Нефтянка всё равно переварит свой газ

Разговоры о том, что переработка ПНГ экономически невыгодна для нефтяников — лукавство, считает генеральный директор ОАО «НИПИгазпереработка» Павел Пуртов. Но освоение этой темы требует комплексного подхода с участием государства

Фото предоставлено компанией
Павел Пуртов

Расцвет советской нефтегазопереработки, как известно, пришёлся на 70–80-е годы, когда при участии зарубежных партнёров в стране были спроектированы и создавались крупнотоннажные нефтяные и газоперерабатывающие предприятия. Существенную проектную и исследовательскую роль в становлении советской и российской нефтегазохимии сыграл краснодарский институт «НИПИгазпереработка». В част­ности, институт разработал Генеральную схему развития и размещения ГПЗ Миннефтепрома в Западной Сибири до 1990 года, которая была утверждена Госпланом СССР в 1974 году. Всего же НИПИгаз выступил проектировщиком более 50 крупных газоперерабатывающих объектов на территории страны, ближнего и дальнего зарубежья.

Институт сумел сохранить накопленные при СССР компетенции и полноценно влиться в российский инжиниринговый рынок переработки углеводородов. Сейчас 100% акций предприятия принадлежит ОАО «Сибур-Холдинг». По итогам трёх кварталов 2011 года выручка компании перевалила за миллиард рублей, и у НИПИгазпереработки есть все шансы попасть в список крупнейших компаний ЮФО. Уже многие годы компания занимается передовыми разработками технологий переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) — одного из источников углеводородов и мощной сырьевой базы для отечественной нефтехимии. Для разговора о проблемах переработки ПНГ в России «Эксперт ЮГ» встретился с гендиректором ОАО Павлом Пуртовым.

Какие проекты реализовывал НИПИгаз на юге России?

— Самый большой проект, который мы осуществили на Юге, — строительство установки подготовки газа для компрессорной станции «Краснодарская», которая подаёт топливо в газопровод «Голубой поток» через Чёрное море в Турцию, производительностью 16 млрд кубометров в год. Мы реализовали его в партнёрстве с Волгограднефтемашем — мы делали проект, они поставляли оборудование. Сделали успешно и в сжатые сроки, всё оборудование сейчас успешно работает. Там мы применили определённые инновационные разработки учёных с проектировщиками — оборудование получилось компактным и эффективным, то есть аппараты имели меньшую массу, не теряя при этом производительность, что позволило заказчику сэкономить деньги и получить более компактное оборудование.

Были и другие проекты. В Краснодарском крае (ООО «РН-Красно­дар­нефтегаз») по запатентованной технологии на территории Славянской сепарационной установки создан объект по подготовке и переработке ПНГ производительностью около 400 миллионов кубометров в год. Продукцией установок являются подготовленный газ, сжиженные углеводородные газы и стабильный газовый бензин. Институт выполнил весь комплекс работ: разработку, проектирование, изготовление и комплектацию, комплектно-блочную поставку, авторский надзор за строительством и ввод в эксплуатацию. В партнёрстве с канадской Enersul мы создали установку грануляции серы, её хранения и транспортной отгрузки на Астраханском ГПЗ (ОАО «Газпром») мощностью два миллиона тонн в год. Кроме того, для Астраханского ГПЗ разработаны технические решения и проект реконструкции топливного производства, предусматривающие по­этапный перевод производства на получение моторных топлив, соответствующих стандартам Евро-3-4-5. По заказу «Газпрома» в Краснодарском крае мы отбирали пробы и анализировали газ из газовой скважины с содержанием сероводорода для выбора технологии его дальнейшей переработки. Вели проектное сотрудничество с Кропоткинским НПЗ, было небольшое участие в проекте «Ставролена». Существенная территория нашей работы — это Сибирь и Север, где ведутся основная добыча нефти и переработка попутного нефтяного газа.

Попутный газ — народу

При каких условиях экономически выгодно перерабатывать попутный нефтяной газ, и может ли утилизация ПНГ для всех нефтяных компаний стать коммерчески выгодным направлением?

