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

Павел Пуртов: «Только новые технологии делают привлекательной переработку ПНГ на автономных месторождениях»

19.12.2011 / 14:39
О перспективах отрасли переработки ПНГ, новых технических решениях для малых месторождений, инновациях в газопереработке и перспективах газовой отрасли в Восточной Сибири "Рупек" беседует с генеральным директором ОАО "НИПИгазпереработка" Павлом Пуртовым.

НИПИгазпереработка – ведущий российский научно-исследовательский институт и инжиниринговый центр в области переработки газа. Считанные недели остаются до вступления в силу федерального норматива по допустимым объемам сжигания попутного нефтяного газа. Будучи экспертом в области утилизации ПНГ, как вы оцениваете перспективы перехода на утилизацию 95% попутного газа?

Если говорить в целом по всем регионам и недропользователям, то, конечно, к 1 января 2012 года требуемого норматива достичь в полном объеме не удастся. Однако надо понимать, что правовая база в области попутного газа, в том числе норматив в 95% полезного использования, мягко говоря, далеки от совершенства. Ключевых вопроса два: как считать «уровень полезного использования», и каков будет механизм калькуляции штрафов с учетом различных вводных.

Существующие требования нигде не оговаривают, как осуществляется расчет уровня утилизации, на какие объемы будут начислять штрафы. Будет ли вводиться какая-то дифференциация для новых месторождений, для удаленных месторождений, для малых месторождений с падающей добычей и т. п. Более того, не существует законодательно утвержденного понятия, что считать попутным нефтяным газом.

Как вы считаете, норматив «95» действительно будет введен 1 января 2012 года поголовно для всех, или же появятся исключения?

Нам представляется, что судьба норматива по попутному газу очень похожа на историю с введением новых экологических стандартов на моторные топлива. Нефтяников законодательно вынудили на инвестиции в переработку, однако стимулирующих предпосылок создано не было. Процесс пошел, но далеко не в таком темпе, как это хотелось бы. В итоге, этапы перехода на стандарты класса 4 и 5 были передвинуты, и могут быть пересмотрены еще раз.

Нельзя исключить, что похожий сценарий будет иметь место в отношении попутного газа, и если не все, то определенные компании, регионы и месторождения получат отсрочку или льготный вариант калькуляции штрафов. Однако надо понимать, что механизм решения проблемы ПНГ через принуждение в принципе не может решить проблему: если нефтяной компании будет выгоднее платить штраф, чем вкладываться в утилизацию газа, она будет это делать. А факелы будут гореть. Да, государство будет получать деньги, но экологический аспект проблемы сниматься не будет, экономический, выражающийся в потере ценного сырья, - тоже. Это, согласитесь, обессмысливает всю систему штрафов.

Но может сложиться и так, что недропользователю будет проще закрыть промысел, если он небольшой, удаленный, с падающими режимами, невысоким дебетом, нуждающийся в постоянных вложениях в поддержание фонда скважин и т. п. Разумеется, это не в интересах компаний, и не в интересах самого государства. А вот реально справиться с проблемой попутного газа могло бы создание эффективных, причем для всех очевидных и понятных экономических стимулов к переработке. Какие-то шаги уже предприняты, например либерализация цен на ПНГ, обнуление пошлин на импортное не имеющее аналогов в России оборудование для переработки газа и т. п. Но эти решения реально смогли поддержать не всех. И тут важную роль могут играть современные технические решения, позволяющие сделать утилизацию ПНГ эффективной даже там, где это невозможно традиционными способами.

Тут, как говорится, карты в руки НИПИгазу. Какие решения и технологии предлагает институт в этом вопросе?

