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

Большой этан

12.05.2012 / 14:15

«Рупек» анализирует преимущества и недостатки различных вариантов вовлечения в нефтехимическую переработку этана валанжинского и ачимовского газа северных месторождений Западной Сибири

В своих недавних публикациях, посвященных перспективным ресурсам севера Западной Сибири, а также связанному с этими ресурсами проекту «ЗапСибНефтехим», «Рупек» так или иначе исследовал перспективы производства новых объемов нефтехимического сырья в виде смесей легких углеводородов: ШФЛУ, СУГ и БГС.

Напомним вкратце основные выводы. Во-первых, наиболее перспективными с точки зрения нефтехимического сырья являются следующие проекты: добыча валанжинского газа и конденсата на Заполярном месторождении («Газпром»); добыча газа и конденсата из ачимовской толщи Уренгойского месторождения («Ачимгаз», «Газпром»); добыча газа и конденсата из неокомских залежей Северо-Уренгойского месторождения («Нортгаз»); расширение добычи газа и конденсата на Юрхаровском месторождении («НОВАТЭК»); производство газа и конденсата на месторождениях «СеверЭнергии» («НОВАТЭК», «Газпром нефть», Eni, Enel); развитие добычи на месторождениях «Сибнефтегаз» («НОВАТЭК», «ИТЕРА»); выход на проектную мощность добычи валанжинского и ачимовского газа и конденсата на Восточно-Уренгойском, Ново-Уренгойском и Ресурсном лицензионных участках в рамках проекта «Роспан Интернешнл» (ТНК-ВР). Во-вторых, перерабатывающей инфраструктурой для этих проектов должны стать: УКПГ-1В и 2В на Заполярном месторождении, расширение мощностей «Уренгойского завода подготовки конденсата к транспорту», расширение мощностей продуктопровода Уренгой-Сургут, расширение мощностей Сургутского ЗСК, удвоение мощностей Пуровского ЗПК, установка по переработке конденсата проекта «Роспан». В-третьих, наши выводы сводились к тому, что практически все обозримые на текущий момент объемы легкого углеводородного сырья, возникающего в рамках этих добычных и перерабатывающих проектов, логически и частично уже юридически «привязаны» к интегрированному проекту нефтехимического холдинга СИБУР «ЗапСибНефтехим».

Попробуем обобщить имеющуюся в нашем распоряжении информацию об имеющихся договоренностях между СИБУРом и продуцентами нефтехимического сырья:

Добычной проект

Перерабатывающий проект

Источник

Заполярное месторождение

«Ачимгаз»

Северо-Уренгойское месторождение

УЗПКТ+Сургутский ЗСК

Долгосрочное соглашение между «Газпромом» и СИБУРом о поставках ШФЛУ

(также есть неофициальная информация об аналогичном соглашении с «Нортгазом», который перерабатывает свои объемы конденсата на СЗСК по давальческой схеме)

Юрхаровское месторождение

«СеверЭнергия»

«Сибнефтегаз»

Пуровский ЗПК

Презентация стратегии «НОВАТЭКа»

(неофициальные данные о договоренностях между «НОВАТЭКом» и партнерами по «СеверЭнергии» о выкупе всего добываемого конденсата)

«Роспан»

Установка стабилизации конденсата (строится)

Неофициальная информация о переговорах между СИБУРом и ТНК-ВР по выкупу СПБТ

Сургутский ГПЗ («Сургутнефтегаз»)

Неофициальная информация об имеющемся долгосрочном контракте по покупке ШФЛУ от переработки ПНГ «Сургутнефтегаза»

Локосовский ГПЗ («ЛУКОЙЛ»)

Неофициальная информация о переговорах между СИБУРом и «ЛУКОЙЛом» по выкупу ШФЛУ

Мини-ГПЗ на Приразломном и Западно-Салымском месторождении («МОНОЛИТ»)

Неофициальная информация о переговорах между СИБУРом и «МОНОЛИТом» по выкупу СПБТ/БГС

Кроме того, СИБУР, разумеется, формируя сырьевую базу проекта «ЗапСибНефтехим», рассчитывает увеличить выработку ШФЛУ на своих ГПЗ и заводах, работающих в рамках СП с ТНК-ВР «Юграгазпереработка». Поэтому из перечисленных выше предпосылок напрашивается следующий вывод: все ранее обсуждаемые проекты трубопроводной эвакуации углеводородных смесей (ШФЛУ, СУГ) из Западной Сибири (кроме проекта трубопровода «Пуровский ЗПК – Южный Балык – Тобольск») в случае реализации проекта «ЗапСибНефтехим» становятся несостоятельными по той простой причине, что требуемых для заполнения продуктопроводов свободных объемов просто нет и не предвидится в ближайшие 5 лет.

