«Мы рассчитываем увеличить свои возможности по приему попутного газа на переработку»

Пристальное внимание первых лиц государства к проблеме попутного нефтяного газа (ПНГ) и приближающийся 2012 год, когда уровень утилизации ПНГ на месторождениях всех недропользователей должен достичь 95%, выводит на первый план вопрос увеличения мощности и эффективности предприятий газоперерабатывающей отрасли, крупнейшим из которых является ОАО «Сибур Холдинг». Подвести итоги прошедшего года и поделиться дальнейшими планами «НИК» попросил Бориса Лима, генерального директора ОАО «Сибуртюменьгаз» — дочерней компании «Сибур Холдинга», управляющей западносибирскими ГПЗ и системой продуктопроводов.

— Борис Валерьевич, каким был прошедший год для «СибурТюменьГаза»?

— Я оцениваю 2009 год как положительный, поскольку, несмотря на кризисные явления в экономике, удалось не только сохранить, но даже увеличить производство: объем переработки ПНГ на заводах «СИБУРа» приблизился к 17 млрд м3.

Были введены новые объекты: вторая очередь Южно-Балыкского газоперерабатывающего комплекса, которая позволила довести мощности по приему газа до 3 млрд м3, установка низкотемпературной сепарации на Вынгапуровской компрессорной станции, за счет чего удалось повысить глубину переработки и дополнительно выделять до 200 тыс. тонн жидких фракций углеводородов в год. На «Няганьгазпере работке» был завершен инвестиционный проект по повышению объема извлечения жидких фракций до 200 тыс. тонн в год. То есть мы одновременно шли как по пути наращивания возможностей по приему газа в переработку, так и по пути увеличения глубины переработки и увеличения степени выделения жидких продуктов.

— Какова сегодня на предприятиях «СибурТюменьГаза» средняя глубина переработки?

— За исключением отдельных технологических установок, коэффициент извлечения целевых жидких фракций составляет не менее 95%.

— Какие проекты по развитию газоперерабатывающих мощностей «СибурТюменьГаза» реализуются сейчас и планируются на ближайшую перспективу?

— В 2010–11 годах мы планируем завершить строительство продуктопровода ШФЛУ от Губкинского ГПЗ до Ноябрьска и железнодорожной наливной эстакады в Ноябрьске на 1 млн тонн жидких продуктов в год.

Как результат — все наши предприятия в ЯНАО (Губкинский ГПЗ, Муравленковский ГПЗ, Вынгапуров ская КС и Вынгаяхинская КС) получат единую систему транспортировки жидких продуктов. Кроме того, в 2010 году будет запущена вторая установка низкотемпературной конденсации на Губкинском ГПК.

— Некоторое время назад у «СИБУРа» были планы по строительству на базе Вынгапуровской КС нового ГПЗ. Этот проект сохраняет актуальность?

— В данном случае вместо нового строительства мы пошли по пути поэтапной реконструкции и увеличения мощности Вынгапуровской КС. Как я уже говорил, здесь была запущена установка низкотемпературной сепарации, и это был первый этап реконструкции. В рамках второго этапа уровень извлечения жидких фракций будет доведен до показателей полноценного ГПЗ, то есть до 95–97%. Сейчас ведутся проектные работы.

Аналогичную работу мы ведем на Губкинском ГПК, где на сегодняшний день глубокая переработка газа осуществляется только на первой очереди завода. Ввод второй установки низкотемпературной конденсации позволит дополнительно получать до 150 тыс. тонн жидких фракций в год.

— Инвестиционные планы на ближайшие два года касаются только объектов в ЯНАО?

— Не только. Мы продолжаем сотрудничество с «Газпром нефтью» по организации переработки ресурсов ПНГ южной части Приобского месторождения в ХМАО. В ближайшее время будет принято решение относительно одного из уже разработанных проектировщиками вариантов утилизации ПНГ, включая его возможную транспортировку для переработки на Южно-Балыкском ГПК.

