 |
| 11.04.14 09:52 |
Сжигать нельзя переработать. Пост-релиз по итогам конференции «Попутный нефтяной газ 2014»
|
Во многих странах мира ПНГ из побочного продукта нефтедобычи давно превратился в ценное сырье для нефтегазохимии. В России же добывающие компании по-прежнему сжигают значительные объемы попутного газа на факельных установках. Однако постепенно уровень полезного использования повышается.
26 марта компания «КРЕОН ЭНЕРДЖИ» провела Пятую международную конференцию «Попутный нефтяной газ 2014». Мероприятие прошло при поддержке Общероссийской общественной организации «Деловая Россия». Генеральными информационными партнерами выступили «Российская газета Бизнес» и журнал «Нефть России».
В приветственном слове глава «КРЕОН ЭНЕРДЖИ» Фарес Кильзие отметил, что первое мероприятие по тематике ПНГ компания провела в 2007 г., сразу после послания Президента РФ, в котором было уделено внимание этому продукту. На тот момент казалось, что поставленная государством задача — достичь уровня утилизации ПНГ в 95% - до 2012 г. будет выполнена. Однако по факту процесс затянулся. По словам г-на Кильзие, проблема попутного газа делится на две составляющие — экологическую и экономическую (получение из ПНГ сырья для нефтегазохимии). Первая успешно выполняется: введена система штрафов за выбросы при сжигании газа, она уже показала свою эффективность. Коммерческая же сторона, которая должна была стать нашим ответом сланцевому явлению, реализуется медленно, однобоко, неохотно. Добывающие компании действуют двумя простыми способами: закачивают ПНГ обратно в пласт или просто снижают уровень добычи нефти для минимизации суммы штрафов.
Анастасия Артамонова, руководитель группы мониторинга газовой промышленности ЦДУ ТЭК, рассказала об объемах добычи и полезного использования ПНГ в России. С 2009 г. добыча постоянно росла, по итогам 2013 г. достигнув 74.4 млрд м3. Прогноз на 2014 г. предусматривает снижение показателя до 71.5 млрд м3. Основная часть извлекаемого попутного газа (86.7%) в прошлом году пришлась на ВИНКи («Роснефть», «Лукойл», «Сургутнефтегаз», «Газпром нефть»).
Доля сжигаемого ПНГ с 2009 г. стабильно увеличивалась. Лишь в 2013 г. наметился перелом этой негативной тенденции — на факелах вместо 17.1 млрд м3 (2012 г.) было сожжено 15.8 млрд м3 (21.2% от объема добычи). По словам эксперта, прогноз на 2014 г. обещает дальнейшее улучшение ситуации — сжигание 14.6% добытого газа. Однако целевой показатель полезного использования в 95% по-прежнему остается туманной перспективой. Прошедший год показал, что далеко не все недропользователи стремятся быть социально-ответственными. Например, если лидер по рациональному использованию ПНГ — «Новатэк» — достиг уровня 93.1%, то независимые производители утилизировали всего 61.8% от объема добытого газа.
Даже эти данные не всегда говорят именно о рациональном использовании ПНГ, а не просто его утилизации. Обратная закачка в пласт и выработка энергии для собственных нужд – это тоже варианты утилизации простые, дешевые, хотя и малоэффективные. В 2013 г. из 78.8% полезного использования на переработку на ГПЗ направлено всего 48.7%. Оставшиеся 30% были освоены другими способами. Формально законодательство соблюдено, этот объем ПНГ не сожжен на факелах. По факту же сырье не подвергалось дальнейшей переработке для получения высокомаржинальных продуктов. Российская нефтехимия опять оказалась в стороне.
По региональному признаку в 2013 г. самая благоприятная ситуация с утилизацией ПНГ сложилась в Южном, Уральском и Дальневосточном ФО — уровень утилизации там превысил 90%. А вот в Сибирском округе положение без преувеличения катастрофическое — было использовано всего 26.4% добытого попутного газа, остальной объем сожжен на факелах. По словам г-жи Артамоновой, в целом прогноз на 2014 г. благоприятен — полезное использование ПНГ в России должно вырасти на 6.6%.
