Нефтегазовая добыча в США снижается, но производство этана будет расти. Почему?

Развитие сланцевой добычи нефти и, особенно, газа в США привело к тому, что страна получила избыток легких углеводородов: этана, пропана и бутана. Причины известны — высокое содержание этих фракций на многих сланцевых месторождениях газа.

Напомним, что в отраслевом сленге газ с повышенным содержанием таких углеводородов принято называть «жирный» ("wet" в англоязычном варианте) — по аналогии с «сухим» ("dry") газом, содержащим преимущественно метан. Кроме того, и в сланцевой нефти велика доля лёгких компонентов.

В результате нефтегазохимия США (пиролизы) практически полностью стала ориентирована на этан и СУГ (сжиженные углеводородные газы, пропан-бутан), а дешевизна этого сырья на внутреннем рынке стимулировала строительство новых производств.

Суммарная добыча так называемых NGL (Natural gas liquids, жидкие фракции природного газа, аналог нашего "ШФЛУ") в США составляет сейчас около 5 млн барр./сут., из них чуть больше 3 млн — пропан, бутан и более тяжёлые углеводороды, около 2 млн барр./сут. — этан.

Однако ожидаемый экспертами в начале года рост добычи нефти в США на фоне пандемии сменился реальным падением более чем на 20% с неочевидными прогнозами по восстановлению. В газе ситуация не настолько провальная: статистика и прогнозы колеблются, но максимальное снижение ожидается не более, чем на 10%. По газу, вероятно, восстановление окажется более быстрым, чем в нефти, но тем не менее объемы его добычи ещё некоторое время сохранятся ниже доковидных уровней.

Эта казалось бы общая для всех легких углеводородов ситуация по-разному повлияет на производство СУГ и этана.

Для пропана, бутана и более тяжелых фракций прогнозируется снижение производства на фоне падения добычи нефти и газа. Однако это сокращение не будет значительным. В результате США всё равно останутся экспортером этого сырья: поможет накопленный ранее потенциал.



Рисунок 1. Экспорт некоторых углеводородов из США, исторические данные и прогноз. Источник: EIA.

Гораздо любопытней ситуация с этаном. Несмотря на падение газовой добычи, производство этана в стране по прогнозам заметно вырастет (рисунок 2), увеличится и экспорт (рисунок 1).



Рисунок 2. Прогнозы добычи нефти, природного газа, этана и прочих углеводородов. Источник: EIA, август 2020 г.

Причина кажущегося парадокса проста. Выделять кипящие при более высоких температурах (по сравнению с этаном) пропан и бутан, не говоря уже о более длинных углеводородах, проще, а цена на них выше. Напротив, этан сейчас дешевый, а выделение его дороже. Кроме того, стандарты транспортировки природного газа по трубопроводам допускают наличие этана, но не допускают сколь-нибудь существенных объёмов более длинных углеводородов. В результате, в отличие от пропана-бутана значительные объемы этана и сейчас остаются в природном газе. А значит — есть резерв по объемам даже при снижении объемов добычи нефти и газа.

В настоящее время добыча (выделенного) этана составляет в США немногим менее 2 млн барр./сут. Основная часть идет на химические производства, а порядка 15% отправляется на экспорт, преимущественно с танкерной транспортировкой. Но при этом ещё свыше 1 млн барр./сут. остается в природном газе и просто уходит на энергетические нужды: то есть запас прочности по «лишнему» этану велик.

Причины этой ситуации понятны, в первую очередь — цена. Согласно сообщениям ценовых агентств, этан торгуется сейчас в районе 20 центов за галлон. Чтобы перевести эти цифры в привычные в газовой сфере $/миллион британских тепловых единиц (млн БТЕ), нужно умножить на 0,154 (при допущении, что один галлон содержит 65 тыс. БТЕ). Получаем цену этана в $3,1 за млн БТЕ, практически на уровне текущих цен на природный газ. Понятно, что разделение в таких условиях часто не имеет экономического смысла.

По оценкам американского Минэнерго (EIA), премия в $1 за млн БТЕ необходима, чтобы стимулировать переработчиков к дальнейшему выделению этана. Конечно, это условные цифры: и цена на природный газ колеблется (еще недавно она составляла $2/млн БТЕ), и здесь присутствуют расходы по транспортировке на побережье, они будут разные в зависимости от географии добычи.

Так или иначе, согласно прогнозам, цены на этан в 2021 году могут вырасти до уровня 32,5 цента за галлон, на фоне растущего спроса. Как нетрудно посчитать, прибавка в цене в 10-12 центов за галлон соответствует дополнительным $1,54–1,8/млн БТЕ к цене этана, что с лихвой компенсирует затраты.

Прогноз роста добычи этана зависит от ситуации с пандемией коронавируса, неопределённости тут сохраняются. Спрос со стороны нефтехимических предприятиях связан и с загрузкой действующих производств, и с ситуацией на новых, строящихся заводах. Например, на заводе Shell недавно были возобновлены строительные работы (свернуты после начала пандемии), но производство (пиролиз 1,5 млн т этана с последующим выпуском полиэтилена) планирует начать работу только «в начале 2020-х». Напротив, для тех проектов, которые пока существуют только на бумаге, компании осторожны. Chevron Phillips Chemical объявила, что откладывает принятие окончательного инвестрешения по своему проекту (2 млн тонн этана) на фоне неопределенности с коронавирусом.

Кроме того, вырасти может и экспорт этана из США (рисунок 1), и здесь всё будет зависеть от восстановления глобального спроса.

А что такое 1 миллион баррелей в день этана, который остается невыделенным в США? Это около 21 млн тонн в год в пересчете на массу (переводные коэффициенты отличаются по сравнению с нефтью). Существенные объемы, к примеру, это больше, чем все новые российские проекты по переработке этана. Конечно, это не означает, что весь этот невыделенный этан может быть при росте цен сразу экспортирован. У США сейчас нет для этого и достаточной инфраструктуры, хотя даже действующая инфраструктура недозагружена (позволяет экспортировать не менее 450 тыс. барр./сут. или 9 млн тонн в год при текущем экспорте в 300 тыс. барр./сут. Тем не менее экспортный потенциал сохраняется существенный. А компании заказывают новые этановозы для поставок этого нефтехимического сырья из Мексиканского залива в Китай.

Напомним, что в нашей стране этан из природного газа пока выделяется в минимальных объемах (до 1,5 млн тонн в год). Во многом это связано с тем, что большая часть добываемого газа в России — «сухой» газ. Сейчас необходимость в проектах переработки природного газа возрастает. Все они связаны с началом разработки месторождений «жирного» природного газа, что актуализирует выделение ценных фракций для последующего использования в синтезе полимерной продукции.

Реализуется сразу три проекта. Во-первых, «Амурский ГПЗ» компании «Газпром» туда на переработку поступит «жирный» газ Восточной Сибири, а выделяемое углеводородное сырье будет перерабатываться в полимерную продукцию на «Амурском ГХК» компании «Сибур». Еще один восточный проект по монетизации своего «жирного» газа реализует «Иркутская нефтяная компания». В свою очередь, на западе «Газпром», совместно с «Русгаздобычей», будет перерабатывать сырье на «Балтийском ГПЗ», выделение из метана полезных фракций будет сопряжено с производством СПГ. Сырье будет поступать с месторождений Западной Сибири.

RUPEC в Telegram