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

Кирилл Лятс: "Газохимия на базе ПНГ удаленных месторождений – достойная альтернатива промысловой энергетике"

15.11.2010 / 13:04

Правительство еще в 2007 году провозгласило курс на достижение к 2012 году 95%-ной утилизации ПНГ. И, несмотря на то, что в последнее время со всех сторон слышится все больше скепсиса в отношении реалистичности поставленных целей, пока этих требований никто не отменял. Нефтяные компании разработали собственные программы утилизации ПНГ, однако большая часть их проектов относится к строительству электрогенерации на промыслах. Своими соображениями о том, за счет каких альтернативных способов можно решить проблему утилизации попутного газа, в интервью "Рупеку" поделился генеральный директор группы компаний "Метапроцесс" Кирилл Лятс.

До сих пор утилизация ПНГ воспринимается нефтяными компаниями как бремя. Как эту ситуацию можно изменить кардинально?

Кардинально ее можно изменить двумя способами: серьезно увеличить штрафы и обозначить реальную угрозу отъема лицензии.

Второй вариант – использовать опыт Канады. Там если компания в течение года не нашла способа утилизации попутного нефтяного газа, она должна бесплатно передать его малым предприятиям, любой компании, которая знает, как решить эту проблему. В Канаде именно так ситуация с утилизации ПНГ была решена. Я думаю, такой способ можно применить и в России.

Но ведь постановление о переходе на 95%-ный уровень утилизации ПНГ к 2012 году предусматривает рост штрафов за сжигание газа…

Да, но штрафы должны быть гораздо более существенные. Если увеличить штрафные санкции даже в 10 раз, для крупных нефтяных компаний полученные суммы все равно будут не критичными по сравнению с инвестициями в утилизацию ПНГ.

При этом надо понимать, что штрафы имеет смысл ужесточать лишь при наличии четкой системы учета сжигаемого попутного газа. Мне кажется, что оптимальной системой учета ПНГ мог бы стать космический мониторинг. Он позволяет производить подсчеты сжигаемого газа с точностью до кубометра. При этом по спектру излучения можно понять, какие именно газы сжигаются. Самое главное то, что обмануть снимки из космоса невозможно. Наши ученые давно научились изучать отдаленные звезды с помощью телескопов, а справиться с такой проблемой, как подсчет сжигаемого ПНГ, мы до сих пор не можем.

Используются ли где-то подобные технологии космического мониторинга? Насколько они эффективнее установки счетчиков?

Всемирный Банк ведет подсчет сжигания ПНГ как раз на основе космических снимков. Для этого не требуется разработки каких-либо специальных технологий. Любой институт, специализирующийся на вопросах физики, за два дня представит вам соответствующие расчеты.

Вопрос установки счетчиков поднимается постоянно. Однако, на мой взгляд, только с их помощью проблему учета ПНГ не решить. Приведу яркий пример – на промысле одной крупной нефтяной компании счетчик был установлен на так называемом байпасе, то есть трубе, которая обходит факел. Соответственно, счетчик этот ничего не фиксировал. И таких примеров много. Ранее высказывались идеи установить видеокамеры для постоянного мониторинга сжигания газа. Но у нас же всегда найдутся хитрецы, которые смогут сделать так, чтобы закольцевать видеосвязь и всегда показывать негорящий факел.

Я уверен, что с учетом русской специфики космический мониторинг – оптимальный вариант. Можно поручить его проведение независимым зарубежным компаниям. Мы прорабатывали этот вопрос с одной из канадских компаний, которая занимается космическими фотосъемками. И эта компания, в которой работают 10 человек, выражала готовность контролировать сжигание газа на всей территории всей России, причем за относительно небольшие деньги. Так что сложности в этом нет никакой.

Представитель администрации ХМАО Ирина Макуха недавно на совещании в Сочи предложила для стимулирования переработки ПНГ передавать права собственности на попутный газ от государства к недропользователю не в момент извлечения углеводородов, а на узле коммерческого учета ПНГ на промысле…

Можно применить и такой способ. Но, на мой взгляд, для серьезного увеличения объемов утилизации ПНГ его нужно облагать налогами. Попутный газ, по сути, является составляющей частью нефти, однако сейчас на него действует нулевой НДПИ, что совершенно неправильно. Расчет налогов можно было бы производить, пересчитывая ПНГ на нефть по принципу перевода в GTL. Тысяча кубометров - это примерно 500 кг синтетической нефти. Соответственно, сожженный миллион кубометров ПНГ эквивалентен сжиганию 500 тонн нефти. Почему бы с нефтяных компаний не взыскивать НДПИ с этих объемов?

