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

Таежная нефтехимия

29.09.2013 / 20:41

Копилка проектов развития нефтехимии в Восточной Сибири пополнилась еще одним – в высшей мере неоднозначным

Промысловая переработка природного или попутного нефтяного газа в некую химическую продукцию – идея, которая достаточно часто возникает у нефтегазовых компаний, преимущественно независимых, не входящих в крупные вертикально-интегрированные структуры. Однако в подавляющем большинстве случаев такого рода «проекты» касаются технологий GTL – переработки побочного газообразного продукта нефтедобычи в нечто жидкое, что можно смешать с нефтью или вывезти с промысла автомобильным транспортом. Причем положительный опыт такого рода в России единичен. Тем не менее, тема промысловых установок GTL вполне себе жива.

А вот замыслы на тему создания на промыслах классических газоперерабатывающих заводов с получением фракций С2+ с их последующей опять же классической переработкой в олефины посредством пиролиза – идея достаточно новая. Тем более с инвестиционной емкостью свыше 100 млрд рублей. В начале августа такая идея прозвучала на совещании в правительстве Иркутской области, а озвучила ее генеральный директор «Иркутской нефтяной компании» (ИНК) Марина Седых. По ее словам, компания приступила к разработке ТЭО проектов освоения газовых запасов Ярактинского, Марковского и Западно-Аянских месторождений со строительством УКПГ. А также рассматривается проект строительства в районе Усть-Кута газохимического комплекса. В конце августа эта информация была в какой-то степени детализирована: первая фаза проекта связана с производством СПБТ, вторая – со строительством комплекса по производству 500 тыс. тонн в год полиэтилена.

Частные задачи

Нельзя не признать своеобразие этого проекта. Во-первых, география работы компании уж очень специфична: Марковское НГКМ удалено от Усть-Кута на 150 км, Ярактинское НГКМ – на 225 км. Они расположены в глухой холмистой тайге с суровыми климатическими условиями: зимними минимумами около -45°С, летними максимумами порядка +35°С, продолжительным снеговым покровом, мерзлотой и высокой сейсмичностью. Сам город Усть-Кут с населением около 44 тыс. человек хоть и является важным региональным транспортным узлом (это и железнодорожная станция Лена на БАМе, и речной порт «Осетрово», и аэропорт, и автодороги на восток и запад), но серьезно удален от центров потребления нефтехимической продукции. Так, расстояние по железной дороги до портов района Советской Гавани составляет около 3,5 тыс. км, до железнодорожного погранперехода на Китай Забайкальск – более 2,8 тыс. км, до Центральной России (Москва) – около 5 тыс. км. Причем Усть-Кут не имеет прямой ни автомобильной, ни железнодорожной связи с областным центром Иркутском и большинством крупных городов в Забайкалье и на Дальнем Востоке.

Во-вторых, ресурсный потенциал ИНК настолько уж впечатляющим на сегодняшний момент не выглядит. По итогам 2012 года добыча нефти на всех лицензионных участках компании составила 2,2 млн тонн (рост к предыдущему году 87%) и 742 млн м3 газа (добыча увеличилась в 2,5 раза к 2011 году), большая часть из которого – попутный. При этом в ИНК на ключевом промысле – Ярактинском, - полным ходом идет проект по утилизации ПНГ через закачку в пласт.

Первый компрессор появился там в 2010 году одновременно с запуском первой очереди УКПГ проектной мощностью 1 млн м3 в сутки и реальной производительностью около 650-690 тыс. м3 в сутки. Эти объекты предназначались для тестовой обратной закачки природного газа, от которого на УКПГ отделялся конденсат.

В июле 2012 года была запущена дожимная компрессорная станция для поставки на УКПГ уже попутного газа, в том же году появился второй компрессор. В сентябре прошлого года компания сообщила, что намерена в октябре увеличить мощность УКПГ за счет второй очереди еще на 860 тыс. м3 в сутки. Таким образом, суммарные мощности подготовки газа должны составить 0,65-0,7 млрд м3 в год.