В главном, наша идеология базируется на признании наиболее рациональным способом утилизации ПНГ его переработку на ГПЗ полного цикла. Тут мы можем предложить заказчику свои разработки, благо наш институт обладает богатым опытом и в части проектирования и разработки решений как для газоперерабатывающих заводов, так и для компрессорных станций, установок подготовки, осушки, сероочистки и трубопроводов различного назначения. Но будучи полноценной инжиниринговой компанией, мы также предлагаем нашему заказчику и все те решения, которые накопил мировой опыт, например технологии иностранных компаний, адаптированные к нашим реалиям. В этом смысле мы открыты и предоставляем возможность выбирать и принимать решение заказчику.

Мы, разумеется, осознаем, что подача газа для переработки на крупных газоперерабатывающих комплексах не всегда возможна. Поэтому, как научно-техническая организация, мы имеем свои собственные разработки и технологии в вопросах утилизации ПНГ автономных месторождений на малогабаритных установках, как в области традиционной технологии подготовки и переработки нефтяного газа, так и химической переработки углеводородного сырья с получением продукции, не требующей особых условий хранения и транспортировки.

Это как раз то, что сегодня всех интересует и имеет прямое отношение к вопросу об использовании попутного нефтяного газа на удаленных и малых промыслах. Один из наиболее интересных и перспективных процессов, который мы называем «ПНГ в БТК», обеспечивает прямую химическую переработку попутного газа в смесь ароматических углеводородов. Это наша совместная работа с Институтом катализа им. Борескова СО РАН.

Каковы ключевые особенности этого процесса?

Это единственный достаточно изученный на сегодня процесс, который вовлекает в получение ароматических углеводородов не только пропан, бутан и более тяжелые углеводороды, как в других известных процессах, но и некоторую часть метана и этана, содержащихся в нефтяном газе.

Та часть газа, которая не вступает в реакцию синтеза БТК, по сути, уже подготовлена для дальнейшего использования, например, в промысловой энергетике. При этом надежность, долговечность, КПД работы энергоагрегатов на сухом газе выше, чем на сыром. Этот же газ можно закачать в пласт, направить для синтеза, например, метанола, или сдать в трубу, при возможности.

IMG_9401.jpg

А что делать с жидкими продуктами переработки?

Полученная смесь ароматических углеводородов также допускает несколько вариантов использования. Её можно сдать в нефтепровод вместе с нефтью и, иными словами, реализовать по цене нефти. Можно вывести (практически любым видом транспорта) и продать для дальнейшей переработки. Можно опять-таки закачать в пласт и вновь получить те же объемы в виде нефти. Все варианты экономически эффективны.

Могу назвать ориентировочные сравнительные финансовые параметры. Мы сопоставляли «ПНГ в БТК» с традиционной установкой адсорбции и установкой низкотемпературной сепарации (НТС). Получалось следующее: несмотря на то, что капитальные вложения в наш процесс вдвое выше, чем в НТС и на 74%, чем в адсорбцию, срок его окупаемости менее 4 лет при 7-8 годах у традиционных технологий.

Заинтересованность нефтяников в этом процессе ощущается?

Пока нет. Но мы это связываем не с тем, что процесс плох, а с тем, что так устроено наше российское инженерное информационное пространство. Часто бизнес, который стремится к какому-то инновационному развитию, не имеет доступа к информации о каких-то технических решениях. Например, мы сталкиваемся с тем, что, когда речь идет о таких простых процессах, как подготовка нефти, сепарация газа, подготовка газа, наши собеседники просто не понимают, чем качественно наши сепарационные элементы отличаются от других, которые есть на рынке. Не понимают из-за отсутствия информации о сравнительных характеристиках. На самом деле наши элементы – лучшее решение. Есть и другие конкурентные решения, но качественно они работают несколько хуже. Поэтому здесь мы тоже чувствуем лидерство, и, поскольку эти решения тоже очень востребованы, мы планируем их расширять.

IMG_9362.jpg

А как вы видите процесс «ПНГ в БТК» на фоне других возможных направлений утилизации ПНГ?

В принципе, мыслимых направлений утилизации ориентировочно шесть. Это, как я уже говорил, традиционная переработка в том или ином виде на ГПЗ и малогабаритных установках, выработка электроэнергии, закачка в пласт, процессы ароматизации типа нашего «ПНГ в БТК», процессы газохимии типа Фишера-Тропша для производства, например, метанола, и получение СПГ на промысле.

