Время тушить факелы

Сергей Кудияров
специальный корреспондент журнала «Эксперт»
11 апреля 2016, 00:00

Лидер отечественной нефтехимии «Сибур» ввел в эксплуатацию новый газоперерабатывающий завод, тем самым фактически поставив точку в многолетней программе развития переработки попутного нефтяного газа в Западной Сибири. Нефтяные компании завершат программы утилизации к 2020 году

ТАСС

На Ямале запущена вторая очередь Вынгапуровского газоперерабатывающего завода (ГПЗ). Проект обошелся инвестору, компании «Сибур», в общей сложности в 16 млрд рублей. Новые мощности будут заниматься переработкой попутного нефтяного газа, поступающего с месторождений нефтяной компании «РуссНефть» Михаила Гуцериева.

В результате расширения мощность завода по приему сырья увеличена c 2,8 до 4,2 млрд кубометров попутного газа в год. При этом производится ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) — смесь пропана, бутана и более тяжелых углеводородных соединений, являющаяся ценным сырьем для нефтехимии, а также сухой отбензи4ненный газ — собственно газ, очищенный от более тяжелых примесей. ШФЛУ далее поступает частично на Ноябрьскую наливную эстакаду и транспортируется по железной дороге до нефтехимических предприятий страны, частично — на продуктопровод Пуровск—Тобольск, в конечной точке которого работает запущенный в 2013 году масштабный гринфилд, завод «Тобольск-полимер». Сухой отбензиненный газ представляет собой по химическому составу обычный природный газ, который поступает в газотранспортную систему «Газпрома».

В результате реализации проекта строительства второй очереди производственная мощность Вынгапуровского ГПЗ увеличена по ШФЛУ с 680 до 1100 тыс. тонн, выработка сухого отбензиненного газа выросла с 1,9 до 3,2 млрд кубометров, а уровень извлечения целевых фракций — с 98 до 99%.

Напомним, что история Вынгапуровского ГПЗ началась в апреле 1990 года — с вводом в эксплуатацию Вынгапуровской компрессорной станции мощностью по приему попутного газа в 1,4 млрд кубометров. Но основная тяжесть работы по ее развитию легла уже в последние несколько лет на плечи «Сибура». Так, в 2009 году на станции была запущена установка низкотемпературной сепарации, позволившая начать производство ШФЛУ в объеме 230 тыс. тонн. В 2011-м там провели модернизацию, позволившую увеличить прием попутного газа до 1,9 млрд кубометров, а выработку ШФЛУ — до 340 тыс. тонн в год. Кроме того, в Ноябрьске близ Вынгапура была открыта наливная эстакада для вывоза продукции. Далее, в 2012 году, Вынгапуровскую компрессорную станцию в очередной раз модернизировали — на этот раз с расширением до статуса завода. Но уже в 2014-м «Сибур» начал работы по расширению мощностей. В декабре 2015 года вторая очередь завода была запущена в опытно-промышленную эксплуатацию. И наконец в марте 2016-го на объекте завершили все пуско-наладочные работы.

Проект расширения Вынгапуровского ГПЗ фактически ставит точку в многолетней программе развития газопереработки в Западной Сибири. С его вводом уровень утилизации доступного попутного газа на Ямале выходит к отметке в 95%, и для новых крупных проектов уже просто нет доступного сырья.

Председатель правления «Сибура» Дмитрий Конов заявил:

«Если говорить про Ямал сегодня, то процент утилизации приближается к целевым 95. В Ханты-Мансийском он также близок к целевым показателям. Утилизация здесь уже находится на высоком уровне. Есть пять процентов, которые гораздо полезнее и технологичнее утилизировать на месторождении, чем собирать через длинную трубу на сотни километров на перерабатывающий завод. Расширение Вынгапуровского ГПЗ — один из завершающих аккордов создания инфраструктуры по сбору и переработке попутного нефтяного газа в Западной Сибири. В последние десять лет “Сибур” удвоил мощности по приему попутного нефтяного газа в регионе и повысил глубину переработки до лучших мировых аналогов».

