Войти используя аккаунт
Войти используя аккаунт:
Логин Пароль Забыли свой пароль?

Энергия "попутки"

17.08.2010 / 19:29

Сергей Беляев, журнал "Нефтехимия Российской Федерации"

В последние годы в рамках программ по утилизации ПНГ в традиционных регионах добычи появилось большое количество промысловых электростанций. И если еще 2-3 года назад их роль в использовании ПНГ не считалась определяющей, то сейчас объемы газа, уходящего в энергетику, кратно выросли. При этом на энергоагрегаты промыслов поступает, как правило, сырой газ, из которого не выделены ценные для нефтехимии углеводородные фракции. В итоге сырье безвозвратно теряется. Сколько? Как оказалось, эквивалент исчисляется сотнями тысяч тонн таких важных полимеров, как полиэтилен и полипропилен.

На сегодняшний день полезной утилизацией попутного нефтяного газа считается его использование в двух основных направлениях. Первое – на газоперерабатывающих предприятиях для получения сухого отбензиненного газа (СОГ), который большей частью поступает в магистрали "Газпрома", и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), являющейся важным сырьем для нефтехимической отрасли. Второе – для производства электроэнергии, в первую очередь для нужд самих добывающих компаний.

Оба способа в лицензионных соглашениях на добычу углеводородного сырья считаются "полезной утилизацией", главное, чтобы недропользователи не отправляли на факелы более 5% ПНГ. Между тем, сжигание "жирного" газа в энергоагрегатах с точки зрения экологии ничем, по сути, не отличается от сжигания ПНГ на факеле. Однако этот вопрос в нашей стране пока никак не регулируется, да и экологические риски – это еще не все. Как правило, на промысловых газотурбинных (ГТЭС) и газопоршневых (ГПЭС) электростанциях сжигается газ первой ступени сепарации, а газ второй и третьей ступени – самый ценный с точки зрения нефтехимии, так как содержит наибольшее число фракций С2+ - чаще всего сжигается. Поэтому в последнее время многие эксперты, нефтехимики и даже некоторые чиновники говорят о том, что сжигание ПНГ в энергоагрегатах, по сути, такое же серьезное расточительство, как и использование коптящих факелов, уничтожающих ценнейшее сырье.

Расширение возможностей

При этом промысловая энергетика активно развивается. Перечень только некоторых из реализованных проектов впечатляет: прирост установленной мощности локальных энергообъектов в 2008-2010 годах составил более 1000 МВт.

Некоторые промысловые электростанции, запущенные в 2008-2009 гг.

Компания

Месторождение

Мощность

ЛУКОЙЛ

Тэдинское

10,5 МВт

Ватьеганское

72 МВт

Южный Хыльчую

125 МВт

Восточно-Перевальное

7,5 МВт

Тевлинско-Русское

48 МВт

Сергинское

7,5 МВт

Пякяхинское

24 МВт

"Сургутнефтегаз"

Рогожниковское

15,2 МВт

Северо-Селияровское

2,7 МВт

Западно-Чигоринское

12 МВт

Восточно-Сургутское

5,48 МВт

Талаканское

144 МВт

"Газпром нефть"

ЮЛТ Приобского

48 МВт (1-я очередь)

"Роснефть"

СЛТ Приобского

135 МВт (1-я очередь)

Тарасовское

52,4 МВт

Ванкорское

200 МВт

"Славнефть"

Тайлаковское

9 МВт

ТНК-ВР

Верхне-Тарское

8,85 МВт

Родниковское

7,2 МВт

ИТОГО:

