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

Место рождения

22.11.2013 / 23:00

В настоящее время легкое углеводородное сырье, которое в сложившемся понимании включает в себя более или менее широкие газовые смеси (без этана) и обычно противопоставляется бензиновому сырью, занимает, по данным «Альянс-Аналитики», около 54% в общей сырьевой корзине российской нефтехимии и составляет порядка 5,2 млн тонн. Основная часть из этого объема приходится на сжиженные углеводородные газы и ШФЛУ. А эти продукты в свою очередь являются в основном продукцией газопереработки. Причем более половины из них приходится на продукты переработки попутного нефтяного газа. Таким образом, можно утверждать, что ПНГ в текущей ситуации является главным источником сырья для российской нефтехимии.

По данным, представленным в аналитическом отчете «Рупека» «Производство и переработка попутного нефтяного газа в России в 2012 году», в прошлом году в России было добыто 71,8 млрд м3 попутного газа, из них переработано на ГПЗ 32,0 млрд м3, то есть около 45%. Из этого объема порядка 75% пришлось на Ханты-Мансийский автономный округ-Югру. Так что если ПНГ – ключевой источник сырья для нефтехимии, то ХМАО – главный его поставщик.

Вместе с тем, состояние газоперерабатывающей отрасли в округе никогда нами не подвергалась сколько-нибудь комплексному обзору или анализу. В какой-то степени это было связано с отсутствием релевантных статистических данных. Данный пробел удалось заполнить благодаря XXVII Всероссийскому межотраслевому совещанию «Газопереработка и газохимия: инновация, технологии, эффективность», организованному в конце сентября проектной организацией «НИПИгазпереработка». На этом мероприятии был представлен доклад Риммы Халтуриной, представляющей «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В. И. Шпильмана», содержащий достаточно обширный статистический массив. Анализируя его, можно сделать ряд важных выводов о состоянии и перспективах газопереработки в ХМАО.

Главное направление

По данным «Рупека», переработка на газоперерабатывающих предприятиях в 2012 году занимала 60,5% в структуре использования попутного газа в ХМАО. Еще 14,4% было направлено на промысловые объекты электрогенерации, 11,2% было сожжено на факелах. На другие цели (сторонним потребителям, на ГРЭС, в газотранспортную систему, технологические потери и т. п.) было направлено 13,9%.

Таким образом, основным способом утилизации ПНГ в Югре является газопереработка. По данным НАЦ РН им. Шпильмана, в текущий момент из 260 лицензионных участков в ХМАО к газоперерабатывающим заводам не подключено лишь 77. Из них на 13 участках газ только сжигается, и не используется никак иначе.

Динамика роста числа лицензионных участков в ХМАО, связанных транспортом с ГПЗ, в последние годы достаточно высока. Так, если в 2003 году число таких участков составляло 103, то в 2012 году – уже 179. По логике государственной политики в сфере утилизации ПНГ, максимальный темп прироста числа таких участков должен был прийтись на 2010-2011 годы, предшествующие введению повышенных штрафов за сверхнормативное сжигание газа. На деле же пик пришелся на 2012 год:

LicenseAreasTotalHMAO.jpg
Промежуточный пик 2008-2009 годов связан с деятельностью «Сургутнефтегаза», который начал решать проблему ПНГ значительно раньше других ВИНК. Так, в 2008 году компания подключила дополнительно 8 участков, в 2009 и 2010 годах – еще по 7 участков. В последние годы «Сургутнефтегаз» подключал к ГПЗ по 1-2 участка.

Напротив, большинство недропользователей «спохватились» лишь за год до вступления в силу закона о штрафах за сжигание ПНГ и продолжили эту работу в 2012 году. ТНК-ВР подключила к ГПЗ за эти два года 3 участка (все в 2011 году), «ЛУКОЙЛ» в тот же период 12 участков (1 в 2011 году), «Роснефть» - 5 участков (1 в 2011 году) и т. д.

Стоит отметить, правда, что из всех крупных поставщиков ПНГ в ХМАО «Роснефть» наименее активно создавала инфраструктуру транспорта газа на ГПЗ и подключала новые лицензионные участки. С 2003 по 2012 годы прирост составил всего 3 участка, причем в 2004, 2005 и 2009 годах госкомпания, несмотря на свою незавидную статистику по утилизации газа, даже отключала 1-3 участка от заводов.

