К концу года не будут на федеральном уровне решены задачи по утилизации попутного нефтяного газа в России. Несмотря на то что, согласно постановлению российского правительства, к 1 января 2012 года нефтяные компании страны должны были довести уровень утилизации до 95%. Для того чтобы этот процесс ускорить, правительство Ханты-Мансийского автономного округа — Югры предлагает создать в регионе газохимический кластер.
Зоны утилизации
Ежегодно в России сжигают более 20 млрд кубометров сырья, выбрасывая в атмосферу 100 тыс. тонн углекислого газа и теряя выручку в $6 млрд. Попутный нефтяной газ (ПНГ) до 2008-2009 годов воспринимался нефтяными компаниями как побочный продукт. В 2009 году появилось постановление правительства РФ от 8 января 2009 года N7 "О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках", которое предусматривало доведение уровня утилизации ПНГ до 95%. С 1 января 2012 года плата за выбросы вредных газов для компаний, не выполнивших требование, значительно выросла: коэффициенты платы за тонну выбросов на различные вещества поднялись в пять раз.
В Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), добывающем 7% мировых запасов нефти, задача по утилизации ПНГ актуальна как никогда. В 2007 году объем сжигаемого ПНГ составлял 7,8 млрд кубометров. В 2011 году его удалось снизить до 5,4 млрд кубометров. По итогам 2012 года уровень утилизации должен составить 89,9% (94,1% в 2013 году, 95% — в 2014 году). В Югре сейчас работает восемь газоперерабатывающих предприятий, два из них были запущены в эксплуатацию в 2012 году, сообщил первый заместитель губернатора Югры Александр Ким. Строительство проекта "Салым Петролеум Девелопмент" и "Русснефти" проходило под патронажем правительства ХМАО.
Правительство ХМАО рассматривает возможность улучшения показателей за счет создания профильного кластера — речь идет о возможном создании газохимического производства на основе ПНГ. Департамент по недропользованию ХМАО выделяет несколько зон для его организации.
Первую зону составляют лицензионные участки "дочки" ТНК-BP ОАО "Варьеганнефтегаз" Верхне-Колик-Еганский и Бахиловский. Мини-переработку ПНГ администрация округа предлагает разместить на участках "Русснефти" Западно-Варьеганском и Тагринском.
Также предлагается организовать газохимическое производство на Угутских и Мало-Бакыкском участках ООО "РН-Юганскнефтегаз" (входит в "Роснефть"), а также на Ачимовском участке (НГК "Славнефть").
Для данных участков наиболее рационально построить ряд объектов: установки с применением технологий по переводу газа в жидкое состояние, газопроводы и мини-завод по газопереработке. Компаниями были разработаны программы по рациональному использованию по каждому лицензионному участку.
По прогнозам аналитика финансовой компании Aforex Нарека Авакяна, потребность российской энергетики в утилизированном сырье в 2013-2014 годах вырастет в полтора раза.
МУльтифазный подход
Первыми (еще в начале 2000-х годов) в Югре комплексной газопереработкой начали заниматься ОАО "Сургутнефтегаз" и ООО "ЛУКОЙЛ--Западная Сибирь". ЛУКОЙЛ создал на базе купленного еще в 2002 году Локосовского газоперерабатывающего завода управление по переработке ПНГ мощностью 1 млрд кубометров (добыча ведется с месторождений Нижневартовского и Сургутского районов).
В период 2005-2006 годов холдинг запустил на объекте технологию товарного пара. И прием газа в переработку вырос с 1 млрд до 2,3 млрд кубометров в год. До 2017 года на предприятии будет построена новая очередь мощностью 2,1 млрд кубометров ПНГ в год. "В целом за последние пять лет компания инвестировала в западносибирские мощности ПНГ более 13,5 млрд рублей",— отмечают в пресс-службе ООО "ЛУКОЙЛ--Западная Сибирь". Чтобы достичь показателя в 95% утилизации ПНГ, компания планирует до конца 2012 года построить мультифазную насосную станцию и газотурбинную электростанцию на Повховском и Покачевском месторождениях.
Так, например, ООО "ЛУКОЙЛ--Западная Сибирь" построило электростанции на Ватьеганском (мощностью 72 МВт) и Тевлинско-Русскинском (мощностью 48 МВт) месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз". Введены в эксплуатацию ГПЭС "Толум", "Северо-Даниловка" и ГТЭС "Каменное" на месторождениях ТПП "Урайнефтегаз". Кроме того, холдинг использует собственную продукцию на нефтехимических заводах. Компания потребляет 4 млрд кубометров собственной продукции в год, остальное уходит на рынок.
