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

Судьбоносные решения

28.12.2012 / 19:16

Финализация «Газпромом» своих намерений относительно добычи и транспортировки газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также начало работ по магистральной нефтепроводной системе из Эвенкии существенно меняют систему координат в развитии восточносибирского и дальневосточного нефтехимических кластеров.

Не так давно «Газпром» публично озвучил некоторые параметры своих планов по развитию Якутского центра газодобычи. Чуть ранее – в самом конце октября - было объявлено, что газовая монополия пришла к окончательному решению по Чаяндинскому нефтегазоконденсатному месторождению. Что в этих новостях важного для нефтехимии?

Во-первых, было четко обозначено: объектам по переработке якутского газа быть. Другое дело, что особой ясности касательно этих объектов не прибавилось. Судя по активному генерированию новостей касательно гелия, «Газпром» со своей позиции видит основную задачу в области переработки именно в этом направлении. О газохимии прямо не говорится, видимо, предполагается, что заинтересованные инвесторы могут поучаствовать со своей стороны, ведь извлекая гелий, пройти мимо этана и более тяжелых фракций никак нельзя.

Ресурсы Чаянды

Другое дело, что избранная локализация будущего ГПЗ – Белогорск, что в Амурской области в 100 км от Благовещенска, - не бесспорная с точки зрения нефтехимии: до моря более 1000 км по железной дороге, погранпереходы на Китай более чем в 500 км.

Что касается ресурсов, то по сообщению «Газпрома», при выходе на полную производительность месторождение будет давать по 25 млрд м3 газа в год. В свое время на III Красноярском экономическом форуме представитель Управления координации восточных проектов «Газпрома» рассказывал о составах газа восточносибирских месторождений. Чаяндинское характеризовалось содержанием этана 4,57 % (об.). Простой пересчет показывает, что при выходе на промышленный режим Чаянда в перспективе может давать около 1,5 млн тонн этана. То есть вполне себе сырьевая база для эффективного нефтехимического производства. Открытым, кстати, остается вопрос с форматом транспортировки газа: будет он «сушиться» на месторождении, или же по трубе Якутия – Хабаровск – Владивосток пойдет «жирный газ». К слову, согласно тому же источнику, газ Чаянды действительно «жирный» - объемное содержание метана всего 85,48%. Интересных для нефтехимии фракций С3-С6 – 2,58%. По информации источников в отрасли, «Газпром» рассчитывает все жидкие фракции выделять на ГПЗ в Белогорске. Однако не очень понятно, как это может быть реализовано технически: давление в системе заявлено на уровне 9,8 МПа. При таком давлении пропан конденсируется при температуре свыше +150°С, не говоря уже о более тяжелых углеводородах. Пойдет ли в действительности газовый концерн на транспорт двухфазной смеси?

Порядок действий

Впрочем, для среднесрочных перспектив российской нефтехимии важно даже не это. Обозначены сроки: Чаянда даст первую промышленную нефть в 2014 году, газ – в 2017. Главное то, что «следующим шагом станет полномасштабная разработка Ковыктинского месторождения в Иркутской области и строительство газопровода между Иркутским и Якутским центрами газодобычи протяженностью порядка 800 км».

Иными словами, приоритеты определены: сначала Чаянда и газ на Дальний Восток, потом – Ковыкта. Причем газ Ковыктинской группы также будет направляться на восток, для чего Иркутский и Якутский центры газодобычи будут соединены, а вот магистраль на запад для присоединения газовых месторождений Красноярского края (Юрубчено-Тохомская зона) – вопрос перспективы, такая возможность только «рассматривается».

И вот эта информация для нефтехимии имеет самое прямое значение. Почему?

В «Плане 2030», точнее в приложении к нему, сырьевой базой Восточно-Сибирского нефтегазохимического кластера назван «ГПЗ на базе ресурсов месторождений юга Иркутской области». Основным промышленным объектом – «Саянский ГХК» на площадке «Саянскхимпласта» (привязка к существующему предприятию понятна – наличие общезаводской инфраструктуры, кадров и ж/д станции, а до погранперехода с Китаем всего 1740 км) с мощностями по этилену 625 тыс. тонн. Срок создания этого производства – ориентировочно 2016 год.

Понятно, что под месторождениями юга Иркутской области понимается газоконденсатное Ковыктинское месторождение и его сателлиты, потому что разведанные и разрабатываемые нефтяные залежи расположены как раз на севере области.

Однако в связи с решением «Газпрома» ясно, что промышленное освоение Ковыкты последует может быть и с небольшой задержкой, но точно после 2017 года. А потому и зафиксированная в «Плане» ориентация на соответствующее сырье, и заявленные срок невыполнимы. Это, впрочем, не значит, что на проекте «Саянского ГХК» нужно ставить крест. Недавние события уже из нефтяной отрасли дают понять почему.

Взгляд на север

Во-первых, существует идея использования в качестве сырья для нефтехимии не только природного газа Ковыкты, но и попутного газа нефтяных компаний на севере Иркутской области с его аккумуляцией и переработкой в районе Усть-Кута (порядка 400 км на северо-восток от Саянска). Ранее уже говорилось, что основным препятствием этого проекта является отсутствие возможности реализовывать производимый сухой газ, хотя в регионе есть перспективные в качестве потребителей объекты энергетики. Кроме того, не так давно стало известно, что основной недропользователь севера Иркутской области – «Иркутская нефтяная компания» - намерена создать свой ГПЗ с помощью компании «Премиум Инжиниринг» (входит в американскую группу Red Mountain Energy, которая в свою очередь известна по проектам блочно-модульных установок подготовки и переработки газа, а также участием в расширении этановых мощностей на Миннибаевском ГПЗ). Впрочем, анализируя события этого года, стоит предполагать, что ГПЗ – громко сказано. А речь идет скорее об установке подготовки газа для его закачки в пласт – именно таким путем сейчас ИНК утилизирует попутный газ. Ведь ИНК заявляла о своем намерении увеличить производительность УКПГ до 3 млн м3 в сутки. А это уже около 1 млрд м3 в год. Так что, сбрасывать со счетов северные иркутские нефтяные месторождения в качестве перспективных источников сырья не стоит.