Тут есть особенности в подходах к ценности ресурса как сырья. С одной стороны, это газ попутный, побочный, с другой — это те же самые углеводороды, что и нефть, только более лёгкие. Когда, к примеру, мы добываем одну тонну нефти и сжигаем, грубо говоря, от 10 до 30 процентов, то это можно назвать неразумным и экономически необоснованным. Хоть и неприятно так говорить, но это показатель нашей недоразвитости. По-видимому, мы ещё этого не осознаём, потому как газ — невосстанавливаемый ресурс. К примеру, на Западе законодательные требования к нефтедобывающим компаниям более жёсткие: добыл — используй; не можешь сам переработать — продай. А у нас начинается разговор о экономической невыгодности и прочее. Вот тут — лукавство. Ну как же невыгодно, если реально до 30 процентов добытого углеводородного сырья приходится сжигать. Ведь, даже сгорая в двигателе, газ приносит пользу, он движет автомобиль. Сгорая в газотурбинных установках, он вырабатывает электричество. Использование газа в печах и котельных даёт энергию, необходимую для различных процессов и целей. Газ, сгорающий на факелах, никакой пользы не приносит, а наоборот — вредит экологии. Это принципиально неверно! Как-то на наши промыслы приезжали японцы и итальянцы, глядя на факелы, говорили: «Какие вы богатые». Мне это было неприятно слышать, хотелось сказать: «Какие мы нерачительные, бесхозяйственные — жжём ценнейшее сырьё». Любой иностранец делает на этом деньги. Поэтому разговоры о том, что переработка ПНГ экономически невыгодна — лукавство.

Ну а всё-таки вы могли бы «на пальцах» доказать, что это выгодно?

— К примеру, взять тот же этан — вещество, содержащееся в ПНГ. При его переработке получаются этилен, полиэтилен, пропилен, полипропилен. Это продукты, очень востребованные сегодня в отечественном химпроме, который производит широкую линейку самой разнообразной продукции, от строительных энергосберегающих блоков и труб до пластиковых упаковок и прочих потребительских товаров. Когда мы производим полимеры, мы, по сути, заменяем ими дерево, бумагу и другие природные ресурсы. Во всём мире потребление этих материалов постоянно увеличивается, будет оно расти и у нас. Перед нами пример Азии, где предприятия по крупнотоннажной переработке ПНГ строятся и успешно работают. Свои предприятия мы должны строить с тем расчётом, чтобы продавать продукцию переработки за рубеж.

Тут важен комплексный подход, который сегодня существует в ряде регионов. В этом смысле развиты Поволжье, месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также некоторые районы на Северо-Западе. В каждом большом регионе нужно создавать комплекс газоперерабатывающих мощностей, взаимодополняющих друг друга и выдающих максимальные объёмы продукции. Тем более что с советских времён осталось много предприятий, которые нужно просто развивать и модернизировать. Причём в ряде случаев необходима господдержка в части создания инфраструктуры. Не могут сами компании строить мощные заводы, города и железные дороги — необходима помощь государства.

Требуется единый подход

Почему же тогда добытчики вяло реагируют на импульсы, исходящие от власти, в том числе и на постановление правительства о 95-процентной утилизации ПНГ?

Когда штрафы для нефтедобывающих компаний будут ощутимыми, они всерьёз задумаются об утилизации газа. Регулирующая роль государства должна быть более жёсткой: если в лицензионном соглашении прописана 95-процентная утилизация ПНГ — надо её и требовать. А у нас как-то половинчато: конкретные нормы задекларированы, а лицензии ни у кого не отзывают, за исключением одной маленькой дочерней компании «Роснефти». При этом сроки выполнения лицензионных соглашений по утилизации ПНГ постоянно отодвигаются. У нас сырьевая ориентация экономики: государство собирает большие налоги от добычи и экспорта нефти, но и нефтяные компании получают хорошую прибыль от продажи нефти. Этот фактор должен быть использован для решения проблем утилизации ПНГ. Необходимые инвестиции в сбор, транспорт и глубокую переработку ПНГ с экспортом продуктов нефте‑ и газохимии, несомненно, оправдают себя в будущем и помогут поднять Россию на более высокий экономический уровень. Нефтяники говорят: «Пусть “Сибур” забирает и перерабатывает ПНГ», что «Сибур» с успехом и делает, имея масштабную, современную и эффективную инвестиционную программу развития нефте‑ и газохимии. Хотя сами компании тоже могут создавать собственную нефтехимию, как это, к примеру, получается у ЛУКОЙЛа — они сегодня могут глубоко перерабатывать свой ПНГ.