— То есть получается, что СП с «Газпром нефтью» не будет функционировать в том варианте, как это было задумано изначально, т. е. осуществлять переработку непосредственно на площадке?

— Совместный проект с «Газпром нефтью» обязательно будет функционировать, меняется только его техническая конфигурация. Мы сейчас обсуждаем технико-экономические аспекты проекта, включая зоны ответственности — как на стадии строительства, так и на стадии эксплуатации.

— Какую загрузку Южно-Балыкского ГПЗ Вы ожидаете в 2010 году? Есть ли шанс использовать его новые мощности, что называется, по полной?

— В настоящее время единственным поставщиком ПНГ на Южно-Балыкский ГПК является «Роснефть» в лице «РН-Юганск нефтегаза». Перспективная загрузка завода, соответственно, зависит от темпов развития газосборной инфраструктуры у нефтяников. Во время кризиса многие проекты были приостановлены — как на Приоб ском месторождении, так и на месторождениях, находящихся в непосредственной близости от Южно-Балыкского ГПК. Сейчас газовые программы нефтяников вновь набирают обороты, но точные сроки ввода тех или иных объектов пока не до конца понятны. Необходимо, например, создать газосборные мощности на Угут-Киняминской группе месторождений, ввести систему транспортировки газа с северного берега реки Обь — все эти проекты приведут к росту поставок газа на Южно-Балыкский ГПК. Есть еще Правдинское и Приразломное месторождения, где также можно дополнительно собрать ПНГ и направить его на Южный Балык. Для этого необходимо построить трубопроводы, компрессорные станции, что требует времени и инвестиций. Наконец, загрузка завода может быть увеличена в рамках сотрудничества с «Газпром нефтью» по переработке ресурсов газа с южного участка Приобского.

— Рассматривается ли в настоящий момент возможность создания СП с «Роснефтью» на базе Южно-Балыкского завода?

— Мы вели активные переговоры по этому вопросу в 2007–08 годах. С началом кризиса процесс замедлился, но тема по-прежнему актуальна. Схема совместного предприятия очень хорошо себя зарекомендовала в рамках нашего сотрудничества с ТНК-ВР и может быть применена в работе с «Роснефтью», где обе стороны заинтересованы в интенсификации сотрудничества. Кризис заканчивается, и я думаю, что в текущем году мы вернемся к вопросу создания СП.

— Какой формат организации работы подобного СП, на Ваш взгляд, является оптимальным?

— Возможно, следует остановиться на равном участии в акционерном капитале, т. е. 50% на 50%. При этом мощности ГПЗ могут загружаться партнерами пропорционально долям участия, и в той же пропорции может делиться продукция. Но возможны и другие варианты.

Южно-Балыкский ГПК имеет прямой доступ к развитой инфраструктуре «СИБУРа» по транспорту жидких продуктов, позволяющей как производить налив ШФЛУ в железнодорожные цистерны непосредственно в Южном Балыке, так и осуществлять прокачку по продуктопроводу в Тобольск, где расположена крупнейшая в системе «СИБУРа» газофракционирующая установка. Объединение сырьевой базы «Роснефти» с газоперерабатывающими и инфраструктурными мощностями «СИБУРа» позволит обеим сторонам получить серьезный выигрыш.

— Вы являетесь членом совета директоров ООО «Юграгазперера ботка», действующего СП «СИБУРА» с ТНК-ВР. Как обстоят дела в этом СП?

— Совет директоров «Юграгаз переработки» недавно утвердил бизнес-план компании на 2010 год, который предусматривает в том числе и развитие производства. Есть планы по реконструкции Бахилов ской компрессорной станции и газопровода, который ведет от этой КС на Белозерный и Нижневартовский заводы, а также планы по расширению самого Нижневартовского ГПЗ.