Вторая очередь Вынгапуровского ГПЗ завершает многолетнюю программу «Сибура» по развитию переработки попутного газа в Западной Сибири. Факелы с горящим газом на месторождениях Западной Сибири теперь можно увидеть все реже 24_2.jpg Предоставлено компанией «СИБУР»
Вторая очередь Вынгапуровского ГПЗ завершает многолетнюю программу «Сибура» по развитию переработки попутного газа в Западной Сибири. Факелы с горящим газом на месторождениях Западной Сибири теперь можно увидеть все реже
Предоставлено компанией «СИБУР»

В самом деле, за счет постоянного расширения и модернизации газоперерабатывающих и нефтехимических мощностей и транспортной инфраструктуры компания увеличила переработку попутного нефтяного газа в Западной Сибири с 8,3 млрд кубометров в 2002 году до 21,5 млрд кубометров в 2015-м. При этом «Сибуром» в регионе было построено и введено в эксплуатацию свыше 10 млрд кубометров в год мощностей по переработке попутного газа и более 1,7 тыс. км трубопроводов.

Фактически усилиями «Сибура» Западная Сибирь вышла на целевые показатели по утилизации попутного нефтяного газа. Другое дело, что проблема попутного газа в России актуальна не только для этого региона.

От сжигания к использованию

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — традиционный спутник нефтедобычи. Долгое время его просто сжигали в факелах при месторождениях, поэтому все нефтяные месторождения с высоты птичьего полета были великолепно узнаваемы даже ночью — они были густо усеяны горящими факелами.

Правда, это было равносильно выбрасыванию денег на ветер. Попутный нефтяной газ в среднем на 64% представляет собой метан — то есть, по сути, обычный природный газ. Другие его части — это сложные углеводороды, являющиеся ценным сырьем для нефтехимии (см. график 1). Нерациональное его сжигание в факелах обходилось в 2010 году, по оценке Минэнерго, в сумму не менее 1,3 млрд долларов (при расчете средних цен на природный газ в то время).

Состав ПНГ 25_1.jpg
Состав ПНГ

Ситуация стала меняться в 2007 году, когда президент России Владимир Путин поставил задачу к 2013 году довести уровень эффективного использования попутного газа при утилизации до 95%. В январе 2009-го появилось поручение правительства «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». С 2012-го был введен повышающий коэффициент 4,5 к нормативам платы за выбросы в атмосферный воздух продуктов сжигания попутного газа сверх установленного целевого значения в 95%. С 1 января 2013 года правительство России утвердило повышение штрафов за сжигание попутного, а также учло пожелания нефтяных компаний, предложивших дифференцированно подходить к его утилизации.

Эти меры возымели свое действие. По словам министра природных ресурсов и экологии Сергея Донского, нефтяные компании вложили в утилизацию попутного нефтяного газа России за период с 2011 по 2015 год порядка 320 млрд рублей.

Но целевого уровня утилизации достичь в установленный срок не удалось. Так, по итогам 2015 года уровень утилизации попутного газа в среднем по стране составил всего лишь 87%. Это выше, чем было годом ранее (84%), но все же далеко от изначально планировавшихся 95% уже к 2013 году. Причем все это дополняет географическая неравномерность. Если на нефтяных месторождениях юга России уже удалось перешагнуть за нормативный барьер в 95% утилизации, а Урал и Тюменская область с округами приблизились к нему, то в регионах Сибирского федерального округа, где активно развивается новая нефтедобыча, уровень утилизации составил всего лишь 58%.

В 2015 году в России при нефтедобыче было извлечено 78,3 млрд кубометров попутного газа. При этом 10,5 млрд кубометров сожгли в факелах. Хотя, надо признать, прогресс все же заметен: всего лишь пять лет назад при извлечении 65,3 млрд кубометров попутного газа в России сжигали 15,5 млрд кубометров (см. график 2).