Напомним, альтернативных проектов по трубопроводному транспорту ШФЛУ и аналогичных смесей в последнее время обсуждалось всего два, оба они попали в финальную редакцию «Плана развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года». Это инвестиционная идея «реанимации» старого продуктопровода ШФЛУ «Западная Сибирь – Урал – Поволжье», инициированная группой «ТАИФ» и предприятиями Башкирии, и идея продуктопровода «Хорда», инициированная тем же СИБУРом и ТНК-ВР. Получается, что СИБУР, перенося фокус своего внимания на проект «ЗапСибНефтехим», включающий строительство ШФЛУ-проводов Пуровск – Южный Балык и Южный Балык – Тобольск, фактически отказывается от «Хорды» по указанной выше причине – отсутствию достаточных объемов для загрузки. Точно также без дополнительной проработки вопросов с сырьевой базой и, видимо, вариантов строительства новых перерабатывающих мощностей для генерации новых объемов ШФЛУ теряет смысл и идея «восстановления» советской магистрали «Западная Сибирь – Урал – Поволжье».

Этановая шкура неубитого медведя

Вместе с тем, из приведенных выше рассуждений о будущем «раскладе» в части производства легких газовых смесей в Западной Сибири вовсе не следует, что вопрос с перспективными ресурсами Севера окончательно решен. ШФЛУ от переработки «жирного» газа и стабилизации конденсата – самое очевидное сырье, которое нефтехимия России может получить вслед за освоением газовой промышленностью новых месторождений и залежей. Это также самое доступное с точки зрения инвестиций в производство сырье, ведь так или иначе опорная сеть перерабатывающей и транспортной инфраструктуры уже создана. Однако более или менее детального обсуждения пока не получил вопрос о таком перспективном сырье нефтехимии, как этан, ресурсы которого на севере Западной Сибири нисколько не уступают ресурсам фракций С3-С5.

Стоит отметить, что типичное содержание этана в пластовом сеноманском газе ключевых месторождений севера Тюменской области (Уренгойского, Ямбургского, Медвежьего, Заполярного, Бованенковского) не превышает 0,3%. В то же время содержание этана в более глубоких пластовых флюидах этих же месторождений колеблется от 4,5 до 6% для валанжинских залежей и свыше 8% для ачимовской толщи. Иными словами, обсуждение этанового сырья как и в случае с легкими углеводородными смесями касается главным образом существующих и новых проектов по добыче валанжинского, ачимовского газа и газового конденсата.

По некоторым оценкам, потенциальные ресурсы этана северных месторождений Тюменской области составляют порядка 10 млн тонн ежегодно. По расчетам «Рупека» только «новые» проекты (а именно 2-й ачимовский участок Уренгойского месторождения, «Ачимгаз», «Нортгаз», валанжинские залежи Заполярного месторождения, «Роспан» и «СеверЭнергия») могут давать порядка 6,2-6,5 млн тонн этана из газа сепарации и свыше 1,5 млн тонн – после деэтанизации конденсата. Если же учесть в расчетах те объемы этана, которые сейчас не выделяются при подготовке газа и конденсата валанжинских промыслов старых гигантов – Уренгойского и Ямбургского месторождений, - потенциальные ресурсы могут сильно превысить экспертную оценку в 10 млн тонн в год. Тут стоит отметить, что одним из целевых значений государственного «Плана 2030» является отметка в 7,5 млн тонн производимого ежегодно этилена. Такое количество мономера может быть получено из всего 9,4 млн тонн этана (при использовании современной технологии с коэффициентом выхода >0,8). Это меньше нижних границ оценок ресурсов этана на севере Западной Сибири. И за эти ресурсы пока нет конкуренции между нефтехимическими компаниями.

УКПГ превращается, превращается…

Несмотря на наличие значительных перспективных ресурсов, вовлечение этана северных месторождений в нефтехимическую переработку сопряжено с двумя проблемами. Первая заключается в его выделении и сборе в регионах добычи, вторая – в его транспорте к регионам переработки.

