Выгодные попутчики

Выгодные попутчики

Пока для утилизации попутного газа нефтяные компании предпочитают строить электростанции, нежели нефтехимические комплексы для его глубокой переработки. Но в перспективе ситуация может измениться: если цены на газ станут рыночными, нефтяники сами потянутся в химию.

Нефтяные компании «Русс-Нефть» и Salym Petroleum Development решили объединить усилия, чтобы создать в Ханты-Мансийском автономном округе комплекс для утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Они уже подписали соответствующий меморандум и теперь обговаривают размер инвестиций и мощности будущего производства. Нефтяники хотят построить на территории Западно-Салымского месторождения газоперерабатывающий завод, который бы производил сухой отбензиненный газ. Он может стать топливом для выработки электроэнергии, необходимой для поддержания добычи на Салымской и Шапшинской группах месторождений. Избыток газа планируется сдавать в газотранспортную сеть. Но главная цель создания ГПЗ — довести к концу 2010 года объем утилизации попутного газа, получаемого на лицензионных участках обеих компаний, до 95%. И это далеко не первый подобный проект.
Инвестпрограммы по снижению сжигания ПНГ в факелах до 5% разработали практически все нефтяные компании России. Их активность понятна: правительство РФ намерено ужесточить санкции за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ.

Добровольно принудительно

Довести к 2011 году использование попутного нефтяного газа до 95% — такую задачу поставил председатель правительства РФ Виктор Зубков на недавнем заседании правительственной комиссии по ТЭК. Выделяющийся при сепарации нефти ПНГ все развитые страны давно научились использовать на 95 — 98%, причем с прибылью. По данным Национальной океанической и атмосферной администрации США, «лишь несколько наиболее технологически отсталых стран продолжают сжигать ПНГ». Россия в этом списке на первом месте. По словам заместителя начальника департамента отраслевой политики НП «Российское газовое общество» Александра Петлякова, у нас существует около 1200 нефтегазоконденсатных месторождений, где добывается 55 млрд кубометров попутного газа в год. «Из них лишь 26% направляется по трубопроводу на газоперерабатывающие заводы, 47% идет на нужды промыслов или списывается на технологические потери, а 27% (16 млрд кубометров) сжигается в факелах», — отмечает директор департамента государственной политики и регулирования в области природопользования министерства природных ресурсов России Сергей Федоров. Если принять газпромовскую цену на газ за базисную, то, по подсчетам МПР России, из-за недостаточной степени переработки ПНГ бюджет страны ежегодно теряет около 13 млрд долларов.

ПНГ обещает стать головной болью для властей, так как при сжигании и технологических потерях он обогащает атмосферу диоксидом углерода и активной сажей, несовместимыми с требованиями Киотского протокола. Искать выход надо быстро: к 2012 году по условиям экологического соглашения, подписанного в конце 2004-го, Россия должна существенно снизить объемы газовых выбросов.

Чтобы стимулировать нефтяников, комиссия федерального правительства по ТЭК готовит законопроект «О попутном нефтяном газе», согласно которому разработчики недр должны поэтапно увеличить уровень переработки ПНГ, чтобы через несколько лет довести его до 95%. Нарушители установленных норм будут облагаться штрафами, а законопослушные недропользователи смогут добиться уменьшения размера природоохранных платежей. Так, по словам заместителя руководителя межрегионального территориального управления Ростехнадзора по УрФО Николая Крупинина, федеральное ведомство предложило поднять выплаты за выбросы в воздух загрязняющих веществ в 164 раза, до 3,5 тыс. рублей за тонну продуктов сжигания, что должно увеличить ежегодные поступления в бюджет страны с 64 млн рублей до 10,5 млрд рублей. В МПР отмечают, что другие способы стимулирования (увеличение цены за метан, сжигаемый в составе нефтяного газа, и установление нулевой ставки налога на добычу ПНГ) оказались недейственными. «Единственное, что сделано, — выпущено постановление о либерализации цен на этот продукт, поставляемый на газоперерабатывающие заводы», — подчеркнули в ведомстве.

Что же предлагается «приготовить» из попутного газа по рецепту министерства природных ресурсов? Его можно закачивать обратно в пласт с целью повышения нефтеотдачи: в МПР ссылаются на положительный зарубежный опыт. Но нефтяники в качестве приоритетных выбирают два направления: использование ПНГ в качестве топлива для газовых электростанций и как продукт для нефтехимии.

Объемы сжигания ПНГ в факелах 

Расчет на взаимность

С нефтехимией сегодня связаны наиболее крупные проекты утилизации ПНГ. Большинство из них планируется реализовать совместно с «Сибуром», крупнейшим покупателем ПНГ на российском рынке. Так, нефтехимический холдинг уже заключил соглашения с Роснефтью, «Газпром нефтью» и ТНК-ВР. В результате, к 2011 году «Сибур» намерен увеличить переработку ПНГ на своих мощностях до 22 млрд кубометров в год.Для нефтяников создание совместных предприятий с «Сибуром» — это возможность сделать утилизацию ПНГ рентабельной, считает аналитик ИК «Антанта Пио-глобал» Тимур Хайруллин. Дело в том, что деньги, вырученные нефтяниками за продажу ПНГ, компенсируют лишь 10% затрат на его утилизацию. Кроме того, чтобы доставить ПНГ на газоперерабатывающие заводы, зачастую нужно строить дорогостоящие газопроводы. По оценке ИК «Финам», 1 км такого трубопровода обойдется в 1,3 — 1,5 млн долларов. Срок окупаемости установок утилизации ПНГ составляет 12 лет.