Компания

Прирост числа участков, подключенных к ГПЗ в 2003-2012 годах

ЛУКОЙЛ

16

Сургутнефтегаз

29

Роснефть

3

ТНК-ВР

9

Прочие

19

В 2012 году самым крупным поставщиком ПНГ в газопереработку и, соответственно, на выработку нефтехимического сырья был холдинг ТНК-ВР. Эти поставки составили более 9,7 млрд м3 попутного газа. Примечательно, что поставки на газопереработку занимали почти 92% в общей добыче попутного газа компанией в ХМАО. Все поставки ТНК-ВР пришлись на заводы, входящее в совместное предприятие с СИБУРом «Юграгазпереработка» - Нижневартовский, Белозерный ГПЗ и «Няганьгазпереработка».

Вторым по величине поставщиком сырья для ГПЗ стал «Сургутнефтегаз», который все свои объемы (7,2 млрд м3) направил на собственный завод. В общей добыче компании поставки на газопереработку в ХМАО составили 61%.

2012APGSupply.jpg

Для «ЛУКОЙЛа» основным направлением поставок стал собственный Локосовский ГПЗ, а на западе округа также «Няганьгазпереработка». «Роснефть» сдавала газ преимущественно на Южно-Балыкский ГПЗ, а также на Приразломный мини-ГПЗ и около 200 млн м3 на Сургутское УПГ «Сургутнефтегаза». «Русснефть» основные объемы газа поставила на Белозерный ГПЗ, незначительные количества с Шапшинской группы месторождений – на Западно-Салымский мини-ГПЗ. Основные поставки «Газпром нефти» пришлись на ГПЗ, расположенные в Ямало-Ненецком автономной округе вблизи границ с ХМАО – Вынгапуровский и Муравленковский заводы СИБУРа. «Славнефть» сдавала газ на Нижневартовский ГПЗ.

Перекосы

Достаточно любопытны данные, касающиеся коэффициента использования мощностей газоперерабатываюшими заводами ХМАО. Стоит, правда, оговориться, что само понятие проектной мощности ГПЗ достаточно условно, особенно после десятилетий постоянных и всевозможных локальных и глобальных реконструкций, модернизаций, техперевооружений и т. п. Например, согласно официальным данным «Юграгазпереработки», исходная проектная мощность Нижневартовского ГПЗ составляет 8,56 млрд м3 по сырому газу – четыре линии по 2,14 млрд м3. Хотя пик переработки газа на предприятии составил 9,585 млрд м3. Сегодня же в работе остаются две из четырех линий, правда, существенным образом модернизированные. Означает ли это, что проектная мощность предприятия составляет 4,28 млрд м3? Очевидно, нет. Так что данные по проектным мощностям и, соответственно, коэффициентам загрузки заводов, представленные «НАЦ РН им. Шпильмана» (а мы используем именно их), весьма относительны, однако выявить определенные тенденции все-таки позволяют.

Собственник

Предприятие

Проектная

мощность,

млн м3/год

Переработка,

2012 год,

млн м3

Загрузка,

2012 год,

%

СИБУР

Южно-Балыкский ГПК

3000

1936,7

64,6%

Юграгазпереработка

Нижневартовский ГПЗ

4600

6286,0

136,7%

Белозерный ГПЗ

4280

4441,3

103,8%

Няганьгазпереработка

2140

1688,3

78,9%

ЛУКОЙЛ

Локосовский ГПЗ

2300

2112,6

91,9%

Сургутнефтегаз

УПГ Сургутнефтегаз

7200

7414,2

103,0%

BlueLineProject

Западно-Салымский мини-ГПЗ

360

253,0

70,3%

Приразломный мини-ГПЗ

200

184,9

92,4%

ИТОГО ХМАО:

24080

24317,0

101,0%

Источник: НАЦ им. Шпильмана

Из этих данных можно сделать формальный вывод о том, что в целом газоперерабатывающий комплекс Югры работает с превышением номинальной мощности. Однако при внимательном взгляде обращает на себя существенная диспропорция в загрузке предприятий: некоторые из них существенно перегружены, а некоторые наоборот, работают с недозагрузкой. Таким образом, даже несмотря на суммарный коэффициент использования мощностей в 101% в целом по округу, условный потенциал дозагрузки значителен и составляет порядка 1,8 млрд м3 – около 8% от суммарных объемов переработки в 2012 году. Причем этот потенциал распределен среди заводов, расположенных на юге и западе округа.

Еще одним наглядным, но очень условным параметром эффективности предприятий является удельный объем производства «жидкой» продукции на единицу переработанного ПНГ. Конечно, этот параметр сильно зависит от множества факторов: «жирности» перерабатываемого ПНГ (которая в свою очередь зависит от геологии месторождений, схемы их разработки, условий сепарации и транспорта газа), технологической оснащенности предприятий, ситуативных производственных факторов (локальные остановы тех или иных установок, ремонты, инциденты и т. п.), а также экономических условий. Однако нам кажется, что, несмотря на всю условность, данный параметр в целом достаточно наглядно иллюстрирует те цели, которые вообще стоят перед заводами.

