляющие, предоставляется возможность поставки энергетики в комплексе с сервисом как пакета услуг по производству электроэнергии и тепла в режиме когенерации. Создается возможность экспорта не сырья - сжиженного газа, а киловатт электроэнергии и тепла как пакета в комплексе, что обеспечит дополнительную рентабельность проектам.

5

   7.    Производство метанола. Метанол используется в больших объемах в газовой промышленности для борьбы с образованием гидратов, а также в органическом синтезе. В настоящее время рынки нуждаются в значительном количестве метанола, становящимся топливным ресурсом для транспорта и энергетики.
   При давлении не более 7,0 МПа даже при однократном проходе через реактор можно с уверенностью получать метанол с суммарным выходом более 20 кг на 1 тыс. м³ ПНГ. Стоимость метанола - около $542 за тонну. Учитывая, что ПНГ является продуктом утилизации, в себестоимость метанола войдут только расходы на амортизацию основных средств, налоги и стандартный набор эксплуатационных расходов. Соответственно данное направление бизнес-модели также имеет основания для высокой экономической эффективности.
   8.   Использование сжиженного ПНГ в качестве транспортного топлива.
   Потенциал использования сжиженного метана в качестве топлива для различных транспортных средств достаточно велик. На сжиженном ПНГ как на основном топливе могут работать двигатели автомобилей, автобусов, железнодорожных локомотивов, машины океанских судов и судов внутренних линий.
   Сжиженный метан считается лучшим реактивным топливом. Использование паров сжиженного газа из метановых резервуаров возможно и как топливо для метановозов. Эффективно применять сжиженный метан в качестве горючего на железнодорожном транспорте. Имея наивысшую теплотворную способность среди природных углеводородов, метан позволяет улучшить удельный расход топлива примерно на 13% [31].
   Результатом переработки нефти, природного газа, ПНГ могут быть простые продукты (углеводородное сырье: природный газ, этан, бутаны, пропан, прямогонные бензиновые фракции нефти и газового конденсата), сложные продукты (базовые продукты: этилен, пропилен, метанол, бензол, толуол, бутадиен и другие), нефтехимикаты (спирты, оксиды, кислоты, гликоли), конечные продукты (синтетические смолы, пластмассы, синтетические волокна, синтетический каучук, синтетические моющие средства, лакокрасочные материалы и другие) [23].
   Таким образом, перспективными направлениями утилизации ПНГ являются: совершенствование сырьевой базы, производство базовых полупродуктов, производство нефтехимикатов и конечных продуктов, развитие сбытовой сети и обслуживающих отраслей. Соответственно, стратегии развития нефтедобывающих предприятий могут быть в сфере: достижения превосходства в сырьевом обеспечении и использование более качественного и дешевого сырья, поиске прорывных технологий и в занятии новых рыночных ниш, в оптимизации производственных расходов и минимизации рисков в основном бизнесе за счет управления активами. В перспективе нефтедобывающие предприятия должны преобразоваться в крупные энергетические комплексы с развитой переработкой сырья.
   Экономика утилизации ПНГ различна и зависима от объемов добычи нефти. Многие месторождения нефти являются низкодебетными по запасам углеводородного сырья, имеют низкие объемы добычи, и утилизация

6

ПНГ является невыгодной. Заниженные внутренние цены на ПНГ не покрывают даже операционных затрат в случае продажи попутного газа на переработку сторонней организации. В определении цен на ПНГ как на сырье для дальнейшей переработки большое значение имеет разделение затрат на добычу и подготовку нефти и на попутный газ. В отсутствии законодательно установленных методик отнесения затрат на себестоимость нефти и ПНГ большинство затрат относится на нефть. Затруднен доступ к рынкам сбыта продуктов переработки. Реализация проектов по утилизации ПНГ помимо значительных капитальных затрат может повлиять и на себестоимость добычи нефти за счет увеличения суммы амортизации оборудования, предназначенного для утилизации.
   Высокая капиталоемкость отрасли обусловливает необходимость большого стартового капитала для входа в отрасль и выхода на рынок. Для входа в отрасль необходимо приобретение лицензии на разработку месторождения, приобретение большого объема оборудования, заключение контрактов или создание собственных вспомогательных производств и так далее. Эти условия являются значительным барьером и своеобразным фильтром для компаний.
   Современная российская нефтяная промышленность - достаточно закрытая отрасль со сложностью входа в нее новых производителей. В отрасли небольшое количество компаний, что характеризует ее как олигополию. Существующая сырьевая база уже распределена между работающими в этой области компаниями, а поиск новых месторождений ведется низкими темпами. Стоит отметить и высокую степень выработки разрабатываемых месторождений, что ведет к снижению доходности. Новые участки недр необходимо оснащать инфраструктурой, что связано с повышением затрат.
   В.Ю. Рыженко также назвал ряд особенностей, влияющих на нефтедобывающий сектор экономики и снижающих его эффективность [103]:
•  высокая себестоимость добычи нефти, обусловленная природными (сложными климатическими условиями в районах добычи), географическими (удаленность производства от потребителя), геологическими, налоговыми (ставки НДПИ, акцизов), политическими (непоследовательная государственная политика, низкая подготовка государственного менеджмента в этой области) и другими факторами;
•  высокий уровень загрязнения окружающей среды в районах нефтепромыслов и переработки нефти;
•  высокая степень износа основных фондов и их большая (60-70%) доля в общем объеме основных средств нефтедобывающих компаний;
•  высокий уровень энергоемкости производства. Большая часть добываемой нефти в России извлекается механическим путем, поэтому затраты на электроэнергию составляют значительный удельный вес в себестоимости. Энергосберегающее оборудование дороже существующего и компании не стремятся его использовать;
•  низкая загрузка производственных мощностей;
•  высокая зависимость экспорта нефти от курса валют. Реализация нефти на экспорт производится в долларах США, что делает прибыль нефтедобывающих компаний зависимой от курса валюты.