Ещё один момент: Ростехнадзору поручили контролировать объёмы сгорания попутного газа на факелах — это не совсем понятно, ведь данная сфера находится на грани метрологии и экологии. Ростехнадзор должен следить за промышленной безопасностью. Если раньше Министерство нефтяной промышленности контролировало сжигание ПНГ достаточно чётко, то сейчас много крупных нефтяных компаний, но нет единого подхода по регулированию их деятельности. К примеру, до сих пор нет формального определения, что такое попутный нефтяной газ; нет чёткого понимания, что такое баланс газа и как газ должен использоваться; нет закона о газе или хотя бы раздела о газе в Законе о недропользовании. Видимо, поэтому и думают: попутный, значит, побочный. А на самом деле ПНГ — это ценнейшее углеводородное сырьё. Это надо признать и к утилизации этого газа относиться по-хозяйски.

Получается, что рано или поздно нефтяные компании придут к полной переработке попутного газа?

— Я проработал в отрасли 30 лет. Раньше было чёткое разделение: газопереработкой занималась Главнефтегазпереработка в составе Миннефтепрома, а нефтяные компании должны были подавать заводам газ. Сейчас тот, кто добывает углеводородные ресурсы, должен их максимально использовать. Если раньше нефтяники очень мало этим занимались, то сегодня с каждым годом их газовые программы становятся всё более насыщенными. Хороший пример — «Сургутнефтегаз», у которого объёмы утилизации ПНГ более 95 процентов. И другим надо подтягиваться, потому как это реальные дела, и можно довести использование попутного газа до вменяемых, экономически обоснованных, понятных для государства показателей. Хоть нефтяники и развивают переработку газа, но в целом, из-за прироста нефтедобычи на новых месторождениях, где-то мы отстаём по наращиванию использования ПНГ. Поэтому я думаю, что процесс улучшения ситуации с использованием ПНГ будет продолжаться.

Участвует ли НИПИгаз в разработке нормативных документов в сфере утилизации ПНГ?

— Да, мы принимаем участие в разработке ряда стандартов. В 2010 году мы создали рабочую группу по вопросам формирования нормативной базы для добычи и использования попутного нефтяного газа при Российском союзе промышленников и предпринимателей. Также мы участвуем в работе технического комитета номер 23 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа» при Росстандарте. Вроде бы бизнес должен вносить свои предложения в сфере утилизации ПНГ, но эта работа пока у нас не организована. Поэтому после одного из межотраслевых совещаний по переработке ПНГ мы предложили создать атлас технологий и оборудования на основе лучших отечественных и зарубежных разработок, над которым сейчас и работаем, чтобы руководством нефтяных компаний принимались правильные решения.

Технологии прогрессируют

Какие передовые технологии переработки ПНГ сейчас может предложить НИПИгазпереработка?

— Для более полного использования ПНГ на промысловых объектах добычи нефти и газа в дополнение к традиционным технологиям можно предложить, например, переработку ПНГ в БТК (каталитическое превращение газа в смесь ароматических углеводородов, преимущественно бензол, толуол, смесь ксилолов. — «Эксперт ЮГ»). Эта технология, разрабатываемая совместно с Институтом катализа СО РАН имени Борескова, в первую очередь интересна нефтяным компаниям, занимающимся добычей на удалённых месторождениях при отсутствии газотранспортных схем. Так вот, самое простое и относительно дешёвое решение — превратить газ в жидкость и прокачать её по трубе вместе с нефтью, а оставшийся газ использовать на генерацию в промысловых нуждах. Строительство газопровода — дело затратное, особенно если рядом нет потребителя ПНГ. Тем более что создание инфраструктуры на Севере обходится дороже, чем в других частях страны. Первыми технологией «ПНГ в БТК» заинтересовались в  «Газпром нефти». Естественно, эта технология не так дёшева, но с позиции эффективного использования ПНГ — очень перспективна.