2012ProcessingDepth.jpg

С учетом новых мини-ГПЗ в 2012 году средняя по округу величина извлечения жидких углеводородов составила 304,7 тыс. тонн/1 млрд м3, без них – 261,8 тыс. тонн/1 млрд м3. Лидером по этому показателю стал Западно-Салымский мини-ГПЗ BlueLineProject.

Так, «Сургутнефтегаз» не имеет нефтехимических мощностей, а потому целей наработки нефтехимического сырья в целом перед собой не ставит. Возможно, это одна из причин довольно невысокой производительности по жидким углеводородам несмотря на очень высокую загрузку по сырому газу. Косвенно это подтверждается и номенклатурой продукции завода: около 80% составляют сжиженные углеводородные газы и дистиллят газового конденсата.

Напротив, Южно-Балыкский ГПЗ СИБУРа и Локосовский ГПЗ «ЛУКОЙЛа» вырабатывают «жидкой» продукции на 1 тыс. м3 ПНГ выше среднего. Нам кажется, что это прямо связано с тем, что собственники ГПЗ имеют нефтехимические мощности и нацелены на максимальное извлечение легкого углеводородного сырья.

Зависимость объема «жидкой» продукции на единицу перерабатываемого ПНГ от мероприятий по модернизации ГПЗ хорошо раскрывается на примере того же Южно-Балыкского ГПЗ СИБУРа. Напомним, завод пережил три цикла модернизации и расширения (правда запуск в начале этого года новой установки НТКР пока не нашел отражения в статистике). Так, до начала проектов извлечение целевых фракций на 1 млрд м3 составляло 257 тыс. тонн. После завершения первых двух этапов в 2007-2009 годах извлечение составило 294 тыс. тонн в 2010 году и уже 355 тыс. тонн в 2011 году. Запуск установки НТКР по технологии «ЛенНИИхиммаш», позволяющей добиться глубины извлечения целевых фракций до 99%, очевидно поможет Южно-Балыкскому ГПЗ еще прирастить наработку «жидкой» продукции на единицу переработанного газа. По нашим оценкам, она составит порядка 395-400 тыс. тонн/1 млрд м3.

Пути решения

Итак, в газоперерабатывающей отрасли ХМАО можно выделить ряд проблем. Во-первых, это низкая активность располагающих большим ресурсом газа недропользователей по развитию системы транспорта ПНГ к газоперерабатывающим заводам. Отсюда отчасти вытекает другая проблема: существенная диспропорция в загрузке заводов. С точки зрения нефтехимии большой проблемой является недозагрузка Южно-Балыкского ГПЗ – современного предприятия с высокими показателями извлечения целевых фракций. С другой стороны, нагрузка на предприятия восточной группы (Нижневартовский и Белозерный ГПК) формально превышает их мощности, а судя по динамике (в последние три года заводы увеличивали переработку суммарно на 350-580 млн м3), в скором времени остро встанет вопрос о расширении мощностей. Проблемой отдельных заводов (прежде всего, УПГ «Сургутнефтегаза») является относительно низкая удельная наработка нефтехимического сырья на единицу переработанного газа.

Определенные действия для устранения этих проблем собственники ГПЗ предпринимают.

Так, «Роснефть» строит газопроводы, которые в 2013-2014 годах должны обеспечить подключение к Южно-Балыкскому заводу разрабатываемых компанией месторождений Майской группы; СИБУР и «Газпром нефть» летом начали пуско-наладочные работы на компрессорной станции, предназначенной для поставок ПНГ с южной лицензионной территории Приобского месторождения.

В районе действия «Няганьгазпереработки» недропользователи также ведут работу по наращиванию поставок ПНГ на завод. Это видно по динамике приема газа: если в 2009-2011 годах она колебалась в районе 1,3 млрд м3, то в 2012 году выросла на 380 млн м3.

«ЛУКОЙЛ» на своем заводе реализует проекты реконструкции с увеличением глубины переработки ПНГ, а также расширения товарного парка и наливной эстакады. Проектированием занимается «ЛенНИИхиммаш». Задача – довести извлечение целевых фракций до 99% при текущем уровне 45% при сохранении мощности ГПЗ по сырому газу. В любом случае, выработка ШФЛУ должна увеличиться почти вдвое.

За счет этих мероприятий производство легких углеводородов в ХМАО без учета органического роста объемов переработки газа должно прирасти более, чем на 1 млн тонн. Таким образом, несмотря на имеющиеся проблемы и растущую роль переработки «жирного» газа и конденсата в обеспечении нефтехимии легким углеводородным сырьем, газоперерабатывающая отрасль в Югре в ближайшие годы сохранит свое место в основании сырьевой цепочки российской нефтехимии.

Вернуться в раздел