7

   В таких условиях сжигание ПНГ на факелах является практически беззатратным способом решения проблемы утилизации ПНГ. Но он приводит к безвозвратным потерям ценного химического и энергетического сырья, добавленной стоимости, создаваемой в России, доходов в отрасли в сотни миллиардов рублей в год, к загрязнению окружающей среды.
   За последние два десятилетия произошли существенные изменения международного законодательства, касающиеся деятельности нефтедобывающих предприятий.
   21 марта 1994 г. принята Рамочная конвенция об изменении климата (РКИК ООН), направленная на сокращение выбросов парниковых газов в атмосферу, в том числе за счет сжигания ПНГ [84]. Для ужесточения мер, направленных на решение проблемы изменения климата, в 1997 г. в дополнение к РКИК ООН принят Киотский протокол [84]. Уникальность документа в том, что он стал первым глобальным соглашением о среде, основанным на рыночном механизме регулирования - механизме международной торговли квотами на выбросы парниковых газов. Смысл данного механизма - в экономии издержек на снижение выбросов ПНГ, возможность которой обусловлена, с одной стороны, разным уровнем экологических затрат в отдельных странах, ас другой - предоставленной странам возможностью гибкого распоряжения эмиссионными правами [75].
   Документы способствуют введению более эффективных технологий в странах, взявших на себя конкретные количественные обязательства, стимулируют их распространение в развивающихся странах посредством финансовых инструментов, механизмов передачи технологий и гибкости. Они не диктуют участникам обязательные схемы национальной системы регулирования выбросов парниковых газов и их поглощения. Страны разрабатывают и принимают систему, исходя из своих внутренних природных, социально-экономических условий и приоритетов.
   Межправительственные программы, направленные на стимулирование нефтегазовых компаний, разрознены и проводятся отдельными государствами, зачастую эффективность этих мероприятий невелика. Аналитики отмечают, что потребуются скоординированные усилия со стороны органов власти, производителей нефти и газа, поставщиков технологий и международного сообщества [86].
   В 2002 г. был создан Всемирный Банк Глобального Партнерства по Сокращению Объемов Сжигания Попутного Газа [86]. Организация начала заниматься мониторингом и анализом данных по объему добычи и уровням полезной утилизации и сжигания ПНГ в странах мира.
   К 2012 г. Киотский протокол ратифицировали 177 государств [35]. Ратификация Киотского протокола в России произошла в 2005 г. [120]. В 2007 г. Правительство РФ утвердило постановление №332, которое определило Минэкономразвития РФ в качестве координационного центра по подготовке и утверждению заявок на проекты совместного осуществления. Реализация программ по утилизации ПНГ началась в 2008 г. В основном это совместные проекты с зарубежными компаниями.