Выход есть

Однако более важным и куда более глобальным для всей нефтегазовой индустрии Восточной Сибири стали уже отдаленные события конца августа этого года. Тогда прошли общественные слушания по проекту строительства магистрального нефтепровода по маршруту пос. Куюмба (Эвенкия) — НПС «Тайшет». Проект реализует «Транснефть», а правительство утвердило его еще в апреле. Речь идет о создании трубопроводной системы, которая позволит эвакуировать нефть, добываемую различными недропользователями в перспективной Юрубчено-Тохомской зоне, в первую очередь на Юрубчено-Тохомском («Роснефть») и Куюмбинском («Славнефть» - СП «Газром нефти» и ТНК-ВР) месторождениях. А ведь именно отсутствие инфраструктуры сдерживало активное освоение новой нефтегазовой провинции. Протяженность трубопровода должна составить около 600 км, мощность - 15 млн тонн в год. Из них 10 млн тонн в год рассчитывает поставлять «Славнефть» (к 2018 году), «полка» у «Роснефти» - оставшиеся 5 млн тонн в год. Объем инвестиций со стороны «Транснефти» - 96 млрд рублей, которые будут возвращаться нефтяниками через тариф за прокачку. Пустить трубу в эксплуатацию «Транснефть» рассчитывает к концу 2016 года.

Что это значит для нефтехимии?

Если нефтетранспортной монополии удастся выдержать сроки, то в 2016 году начнется полномасштабная добыча нефти в Юрубчено-Тохомской зоне. А вместе с добычей нефти – добыча попутного газа. Вряд ли «Роснефть» на Юрубчене пойдет в вопросе утилизации по пути Ванкора – газ там до сих пор горит в колоссальных объемах, а штрафы с будущего года вырастут. Так что вопрос о создании ГПЗ встанет сам собой.

Напомним, в свое время подобный проект обсуждался под условным названием «Богучанский ГПЗ». Локализация понятна из названия, от Саянска это примерно в 850 км (по прямой) к северо-западу. Даже называлась ориентировочная мощность завода – 15 млрд м3. Очевидно, в связи с корректировкой недропользователями своих планов по добыче нефти в Юрубчено-Тохомской зоне, ожидания по газу также стоит пересмотреть. Нефтяные залежи Юрубчена характеризуются достаточно высоким газовым фактором – порядка 200 м3/т. Если принять это значение «средним по больнице», потенциальная производительность Юрубчена и Куюмбы по ПНГ может составлять при промышленной добыче до 3 млрд м3. Еще раз подчеркнем, это только газ, растворенный в нефти нефтяных залежей. Однако эти месторождения располагают также газовыми и газоконденсатными залежами. Кроме того, в регионе «Газпром» ведет работу примерно на 15 лицензионных участках, где уже привлекательные месторождения: Собинское, Пайгинское, Берямбинское, Оморинское, Абаканское и т. п. Именно поэтому, видимо, в свое время возникла оценка в 15 млрд м3. Однако природный газ, в отличие от нефти, пока некуда девать.

Отличительной особенностью нефтяных газов Юрубчена является их ценнейший компонентный состав. По данным специализированной периодики, содержание этана в них 13-18%, пропана 5,3-12,2%. Так что маловыразительная цифра в 3 млрд м3 сырого газа может означать минимум 520 тыс. тонн в год этана и около 320 тыс. тонн пропана (не говоря уже об углеводородах С4+), которые в теории могут давать 530-550 тыс. тонн этилена в год, то есть почти те самые 625 тыс. тонн, обозначенные в «Плане». Для этого, впрочем, придется решать вопрос о совместном транспорте этана и ШФЛУ. Однако обкатка соответствующих технических подходов в отечественной нефтехимии уже осуществляется. Стоит также сказать, что и природные газы Юрубченского месторождения весьма примечательны: содержание этана 7,5%.

Новые координаты

Итак, если нефтехимия Прибайкалья рассчитывает развиваться в объемах и сроках, установленных «Планом 2030», то эпохальное решение «Газпрома» об очередности и сроках освоения своих восточносибирских газовых гигантов лишает ее в ближайшей перспективе главной надежды последних лет – сырья Ковыкты. А потому акцент в поисках ресурсной базы для Саянского ГХК все более отчетливо смещается в сторону нефтяных промыслов севера Иркутской области и Эвенкии. Что касается последней, то не менее значимое решение правительства и начало работ по строительству нефтепровода Куюмба – Тайшет развязывает руки нефтяным компаниям, действующим в Юрубчено-Тохомской зоне. Ведь именно неопределенности с транспортной инфраструктурой являлись главным сдерживающим фактором в полномасштабном освоении этой новой и очень перспективной углеводородной провинции. Можно с высокой долей вероятности предполагать, что уже будущий год принесет известия о детальных планах «Роснефти», ТНК-ВР и «Газпром нефти» по обустройству своих месторождений в Эвенкии и решению проблемы попутного нефтяного газа.

Вернуться в раздел