Успеют ли, по вашему, компании довести утилизацию ПНГ до 95% к 2012 году?

Совершенно точно не успеют. Потому что любой проект, даже если мы говорим о газопоршневых электростанциях, требует проектирования, строительства оборудования, его поставку, монтаж и пуско-наладку. Сейчас уже конец 2010 года, и до вступления в силу новых требований остался всего один год и два месяца. За это время ни один проект, помимо тех, которые уже реализуются – а это лишь небольшие энергетические проекты – завершить не удастся. Соответственно, 1 января 2012 года мы столкнемся с тем, что попутный газ будет по-прежнему сжигаться на факелах.

Нефтяные компании зачастую предпочитают использовать ПНГ для выработки электроэнергии, вместо того, чтобы отдавать его в переработку. В чем, по-вашему, причина? Как вы оцениваете эффективность каждой из форм утилизации ПНГ?

Вырабатывать электроэнергию из попутного газа в любом случае дешевле, чем проводить линии электропередач, платить за подключение. Так что ничего плохого я в этом не вижу. Другое дело, компаниям для собственных нужд нужны лишь небольшие объемы ПНГ.

Если говорить об эффективности, здесь все зависит в большей степени от удаленности месторождения. Использование газа для выработки электроэнергии в любом случае экономически эффективно. Другой способ утилизации - закачка газа в пласт - практически не применяется в России. Это объясняет тем, что не везде можно производить закачку из-за строения зележей.

Третья форма – использование ПНГ в газопереработке и газохимии. Крупнотоннажную газохимию на ПНГ можно построить лишь на крупных месторождениях с большим ресурсом газа, таких, скажем, как Харампурское. На более мелких месторождениях речь может идти о мини- и среднетоннажных установках. Но если они удалены от центра потребления какого-либо продукта (метанола, диметилового эфира, карбамид-формальдегидных смол) строить такие производства не всегда бывает экономически целесообразно. Еще один способ – производство синтетической нефти. Это иногда единственно возможный способ утилизации ПНГ с труднодоступных месторождений. Однако это достаточно дорогой проект с точки зрения капитальных вложений. Но, тем не менее, его окупаемость составляет порядка пяти лет. То есть это вполне нормальные цифры. В любом случае, привлекательность таких проектов может возрастать в геометрической прогрессии, если государство будет увеличивать штрафы за сжигание ПНГ или объявит об угрозе отъема лицензий.

Какой объем ПНГ, по вашим оценкам, в настоящее время утилизируется? Какой объем идет на газохимию?

На мой взгляд, сейчас утилизируется порядка 75% ПНГ. На газохимию не идет ничего, если не считать газохимией заводы "СИБУРа". Но это скорее все-таки газопереработка. С учетом активов "СИБУРа" в переработку идет порядка 20% добываемого ПНГ.

Каковы, по вашему мнению, перспективы использования ПНГ для газохимии - какие объемы могут уйти в глубокую переработку в среднесрочной перспективе?

Мы достаточно позитивно оцениваем эти перспективы. По нашим оценкам, можно утилизировать дополнительно примерно 30 млрд сжигаемого газа. И весь этот объем мог бы пойти на дальнейшую переработку в газохимию.

В Ханты-Мансийском автономном округе за счет развития газохимии можно довести уровень утилизации ПНГ до 95%. Подобный проект, который получил название "Югорской газохимической компании", мы сейчас разрабатываем с "Роснано".

Расскажите о нем поподробнее

Проект предполагает переработку ПНГ в полиэтилентерефталат (ПЭТФ). Планируется, что попутный газ будет собираться с одного крупного месторождения, а затем перерабатываться в метанол. Из метанола мы будем получать бензол, толуол и пара-ксилол, из пара-ксилола - терефталевую кислоту, а из нее ПЭТФ.

То есть, по сути, сырьем для вашего ПЭТФ может выступать сухой отбензиненный газ, уже очищенный от жидких фракций?

Как вариант, мы можем разделять ПНГ на СОГ и сжиженные газы, которые можно было бы отдавать нефтехимикам. Но можем перерабатывать сырой ПНГ и без разделения.

Мы предполагаем, что в этом проекте кроме базового производства метанола по территории ХМАО будут рассыпаны маленькие метанольные установки, расположенные на небольших труднодоступных месторождениях. Затем все объемы метанола будут сводиться в одну базу. По нашим оценкам, добавленная стоимость ПЭТФ позволит компенсировать расходы на транспортировку метанола с труднодоступных месторождений.