8

   Реализация основных положений Киотского протокола на территории России проходит более чем неэффективно. Не создан единый реестр учета парниковых газов, проекты по сокращению выбросов парниковых газов начали внедряться через 5 лет после ратификации документа.
   В связи с этим Правительство РФ начало разработку нормативно-правовых актов, направленных на снижение вредного воздействия на окружающую среду за счет выброса в атмосферу парниковых газов. На долю нефтяных компаний приходится примерно половина всех выбросов в основном за счет сжигания ПНГ на промыслах.
   Законодательство Российской Федерации о недрах основано на Конституции Российской Федерации и состоит из Федерального закона №2395-1 «О недрах» от 21.02.1992 г. и принимаемым в соответствии с ним других федеральных законов и иных нормативных актов [121].
   Федеральный закон «О недрах» закрепляет общие условия и принципы рационального использования недр на территории России, указывая, что недропользователи должны обеспечить «наиболее полное извлечение из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов» [121]. Утверждение справедливо и для попутного газа.
   Также действует федеральный закон №69-ФЗ от 31 марта 1999 г. «О газоснабжении в Российской Федерации» [122]. Документ предусматривает регулирование вопросов в сфере переработки ПНГ.
   В то же время подзаконные акты, конкретизирующие положения закона в отношении ПНГ, отсутствуют. В 2000 г. в Государственную Думу РФ был внесен проект федерального закона «О попутном нефтяном газе», регулирующий отношения, связанные с извлечением, уничтожением и использованием ПНГ. В нем закреплены основополагающие понятия: дается определение «попутный нефтяной газ», «извлечение попутного нефтяного газа», утверждены требования к проектам разработки месторождений и установкам измерения и учета ПНГ. Но законопроект до сих пор не принят. Многие из положений законопроекта, в первую очередь регламентирующих экономические меры, направленные на поощрение снижения сжигания ПНГ, сформулированы в общем виде и требуют подготовки множества подзаконных актов, которые обеспечат работоспособность данного закона. Законопроект может быть принят только после значительных доработок.
   Строго говоря, ПНГ законодательством РФ юридически в качестве самостоятельного вида полезного ископаемого не рассматривается [32]. Хотя, согласно подпункту 3 пункта 2 статьи 337 Налогового кодекса РФ [80], ПНГ назван углеводородным сырьем (добытым полезным ископаемым). В соответствии с подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 Налогового кодекса РФ [80] ставка налога на добычу полезных ископаемых относительно ПНГ равна нулю, что не принуждает предприятия рационально использовать природные ресурсы [32].
   В настоящее время в России только лицензионные соглашения (локальные нормативные правовые акты) определяют уровни использования ПНГ. Требования максимального использования ПНГ применительно

9

к конкретным условиям месторождений (газосодержание, физико-химический состав газа) учитываются при предоставлении участков недр в пользование в условиях конкурсов и аукционов [32].
   В ряде регионов России в лицензиях такой показатель отсутствует. Положение усугубляется несовершенством методик определения запасов и методик учета добываемого ПНГ, а в ряде случаев - полным отсутствием приборов учета его добычи.
   После ратификации Киотского протокола Правительство РФ разработало единую стратегию в области утилизации ПНГ. С этой целью принято постановление Правительства РФ №7 от 08.01.2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» [89], вступившее в силу 01.01.2012.
   Документ обязал компании нефтегазового комплекса устанавливать системы измерения и учета добываемого ПНГ. Также он закрепил значение целевого показателя сжигания ПНГ на уровне в 5% от добытого объема, что превышает размер технологических потерь (в среднем по отрасли 1,5%) [89]. Законодатель считает показатель достижимым для нефтяной отрасли в целом.
   При этом была введена жесткая система платежей и штрафов. Плата за целевой объем сжигания и вредные выбросы в атмосферу устанавливался индивидуально для каждого нефтегазодобывающего района в зависимости от компонентного состава ПНГ. С 1 января 2012 г. при сверхнормативных выбросах попутного газа и продуктов его сжигания в атмосферу к базовой ставке применялся поправочный коэффициент, равный 4,5 (при отсутствии узлов учета ПНГ - 6).
   В 2012 г. законодатель еще больше ужесточил меры по стимулированию полезного использования ПНГ. В дополнение к постановлению Правительства РФ от 08.01.2009 г. №7 было принято постановление Правительства РФ №1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» [90]. Документ изменил порядок и суммы исчисления платы за сверхнормативное сжигание ПНГ: с 01.01.2014 г. повышающий коэффициент за выброс загрязняющих веществ при сжигании ПНГ стал равен 25, при отсутствии узлов учета ПНГ - 120 [91].
   Ужесточение законодательства в этой сфере может послужить реальным механизмом сокращения выбросов парниковых газов. Но многие компании не смогут в полном объеме выполнять все предусмотренные законом меры. Добыча на большей части месторождений с вязкой и высоковязкой нефтью, осложненной наличием ПНГ с большим количеством не углеводородных компонентов, требует значительных затрат, а при малых сроках, выделенных для создания эффективных схем учета добычи и утилизации попутного газа, остается ключевой проблемой для большинства предприятий отрасли.
   Мы разделяем позицию И. А. Игитханян, Г.Ю. Боярко, которые отметили, что наличие большого объема доступных природных ресурсов еще


10