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

Взялись за газ

25.11.2011 / 17:23

Реализация программ по сокращению объемов сжигаемого попутного нефтяного газа дает свои результаты: практически все нефтяные компании значительно увеличили уровень утилизации ПНГ. Однако показатели – это еще далеко не все. Утилизировать ПНГ можно разными способами, и не все из них экономически оправданы и эффективны.

Полностью материал читайте в свежем номере журнала "Нефтехимия Российской Федерации".

До вступления в действие постановления правительства об обязательном для всех уровне утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) в 95% осталось всего ничего. На данный момент нужных показателей достигли лишь несколько нефтяных компаний, однако и все остальные, в разы увеличив инвестиции в проекты по утилизации ПНГ, заявляют о большой проделанной работе и называют конкретные сроки по решению поставленной правительством задачи.

В связи с тем, что в последние годы все большую долю сырья нефтехимической промышленности занимают именно попутные газы нефтяных месторождений, такие оптимистичные в целом прогнозы по уровню утилизации ПНГ дают основание рассчитывать, что реализуемые нефтяниками программы обернутся пользой для нефтехимии. Но не стоит забывать, что транспортировка ПНГ на ГПЗ для выделения ШФЛУ – лишь один из способов утилизации ПНГ. А два других – закачка ПНГ в пласт для повышения его нефтеотдачи и создание энергетических установок – не дают нефтехимии ничего.

С малой отдачей

Газ для добывающих его нефтяных компаний – сырье действительно попутное и им, по сути, не нужное. Кроме того, абсолютно все способы утилизации ПНГ так или иначе выливаются для компаний в весьма существенные траты. И именно поэтому еще несколько лет тому назад от многих представителей нефтяных компаний можно было услышать, что им легче будет платить установленные законодательством штрафы, чем вкладывать огромные деньги в зачастую экономически убыточную утилизацию ПНГ.

Однако серьезный настрой властей все-таки поменял этот ход мыслей. Нефтяники осознали, что у них есть два пути: выполнять малоприятное для них требование законодательства без извлечения прибыли или попытаться все же монетизировать имеющийся у них в руках ресурс.

С точки зрения экономической эффективности самым сомнительным представляется обратная закачка ПНГ в пласт. Этот способ позволяет поддержать внутрипластовое давление, однако технология закачки довольно сложна, тестировалась считанное количество раз и не имеет существенной "крупнотоннажной" перспективы. Доказанного экономического эффекта, прежде всего на рост коэффициента извлечения нефти, пока еще нет. Этот способ утилизации ПНГ не имеет сейчас широкого распространения, тем не менее, он используется, например, наряду с другими способами компанией "Башнефть", демонстрирующей одни из самых высоких показателей по утилизации ПНГ. В "Башнефти" разработана "Программа повышения уровня использования ПНГ на 2010 – 2013 гг.", согласно которой уровень утилизации ПНГ к 2013 г. вырастет до 95% с нынешних 83,1%. Инвестиции "Башнефти" в рамках этой программы в 2010 г. составили 164 млн руб., в 2011 г. – 238 млн руб., в 2012 г. они должны увеличиться до 500 млн руб., в 2013 г. – до 592 млн руб.

Следующий способ – строительство генерирующих мощностей – более оправдан, так как позволяет нефтяным компаниям частично снабжать себя энергией. Этот путь – в большем или меньшем объеме – выбрали абсолютно все нефтяные компании.

К примеру, "Татнефть", чьи показатели по утилизации ПНГ уже находятся на уровне 95%, вырабатывает электроэнергию и тепло с применением газопоршневых электростанций. С целью утилизации ПНГ на Елабужском месторождении смонтированы четыре газопоршневые установки общей мощностью 1 400 кВт. Их использование обеспечит электроснабжение 46 скважин Елабужского месторождения.

В направлении использования ПНГ для промысловой генерации ТНК-ВР реализует проект газотурбинной электростанции на Каменном месторождении. Завершение проекта намечено на середину 2012 года. Запуск ГТЭС позволит выйти на уровень 95%-ной утилизации ПНГ на Каменном месторождении.

