Время тушить факелы

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

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».

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).

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).

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).

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).

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).

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» (50%) и «Сибур» (50%) 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».

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.