Сожжено / Использовано 25-2.jpg
Сожжено / Использовано

Одна из существенных причин, почему нефтяные компании отстают от утвержденного государством графика перехода на нормативные показатели утилизации ПНГ, вполне очевидна. Если для вертикально интегрированных нефтехимических компаний, например «Сибура», ПНГ — это ценнейшее сырье, используемое в дальнейших собственных более высоких технологических переделах, то у нефтяников остро стоит вопрос реализации значительных объемов переработанного ПНГ. Конечно, основной покупатель — это «Газпром», но вот цена, по которой он приобретает ПНГ у нефтяных компаний, зачастую не обеспечивает возврата инвестиций нефтяников в программы переработки. К сожалению, опрошенные нами нефтяные компании наотрез отказались обсуждать для печати эту чувствительную тему.

Уровень полезной утилизации попутного газа сильно различается от компании к компании. Если кто-то уже выполнил и даже перевыполнил нормативные показатели по утилизации, то для иных это только задача на будущее (см. график 3).

Доля утилизации ПНГ 25_3.jpg
Доля утилизации ПНГ

Так, например, «Сургутнефтегаз», в значительной степени благодаря мощнейшему Сургутскому ГПЗ, имеет рекордный 99%-ный уровень полезного использования. Хорошие показатели по утилизации у «Татнефти» и «Новатэка». С другой стороны, ни одна другая крупная нефтяная компания еще не подобралась к нормативной отметке. «Роснефть» и «Газпром нефть» имеют показатели даже ниже среднероссийских. Правда, обе компании стремительно наращивают объем утилизации. «Газпром нефть» увеличила уровень утилизации попутного газа за 2010–2015 годы с 55 до 81% и, как уверяют в компании, рассчитывает достичь нормативного уровня утилизации к 2020-му. «Роснефть» только за 2015 год нарастила уровень утилизации с 81 до 87,9%.

Каким образом происходит утилизация попутного нефтяного газа? Самый распространенный в России способ — это переработка его на газоперерабатывающих заводах, подобных Вынгапуровскому. В нашей стране таким образом используется 49% от всего утилизируемого попутного газа. Еще 20% идет на собственные нужды — например, закачивается обратно в пласт для повышения выхода нефти. Для сравнения: в Норвегии этот показатель достигает 28%. Еще 8,5% поступает в газотранспортную систему, прочее уходит на нужды местных потребителей.

Есть и довольно необычные способы утилизации попутного газа.

Глава информационно-аналитического центра «Рупек» Андрей Костин рассказывает:

«Есть пример “Газпром нефти”, которая на мелком месторождении в Томской области, Крапивинском, с небольшим объемом добычи, использует необычную модель утилизации попутного газа. Это новосибирская технология. Попутный газ жирный, до 40 процентов газа — фракции C2+. Для использования же в качестве топлива, получения наибольшего КПД сжигания, больше подходит метан. Поэтому они раскладывают эти фракции до метана. Весьма необычно: чаще, наоборот, пытаются что-то сделать с метаном».

Курс на переработку

Каковы перспективы утилизации попутного газа сейчас, в условиях низких цен на нефть?

 «Рентабельность утилизации попутного газа везде разная, нужно смотреть по конкретному проекту, — говорит Андрей Костин. — Но компании руководствуются не только и не столько штрафными санкциями. В ряде случаев вложения в утилизацию намного больше того, что они заплатили бы в качестве штрафов за сжигание. Я думаю, дело в том, что нефтяники осознали: попутный газ — это не побочное явление добычи, это сам по себе продукт, со своей стоимостью добычи, процессинга и своей стоимостью реализации. Сейчас, в условияхнизких цен на нефть, это дополнительная возможность заработать».

За последние пять лет нефтяные компании вложили в утилизацию ПНГ 320 млрд рублей. Но целевого уровня утилизации достичь в установленный срок не удалось

Наиболее выгодный путь утилизации попутного газа — использовать его в качестве химического сырья. В настоящее время в России существует целый ряд газоперерабатывающих предприятий, ориентированных на работу с попутным газом. Их суммарная производственная мощность составляет порядка 40 млрд кубометров в год (см. таблицу).