Реальную применимость, как нам кажется, последние два процесса не имеют. Вариант с СПГ характеризуется высокой капиталоемкостью и энергопотреблением. Процессы Фишера-Тропша также очень дороги, требуют сложного оборудования и постоянного внимания большого количества квалифицированного персонала, что нереально в условиях промысла. Кроме того, типовой продукт – метанол, - может находить спрос «на месте» в основном на газовых месторождениях, а в нефтяных регионах он как правило не востребован.

Процессы ароматизации – привлекательная альтернатива, как химический метод переработки ПНГ…

В чем, кстати, отличие процесса «ПНГ в БТК» от достаточно известного процесса Cyclar фирмы UOP?

В стандартном варианте Cуclar предусматривает вовлечение в синтез только готовой продукции переработки ПНГ - фракции C3-C5. То есть, чтобы работал процесс Cуclar, нужны две дополнительные установки переработки газа и фракционирования жидких углеводородов. Наш процесс не требует двух последних установок. В качестве сырья в реактор подается добытый нефтяной газ.

Как вам видится закачка в пласт как возможный вариант использования газа?

Вообще, закачка газа в пласт – это очень неоднозначное решение. Как правило, оно повышает нефтеотдачу. Но в ряде случаев наблюдается обратный процесс, вплоть до прекращения притока нефти к добывающим скважинам. Известны случаи, когда месторождение просто закрывалось после того, как туда закачали газ.

Кроме того, закачка в пласт – это временное решение. Газ, закачанный в пласт, через некоторое время вернётся вместе с добытой нефтью. Посчитано, что в среднем полный объём газа, закачанный в пласт, начинает возвращаться через три года. Другими словами через три года газовый фактор на месторождении увеличивается настолько, что весь закачанный ранее газ вы получаете обратно. Нужна ли нефтянику такая отсрочка на три года? Если он пришёл в бизнес на три года, то, наверное, да, если чуть больше, то, скорее всего – нет.

Тем не менее, на проект «Сахалин-1» ПНГ частично закачивают в пласт…

Закачивают. И добываемого газа больше, чем позволяют обработать мощности берегового завода. Но для ExxonMobil это классическая технология. Она хорошо работает, когда идет развитие промысла, появляются избытки газа, но и появляются новые добывающие скважины.

На XXV Всероссийском межотраслевом совещании по проблемам утилизации попутного нефтяного газа и оптимальным направлениям его использования, которое недавно проводил НИПИгаз, участники из США высказывали свое удивление, почему в России не получили распространение блочно-модульные малогабаритные установки по переработки ПНГ. Что вы думаете по этому поводу?

Блочно-модульное проектирование и строительство получило огромное развитие, особенно в северных и удаленных районах России. Однако обширные российские территории накладывают свои особенности, в наших условиях эти проекты не всегда эффективны. Во-первых, из-за транспортных сложностей порой сдавать подготовленный сухой газ просто некуда. Вывозить жидкие продукты нечем – нет дорог. Если построить такую установку предлагает частный инвестор, то зачастую собственник ресурса – нефтяная компания, - не всегда готов гарантировать объемы газа, не утвердившись в серьезности намерений инвестора. А тот, в свою очередь, не в состоянии получить финансирование в банке без гарантий на объемы сырья.

Но это все на поверхности. Есть и менее очевидные аспекты. Стоимость проектирования маленькой установки примерно такая же, как стоимость проектирования большого ГПЗ. Но в случае большого завода соотношение затрат на проект и общей сметы невелико. А вот в случае маленькой установки затраты на проектирование и разработку оборудования могут достигать 40-50% от общей стоимости МГБУ. Согласитесь, парадоксальная ситуация.