О рациональном использовании ПНГ в ХМАО-Югре рассказала Ирина Макуха, начальник отдела развития инфраструктуры ТЭК и переработки нефти и газа департамента по недропользованию региона. Добыча газа в ХМАО в 2013 г. достигла 36,7 млрд м3 (в том числе природного — 835 млн м3, попутного нефтяного — 35,9 млрд м3) — это 5.5% от общероссийского объема. Уровень полезного использования растет с каждым годом, в 2013 г. он составил 91.4% — это один из самых высоких показателей по стране. По итогам 2015 г. планируется достигнуть целевого показателя в 95%. Основное направление использования (76%) — поставка на ГПЗ для дальнейшей переработки.
В 2007-2013 гг. нефтяные компании инвестировали преимущественно в строительство ГТЭС/ГПЭС (40% от общего объема инвестиций, или 55.7 млрд руб.), газопроводов (28%, или 39.5 млрд руб.) и создание КС (21.5%, или 30 млрд руб.). За этот период в регионе построено более 2.5 тыс. км газопроводов, 72 КС и два мини-ГПЗ. Планы на 2014-2015 гг. предусматривают еще 600 км газопроводов и другие объекты инфраструктуры.
В рамках стратегии развития ХМАО до 2030 г. в регионе будет создан газоперерабатывающий кластер. В его рамках будет сформирована площадка для апробации новых технологий в газопереработке для дальнейшего внедрения.
О важности учета регионального контекста при реализации бизнес-стратегии по полезному использованию ПНГ рассказал Алексей Книжников, руководитель программы по экологической политике ТЭК WWF Russia. Сегодня в России складывается ситуация, когда при наличии одной нерешенной проблемы государство переключается на другую. А именно — переносит основное внимание с полыхающих факельных установок в Восточной Сибири на освоение арктического шельфа. По словам эксперта, развитие нефтедобычи на шельфе несет неприемлемые риски. Так, моделирование ситуации с возможными разливами нефти при эксплуатации МЛСП «Приразломная» показало, что в зону риска загрязнения попадают более 140 тыс. км2 акватории и свыше 3.5 тыс. км побережья. Поэтому разработка месторождения пока приостановлена именно по экологическим причинам. Гораздо большего внимания требует ситуация с уровнем утилизации ПНГ, который еще далек от желаемого. Приоритетным проектом для нефтедобывающих компаний должна стать переработка попутного и жирного газа в местах традиционной добычи.
По мнению экологов, официальные данные полезного использования ПНГ занижены как минимум в два раза. Наблюдается тенденция переноса основных объемов сжигания из Западной Сибири в Восточную. Решением проблемы должно стать создание в этом регионе бизнес-партнерств по комплексной переработке ПНГ. Разрабатывается проект по газификации Забайкалья и Бурятии с помощью ПНГ. Однако его реализация упирается в отсутствие системы транспортировки.
Компания «КРЕОН ЭНЕРДЖИ» объявила о совместном с WWF Russia проекте — первом в России рейтинге экологической ответственности нефтегазодобывающих компаний России. По словам главы «КРЕОН ЭНЕРДЖИ» Фареса Кильзие, «сейчас в компаниях зачастую отсутствует культура экологии. Сохранность окружающей среды страдает в процессе погони за прибылью. Однако задача современных предприятий — не только выгодно разрабатывать природные ресурсы, но и быть социально-ответственными». Кто же из нефтедобытчиков следит за экологичностью процесса извлечения и переработки сырья, а кому следует работать в этом направлении? Рейтинг, планируемый как ежегодный, даст ответ на этот вопрос. Уже проработаны основные методы исследования, опирающиеся на публичные данные. Работа будет вестись в нескольких направлениях газо- и нефтедобычи. Итоги рейтинга будут озвучены 9 декабря 2014 г. на втором международном Форуме «Нефтегазопереработка в России 2014».