Но насколько себестоимость ПЭТФа, выработанного по такой схеме, будет дороже продукции, выпускаемой ПОЛИЭФом илиСИБУРом?

Сырьем для ПЭТФ у "ПОЛИЭФа" и "СИБУРа" является пара-ксилол, получаемый при переработке нефти. У нас разработана собственная технология получения этого продукта из метанола. В итоге себестоимость нашего ПЭТФ будет примерно на 30% ниже.

Выбрана ли уже площадка под строительство завода? Какова мощность предполагаемого производства?

Площадка уже выбрана - это территория завода "Обьполимер", который, собственно, так и не стал заводом – это замороженный с советских времен проект. Площадка находится в городе Нягань, в 15 км от завода "Няганьгазпереработка" "СИБУРа". Мы ориентируется на мощность по переработке 700 млн кубометров газа.

Кто будет поставщиком сырья для завода?

Мы договорились о поставках газа с нефтяной компанией "Аврора Ойл". Но в качестве резерва у нас есть предварительная договоренность с "СИБУРом" о поставках сухого отбензиненного газа.

Войдет ли в проект Роснано? Существуют ли варианты привлечения альтернативных инвесторов?

Проект одобрен на научно-техническом совете Роснано, на инвесткомитет, скорее всего, выйдем уже в 2011 году.

На реализацию проекта потребуется три года, поэтому если финансирование откроется в 2011 г., получить первую продукцию мы сможем в 2014 г.

Общая стоимость проекта оценивается в 16 млрд рублей. Помимо Роснано мы рассматривает вариант привлечения дополнительных инвесторов. Так, интерес к проекту в частности, проявляет Китайская ассоциация производителей синтетических волокон (CCFA), ведутся переговоры и с другими инвесторами.

Китайцы заинтересованы в том, чтобы стать потребителями нового производства?

Да, у Китая существует огромная потребность в волоконном ПЭТФ, а именно этот продукт мы планируем выпускать на новой площадке. Мощность производства составит 300 тыс. тонн ПЭТФ в год.

Часть этого объема будет направляться в Иваново, где будет построено производство синтетических тканей. Интерес к производству синтетических тканей проявляет входящая в группу "Ренова" австрийская компания Oerlikon, которая производит соответствующее оборудование.

В принципе Китай готов закупать у нас до 3 млн тонн ПЭТФ ежегодно. Такой проект для нас пока слишком большой, но, возможно, в будущем мы примем решение о расширении производства.

Насколько я понимаю, это будет первое в России производство именно волоконного ПЭТФ?

Да, существующие сейчас мощности ("ПОЛИЭФ" и "СИБУР-ПЭТФ") выпускают бутылочный полиэтилентерефталат. Никакой принципиальной разницы в производстве этих видов ПЭТФ нет – лишь разная форма продукта на выходе. В России волоконный ПЭТФ не производится – в настоящее время он импортируется из Белоруссии. Однако потребности российского рынка невелики, поэтому основной объем продукции мы планируем экспортировать в Китай.

Какие еще проекты в этом направлении вы рассматриваете?

Мы прорабатываем совместный проект с Vostok Energy на Бортовом месторождении. Мы рассчитываем получать от компании 1 млрд кубометров ПНГ, из которого планируем производить порядка 1,3 млн тонн карбамида. Теоретически, в этом проекте в качестве соинвестора мог бы выступить "СИБУР".

Аналогичный карбамидный завод планируем построить в Бразилии в партнерстве с одной из российских госкорпораций под гарантии ВЭБа. Его мощность также может составить 1,3 млн тонн карбамида. Это очень интересная история. В Бразилии дорогой газ, однако удобрения там также стоят очень дорого. Поэтому маржа будет даже выше, чем в России.

Как можно изменить ситуацию, чтобы все большие объемы ПНГ направлялись именно в глубокую переработку? Какие изменения требуются в законодательном регулировании утилизации попутного газа?

Вероятно, для этого нужно политическое решение. Сейчас вся российская газохимия потребляет примерно 15-20 млрд кубометров природного газа. Вполне реально постепенно переключить газохимиков на попутный нефтяной газ. Скажем, волевым решением можно заставить газохимиков строить заводы по переработке газа непосредственно рядом с крупными месторождениями, такими как, например, Харампурское месторождение "Роснефти". В этом случае стоимость газа для них будет относительно невелика.