Десять лет побед ПНГ
"Сургутнефтегаз" занимается утилизацией ПНГ в течение десяти лет. В 2002 году компания создала управление по переработке газа (первоначальные мощности составляли 2,8 млрд кубометров ПНГ). На объекте проводились в последние годы реконструкция мощностей и ввод новых объектов. "В 2006 году были построены железнодорожная эстакада для налива жидких углеводородов (ШФЛУ, ПБТ) и товарный парк",— говорится в сообщении компании. В 2010 году был введен в эксплуатацию блок получения технического пропана-бутана. Если ранее компания утилизировала только 50%, то на начало 2012 года показатель превысил 97% (общий объем переработки составляет более 7 млрд кубометров в год).
Как сообщил пресс-секретарь ОГК-2 Дмитрий Филатов, Сургутская ГРЭС-1 (входит в ОГК-2) использует для котельных такой продукт ПНГ, как отбензиненный компримированный газ. "Доля продукта в общем объеме поставки топливного газа для ГРЭС-1 составляет 33%, поставщиком газа является ОАО "Сургутнефтегаз"",— сообщил господин Филатов.
Фото: Алексей Щукин/Фото ИТАР-ТАСС
Выгода технологий
ОАО "АНК "Башнефть"", взявшись за разработку программы ПНГ в 2006 году, на текущий момент добилось уровня утилизации в 96%. В компании отмечают, что добыча 1 кубометра нефти сопровождается добычей от 40 до 147 кубометров попутного газа, речь идет о ряде лицензионных участков — Кирско-Котынском, Люкпайском, Хазарском. "Отделение ПНГ от нефти происходит на всем пути ее движения от скважины до товарного резервуара нефтесборных парков.
Значительную часть ПНГ "Башнефть" использует в качестве топлива для подогрева нефти в процессе ее подготовки, в промышленных котельных, в подогревателях, установленных на месторождениях для обогрева как производственных, так и бытовых помещений",— отмечается в сообщении пресс-службы. Кроме того, сырье используется для выработки электроэнергии на электростанциях, закрывая до 60% потребностей в электроэнергии на месторождениях.
"Салым Петролеум Девелопмент" приняло решение об утилизации ПНГ в разгар кризиса: в 2008 году компания договорилась о совместном проекте с "Русснефтью" и проектировочно-производственной компанией "ООО "Монолит"". Однако для запуска нового завода понадобилось отстраивать в течение четырех лет инфраструктуру и ряд объектов.
"Русснефть" и "Монолит" договорились о строительстве завода по сжижению газа Салымских и Шапшинских месторождений. "По условиям соглашения "Монолит" будет продавать производимый на заводе жидкий бутан и пропан, а сухой газ будет возвращаться в СПД и "Русснефть" для выработки электроэнергии на их станциях",— сообщили в пресс-службе "Салым Петролеум". Кроме того, в феврале 2010 года "Монолит" построил на Нижне-Шапшинском месторождении газопоршневую электростанцию для пользования "Русснефтью" в 44 МВт. Весной 2012 года после создания необходимой инфраструктуры новый комплекс по переработке ПНГ был запущен, его суммарная стоимость составила 10 млрд рублей, мощность — 360 млн кубометров в год.
"Газпром нефть" на территории Югры планирует реализовать задачу по переработке ПНГ к 2013 году.
ТНК-BP уже в первом полугодии 2012 года довела показатель по утилизации до 95,3% на своих югорских предприятиях ("ТНК-Нягань", "ТНК-Нижневартовск", "Варьеганнефтегаз", "Самотлорнефтегаз"). Это стало возможно за счет запуска газотурбинных станций. "В Нижневартовском районе расположены три крупных объекта переработки и транспортировки газа — Нижневартовский газоперерабатывающий завод, Белозерный газоперерабатывающий комплекс и Тюменская компрессорная станция. Для "ТНК-Нижневартовска" есть вся инфраструктура для 100-процентной утилизации газа,— подчеркнул вице-президент ТНК-BP Олег Нам.— Уже сейчас крупные энергопотребители прорабатывают разные варианты решения вопроса, как удешевить себестоимость выпускаемой продукции, в которой доля электроэнергии, как, например, в нашем случае, составляет порядка 40%". То есть существующие примеры показывают, что уже сейчас нефтегазовые компании вполне успешно научились использовать продукцию попутного газа в энергетике: либо в собственных малых генерациях, либо для сторонних потребителей. Потому как это оказалось выгодно.