Ахмед Гурбанов, старший менеджер управления координации газоэнергетической деятельности и продаж продуктов нефтехимии и газопереработки «Лукойл», рассказал о принципах ценообразования на ПНГ в России. Оно имеет ряд особенностей: это отсутствие ликвидных котировок и госрегулирования, логистические ограничения и высокая удельная стоимость транспортировки. Поэтому формирование справедливой цены на ПНГ затруднительно как для поставщиков, так и для покупателей. Ценообразование на ПНГ напрямую зависит от области его применения — как топлива для объектов энергетики либо как сырья для газоперерабатывающей отрасли. Цена представляет собой нетбэк бизнес-процесса добычи, транспортировки и переработки ПНГ. При использовании в качестве сырья ценообразование связано с содержанием фракции С3 . По словам г-на Гурбанова, себестоимость добычи ПНГ составляет 4-5 тыс. руб./тыс. м3. Однако расчетная справедливая цена — около 3 тыс. руб./тыс. м3. Фактическая же цена поставок — от 600 до 1200 руб./тыс. м3. Складывается ситуация, когда нефтедобывающие компании занимаются утилизацией ПНГ себе в убыток. Эксперт подчеркнул, что этот процесс в любом случае финансово невыгоден для компаний и является не источником прибыли, а формой экологической ответственности. Однако для собственников ГПЗ работа с попутным газом — весьма доходное направление. Поэтому сегодня нужен баланс рынка, необходима формула справедливой цены, устраивающая обе стороны.
Компания предлагает рассмотреть возможность установления льготной ставки НДПИ на ресурсы природного газа (вплоть до 0%), направляемые на переработку на ГПЗ. Предложение основано на том, что при низком содержании фракций С3 эффективность переработки ПНГ на ГПЗ полного цикла крайне низка. Как правило, такой газ проходит подготовку на УКПГ, чтобы довести его качества до требований транспортировки по ГТС. В результате в ГТС «Газпрома» в составе природного газа сдается до 15 млн т ШФЛУ в год. По мнению компании «Лукойл», в данной ситуации неэффективность строительства ГПЗ полного цикла связано с текущей ставкой НДПИ на газ. Доля этого налога в цене размещения газа на скважине в РФ увеличилась с 14% (2008 г.) до 27% (2014 г.). К 2021 г. показатель ожидается на уровне 32.1%. При снижении и даже обнулении ставки НДПИ объемы сжиженных газов, не используемые в качестве нефтехимического сырья, могут быть направлены на экспорт. Выпадающие доходы от сокращения поступления НДПИ компенсируются налоговыми поступлениями от введения новых газоперерабатывающих и нефтехимических мощностей.
Менеджер стратегического сырьевого обеспечения «Сибур» Юрий Столбов рассказал о роли компании в обеспечении нефтехимии легким углеводородным сырьем. Вертикально-интегрированная структура компании позволяет поставлять сырье в нефтехимический сегмент за счет внутренней кооперации. Удобная логистика обеспечивается системой продуктопроводов для ШФЛУ. Пропускная способность действующего продуктопровода от Южно-Балыкского ГПЗ до «Тобольск-Нефтехима» — до 4.8 млн т ШФЛУ в год. Новый продуктопровод находится в стадии строительства, отдельные участки в стадии пуско-наладки. Он соединит Пуровский ЗПК и Ноябрьскую наливную эстакаду, Южно-Балыкский ГПЗ (Пыть-Ях) и Тобольскую ГФУ.
Стратегия компании — долгосрочное сотрудничество с поставщиками сырья, которое обеспечивает стабильность поставок (более 70% контрактов). Переработка ПНГ на заводах «Сибура» за 2013 г. выросла на 5%. Основными потребителями получаемого ШФЛУ являются собственные нефтехимические предприятия компании. На «Тобольск-Нефтехиме» к действующей ГФУ на 3.8 млн т в 2014 г. добавится еще одна — общая мощность достигнет до 6.6 млн т в год. Поставки сырья на нее будут осуществляться по действующему и по новому продуктопроводу.
Компания реализует два инвестиционных проекта по переработке ПНГ. Первый из них — строительство Южно-Приобского ГПЗ совместно с «Газпром нефтью», его мощность составит 900 млн м3/год. Второй проект — расширение Вынгапуровского ГПЗ для приема в переработку ПНГ с месторождений НК «РуссНефть» (объем поставок ПНГ до 2025 г. — около 16 млрд м3).
В ходе дальнейшей дискуссии Сергей Константинов, главный специалист департамента нефтегазодобычи НК «Роснефть», обозначил позицию своей компании по полезному использованию ПНГ. Поскольку себестоимость попутного газа очень высока, строительство собственных ГПЗ имеет смысл только при наличии крупных запасов газа и что еще важнее — концентрации этих запасов примерно на одном участке. При значительной территориальной удаленности запасов об экономической эффективности ГПЗ говорить не приходится. НК «Роснефть» пока не планирует создавать собственные ГПЗ в Восточной Сибири, ограничиваясь закачкой газа в пласт и его использованием для генерации энергии. На Ванкорском месторождении закачка в пласт началась в 2013 г., на Верхнечонском — планируется с 2015 г.