934,33 МВт

Сколько же попутного газа было направлено на выработку электроэнергии на этих новых объектах? Точный подсчет тут вряд ли возможен, поскольку состав газа, а значит, и КПД энергообъектов на разных месторождениях в существенной степени различается. Так, у "Сургутнефтегаза" на удаленных Лукьявинском, Русскинском, Биттемском и Лянторском месторождениях на годовую выработку 1 МВт установленной мощности требуется порядка 2,5 млн м3 попутного газа. На работу первой очереди (48 МВт) Южно-Приобской ГТЭС "Газпром нефти" требуется ежегодно 200-250 млн м3 ПНГ, что соответствует 4,2-5,2 млн м3 газа на годовую выработку мощности в 1 МВт. В марте этого года у "Роснефти" на северной лицензионной территории Приобского месторождения заработала первая очередь (135 МВт) Приобской ГТЭС – крупнейшего в своем роде промыслового энергообъекта. К концу 2010 года станция должна заработать всеми тремя очередями общей мощностью 315 МВт. А поскольку ГТЭС призвана утилизировать порядка 1,4-1,5 млрд м3 ПНГ в год, то выработка 1 МВт в течение года требует порядка 4,5 млн м3 газа. В итоге, средним по региону значением расхода сырого ПНГ на годовую выработку мощности в 1 МВт можно принять 3-3,5 млн м3 попутного газа. Это значит, что прирост установленной мощности промысловой энергетики на 1000 МВт эквивалентен 3-3,5 млрд м3 попутного газа.

Федеральная власть также всячески подталкивает недропользователей к сооружению промысловых станций. Так, в начале марта Дмитрий Медведев подписал Федеральный закон "О внесении изменений в статью 32 Федерального закона "Об электроэнергетике". Этот документ предусматривает предоставление приоритетного доступа на оптовый рынок электроэнергии тепловым электростанциям, использующим в качестве основного топлива попутный газ или продукты его переработки. Идея разработчика проекта – Министерства энергетики – понятна: гарантии приоритетного доступа на оптовый рынок призваны подтолкнуть недропользователей к развитию промысловой энергетики, что важно в свете перспектив либерализации рынка энергетики и почти наверняка – роста цен. Надо, впрочем, оговориться: из всех промысловых электростанций системой выдачи мощности в региональную электросетевую инфраструктуру располагает только Южно-Приобская ГТЭС "Газпром нефти". Так что новый закон скорее на руку той "большой" генерации, которая работает на сухом отбензиненном газе. В ХМАО это, например, Сургутские ГРЭС-1 (ОГК-2, "Газпром") и ГРЭС-2 (ОГК-4), а также Нижневартовская ГРЭС (ОГК-1).

Газопереработка тоже не стоит на месте. Например, "СИБУР", главный игрок газопереработки в Западной Сибири, в прошлом году ввел в эксплуатацию на Южно-Балыкском ГПК новый комплекс, позволяющий дополнительно принимать 1,5 млрд м3 газа в год. Таким образом, общая мощность завода увеличилась до 3 млрд м3 в год, а общая проектная мощность газопереработки "СИБУРа" выросла до 19 млрд м3 в год. В этом году на Вынгапуровской компрессорной станции (ЯНАО) "СИБУР" завершил модернизацию установки низкотемпературной сепарации, провел работы по оптимизации теплообменного оборудования с целью увеличения пропускной способности по приему попутного газа. В результате мощность по приему ПНГ увеличилась с 1,25 млрд до 1,4 млрд м3 ПНГ в год. Кроме того, в планах "СИБУРа" – строительство третьей компрессорной станции на Нижневартовском ГПК, ряд мероприятий на других объектах.

Проекты по расширению возможностей переработки ПНГ реализуют и другие компании. В частности, в 2006 году "ЛУКОЙЛ" завершил реконструкцию Локосовского ГПЗ, в результате чего его мощность увеличилась с 1 млрд до 1,9 млрд м3 в год. В результате дальнейших работ по модернизации мощность завода выросла до 2,3 млрд м3 в год.

Тонны и мегаватты

В итоге наблюдается рост возможностей по переработке, точнее, "полезному использованию" попутного газа. Вот только самого газа становится меньше. По данным администрации ХМАО, в 2009 году добыча газа (в основном, попутного) снизилась на 1,1% по отношению к 2008 году. В перспективе добыча ПНГ будет продолжать сокращаться вместе с падением добычи нефти. Не случится ли так, что попутный газ, некогда никому не нужный и пылавший ожерельем факелов над всей Западной Сибирью, окажется дефицитным ресурсом, за который развернется конкурентная борьба между нефтяниками и нефтехимиками? Попробуем понять, где же все-таки приоритет, где экономический эффект от использования ПНГ больше.