Летом 2013 года был запущен третий компрессорный агрегат и ведется монтаж четвертого. Его пуск намечен на октябрь этого года. По сообщению компании, с его запуском суммарный объем закачиваемого в пласт газа превысят 3 млн м3 в сутки или свыше 1 млрд м3 в год. Также в середине августа на Ярактинском месторождении были смонтированы первые два газотурбинных агрегата из четырех, предусмотренных проектом создания на промысле ГТЭС мощностью 24 МВт. По данным подрядчика, пуск объекта намечен на 3 квартал 2013 года. Кроме того, в августе местная пресса со ссылкой на заместителя начальника УКПГ Олега Лазукова сообщила, что ИНК планирует построить еще один объект – установку подготовку природного и попутного газа. По его словам, на месторождении строится операторная, а также фундамент для установки по переработке газа

Очевидно, что эта инфраструктура может быть задействована для выделения товарной фракции С3-С4. Собственно, об этом в декабре 2012 года говорил председатель совета директоров ИНК Николай Буйнов, рассуждая о перспективах поставок СПБТ в Усть-Кут. Но из его заявления скорее следовало, что эти поставки рассматриваются исключительно для топливного применения.

Аналогичная мысль с выделением СПБТ на Ярактинском месторождении заложена и в документах ИНК, представленных в рамках привлечения финансирования по Киотскому механизму. Там же даны и прогнозы относительно уровня добычи ПНГ и природного газа, а также объемам производства СПБТ. Насколько можно судить, они относятся к концу 2010 года. Так, пик добычи газа на месторождении оценивался тогда всего в 873,3 млн м3 в 2018 году. Из них 487,2 млн м3 попутного газа и 386,1 млн м3 природного. Максимальное же производство СПБТ ожидалось в 2019 году на уровне 120,9 тыс. тонн. Как можно заметить, это вовсе не те объемы, на которых можно строить крупномасштабную химию. Тем более, что предполагалось производить СПБТ с большим содержанием углеводородов С1+С2 (25% об.) и С5+ (более 20%), то есть сугубо топливного назначения.

Однако, судя по последним заявлениям ИНК, их ожидания относительно производства нефтехимического сырья существенно увеличились.

Расчет на пятикратный рост

Справедливости ради стоит сказать, что это далеко не первые заявления ИНК на тему нефтехимического производства. Еще 3 года назад компания заявляла о проработке проекта производства полимеров из газового сырья своих месторождений совместно с СИБУРом и о переработке газа по технологии GTL совместно с японской JOGMEC. Последняя тогда пришла к заключению, что проект неоправдан в силу неразвитости инфраструктуры региона и удаленности от рынков. В свою очередь СИБУР тогда отмечал определенные перспективы этого проекта, но увязывал их с разрешением вопроса по сбыту сухого газа. А в сентябре прошлого года компания «Премиум инжиниринг» сообщила, что заключила с ИНК контракт на строительство завода по переработке ПНГ.

Впрочем, сегодня этого сообщения на сайте «Премиум инжиниринг» уже нет, судя по всему, движения в заявленном направлении тоже. А в начале этого года ИНК распространила среди российских инжиниринговых компаний эскизы двух технических заданий на «проектирование, изготовление, поставку и строительство блочно-модульного криогенного газоперерабатывающего завода» для Марковского и Ярактинского месторождений. Очевидно, что именно этим объектам, а не промысловым УКПГ, и отводится роль генераторов сырья в нефтехимической инициативе ИНК. Документы оказались в распоряжении «Рупека» и они позволяют сделать ряд любопытных выводов относительно текущей оценки компанией своих наличных и перспективных ресурсов.

Мощность ГПЗ на Марковском месторождении определена на уровне 4 млн м3 в сутки или 1,4-1,5 млрд м3 в год. Диапазон мощность ГПЗ на Ярактинском месторождении шире – от 6,6 до 8,8 млн м3 в сутки или 2,3-3,2 млрд м3 в год. Кроме того, в документах предполагается проработать несколько вариантов загрузки ГПЗ. Для Марковского НГКМ – только природным газом, или природным в равной смеси с попутным. Для Ярактинского месторождения – смеси попутного и природного газа в соотношениях 30%:70%, 50%:50% и 70%:30%. В отличие от документации по Киотскому протоколу в качестве целевых характеристик продукции указываются требования госстандартов, отраслевых стандартов и технических условий. Также отдельно указывается на необходимость извлечения этана с глубиной не менее 94%.