Каково влияние государственного регулирования на практику применения технологий переработки ПНГ? Об этом рассказал директор по развитию бизнеса компании «Газохим техно» Евгений Рябов. Проекты по утилизации ПНГ условно можно разделить на три категории: 1) окупается сам и улучшает показатели окупаемости проекта по добыче нефти; 2) не окупается, но проект по добыче нефти остается окупаемым; 3) реализация проекта приводит к отрицательной рентабельности добычи нефти.
Для достижения требуемого показателя 95% утилизации ПНГ необходимо сменить приоритеты усилий нефтяных компаний и органов федеральной и региональной власти. Залог успеха - не применение различного рода санкций (вплоть до отзыва лицензий на право пользования недрами), а изменение экономической эффективности проектов по утилизации ПНГ второй и третьей категорий с отрицательной на положительную. Итогом должна стать рентабельность переработки всех невостребованных в настоящее время ресурсов: ПНГ малых и средних удаленных месторождений нефти, свободного газа газоконденсатных месторождений и низконапорного природного газа.
Эксперт озвучил несколько возможных мер по обеспечению положительной доходности. Прежде всего, это изменение существующих технических норм и требований к строительству объектов переработки газа. Действующие требования увеличивают капзатраты на 40% по сравнению со стоимостью аналогичных объектов в других нефтедобывающих странах. Также необходимо прямое организационное участие органов исполнительной власти в предоставлении площадок инженерным компаниям для строительства опытно-промышленных установок по перспективным разработкам. И наконец, предлагается ввести обнуление акцизных сборов и освобождение от уплаты экспортных пошлин на продукцию органического синтеза. Сейчас продукция газового синтеза (синтетическое дизтопливо, синтетическая нефть), получаемая по современным технологиям, относится к рентному сырью с применением максимального уровня фискальных изъятий.
Г-н Рябов подчеркнул, что прибыльная переработка малых объемов газа по действующим технологиям сейчас невозможна. Решением проблемы может стать промышленное подтверждение новых технологий и кластеризация ресурсов ПНГ. Она предполагает сбор попутного газа с малых и средних месторождений в общую инфраструктуру. Переработка собранного ПНГ возможна с помощью установки мини-GTL.
Проблемам использования ПНГ в России был посвящен доклад, совместно подготовленный советником генерального директора «Газпром ВНИИГАЗ» Александром Гриценко и экспертом «СТГ Инжиниринг» (Группа компаний «Стройтрансгаз») Валерием Плотниковым. Перспективы нефтегазохимии в нашей стране связаны не с экспортно-сырьевой, а с инвестиционно-инновационной экономической моделью развития. Она предусматривает добычу газа не только на крупных, но и на средних и малых месторождениях. Для этого должны создаваться газоперерабатывающие и газонефтехимические объекты, а также мини-установки на промыслах. Переработка попутного газа на небольших месторождениях может вестись различными путями — получение метанола, производство продукции по GTL-технологии и производство моторного топлива на базе КПГ и СПГ. Все эти варианты требуют строительства дополнительных мощностей и значительных инвестиций со стороны добывающих компаний. «Газпром ВНИИГАЗ» может предложить свои услуги в вопросах формирования проекта федеральной программы, а «Стройтрансгаз» — проектирования и строительства объектов по квалифицированной переработке ПНГ.