Первой, приходящей в голову возможностью выделения этана, является модернизация работающих на месторождениях установок первичной подготовки газа к транспорту для глубокого выделения этана и «жирных» компонентов и последующий сбор этих фракций для совместной транспортировки. Однако такой подход сопряжен с рядом проблем.

Типичную схему существующей промысловой подготовки продукции скважин несеноманского газа нагляднее всего демонстрируют установки комплексной подготовки газа на промыслах Уренгойского месторождения. «Газпром добыча Уренгой» оперирует 5 УКПГ для продукции валанжинских залежей и 1 УКПГ для ачимовского газа. В основе переработки лежит классическая (если не сказать устаревшая) схема низкотемпературной сепарации (НТС). Суть ее заключается в следующем: сырая газоконденсатная смесь попадает в сепаратор, где отделяется конденсат, выпавший в скважине и промысловых сборных шлейфах и трубопроводах. После этого газовая часть идет на первый теплообменник, где охлаждается, за счет чего конденсируется следующая порция жидких углеводородов. Эта смесь попадает в очередной сепаратор, жидкая фаза смешивается с жидкой фазой первого сепаратора, а газовая – идет на второй теплообменник, где охлаждается еще сильнее и, соответственно, конденсируется новая порция жидких углеводородов. Эта холодная смесь подается на дросселирование для еще более глубокого охлаждения. Протекание газоконденсатной смеси через трубопровод малого сечения (дроссель) за счет разницы давлений в условиях отсутствия теплообмена с внешней средой приводит к глубокому падению температуры смеси. Охлаждение приводит к дальнейшей конденсации жидкой фазы, которая отделяется на следующем сепараторе, который называется низкотемпературным. На нем выделяется «сухой» газ и остаток углеводородной жидкости – конденсат. Газ направляется в товарные трубопроводы, а конденсат отправляется в разделитель. По сути это – отстойник, где происходит расслоение смеси: вниз стекает водо-метанольный раствор (метанол впрыскивается в систему для борьбы с гидратами и осушки), в средней части остаются углеводороды, а испаряются остатки метана и этана, которые также уходят в поток «сухого» газа. Полученный нестабильный конденсат отправляется на дальнейшую переработку.

Особенность этой типовой схемы в том, что дросселирование осуществляется за счет естественного, пластового давления газа, типичный перепад давлений составляет 50-55 атм, а достигаемое охлаждение минус 25 – минус 30°С. Такие параметры схемы позволяют почти полностью извлекать углеводороды С5+ (то есть собственно конденсат 95%), частично – его нестабильную часть (С3-С4, 30%), а вот этан практически не извлекается (извлечение на уровне 10% за счет растворения в углеводородах конденсата). То есть классические схемы УКПГ по принципу НТС полностью решают только задачу подготовки газа к транспорту, ведь существующие стандарты почти никогда не нормируют содержание в газе углеводородов С2-С4.

Преимущества этой схемы определяют и ее распространенность. В частности, используя пластовое давление, установка практически не потребляет энергию, позволяя в то же время эффективно готовить газ к транспорту. Понятно, что такая конфигурация не ориентирована на получение нефтехимического сырья – фракций С3-С4 и уж тем более этана.

Для более эффективного выделения С3+ и этана прежде всего требуется более глубокое охлаждение. Соответственно, применяется иной принцип, нежели дросселирование. В ряде случаев применяется схема с внешними холодильными циклами, но наиболее эффективным считается применение турбодетандерного цикла (газ, расширяясь и совершая работу за счет разницы давлений, охлаждается, работа идет на вращение турбины, сопряженной с компрессором). Кроме того, зачастую требуется дооснащение схемы колонным оборудованием для реализации принципов низкотемпературной адсорбции и низкотемпературной ректификации. В итоге УКПГ будучи дооснащенной таким оборудованием превращается почти в полноценный ГПЗ, а ее эксплуатация в условиях промысла сильно усложняется. Кроме того, далеко не факт, что капитальные затраты в такую модернизацию имеют для недропользователя какой-то экономический смысл.