Вступая в СП с «Сибуром», отмечает Тимур Хайруллин, добывающие компании получают возможность заработать на продаже продукции нефтехимии (а рост ее производства в России в 1,5 раза превышает темп роста ВВП) и компенсировать низкую стоимость ПНГ. «Сибур» же получает дешевое сырье.

Но несмотря на привлекательность химического бизнеса, значительную часть планов снижения объема сжигания ПНГ в факелах нефтяники сегодня связывают с использованием газа в качестве топлива для электростанций.

Зажигай

По этому пути в свое время пошел Сургутнефтегаз. «Наша компания в последние два года в утилизации попутного газа вышла на уровень 95%, — говорит наш источник в руководстве этого ОАО, — и во многом это стало возможным благодаря строительству электростанций, работающих на газе». Сегодня Сургутнефтегаз остается безусловным лидером утилизации ПНГ в малой энергетике среди нефтяных компаний ХМАО: сургутские нефтяники эксплуатируют порядка 15 газовых электростанции. По три — у Лукойла и Славнефти.

Как только проблема утилизации ПНГ с подачи президента России Владимира Путина была актуализирована на федеральном уровне, о готовности наращивать энергетические мощности за счет попутного газа заявили другие нефтяные компании ХМАО-Югры. Так, в июле прошлого года исполнительный директор ОАО «ТНК-ВР Холдинг» Герман Хан сообщил о планах строительства электростанций на ПНГ. ТНК-ВР планирует к 2010 году довести утилизацию попутного нефтяного газа, добываемого на месторождениях компании, до 95%: «С учетом того, что для функционирования месторождений необходима энергетическая поддержка всех производственных процессов, мы скорее всего будем уходить в малую энергетику, используя для этого добываемый попутный нефтяной газ. Это касается также наших проектов в Восточной Сибири».

Той же стратегии придерживается и Лукойл: часть добываемого ПНГ здесь будет использоваться для развития собственной энергетики. Для этого планируется построить в удаленных районах несколько газопоршневых и газотурбинных электростанций общей мощностью более 400 МВт, на которые в основном пойдет газ со старых месторождений. Наиболее крупные проекты будут реализованы на Тевлинско-Русскинском и Ватьеганском участках в Ханты-Мансийском автономном округе, а также на месторождении в Ненецком автономном округе. Согласно подсчетам аналитиков, с помощью электростанций компании удастся сократить сжигание газа на 600 — 700 млн кубометров в год.

Об использовании попутного газа в малой энергетике заявляют и в нефтяной компании Salym Petroleum Development, ведущей разработку Салымской группы месторождений в Нефтеюганском районе (на юге ХМАО). Осенью 2007 года здесь запущена в эксплуатацию газотурбинная электростанция мощностью 45 МВт. В компании считают, что это позволит обеспечить стабильность энергоснабжения объектов промысловой инфраструктуры Салымского проекта, уменьшить эксплуатационные затраты и эффективно использовать добываемый попутный газ.

Вложения в малую электроэнергетику себя оправдали, говорят в Сургутнефтегазе. Стоимость электроэнергии, вырабатываемой газовыми станциями, порой в три-четыре раза меньше, чем тарифы единой энергетической системы. Срок окупаемости электростанции на ПНГ составляет два года при среднем сроке эксплуатации нефтяного месторождения около 20 лет. Как отмечают в нефтяных компаниях, использование ПНГ в малой энергетике наиболее оптимально сегодня на месторождениях, удаленных от нефтехимических заводов.

Аналитик ИК «Проспект» Александр Кузнецов полагает, что в ближайшее время деятельность нефтяников в части снижения объемов сжигания ПНГ пойдет по двум направлениям: там, где невыгодно ставить газопровод, будут строить энергомощности. Ситуация может измениться, полагает Тимур Хайруллин, если Газпром предоставит ПНГ приоритет при транспортировке топлива по магистральным трубопроводам, а цены на него станут рыночными: тогда целесообразность более глубокой переработки ПНГ повысится, и нефтяники сами потянутся в химию.

Дополнительные материалы:

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — побочный продукт сепарации нефти перед отправкой ее в нефтепроводы. В одной тонне нефти количество ПНГ может колебаться от одного до нескольких тысяч кубов. Ресурсный потенциал ПНГ в стране составляет 2,3 трлн кубов запасов по категории А, В, С1, С2, из них на суше — 2,2 трлн кубов, на шельфе — 100 млрд кубометров. Основные запасы ПНГ сосредоточены в Западной Сибири.Сейчас утилизация ПНГ происходит следующим образом. Добытая нефть поступает на станцию сепарирования, где ее отделяют от ПНГ. Сепарирование проходит ступенчато: газы первой и второй ступеней, обогащенные метаном и этаном, по трубопроводам поступают на газоперерабатывающие заводы. Там из них производятся топливный и сжиженный бытовой газ, легкие углеводороды и газовый бензин. Газы третьей и четвертой ступеней используются в качестве топлива на месте. Однако в большинстве случаев их объемы превышают потребности в топливе, и газы сжигаются в факелах.

Источник: Министерство природных ресурсов РФ

Комментарии

Материалы по теме

Переработаем сами

ТНК­ВР инвестирует в разработку месторождений Уватской группы

Сургутнефтегаз (СНГ) и Трубная металлургическая компания (ТМК) подписали трехлетний контракт

«Итера» пошла в рост

«Страшилка» для конкурента

Газпром и «Итера» не спросили третьего

 

comments powered by Disqus