— Но большинство месторождений, на которые ориентированы ГПЗ «Юграгазпереработки», старые, добыча нефти на них, а значит, и попутного газа в плановом режиме снижается…

— Месторождения, которые находятся в непосредственной близости от Нижневартовска, действительно находятся в зрелой фазе своего жизненного цикла, добыча там существенно не вырастет, а возможно, и снизится. Но одновременно с этим идет наращивание добычи на более удаленных месторождениях, например на Бахиловской группе. Именно поэтому мы готовимся к реконструкции Бахи ловской КС. В целом могу сказать, что у нас есть возможность компенсировать падение добычи в районе Самотлора и даже увеличить прием газа на заводы за счет ресурсов более удаленных северных территорий Нижневартовского района.

— В прошлом году «Роснефть» начала добычу на Ванкоре. Существует ли комплексная программа утилизации ПНГ месторождений севера Красноярского края и Большехетской впадины и какой здесь видится роль «СИБУРа»?

— В настоящее время разработкой комплексной программы освоения ресурсов этих регионов занимаются недропользователи при участии Министерства энергетики РФ. Среди прочих, решается вопрос налаживания эффективного взаимодействия между недропользователями, чтобы не строились дублирующие объекты инфраструктуры, а создавалась единая система транспорта и переработки. Поле для работы здесь очень обширное. Недавно при Министрестве энергетики была создана рабочая группа по вопросам утилизации попутного нефтяного газа, и «СИБУР» был приглашен к участию в ее работе. Рассматривают ся различные проекты, включая проект т. н. Заполярного ГПЗ, который призван комплексно решить проблему переработки ресурсов ПНГ всех действующих в регионе недропользователей. Идея в том, чтобы собрать газ в одной точке и построить один мощный ГПЗ. Мы, конечно, заинтересованы в участии, тем более что здесь возможна синергия с нашей существующей инфраструктурой — наливной эстакадой в Ноябрьске и продуктопроводом, который из Губкинского идет в Ноябрьск. Если этот продуктопровод продлить до Заполярного ГПЗ, мы могли бы забирать оттуда жидкие фракции, чтобы не строить в Заполярье еще одну наливную эстакаду. Кроме того, «СИБУР» является крупнейшим переработчиком получаемых из ПНГ жидких фракций и заинтересован в расширении своей сырьевой базы.

— В заключение хотелось бы услышать Вашу оценку разнообразных проектов утилизации попутного газа, связанных с малой энергетикой, со строительством мини-ГПЗ, как, например, на Салымской и Шапшинской группах. Как Вы оцениваете такие инициативы нефтяных компаний?

— Когда мы говорим о строительстве ГПЗ или, скажем так, о выборе оптимального способа утилизации попутного газа, то это решение зависит, как правило, от двух факторов. Во-первых, от того, насколько большой объем газа возникает в той или иной точке у недропользователя и насколько эта точка удалена от объектов газотранспортной и железнодорожной инфраструктуры. Например, если ресурс составляет порядка 100 млн м3 ПНГ в год и расположен в труднодоступном и малоосвоенном районе, то транспортировка этого газа до места, где можно построить завод, неэффективна. Если вы строите очень длинный газопровод маленького диаметра, по которому идет небольшой объем газа, то инвестиции не окупаются. Иными словами, для каждого месторождения есть свой оптимальный способ утилизации. И для некоторых это действительно строительство небольшой газотурбинной электростанции. Что же касается Салымского проекта — время покажет, насколько решение о мини-ГПЗ было верным. Для России это опыт новый, и эксплуатируемых объектов подобного рода в нашей стране просто нет. При этом надо понимать, что строительство мини-ГПЗ сталкивается с теми же проблемами, что и строительство крупного ГПЗ. Удельные капиталовложения достаточно высоки, в том числе и в создание транспортной инфраструктуры. Проще говоря, чем меньше ГПЗ, тем ниже его коммерческая эффективность.