В какой-то мере альтернативой такому пути является отказ от глубокой первичной переработки газоконденсатной смеси, то есть существенной модернизации действующих УКПГ и пересмотра подходов при проектировании новых, а «достройка» дополнительных этановых блоков на концевом потоке товарного газа. Это позволит более полно выделять этан и остаточные фракции С3-С4 перед смешением валанжинского и ачимовского газа с «бедным» сеноманским газом. Капитальные затраты только в строительство «этановых блоков» собеседник «Рупека» из международной инжиниринговой компании оценил в $1 тыс. на 1 тонну получаемого этана. Сопоставляя эти данные с нашей оценкой перспективного содержания этана в газе «новых» проектов, общий объем капитальных вложений только в оборудование выделения этана и его монтаж (без транспорта) можно оценить более чем в $6 млрд.

Заполярный ГПЗ и этан «на колесах»

Понятно, что если к этим затратам присовокупить возможные вложения в строительство нового трубопровода для этановой фракции с содержанием С3-С4 для транспорта к местам переработки, затраты могут достичь астрономических цифр.

Возможен иной подход к выделению этана. Если отступиться от модернизации УКПГ и оставить «как есть» действующую и проектируемую систему промысловой подготовки газа валанжинских и ачимовских залежей, то напрашивается возможность создания автономной от «бедного» сеноманского газа системы сбора и подачи «жирного» газа на переработку в единый крупный ГПЗ полного цикла, который бы производил метан для сдачи в товарные трубопроводы, ШФЛУ, СУГ и конденсат, а также этан. В свое время такая идея фигурировала в дискуссии вокруг месторождений Ямала и севера Краснояского края под общим наименованием «Заполярный ГПЗ». Один из вариантов предполагал сбор как «жирного» газа с УКПГ, так и попутного нефтяного газа для глубокой переработки. Напомним, впрочем, что в «Программе комплексного освоения месторождений углеводородного сырья Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края» идея Заполярного ГПЗ была отклонена. Не в последнюю очередь, видимо, потому, что сама идея строительства очень и очень протяженной автономной сети сбора «жирного» газа небольшой единичной мощности и высокой стоимости не имеет экономического смысла ни для держателей ресурса, ни для переработчика.

В контексте этого проекта, который неминуемо сопряжен с вопросами дальнейшего транспорта этана высокой чистоты к потребителям, стоит вспомнить интересный опыт Северной Америки по перевозкам сжиженного этана по железной дороге в изотермических цистернах под невысоким давлением. Технологически эта задача почти ничем не отличается от перевозок продуктов разделения воздуха: жидкого азота, кислорода, аргона. Более того, в России существует предприятие, которое утверждает, что располагает готовыми техническими решениями и моделями цистерн для перевозок сжиженного природного газа, этана и этилена. Единственным ограничением эксплуатации таких вагонов является время в пути груженой цистерны – оно не должна превышать 30 суток. Однако железнодорожный способ вывоза этана для нефтехимической переработки имеет те же проблемы, что и вывоз ШФЛУ – серьезные ограничения пропускной способности железной дороги в Тюменской области. Иными словами, второй проблемой по вовлечению этана несеноманского газа в нефтехимические циклы является его трубопроводный транспорт. И оказывается, что эта проблема тесно переплетается с первой.

Автономный маршрут

Третьей принципиальной схемой вовлечения в нефтехимическую переработку этана является отказ как от модернизации УКПГ, так и строительства специального ГПЗ в регионах добычи. Соответствующие инициативы отраслевых компаний уже озвучены. Их две и исходят они от «Газпрома» в сотрудничестве в СИБУРом (проект «ТрансВалГаз») и от «Татнефтехиминвест-Холдинга» при поддержке группы «ТАИФ». Суть обеих идей заключается не в выделении этана из «жирного» валанжинского и ачимовского газа в местах добычи в той или иной форме, а в автономном транспорте «жирного» газа до мест переработки.