Кроме того, из-за отсутствия нормативной базы по МГБУ проектировщики вынуждены применять действующие нормы, разработанные для проектирования больших заводов, что приводит к удорожанию установки, но проектная документация в этом случае проходит Госэкспертизу, без согласования с которой инвестор по закону не имеет права осуществлять строительство. Мы, кстати, сейчас принимаем участие в разработке стандартов для малогабаритных блочных установок, чтобы наполнить это направление инжиниринговой составляющей.

С другой стороны, есть и положительные примеры создания МГБУ. Взять хотя бы компанию «Монолит» с проектом мини-ГПЗ для переработки газа Салымской и Шапшинской групп месторождений. В этом случае держатель ресурса компания «Салым Петролеум Девелопмент», дочернее общество концерна Shell, повели себя по-западному и смогли гарантировать инвестору объемы на длительный срок. Зачастую же там, где частный инвестор видит перспективу сервисного бизнеса по переработке ПНГ, крупные нефтяные компании не видят ничего, кроме хлопот.

Мы обсудили различные варианты утилизации ПНГ. Но если вернуться к главному способу его использования – переработке на ГПЗ, - то какие новации может предложить НИПИгаз на этом поприще? Ведь тут кажется уже все отработано?

На самом деле спектр инновационных решений и находок института как в переработке ПНГ, так и в других химических и нефтехимических процессах очень широк. Например, мы активно разрабатываем тему с применением принципов термодинамически обратимой ректификации в тех или иных вариантах для сокращения энергозатрат на разделение. Применение этой технологии при реконструкции блока разделения в существующих колоннах может дать снижение затрат на 20-30%.

Как я уже говорил, мы разработали новые образцы высокоэффективных центробежных сепарационных элементов. Перевооружение колонных аппаратов таким оборудованием позволяет увеличить производительность до 50%, а в отдельных случаях и более. Кроме того, мы занимаемся оптимизацией объектов с точки зрения модернизации тепловых схем, их комплексной переобвязкой с применением современных методов анализа и моделирования. Это дает снижение эксплуатационных затрат на 15-20%.

Кроме того, нами разработан и запатентован новый, готовый к применению процесс низкотемпературной переработки нефтяного газа, обеспечивающий глубину извлечения я целевых углеводородов до 99,5%. Разработана технология получения и транспорта ШФЛУ с повышенным содержанием этана. Кроме того, создана технология очистки пропана от метанола, которая снижает на 30% операционные издержки по отношению к традиционным технологиям, и целый ряд других процессов.

IMG_9407.jpg

Поговорим теперь о перспективах. Существует распространенное мнение, что одним из препятствий на пути развития газопереработки и нефтехимии в Восточной Сибири является повышенное содержание в газе гелия. НИПИгаз участвует в обсуждении этой проблемы?

Гелий – это очень тяжелый вопрос, честно говоря, мы стараемся как можно дальше дистанцироваться от его разрешения.

Почему?

Потому что эта дискуссия тупиковая. Во всех странах мира всегда гелий нужен только государству. Ни одному частному инвестору он не нужен. Это стратегический товар, используемый в космонавтике, ядерной и ракетной технике, других военных применениях. Куда меньшие объемы используются в машиностроении, криогенной технике, низкотемпературной энергетике, воздухоплавании, научных исследованиях и медицине. Поэтому США и СССР, наращивая стратегические ракетные вооружения и форсируя космические программы, целенаправленно занимались выделением и накоплением гелия. Так у нас появились Миннибаевский, Отрадненский, Сосногорский, Московский ГПЗ и Оренбургский гелиевый завод.

Но сегодня государство не готово покупать избыточный гелий, который может производиться из добываемого в Восточной Сибири газа, а другого крупного покупателя просто нет. Поэтому экономически гелий не нужен. Смотрите, сейчас стоит вопрос о реконструкции гелиевых блоков в Оренбурге, но это связано главным образом с возможностью извлечения этана, который как раз есть, кому продать.

Но с другой стороны, вся широкая общественность, государственные деятели говорят, что добывать в Восточной Сибири газ без выделения гелия – это преступление.

