«СИБУР Холдинг»: Будем извлекать все ценное, что есть в газе…

26 АПРЕЛЯ 2010 | «Argus. Сжиженный газ и конденсат»

«СИБУР Холдинг» не намерен ограничиваться перера­боткой попутного нефтяного газа в Западной Сибири. У компании амбициозные планы по расширению географии присутствия за счет переработки ПНГ в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и, возможно, в европейской части России. Кроме того, «СИБУР Холдинг» рассматривает возможность использования газа, получаемого на газоконденсатных месторождениях. О проектах развития газоперерабатывающего бизнеса компании рассказал Argus заместитель генерального директора «СибурТюменьГаза» и гендиректор «СИБУР Востока» Денис Соломатин.

— Какая сейчас в среднем степень извлечения ценных компонентов на заводах «СИБУР Холдинга»? Вы работаете над ее повышением?

— За исключением тех объектов, на которых не осуществляется полное выделение жидких фракций, ориентировочно 95% — по Нижневартовскому, Белозерному, Муравленковскому ГПЗ, чуть ниже показатели по Губкинскому, Южно-Балыкскому ГПК и «Няганьгазпереработке».

На Губкинском ГПК мы сейчас реализуем крупный проект по реконструкции установки низкотемпературной конденсации, а также по строительству продуктопровода до Муравленковского ГПЗ и от Муравленковского ГПЗ до наливной эстакады в городе Ноябрьск. После того как этот проект будет запущен, на Губкинском ГПК мы также достигнем коэффициента извлечения более 95%.

На Южно-Балыкском ГПК в ближайшее время будет запущен турбодетандер на установке низкотемпературной конденсации, после чего коэффициент извлечения также сравняется с лучшими показателями, достигнутыми на других ГПЗ.

На «Няганьгазпереработке» для увеличения извлечения нам нужно наращивать мощности по отгрузке пропан-бутановой смеси, что мы и делаем. В 2009 г. мы увеличили мощности с 90 до 180 тыс. т/год, а в этом году уже планируем отгрузить около 300 тыс. т жидких фракций.

— Значит задачу повышения глубины переработки можно считать решенной?

— Да, можно сказать, что эта задача будет решена для пропана и более тяжелых фракций, извлекаемых из попутного газа на существующих объектах «СИБУРа». Тем не менее, параллельно мы изучаем возможность извлечения из попутного газа этана, который сейчас остается в составе трубопроводного газа, направляемого потребителям.

Этан представляет довольно большую ценность для газохимической промышленности из-за эффективности построенного на нем процесса пиролиза.

Поэтому сейчас мы рассматриваем отдельный проект по выделению этана на западносибирских ГПЗ, а также несколько проектов по выделению этана и других ценных компонентов из газа газоконденсатных месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

— Рассматриваете ли вы возможность участия в проекте Дальневосточного ГПЗ?

— Что касается Дальневосточного ГПЗ, то этот проект — один из пунктов восточной газовой программы, утвержденной Минэнерго в 2007 г. Изыскания по проекту активизировались после подписания меморандума о поставках газа в Китай. Проект основан на ресурсах газа на юге Якутии, в первую очередь Чаяндинского месторождения. Предполагается, что газ в объеме 25–30 млрд. м3 будет поставляться в район Хабаровска или Владивостока, где может быть построен ГПЗ для извлечения жидких фракций и гелия, а также газохимический комплекс для производства этилена и полипропилена. Мы участвуем в выполнении оценки проекта. Если будет подтверждена его эффективность, намерены участвовать и в реализации.

— Рассматриваются ли другие проекты на востоке помимо Дальневосточного ГПЗ, и если да, то на базе каких ресурсов?

— «СИБУР» предварительно изучает возможность строительства ГПЗ в Восточной Сибири совместно с нефтегазовыми компаниями в Богучанах (Красноярский край), Усть-Куте и Саянске (Иркутская обл.).

Усть-Кутский ГПЗ предполагает использование, в первую очередь, ресурсов Иркутской нефтяной компании и Дулисьминского месторождения.

Основная ресурсная база рассматриваемого ГПЗ в Саянске — Чиканское месторождение «Газпрома».

Богучанский ГПЗ может быть спроектирован для использования ресурсов месторождений «Газпрома»: Собинского, Оморинского и Имбинского, так и с включением месторождений «Роснефти» и «Славнефти»: Юрубчено-Тахомского и Куюмбинского.