Алексей Аксенов, генеральный директор НО Ассоциации «Ростехэкспертиза», представил анализ инструкторско-методических указаний по взиманию платы за выбросы загрязняющих веществ при сжигании или рассеивании ПНГ утвержденных приказом Минприроды и вступившим в силу. До выхода ИМУ Росприроднадзор не имел оснований проводить зачеты затрат, понесенных пользователям недр на развитие инфраструктуры по рациональному использованию ПНГ. Территориальные органы ведомства как администраторы проводили сбор платы, в том числе с применением новых коэффициентов. С выходом ИМУ появилась возможность провести перерасчеты платы с учетом затрат на развитие инфраструктуры по рациональному использованию. По мнению эксперта в ИМУ имеются неточности в формулировках и ошибки в расчетных формулах, которые приводят к погрешности от 100% и более в сторону уменьшения, а система зачетов может привести к значительному снижению платы за негативное воздействие на окружающую среду от выбросов на факельных установках, вплоть до отсутствия. Кроме того появилась возможность «теоретически» снижать количество сжигаемых объемов ПНГ используя неточности в формулировках до 20% от общего объема ПНГ. В случаях остановки ГПЗ на планово-предупредительные ремонты, сжигание ПНГ приравнивается к рациональному использованию, а расчеты по предлагаемым формулам, выдают результаты, по которым уровень использования ПНГ может быть более 100%!
Для смягчения сложившейся ситуации г-н Аксенов предлагает Минприроды пересмотреть положения ИМУ (желательно совместно с экологами и геологами) и узаконить единую методику расчета выбросов и внедрить электронную форму расчета выбросов и проведение зачетов на основании представления пользователями недр инвестиционных программ (презентацию данного решения автор представлял на конференции годом ранее). Пилотный проект можно начать в 2014 году на территории ХМАО и ЯНАО.
При добыче и переработке ПНГ большое значение имеют современные технологии и оборудование. О решениях «ГЕА Рефрижерейшн РУС» в этой области рассказал Олег Муравьев, руководитель отдела углеводородных проектов. Компания предлагает широкий спектр компрессоров, насосов и холодильных машин для добычи и переработки в нефтегазовой отрасли. Компрессорные станции GEA применяются для транспортировки газов; дожима газов; утилизации газа, сжигаемого на факеле; реконденсации паров при хранении, загрузке или разгрузке газообразных продуктов; сбора газа на месторождении.
Тему комплексных решений для проектов по использованию ПНГ продолжил Андрей Непомнящий, исполнительный директор компании «БлюЛайн Проджект». В качестве примера он привел сотрудничество с НК «Роснефть» на месторождении Приразломное. После внедрения более эффективной технологии переработки уровень утилизации ПНГ там достиг 98%. Эксперт сравнил два завода — канадский и российский — с объемом переработки ПНГ 400 млн м3. Иностранное предприятие, использующее современные технологии, отличается компактностью, быстротой постройки и малой численностью персонала. CAPEX же российского завода на 40% больше.
По словам г-на Непомнящего, для эффективного использования ПНГ недостаточно только усилий недропользователей. Необходимо разрабатывать единые технические решения для отдельных территорий при активном участии государства. Нужен механизм прямых и косвенных налоговых льгот для стимулирования инвестиций в проекты по переработке попутного газа. В этой связи оптимальным решением является создание территориально-сырьевых кластеров.
Доклад о технологиях утилизации ПНГ на основе микротурбин представил Павел Козлов, руководитель коммерческого блока «БПЦ Инжиниринг». Предприятие работает как EPC-компания и OEM-производитель, реализуя проекты по утилизации ПНГ (создание энергоцентров) на различных нефтегазовых месторождениях. Среди заказчиков — «Лукойл», «Татнефть», НК «Альянс».
Разрабатывается технология переработки ПНГ малоресурсных и малонапорных месторождений в метановодородные смеси и товарный природный газ. О ней рассказал профессор института катализа им. Борескова СО РАН Валерий Кириллов. Она подходит для небольших, низконапорных месторождений, централизованный сбор ПНГ с которых весьма затруднителен. Технология должна обеспечивать переработку любых, в т.ч. и «жирных», составов ПНГ. Сейчас задача компании — создание опытно-промышленной установки производительностью 300-500 м3 ПНГ в час с проведением полевых испытаний и отработкой технологии. Для этого требуется привлечь инвестиции.
«Введенная система штрафных санкций за выбросы при сжигании попутного газа работает, но работает в основном на старых месторождениях. Заявленный курс на поддержание и увеличение уровня добычи нефти ставит компании перед необходимостью запуска и разработки новых месторождений, вот только их планы не включают в себя затраты на полезное использование попутного газа, что вновь приводит к увеличению уровня сжигания ПНГ», — резюмирует директор департамента углеводородного сырья «КРЕОН ЭНЕРДЖИ» г-н Гатунок.
Все новости индустрии
|
|