Мы еще в 2005 году разработали проект утилизации газа для Харампурского месторождения примерно на 1 млрд кубометров. Но проект этот так и не был реализован.

Уход в ПНГ позволит компенсировать транспортные издержки. Если сейчас цена на природный газ для газохимиков составляет порядка $70 за тысячу кубометров, при переходе на ПНГ цена на сырье может быть в несколько раз ниже. Так что эта маржа более чем компенсирует любые транспортные расходы до границы или порта.

Но ведь для того, чтобы использовать получаемый из ПНГ сухой газ для производства, скажем, азотных удобрений, необходимо проводить разделение попутного газа… Кто будет за это платить?

Это делать совершенно необязательно, ведь можно в удобрения перерабатывать весь ПНГ через синтез-газ.

А как же жидкие фракции, которые являются ценным сырьем для нефтехимии?

Если "СИБУР" хочет, он может выступать соинвестором в этих проектах, заниматься разделением ПНГ и отдавать СОГ газохимикам.

Безусловно, эти варианты не отрицают друг друга, а могут дополнять. Допустим, "СИБУР" на одной из своих площадок на установке пиролиза делает из этилена и пропилена полиэтилен и полипропилен. Мы из сухого отбензиненного газа, который остается после выделения СУГ из ПНГ, делаем метанол и из него по технологии метанол в олефины производим те же самые продукты.

Насколько ваш полиэтилен будет выше по себестоимости, чем произведенный по традиционной технологии?

Он будет дороже, но ненамного, примерно на 10-15%. То есть в пределах разумного. А за счет создания общей инфраструктуры, можно и дальше минимизировать издержки.

Насколько перспективно применение технологий GTL для решения проблемы утилизации ПНГ. Насколько широко такие технологии используются в мире?

В мире такие технологии используются не очень широко. В первую очередь потому, что синтетическая нефть конкурирует с сырой нефтью. И конкуренция эта не в пользу GTL.

Сама технология производства GTL - достаточно сложный процесс, причем он очень тонкий, чувствительный к колебаниям температур и давлениям в отличие от более простых процессов синтеза метанола или аммиака.

В мире было реализовано несколько проектов строительства заводов GTL. Крупный завод, рассчитанный на 5 млрд кубометров газа, был построен в Катаре, однако его пуско-наладка длится уже несколько лет, и до сих пор завод так и не вышел на проектный режим. Опытная установка GTL была построена компанией BP в Никиски (штат Аляска). Но они, можно сказать, поиграли и бросили – установка рассчитана на небольшой выход продукта, что не позволит компании окупить свои вложения.

Все-таки, на мой взгляд, получается, что альтернативные варианты переработки ПНГ не являются системным решением проблемы?

Строительство крупных интегрированных комплексов по переработке ПНГ, возможно, более эффективно. Но в любом случае остаются крупные месторождения, газ с которых невозможно собрать и доставить на ГПЗ или ГХК. А объемы газа достаточно существенны. В этом случае газохимия на основе ПНГ, производство GTL может быть отличным выходом из положения. Так, к примеру, Иркутская нефтяная компания интересуется производством GTL на Ярактинском месторождении и ведет соответствующие переговоры с японскими компаниями. Объемы попутного газа на месторождении достаточно большие – порядка 2 млрд кубометров. А это очень хорошие объемы для любого химического завода.

Главное – подходить к вопросу системно. Можно же и ничего не делать, а просто сжигать газ. Но если у вас из-за этого отнимут лицензию, то вы просто не можете не просчитывать разные варианты.

Даже производство синтетической нефти может быть вполне рентабельным бизнесом. Себестоимость ее составляет примерно $38 за баррель. То есть при цене нефти даже в $70 за баррель, эти проекты будут окупаемы. Другое дело, что окупаемость у них достаточно долгая.

Метанол сам по себе очень интересный продукт. Из него гораздо проще, чем из нефти, можно получать авиационный керосин, высококачественное дизельное топливо. Из метанола можно получать также такой интересный продукт, как церезин. Это тяжелый парафин, который используется для связывания взрывчатых веществ, чтобы они не детонировали. Это очень редкое, малотоннажное производство, но "Новочеркасский завод синтетических продуктов" достаточно успешно занимался его производством.

То есть, несмотря на экономическую эффективность выработки электроэнергии из ПНГ, далеко не всегда нефтяные компании могут найти ей сбыт. Поэтому они вынуждены искать другие способы утилизации попутного газа. И газохимия в этом случае – одна из немногих альтернатив.

Вернуться в раздел