В компании "Сургутнефтегаз" выработка электроэнергии путем использования ПНГ увеличилась по сравнению с 2008 годом почти на 20% – до 3,5 млрд кВт. К настоящему времени компанией построены и эксплуатируются 17 газотурбинных и 7 газопоршневых электростанций суммарной мощностью 605 МВт, что обеспечивает 28% общей потребности в генерирующих мощностях, а также 9 транспортных с газотурбинными приводами и 10 низких ступеней сепарации компрессорных станций. 

Тем не менее, и в этом способе утилизации ПНГ есть свои минусы для компаний. Во-первых, в ПНГ достаточно большое содержание так называемых жирных фракций, которые при горении в турбинах ухудшают работу технологического оборудования, сокращают срок его эксплуатации. А их выделение из ПНГ требует решения вопроса с дальнейшей транспортировкой и реализацией. Другая проблема – это малый объем переработки. "Строить большие электростанции в расчете на большие объемы газа прямо на месторождении особо смысла не имеет, потому что опять-таки не ясно, что делать с электричеством", – отмечает заместитель генерального директора "НИПИгазпереработки" по научной работе Юрий Аристович.

Кроме того, есть здесь минусы и для экономики страны в целом. "Газ на генерацию электроэнергии идет без предварительного выделения жидких продуктов – по принципу "чем больше сгорит в топке – тем лучше", без парового цикла в системе ГТЭС, без осушки газа, – сетует директор ЦИиСО ЗАО "Глоботэк" Александр Лукин. – Получается, газ концевых ступеней сепарации, самый богатый и ценный по своему составу, вообще не замечается многими компаниями, используется как объект сжигания, а значит, не подвергается возможной переработке".

Из нефтяников в нефтехимики

Третий способ утилизации ПНГ – это собственная газопереработка. Квалифицированная переработка увеличивает добавленную стоимость за счет каждого следующего передела вплоть до конечных изделий из пластиков и синтетических каучуков. Однако стоит учитывать, что окупаемость проектов в газопереработке исчисляется зачастую семью-десятью годами. Кроме того, для этого способа есть и другие ограничения. "Нужно иметь ресурс газа приблизительно в 1 млрд м3 в год", – говорит Юрий Аристович.

То есть получается, что такие проекты под силу только крупным нефтяным гигантам, способным позволить себе долгие инвестиции. Собственной переработкой занимается, например, "Татнефть", в составе которой Миннибаевский газоперерабатывающий завод. На этот же путь встала компания ТНК-ВР. Так, самым крупным инвестпроектом компании по ПНГ в ХМАО является программа расширения систем транспорта и переработки газа в районе города Нижневартовска. Инвестиции в этот проект превышают 2 млрд рублей. В результате планируется увеличить объемы переработки ПНГ в Нижневартовском районе на 700 млн м3 в год. Вторая группа проектов компании связана с повышением объемов переработки газа в районе города Нягань и предполагает расширение газотранспортной системы Ем-Еговского и Талинского месторождений. Инвестиции в эти проекты превысят 1 млрд рублей.

В конце октября также состоялась торжественная церемония закладки капсулы, символизирующей начало строительства первой очереди газоперерабатывающего завода "ЛУКОЙЛа" – составной части газохимического комплекса, который будет построен на промышленной площадке "Ставролена". Основным сырьем для ГХК станет попутный нефтяной газ с месторождений, которые "ЛУКОЙЛ" разрабатывает в российском секторе Каспийского моря. "ЛУКОЙЛ" добывает углеводороды на месторождении имени Корчагина, в 2015 году введет месторождение имени Филановского, в 2017-2018 годах – Сарматское.

Строительство комплекса предполагается осуществить в несколько этапов. В 2015 году планируется ввести в эксплуатацию первую очередь ГПЗ мощностью 2 млрд кубометров в год и энергоблок на базе парогазовой установки мощностью 135 МВт, а также модернизировать существующую установку по производству этилена для перевода ее на переработку сжиженных газов.