Что делать? Ресурсы гелия, действительно, крайне ограничены. Сегодня около 85% мирового производства гелия приходится на Соединенные Штаты. Учитывая, что в США снижение добычи гелия в период с 2010 по 2030 год прогнозируется оценочно на 40%, Россия может уже в первой четверти ХХI века стать крупнейшим поставщиком этого продукта на мировой рынок. Если же гелий не выделять из газа, он будет потерян безвозвратно. И решение этой проблемы без активного участия государства не представляется возможным.

И что же делать добывающим компаниям?

Суть дискуссии такова: содержание гелия в природном газе Восточной Сибири очень значительно. Однако извлечение гелия существенно усложнит технологию газоперерабатывающего предприятия, потребует значительного увеличения энергетических и эксплуатационных затрат, приведёт к росту капиталоемкости при одинаковых объемах переработки газа. Но вот только сегодня гелий никому не нужен. И сделать тут ничего нельзя, пока государство не будет готово покупать и хранить избыточные объемы производимого гелия, стимулируя тем самым глубокую переработку газа.

Какие другие шаги государство может предпринять для стимулирования газопереработки в целом?

Прежде всего, возможные меры касаются нормативной базы. В этом вопросе, откровенно говоря, непорядок. Государство приняло решение о том, что наша нормативная база должна интегрироваться в европейскую, общемировую систему стандартизации, гармонизироваться с ней. Глобально – это очень верное решение. Но в сегодняшней ситуации это решение не обеспечено соответствующими ресурсами. Почему? У нас нет такого количества общественных и отраслевых организаций с соответствующим уровнем квалификации, чтобы принимать результативное участие в нормотворческой деятельности. Пока эти организации не заработают, хотя бы те же СРО не будут эффективны, ничего не сдвинется.

Но это часть проблемы. В вопросах газопереработки отсутствуют даже самые базовые вещи. Как я уже говорил, не существует даже законодательного определения попутного газа. Если нет базы, другие стандарты просто не могут строиться. Но газопереработка связана с нефтяной отраслью, там тоже все меняется, а ведь взаимосвязь понятий и норм в этих сферах должна быть в ряде вопросов очень четкой. Поэтому процесс совершенствования нормативной базы в части стандартов идет, но не очень быстро.

А что касается норм безопасности производственных объектов?

Да, это то, что, к слову, делает все российские проекты в газопереработке дороже иностранных. Что тут нужно сделать? Просто вывести из обращения наши традиционные нормы и перейти к нормам международных СРО? Поверить, что зарубежный опыт не хуже нашего и глубже проработан? На первый взгляд это простое и эффективное решение. Однако любые правила безопасности и нормы, являясь подзаконными актами, несут в себе "печать" национального законодательства не только в области технического регулирования, но и страхового, административного, градостроительного, уголовного права. Поэтому необходимо продолжать работу по модернизации норм одновременно в двух направлениях – законодательства и технических норм. При этом важно, чтобы модернизация законодательства не отставала от разработки технических норм и правил.

Предпринятая попытка правительства разрешить применение международных норм и норм иностранных государств ожидаемого успеха не достигла, в том числе потому, что процедура «легитимизации» этих норм оказалась сложно выполнимой. И все равно компании вынуждены биться за свои проекты, сделанные по международным стандартам безопасности, в большинстве случаев разрабатывая и согласовывая специальные технические условия (СТУ) на проектирование, оформление которых представляет собой длительный и затратный процесс.

Другой аспект заключается и в том, что я, например, не знаю ни одного русскоязычного специалиста, который бы настолько разбирался в иностранной системе стандартов и регламентов, настолько знал ее архитектуру, что мог бы безошибочно выдавать рекомендации по ее применению.

Как видите, вопрос совершенствования национальной нормативной базы многогранен и сложен, но это жизненно-необходимая работа, и нам ничего не остается, как все активнее работать в этом направлении, наращивая при этом свои компетенции.

Вернуться в раздел