Обратимся к отчету о работе "СИБУРа" за 2009 года. Из 17 млрд м3 принятого на переработку газа было выработано 3,6 тыс. тонн ШФЛУ. Это значит, что 1 млрд м3 ПНГ дает порядка 210-212 тыс. тонн ШФЛУ. Эту цифру можно считать в высокой степени репрезентативной, поскольку заводы холдинга получают газ разного состава с многих месторождений, поэтому усреднение получается качественное. Для дальнейшей переработки ШФЛУ поступает на газофракционирование для получения сжиженных газов (индивидуальных или смесей) или на пиролиз для получения олефинов-мономеров. Так, при пиролизе ШФЛУ в печах ЭП-300 (типовое оборудование предприятий отрасли) при 820°С, времени контакта 0,7 с и 55%-ном разбавлении паром из тонны сырья получается, например, 257 кг этилена и 218 кг пропилена. Это в свою очередь означает, что из 1 млрд м3 ПНГ усредненного состава получается 52 тыс. тонн этилена и 46-47 тыс. тонн пропилена.

При дальнейшей полимеризации расход мономера в случае, например, полиэтилена низкого давления составляет 1015-1060 кг на тонну продукта. В частности, процесс Hostalen фирмы LyondellBasel, недавно внедренный на ОАО "Салаватнефтеогсинтез", предполагает расход мономера в 1017 кг на тонну полиэтилена высокой плотности. А для получения пропилена необходимо 1,02-кратное количество мономера. В итоге, из 1 млрд. м3 ПНГ получается 50 тыс. тонн полиэтилена и 45 тыс. тонн полипропилена. Работающие сегодня промысловые электростанции потребляют, согласно оценочным прикидкам, от 4 до 6 млрд м3 ПНГ в год, что в первом приближении эквивалентно 200-300 тыс. тонн полиэтилена и 180-270 тыс. тонн полипропилена. К слову сказать, это почти половина из того полипропилена, что в 2009 году был произведен в России.

Драматическая разница

На сегодняшний день стоимость электроэнергии в сибирском регионе составляет 509,14 рубля за 1 МВт-час. Иными словами, вырабатывая эту мощность непрерывно в течение года собственными силами, недропользователь экономит 4,46 млн рублей, сжигая при этом 3-3,5 млн м3 газа. Из того же объема газа можно произвести 150 тонн полиэтилена и 135 тонн полипропилена, что на текущем рынке стоит порядка 12 млн рублей. Разница драматическая, даже с учетом того, что были учтены цепочки только двух ценных продуктов пиролиза ШФЛУ…

Разумеется, есть такие промыслы, откуда подать газ на переработку просто невозможно, поэтому там закономерно работают электростанции (например, Пякяхинское месторождение "ЛУКОЙЛа" в ЯНАО). Можно также говорить, что 3 млн м3 ПНГ ни один переработчик не купит за 12 млн рублей, что расчеты по стоимостной цепочке далеки от реального бизнеса, что они не учитывают таких аспектов, как капитальное строительство, необходимость возврата инвестиций и целый ряд других. Тут, правда, можно поспорить: к примеру, строительство самой крупной на сегодняшней день Приобской ГТЭС "Роснефти" оценивается в 18,7 млрд руб. При этом проекты по организации сборных сетей и компрессорных станций оцениваются в меньшие суммы. Так, общая стоимость работ по строительству Бахиловской компрессорной станции составила для "СИБУРа" около 60 млн рублей. Более того, на реализацию инвестпрограммы по расширению и модернизации газоперерабатывающих мощностей в 2008 году "СИБУР" направил 8,7 млрд рублей – на эти деньги была выполнена и существенная часть работ по возведению второй очереди Южно-Балыкского ГПК. Есть, о чем задуматься.

Вернуться в раздел