Однако, применение в качестве топлива только попутного нефтяного газа в большинстве случаев затруднено, поскольку электрические нагрузки месторождения в период его эксплуатации не соответствуют количеству извлекаемого углеводородного сырья. Из графика, приведенного на рисунке 1, видно, что излишки попутного нефтяного газа характерны на начальном этапе разработки месторождения, максимум добычи достигает около 300 млн м³ на шестой год эксплуатации, однако объемы добываемого газа превышают потребности генерирующих агрегатов. После 12 лет нефтедобычи, для покрытия нагрузок месторождения, уровень извлечения ПНГ является недостаточным для работы генераторов. Таким образом, в начальный период эксплуатации месторождения нефти возникает проблема утилизации избыточных объемов ПНГ, а в конечный период – недостаточность его ресурсов.

Рисунок 1 – График добычи попутного нефтяного газа и потребностей месторождения в топливе

Возможным способом решением данной задачи является закачка излишков газа в пласт месторождения на стадии разработки или в пласт соседнего месторождения с дальнейшим использованием. [1, Киршенбаум,  с.35]

Особенностью нагрузок нефтегазового месторождения является то, что около 40 % приходится на потребителей механизированной добычи жидкости; 35 % – систему поддержания пластового давления; 25 % – прочие технологическую и нетехнологическую нагрузки [2, Бадрызлов, с.128].

Следовательно, для нефтегазовых месторождений основными потребителями электроэнергии являются нагрузки, обеспечивающие добычу технологической жидкости, к которым относятся насосные агрегаты с приводом от погружных электродвигателей, восприимчивые к изменению питающего напряжения.

На рисунке 2 представлены зависимости характеристик тока и напряжения двигателя ПЭД-32-117 с установкой центробежного насоса ЭЦН80-12350 при изменении питающего напряжения на двигателе в пределах 0,8-1,15U_ном, а также характеристики давления и производительности.

Рисунок 2 – Характеристики тока и напряжения двигателя, давления и производительности

Из рисунка видно, что при достижении напряжения номинального значения величина тока имеет минимальное значение, не зависящее от величины нагрузки насоса. Повышение напряжения на величину 10% от номинального приводит к увеличению производительности на 3%, снижение на 10 % – к уменьшению на 5 % [3, Ведерников, с. 44].

Однако, особенностью эксплуатации погружных электродвигателей является то, что при 10 % увеличении питающего напряжения потери в стали достигают 30%, при 5% снижении напряжения ток ротора возрастает на 20%, а скорость уменьшается до 2%, а при 10% снижении возможно отключение привода. Поэтому поддержание постоянного питающего напряжения на нагрузке является важной технико-экономической задачей.

Поскольку объемов газа на конечном этапе разработки месторождения нефти может не хватать для нормального функционирования электротехнического комплекса с автономным источником, то на конечном этапе функционирования месторождения может быть использована микротурбинная установка с другого куста скважин или газопоршневой агрегат. В случае изменения питающего напряжения, аварийной или плановой остановках электроагрегатов может быть использована дизель-генераторная установка, а при наращивании мощностей большой величины целесообразно подключать резервную высоковольтную линию электропередач.

Причинами низкой эффективности использования ПНГ являются: большие затраты на строительство инфраструктур по сбору, подготовке, транспортировке и переработке ПНГ; отсутствие серийно выпускаемого оборудования, способного работать с этим видом сырья; уникальность и изменчивость компонентного состава с течением времени даже на одном и том же месторождении.

Однако, в соответствии с постановлением правительства РФ №1148, вступившим в силу с 01.01.2013 г., предельно допустимое значение показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания ПНГ не должно быть более 5% от общего объема добычи ПНГ. При превышении указанного показателя к нормам платы штрафов за выбросы применяется дополнительный коэффициент, имеющий значение на 2013 год равный 12, а с 2014г. – 25 [2].

Возможными способами снижения доли ПНГ, сжигаемого на факельных установках, до требуемого действующим постановлением уровня, являются следующие способы:

- транспортировка газа на нефтепереабатывающие заводы;

- закачка газа во временные подземные хранилища;

- переработка газа по GTL-технологии;

- использование в качестве топлива для работы газотурбинных установок.

Транспортировка газа на нефтеперерабатывающие предприятия обуславливает необходимость в наличии установок по подготовке газа; дожимных компрессорных станциях; газотранспортной системы. Однако, срок строительства газопровода для регионов, находящихся вдали от действующих инфраструктур, может превышать время ввода в эксплуатацию разрабатываемого месторождения [3].

Использование подземных хранилищ сопряжено со следующими трудностями: непостоянство физико-химического состава ПНГ; необходимость в бурении нагнетательных скважин; ограниченные объемы хранилищ; потребность в строительстве компрессорных станций; детонационные свойства газов и, как следствие, возникающие гидродинамические опасности [4].

Применение технологий GTL имеет успешный опыт использования в зарубежных странах. Причинами ее ограниченного внедрения в Росси являются: необходимость в получении лицензии на использование технологий производства синтетического жидкого топлива; жесткие требования к проведению химических реакций; применение приведенной технологии целесообразно для установок большой мощности; необходимость в точности  расчетов запасов углеводородного сырья, так как технология подразумевает запуск производства не очередями, а сразу на полную мощность. Ошибки в расчете запасов могут привести к проблемам утилизации излишков ПНГ или к росту затрат на строительство и эксплуатацию [5,6,7].

Применение ПНГ в качестве топлива для работы генерирующих установок сопряжено также с рядом сложностей, поскольку для нормальной работы агрегатов требуется система очистки ПНГ от негативных примесей. В свою очередь, такие системы требуют значительных капиталовложений, поскольку имеют в своем составе дорогостоящее оборудование: дожимные установки, фильтры-сепараторы, коалесцентные фильтры, фильтры – скрубберы, фильтры тонкой и грубой очисток, адсорбционные и рефрижикторные осушители, чиллеры и т.д. Использование неочищенного углеводородного сырья приводит к значительным негативным последствиям: закупорке проходных сечений клапанов компрессорных установок; изменению характеристик масел при растворении конденсационных частиц в процессе компримирования; образованию нагара; возникновению отложений; коррозии металлов и тд.

Однако, в соответствии со статьей 381 п.21 Налогового кодекса РФ №146-Ф-3, вступившего в силу 01.04.2014г. организации, имеющие высокую энергетическую эффективность, освобождаются от налогообложения в течение трех лет со дня постановки на учет указанного имущества. В соответствии с перечнем, приведенным в Постановлении правительства РФ №308 от 16.04.12г., к таким объектам относятся предприятия, использующие газотурбинные энергетические установки, работающие на ПНГ, при уровне сжигания ПНГ на факельных установках не более 4,6% [8,9]

Поскольку в настоящее время существует ряд компаний, заявляющих, что их установки способны работать на ПНГ даже при наличии определенного процентного содержания в топливном газе сероводорода, что подразумевает несложную систему очистки углеводородного сырья, то такой способ утилизации ПНГ является наиболее целесообразным для предприятий нефтегазовой отрасли, сталкивающихся с проблемой выполнения требований постановления правительства РФ № 1148.