В 2017 году планируется ввести в эксплуатацию вторую очередь ГПЗ мощностью 4 млрд кубометров в год, а также установку по производству этилена мощностью 225 тыс. тонн в год и установку по производству полиэтилена мощностью 255 тыс. тонн в год. Товарный газ с ГХК будет направляться в газотранспортную систему "Газпрома".

Тем не менее, эксперты нефтехимической отрасли подчеркивают, что дальнейшее расширение собственной газопереработки в нефтяных компаниях будет осложнено высокой капиталоемкостью и непрофильным характером для нефтяников данного направления бизнеса. Получаемые из ПНГ легкие углеводороды не совсем рыночный продукт, скорее, это сырье для последующих химических переделов.

В союзе

На данный момент наиболее эффективным механизмом рационального использования ПНГ является долгосрочное сотрудничество с нефтехимическими компаниями на базе существующих или строящихся ГПЗ. Нефтяники в этом случае получают гарантированный сбыт производимых объемов ПНГ и прозрачный механизм ценообразования. Представители нефтехимических компаний – возможность создать прочную сырьевую базу для последующих химических переделов.

"Продажа ПНГ по рыночным контрактам для последующей переработки на газоперерабатывающих заводах, не входящих в структуру нефтяных компаний, – самый распространенный сейчас вариант", – подтверждает и.о. старшего вице-президента компании СИБУР Михаил Карисалов. По его словам, именно благодаря таким контрактам и более тесному партнерству СИБУР перерабатывает 57% ПНГ в России.

Так, например, ТНК-ВР и СИБУР ведут совместную работу в рамках СП "Юграгазпереработка", которое было создано в 2007 году. ТНК-ВР в СП принадлежит 49%, СИБУРу – 51%. В состав предприятия входят Нижневартовский и Белозерный газоперерабатывающие комплексы СИБУРа, а также трубопроводная инфраструктура. В начале 2011 года СИБУР и ТНК-ВР заключили соглашение о расширении СП за счет включения в его состав "Няганьгазпереработки", принадлежавшей нефтехимическому холдингу. В рамках СП стороны ведут переработку попутного нефтяного газа, в результате которой СИБУР получает жидкие углеводороды, а ТНК-ВР – сухой отбензиненный газ. В планах СИБУРа и ТНК-ВР – создание СП по переработке попутного нефтяного газа в Оренбургской области.

Поставки на "Няганьгазпереработку" попутного нефтяного газа идут и со стороны "ЛУКОЙЛа", который намерен в ближайшее время подписать с СИБУРом пятилетний контракт о поставках ПНГ. Сейчас "ЛУКОЙЛ" поставляет на "Няганьгазпереработку" попутный нефтяной газ в объеме около 250 – 300 млн кубометров, в дальнейшем возможно увеличение объемов поставок до 550 – 600 млн кубометров ПНГ.

СИБУР также на паритетных началах с "Газпром нефтью" строит компрессорную станцию на Южно-Приобском месторождении.  Предприятие вскоре займется переработкой ПНГ с этого месторождения, разработку которого ведет нефтяная компания. Кроме того, "Газпром нефть" и СИБУР рассматривают возможность совместной реализации крупного инвестиционного проекта по строительству на базе Вынгапуровской компрессорной станции СИБУРа нового газоперерабатывающего завода мощностью 3 млрд кубометров ПНГ в год.

С "Роснефтью" холдинг планирует активизировать переговорный процесс по проекту Южно-Балыкского ГПЗ. СИБУР готов к приемке дополнительно 600 – 700 млн кубометров ПНГ в год. Сейчас Южно-Балыкский ГПЗ перерабатывает 2,2 млрд кубометров газа. Недостающие объемы могут быть закрыты за счет поставок "Роснефти" и "Газпром нефти" с Приобской группы месторождений. Помимо этого, СИБУР рассматривает две площадки под еще один возможный ГПЗ - в Барабинске (Новосибирская область) и под Томском.

Теги: ПНГ
Вернуться в раздел