По этим трем объектам выполнены технико-экономические обоснования. Первоочередным для нас проектом является Усть-Кутский ГПЗ, где мы с партнерами готовим решение о переходе к стадии проектирования.

— А почему именно Усть-Кутский ГПЗ является первоочередным проектом?

— Здесь месторождения уже, по сути, разработаны Иркутской нефтяной компанией: нефть отгружается, и уже есть объемы газа, которые подлежат переработке. При этом сухой отбензиненный газ планируется поставлять на газовую электростанцию, возможность строительства которой на одной площадке с ГПЗ рассматривает «Иркутскэнерго». Для энергетиков такой проект будет очень интересен из-за возможности получить гарантированные поставки сырья на долгосрочную перспективу с прозрачным механизмом ценообразования.

— А как планируется использовать продукцию ГПЗ?

— На первом этапе оптимальным будет вывозить ШФЛУ по железной дороге на экспорт или на один из заводов «СИБУРа» в Западной Сибири. На втором этапе у проекта может появиться продолжение в виде газохимического комплекса.

— Другие проекты на территории России рассматриваются?

— Мы присматриваемся к возможности строительства Барабинского ГПЗ на базе ресурсов Томской и Новосибирской областей, где основные недропользователи — это «Газпром нефть» и «Роснефть», а также ТНК-ВР. Местные ресурсы позволяют построить ГПЗ мощностью около 1,5 млрд м3/год.

Есть еще один потенциальный проект — Заполярный ГПЗ. Минэнерго сейчас рассматривает и формирует программу комплексного освоения месторождений севера Красноярского края и Ямало-Ненецкого автономного округа. В рамках этой программы формируется ресурс ПНГ.

Один из вариантов его использования — это строительство ГПЗ в районе Заполярного месторождения. «СИБУР» считает, что проект может оказаться эффективным, поскольку от Заполярного месторождения до нашего самого северного завода, Губкинского ГПК, около 300 км. Учитывая, что Губкинский ГПК скоро будет интегрирован в систему транспортировки ШФЛУ «СИБУРа», мы сможем стать как минимум покупателем жидких фракций с Заполярного ГПЗ, построив 300-километровый продуктопровод. Очевидно, что это будет самый эффективный вариант вывоза продукции.

— Какая ситуация со строительством Южно-Приобского ГПЗ?

— На Южной лицензионной территории Приобского месторождения, которое должно было стать ресурсной базой проекта по результатам проведенного аудита, к сожалению, снизилась оценка ресурсов ПНГ, поэтому строительство именно ГПЗ было признано участниками проекта неэффективным. Возможно, получаемые на этом месторождении объемы ПНГ мы совместно с «Газпром нефтью» направим на переработку на Южно-Балыкский ГПК.

— Какой из действующих заводов холдинга может столкнуться с нехваткой сырья?

— До 2015 г. мы видим довольно стабильную загрузку всех заводов, за исключением, наверное, Муравленковского. И мы сейчас вырабатываем совместно с «Газпром нефтью» план мероприятий по нахождению дополнительных ресурсов для загрузки завода. Смотрим на те объемы, которые раньше никогда не рассматривались как коммерчески эффективные.

— А каковы перспективы до 2020 г.?

— Думаю, что на этом временном интервале уже по всем заводам мы столкнемся с проблемой загрузки. Обычно срок жизни нефтяного месторождения — 25–30 лет, но такие гигантские месторождения, как например Самотлор, эксплуатируются намного дольше. Более того, нефтяники постепенно переходят на новые горизонты, открывают новые залежи, новые месторождения.

Если бы заводы работали на ресурсах только тех месторождений, на которых они запускались, они бы давно уже были выведены из эксплуатации. Но подключаются все новые и новые месторождения, что продлевает срок эксплуатации заводов.

— На какие объемы переработки ПНГ «СИБУР» может выйти лет через десять?

— Примерно 20 млрд м3 обеспечат наши существующие заводы в Западной Сибири. Если все задуманные проекты будут реализованы, то объемы вырастут многократно. В США объем газопереработки почти соответствует объему газодобычи — чтобы не сжигать ценные фракции, а направлять в переработку на газо- и нефтехимические предприятия. У нас в стране перерабатывается только около 10% добываемого газа. Соответственно, мы имеем очень большой резерв для увеличения мощностей переработки. Будем стремиться извлекать все ценное, что есть в газе.