Исходя из приведенных составов природных газов и попутных газов с разных объектов зарождения, а также указанных вариантов загрузки ГПЗ «Рупек» оценил потенциальные объемы годового производства на них нефтехимического сырья. Так, минимальный объем производства этана при глубине извлечения 94% может составить 498 тыс. тонн, максимальный – 550 тыс. тонн. Минимальный объем суммы пропана и бутанов – 543 тыс. тонн, максимальный – 596 тыс. тонн. Если закладывать раздельный пиролиз всего этого сырья для получения олефинов, то потенциал по этилену составляет 620-660 тыс. тонн, по пропилену 109-119 тыс. тонн. Если же рассматривать в качестве сырья только этан, то выход этилена может составить 400-440 тыс. тонн.

Старая проблема все еще не решена

Получается, что два этих перспективных ГПЗ вполне могут наработать сырья на 500 тыс. тонн полиэтилена на комплексе в Усть-Куте, о которых заявляла ИНК. Весь вопрос в том, насколько реально для компании добыть такое количество газа для них. Ведь как можно видеть, заявленные мощности двух заводов вместе в 5 раз превышают уровень добычи газа всей компанией в 2012 году. Однако раз такие цифры фигурируют в технических заданиях, основания для соответствующих прогнозов у ИНК есть. Тем более стоит принимать во внимание тот факт, что если компания решит пойти в эти проекты, то к моменту пуска ГПЗ в недра Ярактинского месторождения будет закачаны уже существенные объемы газа, причем природный газ на существующей инфраструктуре осушать от С3-С4 она не планирует (это следует из киотских документов), а степень извлечения этих фракций из попутного газа будет невелика.

Вторым важным вопросом являются направления использования сухого газа. В свое время именно эта проблема была ключевой при изучении нефтехимических перспектив ИНК. Тогда основным вариантом считались поставки сухого газа на планируемую к строительству Усть-Кутскую ТЭЦ мощностью 800-1200 МВт. Впрочем, особого прогресса у этого проекта нет. А в технических заданиях на ГПЗ указано, что альтернатив использования сухого газа всего две: закачка в пласт и подача через дожимную компрессорную станцию в газотранспортную систему «Газпрома».

Здесь можно предположить, что под ГТС «Газпрома» имеется в виду магистральная система транспорт газа с Чаяндинской группы месторождений в Якутии на первом этапе и в неопределенной перспективе – с Ковыктинского месторождения в Иркутской области в сторону Чаянды, о создании которой «Газпром» принял окончательное решение прошлой осенью. От Усть-Кута до Чаянды около 500 км. Отвод же от Ковыкты пройдет в непосредственной близости от участков ИНК. Впрочем, неизвестно, в какой степени ИНК увязывает свои планы по газопереработке с планами «Газпромом», однако близость двух событий во времени любопытна. Однако даже если газовый концерн не отложит реализацию своего проекта и исполнит заявленные сроки, далеко не факт, что доступ в новую магистраль газу ИНК будет обеспечен. Ориентироваться же на закачку сухого газа в пласт довольно рискованно, ведь как известно, реализация сухого газа является очень важной составляющей экономики газоперерабатывающих объектов и в значительной мере обеспечивает таким проектам приемлемую доходность. С другой стороны, отказ от закачки обессмыслит все те усилия и инвестиции, вложенные в текущую инфраструктуру промысла.

Пока нефтехимическая инициатива ИНК оставляет больше вопросов, чем ответов. Скорее всего, полного понимания всех аспектов нет и в самой компании. Однако если этот экзотический проект удастся реализовать, нефтехимический комплекс в Усть-Куте станет единственным в своем роде, по крайней мере, по суровости природно-климатических условий.

Вернуться в раздел