Ещё одно перспективное, но менее масштабное направление, — это технология получения АСКТ, авиационного сконденсированного топлива. К примеру, вертолёт в одном баке может иметь традиционный керосин, а в другом такое топливо. Оно технологически чище, сгорает хорошо: ряд показателей значительно лучше, чем у традиционных керосинов. Единственный минус — оно используется под небольшим давлением, до пяти атмосфер, но существенный плюс в том, что это топливо получается почти в два раза дешевле керосина. Топливо можно производить там, где нет больших дорог и где массово применяется авиационная техника, к примеру, у нас на Севере и в Сибири. Небольшая установка может круглогодично обеспечивать вертолётным топливом целый аэродром. Иностранцы удивились, что мы их тут обогнали, но темпы массового внедрения этих технологий в стране пока очень низкие.

Многие компании часть полученного ПНГ закачивают обратно в пласт, полагая, что убивают двух зайцев: утилизируют газ и повышают нефтеотдачу месторождения. Как вы относитесь к такому способу использования газа?

— Это временное решение. Газ начинает вращаться по кольцу, сохраняется где-то под землей, вытесняя нефть. Наши специалисты пришли к выводу, что через три года и более количество выходящего с нефтью газа начинает возрастать, так что его всё равно нужно куда-то девать. Это отсрочка, причём достаточно дорогая, хоть и дающая реальную пользу. Но принципиально проблему попутного газа закачка в пласт не решает.

Гибкая безопасность

Затраты на промышленную безопасность при строительстве нефтегазоперерабатывающих мощностей составляют порядка 30–40 процентов от общей стоимости проекта. На Западе требования безопасности для данного сектора значительно ниже. Считаете ли вы необходимой корректировку действующих норм?

— В целом нормы промбезопасности нужны и должны работать, потому как они создавались на основе анализа реальных аварий, происшествий и направлены на то, чтобы сохранить самое ценное — человеческую жизнь. Поэтому тут подход должен быть очень гибким и мягким. С другой стороны, наши нормы очень часто не дифференцируют производства по мощности и, к примеру, требуют санитарную зону для всех нефте‑ и газоперерабатывающих объектов, грубо говоря, в один километр. Причём независимо от того, какие объёмы сырья завод намерен перерабатывать — 100 тысяч тонн или 6 миллионов, а это — колоссальная разница. Поэтому мы сейчас, кроме прочего, используем такой подход: проводим анализ рисков и на его основе доказываем профильным министерствам и другим экспертам, что в каждом конкретном случае норму безопасности можно убавить. К примеру, согласно требованиям, нужно разнести технологические блоки на предприятии так, чтобы при аварии на одном из них не пострадал другой. В результате предприятие, особенно крупнотоннажное, растягивается на очень большие площади, а это коммуникации между установками и, естественно, дополнительные затраты: больше трубопроводов, металлоконструкций, эстакад, фундаментов и прочих материалов. И земля сейчас тоже стоит очень дорого. Иностранцы к этому вопросу подходят с точки зрения конкретных рисков. К примеру, город Хьюстон в Техасе очень насыщен нефтепереработкой — в одном регионе перерабатывают больше 100 миллионов тонн, и всё располагается очень компактно. Но они вкладывают в реальную безопасность — чтобы аварий не было. Вот к этому и нам надо стремиться, тогда не придётся строить установки на больших расстояниях друг от друга. Где можем, мы обосновываем такую позицию, и достаточно успешно. К примеру, по ряду объектов при правильной оценке рисков и принятии соответствующих технических решений, которые обеспечивают безопасность, у нас получилось серьёзнейшее удешевление.