Сейчас «жирный» газ после УКПГ валанжинских и ачимовских промыслов смешивается с «бедным» газом сеноманских залежей, и эта смесь (более «бедная», нежели «жирная», так как объемы добычи сеноманского газа кратно выше) поступает или в товарные трубопроводы напрямую, или же дожимается на головных ДКС. Обе идеи предлагают наладить раздельный сбор сеноманского и «жирного» газа (эта задача облегчается тем, что, как правило, «жирный» газ после УКПГ имеет давление, чуть превышающее рабочее давление в магистральных трубопроводах и дожимать его не надо; кроме того, само число УКПГ-источников «жирного» газа в принципе невелико, и все они находятся внутри окружности с радиусом 200 км). Далее в обоих вариантах предполагается транспорт «жирного» газа по выделенной нитке в составе существующих магистральных газопроводов. Вариант «ТрансВалГаз» предлагает маршрут Уренгой – Грязновец – Череповец со строительством ГПЗ в Череповце. Один из вариантов «Татнефтехиминвест-холдинга» предлагает маршрут Уренгой – Новопсков для переработки газа на Миннибаевском ГПЗ (существует, но потребует расширения) или же по маршруту Ямбург – Елец-2 для переработки на Шеморданском ГПЗ (не существует, требуется строительство).

Такой подход выигрывает у варианта с модернизацией УКПГ, поскольку отвечает на вопрос о магистральном транспорте, но также оставляет проблему региональной сети сбора, хотя и в меньших масштабах. У варианта с «централизованным ГПЗ» в регионе добычи – потому что опять таки предусматривает возможность транспорта на дальние расстояния, но точно также требует создания сети сбора и строительства крупного перерабатывающего объекта.

Однако и у проектов по автономному магистральному транспорту есть свои сложности. Первый и главный вопрос: есть ли у «Газпрома» перспективно «свободная» нитка на одном из указанных маршрутов? Теоретически да, если верить прогнозам по сокращению спроса на трубный газ со стороны Европы.

Вторая проблема заключается в том, что на всей протяженности магистральной трубы к ней подключены разного рода потребители. И если «жирный» газ отвечает нормативам с точки зрения транспортировки, то потребления – нет. Кроме того, отбор «жирного» газа, богатого ценными для нефтехимии компонентами для нужд энергетики или коммунального потребления вообще обессмысливает идею его автономной транспортировки. Получается, что для выделения отдельной нитки потребуется переподключение всех потребителей на другие магистрали. С этой точки зрения вариант «ТрансВалГаз» несколько выигрывает, так как трасса Уренгой – Грязновец проходит по менее освоенным районам и почти не имеет потребителей по ходу маршрута.

Третьей проблемой является необходимость модернизации нитки газопровода по всей его протяженности, что связано с тем, что компрессорные комплексы для «бедного» газа рассчитаны на другой состав и не предусматривают, в частности, частое удаление обильно выпадающего конденсата. Кроме того, требуется дублирование всех без исключения технологических узлов и оборудования для обеспечения надежности прокачки и недопущения локальных скачков давления. Вообще, нерешенных или не до конца понятных чисто технических вопросов магистрального транспорта «жирного» газа достаточно много.

Поэтому, несмотря на то, что концепция автономного транспорта «жирного» газа по существующей нитке магистрального газопровода выигрывает у других схем вовлечения в переработку этана и С3-С4 компонентов несеноманского газа, решение всех проблем может привести к тому, что стоимость проектов окажется не только «неподъемной» для отрасли, но и сделает совершенно непривлекательной себестоимость получаемого таким образом этана. Вместе с тем, более детальная проработка этих концепций при участии «Газпрома» и научных и проектных институтов поможет ответить на ряд вопросов и снять ряд опасений. Так что, разумеется, продолжать работу в этом направлении необходимо с тем, чтобы ценные компоненты «жирного» газа, который с каждым годом все активнее замещает в газовых магистралях традиционный, перестали гореть в топках электростанций и конфорках бытовых плит, а нашли свое логичное применение. Ведь, если вдуматься, количество сжигаемых вместе с «жирным» газом компонентов едва ли уступает количеству углеводородов С2+ попутного нефтяного газа, пылающего факелами и горелками ГПЭС и ГТЭС.

Последнее, о чем стоит упомянуть в контексте обсуждения этана на севере Тюменской области, так это о газах деэтанизации конденсата. Сейчас эти газы как правило также направляются в товарный газопровод, повторяя судьбу «жирного» газа. Впрочем, «Газпром переработка» строит новую установку подготовки газов деэтанизации с тем, чтобы подавать этан для перераработки на Новоуренгойском ГХК в этилен. Хочется надеяться, что газы деэтанизации найдут достойное применение и в рамках расширения перерабатывающей инфраструктуры «НОВАТЭКа» и «Роспана».

Вернуться в раздел