Ориентированные на попутный нефтяной газ газоперерабатывающие заводы России 27_1.jpg
Ориентированные на попутный нефтяной газ газоперерабатывающие заводы России

Большинство из них появились еще в советское время, но, подобно Вынгапуровскому заводу, в полную силу заработали только в последние годы.

Руководитель аналитического управления Фонда национальной энергетической безопасности Александр Пасечник рассказывает: «В последние годы наметилась тенденция активно развивать газохимический сегмент. В этом большой потенциал для попутного газа, для производства пластмасс. Ценен его компонентный состав. Кроме того, очистка и подготовка попутных газов к сдаче в единую газотранспортную систему — еще один важный канал оптимизации. Правда, здесь не решена давняя административная проблема: “Газпром”, будучи оператором Единой системы газоснабжения, не готов к приемке новых сторонних объемов».

В самом деле, можно обратить внимание на то, как кардинально разошлась динамика цен на полиэтилен низкого давления (хотя это далеко не самая высокотехнологичная химическая продукция) с котировками на нефть (см. график 4).

Полиэтилен низкого давления / Нефть BRENT 26_1.jpg
Полиэтилен низкого давления / Нефть BRENT

Переход в более высокие переделы дает и более надежные источники доходов, не настолько подверженные колебаниям цен, как сырьевые товары. Не случайно «Сибур» на фоне низких цен на углеводородное сырье демонстрирует отличные финансовые результаты (рентабельность по EBITDA 37% — рекорд для компании). А нефтяники, ранее не имевшие собственных газоперерабатывающих мощностей, озаботились тем, чтобы обзавестись ими. Так, в сентябре прошлого года «Газпром нефть» (72%) и «Сибур» (28%) запустили Южно-Приобский газоперерабатывающий завод в ХМАО.

Отметим, что правительство России помимо штрафных мер оказывает и поддержку недропользователям, реализующим проекты полезного применения попутного газа. Постановление от 8 ноября 2012 года № 1148, с одной стороны, установило повышающие коэффициенты для платежей за сверхнормативное сжигание газа, а с другой — позволило нефтяникам уменьшить эти платежи на сумму, инвестированную в проекты по полезному использованию попутного газа.

В марте этого года Министерство природных ресурсов и экологии подготовило проект постановления, в котором предлагает исключить инвестиции в газовые программы при расчете налога за сверхнормативное сжигание попутного нефтяного газа. Минприроды объясняет свою позицию отсутствием в действующем законодательстве России понятия «инвестиционная газовая программа» и порядка утверждения таких программ. Министерство предлагает отражать мероприятия по использованию и утилизации попутного газа в рамках технических проектов разработки месторождений. Минэнерго также поддерживает эту идею.

Что касается сроков достижения целевого уровня в 95%, то, по словам Андрея Костина,

«планка в 95 процентов утилизации довольно велика по мировым меркам, и не всегда целесообразно добиваться такого высокого уровня утилизации. Например, на мелких и удаленных месторождениях. А со сроками работает эффект убывающей полезности. Выйти на отметку в 60 или 80 процентов куда легче, чем в 95. Планка в 90 процентов утилизации в среднем по России будет достигнута довольно быстро, полагаю, уже в течение ближайших двух лет. Но вот оставшиеся пять процентных пунктов придется проходить еще долго, потому что это те самые мелкие месторождения».

Александр Пасечник настроен чуть более оптимистично: «В целом для отрасли власти ставят горизонт по плану утилизации попутного нефтяного газа в 95 процентов — 2020 год. И это достижимая цель, особенно если учесть амбициозные среднесрочные сценарии по развитию национального газохимического сегмента, для которого попутный газ — полноценное сырье, а не побочный продукт, каким он видится, если судить с колокольни нефтяников».

Производство полимеров 26_2.jpg
Производство полимеров

В самом деле, производство химической продукции в России растет (см. график 5), а возвратившись на устойчивую траекторию роста (по оценкам экспертов, уже с этого года), при нашем ныне низком уровне потребления пластиков (ниже, чем даже в Китае) будет расти еще быстрее. И сжигать попутный газ в таких условиях станет слишком уж большой роскошью.